Релейная защита энергосистем для оперативного персонала

СОДЕРЖАНИЕ:

По эксплуатации и оперативному обслуживанию РЗА ОВ 110/220 кВ, подлежащая использованию при разработке документации для оперативного персонала ПС ОАО «ФСК ЕЭС»

Типовая инструкция

По эксплуатации и оперативному обслуживанию РЗА ОВ 110/220 кВ, подлежащая использованию при разработке документации для оперативного персонала ПС ОАО «ФСК ЕЭС»

СОДЕРЖАНИЕ

1. Общая часть стр. 3
2. Указания оперативному персоналу ПС по эксплуатации и оперативному обслуживанию устройств РЗА стр. 5
3. Критерии и пределы безопасного состояния и режимов работы устройств РЗА стр. 3
4. Порядок допуска к техническому обслуживанию и испытаниям устройств РЗА стр. 3
5. Требования по безопасности труда и пожарной безопасности при эксплуатации и оперативном обслуживании устройств РЗА стр. 3
6. Приложение
Таблица 1. Переключающие устройства на панелях защит ОВ стр.12
Таблица 2. Расположение, назначение и причины срабатывания органов сигнализации стр.16

Настоящая типовая инструкция определяет требования к эксплуатации и оперативному обслуживанию РЗА обходного выключателя 110/220 кВ (далее — ОВ) на электромеханической базе, а так же основных защит присоединений, включенных через ОВ.

Общая часть.

Данную типовую инструкцию должны знать:

— специалисты РЗА, составляющие инструкции по эксплуатации и оперативному обслуживанию РЗА для оперативного персонала ПС;

— персонал, участвующий в согласовании инструкций по эксплуатации и оперативному обслуживанию РЗА для оперативного персонала ПС.

Обозначения и сокращения.

АПВ – автоматическое повторное включение;

ВЛ – воздушная линия электропередачи;

ДЗ – дистанционная защита;

ДЗШ – дифференциальная защита шин;

ДЗТ – дифференциальная защита трансформатора (автотрансформатора);

МФТО – междуфазная токовая отсечка

ОВ – обходной выключатель;

ОСШ – обходная система шин;

РАС – регистратор аварийных событий;

РЗА – релейная защита и автоматика;

ТЗНП (ЗЗ) – токовая защита нулевой последовательности (земляная защита);

ТН – трансформатор напряжения;

ТТ – трансформатор тока;

УРОВ – устройство резервирования отказа выключателя;

Состав устройств РЗА ОВ.

На ОВ установлены следующие устройства РЗА:

панель перевода токовых цепей основных защит линий, Т(АТ) на обходной выключатель.

Назначение и принцип действия устройства РЗА ОВ, положение защит ОВ.

Назначение и принцип действия устройств РЗА ОВ соответствует назначению и принципу действия устройств РЗА переводимой через ОВ линии.

Нормально защиты ОВ выведены из работы и вводятся в работу при замене выключателей линий ОВ. Указанные защиты вводятся в работу в качестве основных и резервных защит для тупиковых линий или только резервных защит для транзитных линий. При этом для транзитных линий токовые цепи и цепи отключения основной защиты линии переводятся на ОВ.

При замене ОВ выключателей Т(АТ) защиты ОВ остаются выведенными из работы, а токовые цепи основных защит и цепи отключения всех защит Т(АТ) переводятся на ОВ.

Защиты ОВ также вводятся в работу при опробовании напряжением ОСШ.

Нормально АПВ ОВ выведено из работы. АПВ ОВ вводится в работу при замене выключателя линии, Т (АТ) на ОВ (если это задано по режиму работы).

Панель перевода токовых цепей основных защит линий и Т(АТ) на ОВ.

Данная панель позволяет выполнять подключение токовых цепей основных защит линий или Т(АТ) к трансформаторам тока ОВ.

Расположение и назначение панелей РЗА ОВ.

Место установки № панели Устройство РЗА
РЩ ** Р Защиты ОВ
РШ ** Р Автоматика ОВ
РЩ ** Р Панель перевода токовых цепей основных защит линии, Т(АТ) на ОВ

1.1. Цепи оперативного тока:

Номер автомата На какой панели установлен Назначение автомата
АВ3 Оперативный ток защит ОВ.
АВ4 Оперативный ток автоматики ОВ.

Требования по безопасности труда и пожарной безопасности при эксплуатации и оперативном обслуживании устройств РЗА

1.1. При эксплуатации и оперативном обслуживании устройств РЗА необходимо руководствоваться требованиями «Межотраслевых правил по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок» (РД 153-34.0-03.150-00) и «Инструкции по применению и испытанию средств защиты используемых в электроустановках», Москва 2003 г.

1.1. При организации и производстве работ на защитах ВЛ необходимо руководствоваться: «Инструкцией по организации и производству работ в устройствах релейной защиты и электроавтоматики электростанций и подстанций» (СО 34.35.302-2006), «Инструкцией для оперативного персонала по обслуживанию устройств релейной защиты и электроавтоматики энергетических систем» (СО 34.35.502-2005), оперативными указаниями филиалов ОАО «СО ЕЭС».

1.1. Устройства РЗА входят в «Перечень оборудования, находящегося под напряжением до 0,4 кВ, которое по условиям технологии не может быть обесточено в случае возникновения пожара».

1.1. При возникновении пожара необходимо действовать в соответствии с указаниями оперативных карточек пожаротушения.

Приложение к Типовой инструкции

Таблица 1

№ панели Обозначение переключающего устройства Наименование переключающего устройства Нормальное положение переключающего устройства Условия изменения положения переключающего устройства Измененное положение переключающего устройства
Защиты ОВ
П. **Р Н1 Оперативное ускорение II зоны дистанционной защиты Сигнал Откл При выводе основной защиты ВЛ Сигнал Откл.
П. **Р Н2 Автоматическое ускорение II зоны Д.З. Сигнал Откл. При проверках защит Сигнал Откл
П. **Р Н3 IV ступень защиты от КЗ на землю Сигнал Откл. При проверках защит Сигнал Откл
П. **Р Н4 Отключение ОВ -110кВ от I и II зон ДЗ I- го комплекса Сигнал Откл При вводе в работу ОВ Сигнал Откл.
П. **Р Н5 III ступень защиты от КЗ на землю Сигнал Откл. При проверках защит Сигнал Откл
П. **Р Н6 Отключение ОВ-110 кВ от защит Сигнал Откл При вводе в работу ОВ Сигнал Откл.
П. **Р Н7 Автоматическое ускорение III ступени защиты от КЗ на землю Сигнал Откл. При проверках защит Сигнал Откл
П. **Р Н8 III- я зона дистанционной защиты Сигнал Откл. При проверках защит Сигнал Откл
П. **Р Н9 резерв Сигнал Откл резерв Сигнал Откл
П. **Р Н10 Отключение ОВ -110кВ от защит II- го комплекса Сигнал Откл При вводе в работу ОВ Сигнал Откл.
П. **Р Н11 резерв Сигнал Откл резерв Сигнал Откл
П. **Р Н12 Пуск УРОВ от защит I комплекса Сигнал Откл При вводе ОВ-110 кВ в работу Сигнал Откл.
П. **Р Н13 Пуск УРОВ от защит II комплекса Сигнал Откл При вводе ОВ-110 кВ в работу Сигнал Откл.
П. **Р БИ1 Токовые цепи I- го комплекса Рабочая крышка вставлена При проверках защит Рабочая крышка снята
П. **Р БИ2 Токовые цепи 3 Iо и цепи 3Uо I- го комплекса Рабочая крышка уставлена При проверках защит Рабочая крышка снята
П. **Р БИ3 Токовые цепи II- го комплекса Рабочая крышка уставлена При проверках защит Рабочая крышка снята
П. **Р БИ4 Токовые цепи 3 Iо и цепи 3Uо II- го комплекса Рабочая крышка уставлена При проверках защит Рабочая крышка снята
П. **Р БИ5 Оперативный ток ,цепи

U I- го комплекса

Рабочая крышка уставлена При проверках защит Рабочая крышка снята
П. **Р БИ6 Оперативный ток ,цепи

U II- го комплекса

Рабочая крышка уставлена При проверках защит Рабочая крышка снята
П. **Р П Режим работы защит I комплекса В зависимости от заменяемого присоединения (см таблицу перевода уставок)
П. **Р П1 Режим работы защит II комплекса В зависимости от заменяемого присоединения (см таблицу перевода уставок)
Автоматика ОВ
П. **Р Н1 АПВ ОВ Сигнал Откл (Вывод) (Ввод) При замене выключателя линии, Т (АТ) (если задано режимом) Сигнал Откл (Вывод) (Ввод)

Таблица 2

Расположение, назначение и причины срабатывания органов сигнализации

Табло центральной сигнализации № панели Указательное реле, светодиод, сигнальная лампа на панели защит Возможная причина работы сигнализации Порядок действий оперативного персонала
«Блинкер не поднят» **Р ОВ Комплект МФТО РУ1 «МФТО» Действие МФТО на отключение ОВ — зафиксировать сработавший блинкер; — поднять блинкер; — сообщить диспетчеру и персоналу РЗА.
«Блинкер не поднят» **Р ОВ Комплект ДЗ-2 1РУ «1 зона ДЗ» Действие 1 зоны ДЗ на отключение ОВ — зафиксировать сработавший блинкер; — поднять блинкер; — сообщить диспетчеру и персоналу РЗА.
«Блинкер не поднят» **Р ОВ Комплект ДЗ-2 2РУ «2 зона ДЗ» Действие 2 зоны ДЗ на отключение ОВ — зафиксировать сработавший блинкер; — поднять блинкер; — сообщить диспетчеру и персоналу РЗА.
«Блинкер не поднят» **Р ОВ Комплект ДЗ-2 3РУ «2 зона ДЗ медленнодействующая» Действие 2 зоны ДЗ медленнодействующей на отключение ОВ — зафиксировать сработавший блинкер; — поднять блинкер; — сообщить диспетчеру и персоналу РЗА.
«Блинкер не поднят» **Р ОВ Комплект ДЗ-2 4РУ «4 ст ТЗНП» Действие 4 ст ТЗНП на отключение ОВ — зафиксировать сработавший блинкер; — поднять блинкер; — сообщить диспетчеру и персоналу РЗА.
«Блинкер не поднят» **Р ОВ Комплект ДЗ-2 5РУ «АУ ДЗ» Действие ускоренной защиты при включении ОВ на отключение ОВ — зафиксировать сработавший блинкер; — поднять блинкер; — сообщить диспетчеру и персоналу РЗА.
«Блинкер не поднят» **Р ОВ Комплект ДЗ-2 6РУ «отключение от 2 комплекса защит» Действие 2комплекса защит на отключение ОВ — зафиксировать сработавший блинкер; — сообщить диспетчеру и персоналу РЗА.
«Блинкер не поднят» **Р ОВ Комплект ДЗ-2 7РУ «резерв»
«Блинкер не поднят» **Р ОВ Комплект КЗ 1РУ «1ст ТЗНП» Действие 1 ст ТЗНП на отключение ОВ — зафиксировать сработавший блинкер; — поднять блинкер; — сообщить диспетчеру и персоналу РЗА.
«Блинкер не поднят» **Р ОВ Комплект КЗ 2РУ «2ст ТЗНП » Действие 2 ст ТЗНП на на отключение ОВ — зафиксировать сработавший блинкер; — поднять блинкер; — сообщить диспетчеру и персоналу РЗА.
«Блинкер не поднят» **Р ОВ Комплект КЗ 3РУ «3ст ТЗНП » Действие 3 ст ТЗНП на отключение ОВ — зафиксировать сработавший блинкер; — поднять блинкер; — сообщить диспетчеру и персоналу РЗА.
«Блинкер не поднят» **Р ОВ Комплект КЗ 4РУ « 3зона ДЗ» Действие 3 зоны ДЗ на отключение ОВ — зафиксировать сработавший блинкер; — поднять блинкер; — сообщить диспетчеру и персоналу РЗА.
«Блинкер не поднят» **Р ОВ Комплект КЗ 5РУ «резерв» резерв — зафиксировать сработавший блинкер; — поднять блинкер; — сообщить диспетчеру и персоналу РЗА.
«Блинкер не поднят» **Р ОВ Комплект КЗ 6РУ «АУ ТЗНП » Действие ускоренной защиты при включении ОВ на отключение ОВ — зафиксировать сработавший блинкер; — поднять блинкер; — сообщить диспетчеру и персоналу РЗА.
«Блинкер не поднят» **Р ОВ 1РУ «неисправность цепей напряжения» неисправность цепей напряжения защиты — зафиксировать сработавший блинкер; — поднять блинкер; — если блинкер не поднимается, вывести защиту из работы; -проверить исправность цепей напряжения (включенное положение автомата (-ов) ТН). — сообщить диспетчеру и персоналу РЗА.
«Блинкер не поднят» **Р ОВ 2РУ «неисправность опер тока или НИ 1 комплекса» Неисправность оперативного тока 1 комплекса защиты или нуль индикатора — зафиксировать сработавший блинкер; — попытаться включить автомат оперативного тока защит, — поднять блинкер, если блинкер не поднимается , вывести защиту из работы — сообщить диспетчеру и персоналу РЗА.
«Блинкер не поднят» **Р ОВ 3РУ «неисправность опер тока или НИ 2 комплекса» Неисправность оперативного тока 2 комплекса защиты или нуль индикатора — зафиксировать сработавший блинкер; — попытаться включить автомат оперативного тока защит, — поднять блинкер, если блинкер не поднимается , вывести защиту из работы — сообщить диспетчеру и персоналу РЗА.
«Блинкер не поднят» **Р ОВ 4РУ «отключение от 1комплекса защит» Действие 1комплекса защит на отключение ОВ — зафиксировать сработавший блинкер; — сообщить диспетчеру и персоналу РЗА.
«Блинкер не поднят» **Р ОВ 5РУ «резерв» резерв

к распоряжению ОАО «ФСК ЕЭС»

от ________________ № ________

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ

СОДЕРЖАНИЕ

Стр.
1. Общая часть.
2. Указания оперативному персоналу по эксплуатации и оперативному обслуживанию устройства РЗА.
3. Порядок вывода ДЗШ из работы для планового техобслуживания
4. Порядок ввода ДЗШ в работу
5. Порядок вывода ДЗШ из работы при возникновении неисправности
6. Порядок действий, выполняемых оперативным персоналом после срабатывания ДЗШ
7. Изменения положения переключающих устройств ДЗШ при различных режимах работы
8. Требования по безопасности труда и пожарной безопасности при эксплуатации и оперативном обслуживании устройств РЗА
Приложение

Общая часть.

Настоящая типовая инструкция разработана для дифференциальной токовой защиты шин (ДЗШ) подстанций 110 (220) кВ, выполненных по схеме две рабочие и обходная системы шин, которая оснащена устройствами РЗА на электромеханической базе. Инструкция разработана для ДЗШ распредустройств подстанций, в которых не возникают феррорезонансные явления.

Настоящей Типовой инструкцией должны руководствоваться:

-специалисты РЗА, составляющие инструкции по эксплуатации и оперативному обслуживанию РЗА для оперативного персонала ПС;

-персонал, участвующий в согласовании инструкций по эксплуатации и оперативного обслуживания РЗА для оперативного персонала ПС.

При разработке инструкций необходимо учитывать:

-требования настоящей типовой инструкции;

-оперативные указания филиалов ОАО «СО ЕЭС»;

-технические особенности и расположение устройств РЗА конкретной ПС.

Обозначения и сокращения.

АПВ – автоматическое повторное включение;

ОВ – обходной выключатель;

ОРУ – открытое распределительное устройство;

ГЩУ – главный щит управления ПС;

РЗА – релейная защита и автоматика;

РЩ – релейный щит;

СВ – секционный выключатель;

ТН – трансформатор напряжения;

ТТ – трансформатор тока;

ШСВ – шиносоединительный выключатель;

ДЗШ – дифференциальная защита шин;

УРОВ – устройство резервирования отказа выключателя.

Порядок ввода ДЗШ в работу.

При вводе ДЗШ в работу оперативный персонал должен:

4.1. Получить разрешение диспетчера на ввод в работу ДЗШ.

4.2. Вставить крышки испытательных блоков, вынутые при выводе ДЗШ из работы, проверить соответствие положений крышек испытательных блоков режиму работы первичного оборудования на панелях ДЗШ и защит присоединений, в шкафу ДЗШ на ОРУ-110 (220) кВ.

4.3. Проверить выведенное положение накладок пуска УРОВ от ДЗШ.

4.4. Проверить выведенное положение накладок на отключение всех присоединений 110 (220) кВ от ДЗШ.

4.5. Подать оперативный постоянный ток на схему ДЗШ: включить автомат оперативных цепей ДЗШ на панели управления _У «АВ- + ШУ ДЗШ».

4.6. Проверить отсутствие сигнала «Неисправность токовых цепей ДЗШ».

4.7. Замерить ток небаланса по прибору на панели ДЗШ.

4.8. При отсутствии замечаний ввести накладку SX1 – «(+) оперативного тока ДЗШ » на панели ДЗШ.

4.9. Деблокировать ДЗШ кнопкой К2.

4.10. Проверить отсутствие сработавших указательных реле (блинкеров).

4.11. Ввести накладки на отключение присоединений 110 (220) кВ от ДЗШ на панелях _Р, _Р.

4.12. Ввести накладки SX28 и SX29 «Пуск УРОВ-110 (220) кВ от ДЗШ-110 (220) кВ 1 СШ» или «Пуск УРОВ-110 (220) кВ от ДЗШ-110 (220) кВ 2 СШ» на панели _Р.

4.13. Вывести оперативное ускорение ступеней резервных защит автотрансформаторов, направленных в сторону системы шин вводимой ДЗШ

4.14. Сообщить диспетчеру о выполненных действиях.

Требования по безопасности труда и пожарной безопасности при эксплуатации и оперативном обслуживании устройств РЗА

8.1. При эксплуатации и оперативном обслуживании устройств РЗА необходимо руководствоваться требованиями «Межотраслевых правил по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок» (РД 153-34.0-03.150-00) и «Инструкции по применению и испытанию средств защиты используемых в электроустановках», Москва 2003 г.

8.2. При организации и производстве работ на защитах ВЛ необходимо руководствоваться: «Инструкцией по организации и производству работ в устройствах релейной защиты и электроавтоматики электростанций и подстанций» (СО 34.35.302-2006), «Инструкцией для оперативного персонала по обслуживанию устройств релейной защиты и электроавтоматики энергетических систем» (СО 34.35.502-2005), оперативными указаниями филиалов ОАО «СО ЕЭС».

8.3. Устройства РЗА входят в «Перечень оборудования, находящегося под напряжением до 0,4 кВ, которое по условиям технологии не может быть обесточено в случае возникновения пожара».

8.4. При возникновении пожара необходимо действовать в соответствии с указаниями оперативных карточек пожаротушения.

Приложение к Типовой инструкции

Таблица 1.

шкаф ДЗШ–110 кВ №1
Переключающее устройство Нормальный режим Режим, в котором изменяется положение Примеч.
БИ1 Токовые цепи В-110 _________ в схеме ДЗШ–110 Р При плановой проверке ДЗШ–110 или при выводе в ремонт В-110 П
БИ2 Токовые цепи В-110 _________ в схеме ДЗШ–110 Р При плановой проверке ДЗШ–110 или при выводе в ремонт В-110 П
БИ3 Токовые цепи В-110 _________ в схеме ДЗШ–110 Р При плановой проверке ДЗШ–110 или при выводе в ремонт В-110 П
шкаф ДЗШ–110 кВ №2
Переключающее устройство Нормальный режим Режим, в котором изменяется положение Примеч.
БИ4 Токовые цепи В-110 _________ в схеме ДЗШ–110 Р При плановой проверке ДЗШ–110 П
БИ5 Токовые цепи В-110 _________ в схеме ДЗШ–110 Р При плановой проверке ДЗШ–110 П
БИ6 Токовые цепи В-110 _________ в схеме ДЗШ–110 Р При плановой проверке ДЗШ–110 П
шкаф ДЗШ–110 кВ №3
Переключающее устройство Нормальный режим Режим, в котором изменяется положение Примеч.
БИ7 Токовые цепи ОВ-110 _________ в схеме ДЗШ–110 1СШ П При плановой проверке ДЗШ–110 или замене В-110 на ОВ-110 Р
БИ8 Токовые цепи ОВ-110 _________ в схеме ДЗШ–110 2СШ П При плановой проверке ДЗШ–110 или замене В-110 на ОВ-110 П
БИ9 Закорачивающий блок токовых цепей ОВ-110 _________ в схеме ДЗШ–110 Р При плановой проверке ДЗШ–110 или замене В-110 на ОВ-110 П
БИ10 Токовые цепи ШСВ-110 в схеме избирательного комплекта 1 СШ ДЗШ–110 Р При плановой проверке ДЗШ–110 или при выводе в ремонт ШСВ-110 П
БИ11 Токовые цепи ШСВ-110 в схеме избирательного комплекта 2 СШ ДЗШ–110 Р При плановой проверке ДЗШ–110 или при выводе в ремонт ШСВ-110 П
БИ Объединяющий блок токовых цепей в схеме ДЗШ–110 П На время нарушенной фиксации или жёсткого объединения 1СШ и 2СШ Р

Таблица 2.

Табло центральной сигнализации № панели Указательное реле, светодиод, сигнальная лампа на панели защит Возможная причина работы сигнализации Порядок действий
«Работа ДЗШ» № __Р ДЗШ ___РУ «Срабат. ДЗШ 1 СШ» ___РУ «Срабат. ДЗШ 2 СШ» К.з. в зоне действия ДЗШ 1 (2) СШ Согласно пункту.6 инструкции
«Неисправность ДЗШ» № __Р ДЗШ ___ РУ «Неиспр. ток цепей ДЗШ» ___ РУ «Замедление ДЗШ» ___ РУ «Неиспр. оперативных цепей ДЗШ» — неисправность токовых цепей — превышение тока небаланса — отключен автомат питания ДЗШ («+ ШУ ДЗШ») Согласно пунктам. 2.7, 2.8 инструкции.

[1] под жёстким объединением системы шин понимается их замкнутое состояние любым из следующих способов:

— включён ШСВ и снят с него оперативный ток, включены ШР с обеих сторон ШСВ;

— включёны оба ШР развилки ШР любого присоединения данного РУ.

Типовая инструкция

по эксплуатации и оперативному обслуживанию РЗА ОВ 110/220 кВ, подлежащая использованию при разработке документации для оперативного персонала ПС ОАО «ФСК ЕЭС»

СОДЕРЖАНИЕ

1. Общая часть стр. 3
2. Указания оперативному персоналу ПС по эксплуатации и оперативному обслуживанию устройств РЗА стр. 5
3. Критерии и пределы безопасного состояния и режимов работы устройств РЗА стр. 3
4. Порядок допуска к техническому обслуживанию и испытаниям устройств РЗА стр. 3
5. Требования по безопасности труда и пожарной безопасности при эксплуатации и оперативном обслуживании устройств РЗА стр. 3
6. Приложение
Таблица 1. Переключающие устройства на панелях защит ОВ стр.12
Таблица 2. Расположение, назначение и причины срабатывания органов сигнализации стр.16

Настоящая типовая инструкция определяет требования к эксплуатации и оперативному обслуживанию РЗА обходного выключателя 110/220 кВ (далее — ОВ) на электромеханической базе, а так же основных защит присоединений, включенных через ОВ.

Общая часть.

Данную типовую инструкцию должны знать:

— специалисты РЗА, составляющие инструкции по эксплуатации и оперативному обслуживанию РЗА для оперативного персонала ПС;

— персонал, участвующий в согласовании инструкций по эксплуатации и оперативному обслуживанию РЗА для оперативного персонала ПС.

Обозначения и сокращения.

АПВ – автоматическое повторное включение;

ВЛ – воздушная линия электропередачи;

ДЗ – дистанционная защита;

ДЗШ – дифференциальная защита шин;

ДЗТ – дифференциальная защита трансформатора (автотрансформатора);

МФТО – междуфазная токовая отсечка

ОВ – обходной выключатель;

ОСШ – обходная система шин;

РАС – регистратор аварийных событий;

РЗА – релейная защита и автоматика;

ТЗНП (ЗЗ) – токовая защита нулевой последовательности (земляная защита);

ТН – трансформатор напряжения;

ТТ – трансформатор тока;

УРОВ – устройство резервирования отказа выключателя;

Состав устройств РЗА ОВ.

На ОВ установлены следующие устройства РЗА:

панель перевода токовых цепей основных защит линий, Т(АТ) на обходной выключатель.

Папиллярные узоры пальцев рук — маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни.

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Релейная защита энергосистем для оперативного персонала

    Артём Бурмаксин 2 лет назад Просмотров:

1 НОУ «Центр подготовки кадров энергетики» К.В. Елецкий Г.В. Меркурьев Релейная защита энергосистем для оперативного персонала Учебное пособие Санкт-Петербург 2009

2 Елецкий К.В., Меркурьев Г.В. Релейная защита энергосистем для оперативного персонала. Учебное пособие. Издание Центра подготовки кадров энергетики (НОУ «Центр подготовки кадров энергетики»), Санкт-Петербург, 2009 г. Учебное пособие предназначено для слушателей групп повышения квалификации по курсу «Оперативно-диспетчерское управление энергосистемами». Учебное пособие может быть использовано в практической работе оперативно-диспетчерского персонала АО-энерго, электростанций и ПЭС. Учебное пособие рассмотрено и одобрено на заседании кафедры «Оперативно-диспетчерское управление энергосистемами». Научный редактор д.т.н., проф. Ванин В.К.

3 Содержание 1. Требования ПТЭ к оперативному персоналу по РЗА 1.1. Объем знаний по устройствам РЗА для дежурного персонала Обязанности дежурного персонала по эксплуатации РЗА 7 2. Общие требования к устройствам релейной защиты и автоматики Быстродействие 10 Чувствительность 10 Селективность (избирательность) 11 Надежность 11 Надежность срабатывания 11 Надежность несрабатывания Устройства РЗА линий 110 кв и выше 3.1. Основные быстродействующие защиты Дифференциально-фазная высокочастотная защита линий (ДФЗ) 12 Назначение защиты 12 Краткое описание защиты 12 Оперативное обслуживание ДФЗ дежурным персоналом Направленная высокочастотная защита линий (ВЧ защита) 17 Назначение защиты 17 Краткое описание защиты 18 Оперативное обслуживание ВЧ защиты дежурным персоналом Направленная дифференциально-фазная высокочастотная защита 22 Назначение защиты 22 Краткое описание защит 22 Оперативное обслуживание защиты дежурным персоналом Продольная дифференциальная защита линий (ДЗЛ) 23 Назначение защиты 23 Краткое описание устройства защиты соединительных проводов 23 Оперативное обслуживание ДЗЛ дежурным персоналом Резервные защиты Дистанционная защита (ДЗ) 25 Назначение защиты 25 Краткое описание защиты 25 Оперативное обслуживание дистанционной защиты дежурным персоналом 28

4 Токовая защита нулевой последовательности (ТЗНП) 28 Назначение защиты 28 Краткое описание защиты 29 Оперативное обслуживание ТЗНП дежурным персоналом Токовая защита нулевой последовательности с контролем направления мощности нулевой последовательности в параллельной линии («поперечная» направленная защита от замыканий на землю) 31 Назначение защиты 31 Краткое описание защиты 32 Оперативное обслуживание «поперечной» направленной защиты от замыканий на землю дежурным персоналом Устройство автоматического повторного включения (АПВ) 34 Назначение устройства 34 Краткое описание устройства 35 Оперативное обслуживание устройств АПВ дежурным персоналом Устройство однофазного автоматического повторного включения (ОАПВ) 38 Назначение устройства 38 Краткое описание устройства 38 Оперативное обслуживание ОАПВ дежурным персоналом Устройство автоматического повторного включения с улавливанием синхронизма (АПВУС) 39 Назначение устройства 39 Краткое описание устройства Защита от непереключения фаз выключателя (ЗНФ) Назначение защиты 41 Краткое описание защиты 41 Оперативное обслуживание ЗНФ дежурным персоналом Дифференциальная защита шин (ДЗШ) Назначение защиты 44 Краткое описание защиты 44 Оперативное обслуживание ДЗШ дежурным персоналом Неполная дифференциальная защита шин (НДЗШ) Назначение защиты 49 Краткое описание защиты 49 Оперативное обслуживание ДЗШ дежурным персоналом 50

5 7. Устройство резервирования при отказе выключателей (УРОВ) Назначение устройства 51 Краткое описание устройства 51 Оперативное обслуживание УРОВ дежурным персоналом Защиты трансформаторов и автотрансформаторов Назначение устройств защиты 55 Краткое описание устройств защиты Дифференциальная защита Газовая защита Резервные защиты Устройство контроля изоляции вводов трансформаторов (КИВ) Токовая защита от перегрузки 59 Оперативное обслуживание защит дежурным персоналом Дифференциальная защита Газовая защита Резервные защиты Контроль изоляции вводов (КИВ) Защиты генераторов Назначение защит генераторов 62 Краткое описание защит генератора Дифференциальная защита Поперечная дифференциальная защита генератора Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора Защита генератора от сверхтоков при внешних КЗ и перегрузках Максимальная токовая защита (МТЗ) с блокировкой по напряжению Токовая защита обратной последовательности Дистанционная защита Защита от перегрузки обмотки статора Защита обмотки ротора от замыканий на землю Защита ротора от перегрузки током Защита от асинхронного режима Защита от повышения напряжения 67 Оперативное обслуживание защит дежурным персоналом 67

6 10. Феррорезонанс Краткое описание явления феррорезонанса 68 Действия дежурного персонала по недопущению явления феррорезонанса Микропроцессорные устройства релейной защиты и автоматики Краткое описание и преимущества микропроцессорных устройств РЗА 71 Источники помех, действующих на микропроцессорные устройства РЗА 72 Структура микропроцессорных устройств РЗА 73 Краткое описание дифференциальной защиты линии, выполненной на микропроцессорной базе 74 Краткое описание дистанционной защиты, выполненной на микропроцессорной базе 75 Краткое описание ТЗНП, выполненной на микропроцессорной базе Обязанности дежурного персонала по эксплуатации РЗА Мероприятия при выводе в ремонт силового оборудования Перечень устройств РЗА, которые должны выводиться из работы при операциях с испытательными блоками 81 Список литературы 82

7 1. Требования ПТЭ к оперативному персоналу по РЗА 1.1. Объем знаний по устройствам РЗА для дежурного персонала Дежурный персонал должен иметь определенный объем знаний по релейной защите и автоматике элементов системы и в частности: из раздела III «Правил устройств электротехнических установок» общие требования, предъявляемые к устройствам РЗА, а также какие типы защит применяются на электрооборудовании; Правила технической эксплуатации (ПТЭ) по устройствам РЗА; требования Правил по охране труда (правил безопасности). Дежурный персонал должен знать общую инструкцию по эксплуатации РЗА для местного дежурного персонала электростанций и подстанций. По принципиальным схемам отдельных устройств РЗА дежурный персонал должен знать следующее: назначение и принцип действия устройств РЗА; принцип выполнения питания схемы устройства РЗА оперативным током и как осуществляется контроль исправности схемы оперативного тока; принцип подвода к устройству РЗА питания от трансформаторов напряжения; принцип выполнения устройств, с помощью которых дежурный персонал электростанций и подстанций производит операции по вводу и выводу РЗА, по подключению токовых цепей трансформаторов тока, по сигнализации действия защиты, а также принцип выполнения устройств контроля исправности защиты; уметь объяснить, чем вызвана необходимость выполнения дежурным персоналом изменений в РЗА в зависимости от режима работы оборудования Обязанности дежурного персонала по эксплуатации РЗА 1. При приемке смены дежурный персонал должен ознакомиться с имеющимися записями, характеризующими состояние РЗА в системе: с записями в оперативном журнале о выведенных из действия (по заявке или вследствие неисправности) устройствах РЗА; с записями в журнале РЗА на щите управления, сделанными персоналом релейной службы, о готовности РЗА к их вводу в действие и об особых условиях эксплуатации РЗА, если эти условия не оговорены в действующих инструкциях, или возникли вследствие создавшегося временного ненормального режима работы системы.

8 2. Для обеспечения надежной работы РЗА при изменениях в схеме первичной коммутации или в РЗА, дежурный персонал должен, при рассмотрении оперативных заявок на вывод из работы оборудования и на создание ненормальных схем, привлекать персонал соответствующей релейной службы для разработки мероприятий к заявкам. Включение силового электрооборудования в работу после работ на нем, при которых могли произойти неисправности устройств РЗА или же измениться условия их работы должно производиться с ведома начальника соответствующей релейной службы. 3. Дежурный персонал должен производить запись в оперативном журнале о всех действиях РЗА, с указанием вида действовавшего устройства и ступени (зоны), если защита имеет несколько ступеней (зон). Для АПВ, АВР, ЧАПВ должна быть дана оценка результатов их работы: успешно (оборудование включено действием автоматики); неуспешно (оборудование осталось отключенным после действия автоматики); отказ (автоматика не действовала на включение оборудования). Указываются также сопутствующие действию или отказу РЗА факторы, например, сигнал появления «земли» на постоянном токе, сигнал понижения давления воздуха в пневмосети, толчок в сети с пуском осциллографа или фиксирующих приборов, работа персонала в цепях РЗА и другие. 4. В случаях отключения присоединения при отсутствии КЗ, одновременного отключения двух присоединений и отключения присоединения только с одной стороны, если оно не вызвано отказом выключателя смежного присоединения или действием введенной по режиму неселективной защиты, и в других сомнительных действиях РЗА, дежурный персонал должен дать задание местному дежурному персоналу о внеплановой проверке устройства РЗА в объеме, который ему разрешен инструкцией по эксплуатации РЗА. 5. При возникновении неисправности в устройствах РЗА, дежурный персонал должен дать указание вывести из действия данное устройство, сообщить о неисправности вышестоящему оперативному лицу, в ведении которого находится устройство, а также принять меры, исключающие возможность возникновения аварии (например, вклю-

9 чить резервное оборудование, после чего отключить оборудование с неисправной защитой или включить присоединение с неисправной защитой через обходной выключатель с защитами на нем, включить подменные защиты и т. п.). Дежурный персонал должен дать указание местному дежурному персоналу об устранении неисправности в РЗА (самостоятельно или с привлечением работников МСРЗАИ (ЭТЛ)) и должен содействовать персоналу МСРЗАИ (ЭТЛ) по быстрейшему вводу основных быстродействующих защит (создание благоприятного режима для производства фазировки защит и т. п.) О возникших неисправностях и устранении их дежурный персонал должен сделать запись в оперативном журнале. 6. При выводе основного оборудования в ремонт и при создании ремонтной схемы дежурный персонал должен в определенной последовательности выполнять операции, указанные в ремонтных схемах объектов и в программах по сложным переключениям. Эти схемы и программы должны согласовываться с соответствующей службой РЗАИ. 7. При допусках персонала МСРЗАИ к работам на устройствах РЗА дежурный персонал должен обеспечивать условия проведения этих работ.

10 2. Общие требования к устройствам релейной защиты и автоматики В процессе эксплуатации на электрооборудовании электростанций и в электрических сетях могут возникнуть повреждения и ненормальные режимы работы. По условию бесперебойной работы неповрежденной части энергосистемы время отключения повреждения должно составлять десятые и даже сотые доли секунды. Очевидно, что дежурный персонал не в состоянии в требуемое столь малое время отметить, оценить возникший аварийный режим и принять необходимые меры к его ликвидации. Поэтому электроустановки оснащаются автоматически действующими устройствами релейной защитой. Основным назначением релейной защиты является автоматическое отключение поврежденного элемента от остальной части энергосистемы. Релейная защита должна реагировать также на опасные ненормальные режимы работы электрооборудования. К устройствам релейной защиты предъявляются следующие основные требования. Быстродействие Отключение повреждения должно производиться с минимально возможным временем, обеспечивающим: устойчивость параллельной работы генераторов в энергосистеме; уменьшение размеров повреждения оборудования; снижение вероятности перехода возникшего короткого замыкания к более тяжелому виду; увеличению пропускной способности линий электропередачи; повышению эффективности АПВ; уменьшению влияния снижения напряжения при коротком замыкании на работу потребителей электроэнергии. Чувствительность Чувствительность это свойство устройства РЗА с определенным запасом (коэффициентом чувствительности) реагировать на изменение одного или нескольких электрических параметров при коротком замыкании или ненормальном режиме работы. Для того чтобы устройство релейной защиты реагировало на изменение параметров аварийного или ненормального режима (увеличение тока, снижение напряжения и т. д.), оно должно обладать определенной чувствительностью в пределах основной зоны действия, а так-

11 же (для резервных защит) с учетом зоны, обеспечивающей дальнее резервирование. Чувствительность устройств релейной защиты проверяется при различных видах повреждений с учетом минимально возможного реального режима работы участка энергосистемы. Селективность (избирательность) Селективность свойство устройств РЗА отключать только поврежденное оборудование энергосистемы минимальным числом выключателей, а при отказе выключателя выключателями, ближайшими к отказавшему. Надежность Устройство релейной защиты должно иметь определенную надежность. Надежность срабатывания Надежность срабатывания устройство РЗА должно безотказно действовать при повреждениях в пределах зоны, контролируемой данным устройством РЗА. Надежность несрабатывания Надежность несрабатывания устройство РЗА не должно действовать в тех режимах, когда работа данного устройства не предусматривается. Надежность устройств РЗА определяется: качеством элементной базы устройств РЗА; качеством эксплуатации; степенью резервирования.

12 3. Устройства РЗА линий 110 кв и выше 3.1. Основные быстродействующие защиты Дифференциально-фазная высокочастотная защита линий (ДФЗ) Назначение защиты ДФЗ применяется в качестве основной защиты линий электропередачи напряжением 110 кв и выше в связи с высоким требованием к РЗ этих линий по быстродействию, чувствительности и селективности. ДФЗ не реагирует на асинхронный режим, качания и перегрузки линий. При неполнофазных режимах ДФЗ не действует на отключение линии, что позволяет использовать эту защиту на линиях, оборудованных устройствами ОАПВ. Защита обладает абсолютной селективностью, т. е. действует на отключение всех видов короткого замыкания по всей длине линии и не действует при внешних коротких замыканиях. Краткое описание защиты Защита выполнена на принципе сравнения фаз токов по концам линии. Фазы токов по концам линии сравниваются при помощи импульсов высокочастотных сигналов, передаваемых по высокочастотному каналу защищаемой линии. В состав защиты входят два полукомплекта, установленные по концам защищаемой линии. Каждый полукомплект состоит из релейной части и ВЧ канала. В состав ВЧ канала входят: ВЧ пост (состоящий из приемника и передатчика высокочастотных сигналов), ВЧ кабель, фильтр присоединения, конденсатор связи, ВЧ заградитель и линия электропередачи. Релейная часть состоит из 3-х основных органов: орган пуска; орган управления ВЧ передатчиком (орган манипуляции); орган сравнения фаз. Структурная схема ДФЗ приведена на рис Орган пуска ВЧ передатчика Орган пуска при всех видах коротких замыканий (КЗ) осуществляет пуск ВЧ передатчика и подключает к ВЧ посту орган сравнения фаз токов. Пусковой орган представляет собой комбинированный фильтр токов (напряжений) обратной и нулевой последовательности. При трехфазных КЗ пуск ВЧ передатчика происходит от токового реле, включенного в фазный провод трансформатора тока. Пусковой орган обладает

13 высокой чувствительностью и производит пуск ВЧ передатчика не только при КЗ на защищаемой линии, но и при КЗ на смежных линиях Рис Структурная схема ДФЗ: 1 выключатель; 6 орган манипуляции; 2 трансформатор тока; 7 орган подготовки цепи отключения; 3 заградитель; 8 ВЧ передатчик; 4 конденсатор связи; 9 ВЧ приемник; 5 орган пуска; 10 орган сравнения фаз Орган управления ВЧ передатчиком (орган манипуляции) Для осуществления защиты с использованием только одного ВЧ канала трехфазные системы сравниваемых токов двух концов линии преобразуются посредством фильтров токов прямой и обратной последовательности в однофазное напряжение, которое подается в орган управления ВЧ передатчиком. При КЗ ВЧ передатчики с обеих сторон линии пускаются в работу с одинаковой несущей частотой, управляются (манипулируются) при помощи указанного выше напряжения манипуляции, осуществляя периодическое подключение ВЧ передатчика к линии электропередачи с частотой 50 Гц. Таким образом осуществляется манипуляция ВЧ сигнала токами КЗ. Длительность и отсутствия ВЧ сигнала равна половине периода промышленной частоты. Фаза манипулированных сигналов соответствует фазе тока КЗ на конце линии, где установлен ВЧ передатчик. Орган сравнения фаз токов Сравнение фаз токов по концам защищаемой линии происходит в органе сравнения фаз специальном реле, включенным в выходном каскаде ВЧ приемника. Органы манипуляции включены таким образом, что передатчики концов линии при внешних КЗ работают в разные полупериоды промышленной частоты, создавая в ВЧ канале непрерыв-

14 ный ВЧ сигнал. При наличии на линии непрерывного ВЧ сигнала орган сравнения фаз не действует. При КЗ на защищаемой линии передатчики концов линии работают в одни и те же периоды промышленной частоты. В результате этого на защищаемой линии образуется прерывистый ВЧ сигнал. Этот ВЧ сигнал принимается ВЧ приемниками обоих концов линии вызывая срабатывание органа сравнения фаз. Контакт реле органа сравнения фаз подготавливает цепь отключения. Таким образом, орган сравнения фаз токов определяет, где находится место повреждения на защищаемой линии или вне ее. Выполнение ВЧ канала по ЛЭП Передача ВЧ сигналов производится по проводам линии электропередачи. Как правило, ВЧ канал работает по схеме фаза земля. Для выполнения ВЧ канала производится высокочастотная обработка фазы линии, заключающаяся в установке по концам линии ВЧ заградителей и конденсаторов связи. ВЧ заградитель препятствует распространению ВЧ сигнала за пределы защищаемой линии. Конденсатор связи создает путь для ВЧ сигнала и изолирует ВЧ пост от высокого напряжения линии. Действие ДФЗ при КЗ Внешнее КЗ При внешних КЗ токи по концам защищаемой линии (относительно линии) сдвинуты по фазе на угол, близкий к 180 градусам, поэтому работа передатчиков происходит поочередно, и они передают на линию ВЧ сигналы, сдвинутые по фазе на половину периода промышленной частоты. При суммировании этих ВЧ сигналов на линии устанавливается непрерывный ВЧ сигнал. Приемники на обоих концах линии принимают непрерывный ВЧ сигнал, который поступает в орган сравнения фаз. Реле органа сравнения фаз при приеме непрерывного сигнала не срабатывает и ДФЗ не действует на отключение. На рис приведена схема образования ВЧ сигнала на линии при внешнем КЗ. КЗ на защищаемой линии При КЗ на защищаемой линии токи по концам линии (относительно линии) совпадают по фазе (угол сдвига примерно равен 0 градусов). Передатчики на обоих концах линии работают одновременно и передают на линию ВЧ сигналы, совпадающие по фазе. Поэтому ВЧ сигналы от двух ВЧ передатчиков накладываются друг на друга, образуя между ними паузы. Прерывистый ВЧ сигнал поступает в орган сравнения фаз. Реле органа сравнения фаз при приеме прерывистого сигнала срабатывает, подготавливая цепь отключения. На рис. 3.3 приведена

15 схема образования ВЧ сигнала на линии при КЗ на защищаемой линии. ПСА ПСВ Напряжение манипуляции со стороны ПСА Напряжение манипуляции со стороны ПСВ ВЧ сигнал со стороны ПСА ВЧ сигнал со стороны ПСВ Суммарный ВЧ сигнал на линии Рис Схема образования ВЧ сигнала на линии при внешнем КЗ ПСА ПСВ Напряжение манипуляции со стороны ПСА Напряжение манипуляции со стороны ПСВ ВЧ сигнал со стороны ПСА ВЧ сигнал со стороны ПСВ Суммарный ВЧ сигнал на линии Рис Схема образования ВЧ сигнала на линии при КЗ на защищаемой линии

16 Типы панелей защиты В настоящее время в основном в качестве дифференциальнофазных защит линий применяются следующие типы панелей защит. Панели защит типа ДФЗ 2 и ДФЗ 201 применяются для защиты ЛЭП напряжением кв и имеют время срабатывания порядка 0,06 с. Панели защит типа ДФЗ 401 и ДФЗ 503 применяются для защиты длинных ЛЭП (примерно, 100 км и более) напряжением 330 кв и выше и имеют время срабатывания порядка 0,04 с. Панели защит типа ДФЗ 402 и ДФЗ 504 применяются в основном для защиты более коротких ЛЭП (примерно, до 100 км) напряжением 330 кв и выше и имеют время срабатывания порядка 0,04 с. Цепи питания защиты Питание цепей переменного тока осуществляется от трансформаторов тока защищаемой линии и трансформаторов напряжения шин или линии. Неисправность цепей трансформаторов тока может приводить к мгновенному действию защиты на отключение выключателей данного конца линии. При неисправности цепей напряжения ложного действия защит типа ДФЗ 2, ДФЗ 201, ДФЗ 402 и ДФЗ 504 не происходит. Защиты типов ДФЗ 401 и ДФЗ 503 могут ложно сработать при неисправности цепей напряжения и при появлении указанной неисправности автоматически выводятся из действия. Неисправность цепей оперативного тока защиты может привести к неселективному отключению линии на противоположном конце при сквозных КЗ. На линиях с отпайками в схемах ДФЗ дополнительно устанавливаются пусковые органы для отстройки ДФЗ от КЗ за отпайками. В некоторых случаях со стороны отпаек устанавливаются полукомплекты ДФЗ. Цепи сигнализации Пуск защиты сопровождается срабатыванием указательного реле «Пуск защиты». Это реле срабатывает при КЗ на защищаемой линии и может срабатывать при КЗ на смежных линиях и при неполнофазном режиме. Срабатывание указательного реле «Вызов» происходит при запуске любого ВЧ передатчика и служит вызовом дежурному персоналу для обмена ВЧ сигналами. Указательное реле «Вызов» может срабатывать также от ВЧ помех на линии. Действие ДФЗ на отключение сигнализируется указательным реле

17 «Срабатывание защиты». Ввод ДФЗ в работу В цепи отключения выключателей от ДФЗ установлены накладки. Накладки установлены также в цепи пуска УРОВ и в цепи пуска осциллографа. При наличии на линии ОАПВ пуск УРОВ происходит от внешних выходных реле и накладка «пуск УРОВ» разомкнута. Оперативное обслуживание ДФЗ дежурным персоналом Ввод и вывод ДФЗ производится с двух сторон. ДФЗ выводится из действия с двух сторон одновременно в следующих случаях: при неисправности ВЧ канала; при неисправности любого полукомплекта защиты (в том числе при исчезновении оперативного тока релейной части ДФЗ; перед заземлением нижней обкладки конденсатора связи; при выводе защиты в проверку; перед операцией с испытательными блоками в токовых цепях ДФЗ. На ВЧ постах без автоматического контроля или с выведенным автоматическим контролем один раз в сутки, в заранее установленное время, независимо от того, введена или выведена ДФЗ, дежурный персонал должен произвести обмен ВЧ сигналами для проверки исправности ВЧ канала. Обмен сигналами в полном объеме производится при токах нагрузки не менее указанных для данного комплекта ДФЗ. При недостаточных токах нагрузки обмен сигналами производится, но при этом проверка работы ДФЗ при одновременном пуске ВЧ передатчиков может не дать необходимого результата. После обмена ВЧ сигналами производятся соответствующие записи в специальном журнале. На ВЧ постах, оборудованных устройством автоматического контроля исправности ВЧ канала, обмен ВЧ сигналами производится автоматически. Ввод и вывод устройства автоматического контроля исправности ВЧ канала должен производиться одновременно с обеих сторон линии во избежание появления сигнала о неисправности ВЧ канала. Внеплановые проверки ВЧ канала производятся после каждого действия ДФЗ, после проверки ДЗФ и после окончания ремонта линии Направленная высокочастотная защита линий (ВЧ защита) Назначение защиты ВЧ защита применяется в качестве основной защиты линий электропередачи напряжением 110 кв и выше и предназначена для отключения

18 без выдержки времени всех видов короткого замыкания. В основном ВЧ защита применяется на ВЛ 110, 220 и 330 кв. Защита обладает абсолютной селективностью, не действует при перегрузках и асинхронном режиме. Краткое описание защиты Защита выполнена на принципе сравнения направления мощности короткого замыкания по концам линии. Защита действует на отключение только при направлении мощности короткого замыкания от шин в линию, т. е. при коротком замыкании на защищаемой линии. Определение направления мощности при коротком замыкании производится при помощи ВЧ сигналов ВЧ постов, установленных по концам линии. Определение направления мощности короткого замыкания производится отдельно при междуфазных КЗ и КЗ на землю. В состав защиты входят два полукомплекта, установленных по концам защищаемой линии. Каждый полукомплект состоит из релейной части и ВЧ канала. В состав ВЧ канала входят: ВЧ пост (состоящий из приемника и передатчика высокочастотных сигналов), ВЧ кабель, фильтр присоединения, конденсатор связи, ВЧ заградитель и линия электропередачи. Релейная часть состоит из 3-х основных органов: орган пуска ВЧ передатчика; орган останова передатчика; орган блокировки. Структурная схема ВЧ защиты приведена на рис Орган пуска ВЧ передатчика Орган пуска при всех видах коротких замыканий осуществляет пуск ВЧ передатчика. Пусковой орган представляет собой комбинированный фильтр токов обратной и нулевой последовательности. Пусковой орган обладает высокой чувствительностью и производит пуск ВЧ передатчика не только при КЗ на защищаемой линии, но и при КЗ на смежных линиях. Орган останова ВЧ передатчика В качестве органа останова используются направленные в сторону линии реле. При междуфазных КЗ в качестве органа останова используются дистанционные реле, а при замыканиях на землю реле направления мощности нулевой последовательности. Орган блокировки

19 Орган блокировки специальное реле, включенное в выходном каскаде ВЧ приемника. При появлении на входе ВЧ приемника ВЧ сигнала орган блокировки срабатывает, блокируя действие ВЧ защиты Рис Структурная схема ВЧ защиты 1 выключатель; 6 орган останова; 2 трансформатор тока; 7 ускоряемые зоны и ступени; 3 заградитель; 8 ВЧ передатчик; 4 конденсатор связи; 9 ВЧ приемник; 5 орган пуска; 10 орган блокировки Выполнение ВЧ канала по ЛЭП Передача ВЧ сигналов производится по проводам линии электропередачи. Как правило, ВЧ канал работает по схеме фаза земля. Для выполнения ВЧ канала производится высокочастотная обработка линии, заключающаяся в установке по концам линии ВЧ заградителей и конденсаторов связи. ВЧ заградитель препятствует распространению ВЧ сигнала за пределы защищаемой линии. Конденсатор связи создает путь для ВЧ сигнала и изолирует ВЧ пост от высокого напряжения линии. Действие ВЧ защиты при КЗ Внешнее КЗ При внешних КЗ происходит пуск ВЧ передатчиков с обеих сторон линии. На той стороне линии, где ток КЗ направлен в сторону линии, срабатывают органы останова ВЧ передатчика (при достаточной чувствительности) и останавливают ВЧ передатчик. На противопо-

20 ложной стороне линии, где ток КЗ направлен в сторону шин, органы останова ВЧ передатчика не срабатывают и ВЧ передатчик при этом продолжает работать, передавая на линию ВЧ сигнал. Этот ВЧ сигнал принимается ВЧ приемниками на обоих концах линии и блокирует действие обоих полукомплектов защиты. КЗ на защищаемой линии При КЗ на защищаемой линии в первый момент происходит пуск ВЧ передатчиков на обеих сторонах линии. Но так как ток КЗ с обеих сторон линии направлен в сторону линии, происходит срабатывание органов останова ВЧ передатчиков с обеих сторон. ВЧ сигнал на линии отсутствует, и блокирующий орган дает разрешение на ускорение отключения выключателей линии с обеих сторон. Типы панелей защиты ВЧ защиты применяются в двух основных исполнениях: ВЧ блокировка и отдельная ВЧ защита. ВЧ блокировка в качестве органов останова использует повторители 2-й или 3-й зоны дистанционной защиты, а также реле направления мощности нулевой последовательности, используемое в качестве органа направления мощности в защите от замыканий на землю. ВЧ блокировка ускоряет действие 2-й или 3-й зоны дистанционной защиты, а также 3-й или 4-й ступени защиты от замыканий на землю. Недостатком ВЧ блокировки является то, что при неисправности или выводе из работы дистанционной защиты или защиты от замыканий на землю необходимо выводить из действия ВЧ блокировку. Время срабатывания ВЧ блокировки: 0,12 0,2 с. В отдельной ВЧ защите в качестве органов останова ВЧ передатчика применяются отдельные реле (дистанционное и реле направления мощности нулевой последовательности), не связанные с дистанционной защитой и защитой от замыканий на землю защищаемой линии. При этом, в случае неисправности или выводе из действия дистанционной защиты или защиты от замыканий на землю, линия будет иметь быстродействующую основную ВЧ защиту от всех видов короткого замыкания, но без резервирования защит собственной линии и смежных линий. Время срабатывания ВЧ защиты, выполненной на базе электромеханических реле 0,1 с. Время срабатывания ВЧ защиты, выполненной на микроэлектрон-

21 ной базе 0,03 0,04 с. Цепи питания защиты Питание цепей переменного тока осуществляется от трансформаторов тока защищаемой линии и трансформаторов напряжения шин или линии. Неисправность цепей оперативного тока защиты может привести к неселективному отключению линии на противоположном конце линии. Цепи сигнализации Пуск защиты сопровождается срабатыванием указательного реле «Пуск защиты». Это реле срабатывает при КЗ на защищаемой линии и может срабатывать при КЗ на смежных линиях и в неполнофазном режиме. Действие защиты на отключение сигнализируется указательным реле «Срабатывание защиты». Ввод ВЧ защиты в работу В цепи отключения выключателей от ВЧ защиты установлены накладки. Накладки установлены также и в цепи пуска УРОВ. При наличии на линии ОАПВ пуск УРОВ происходит от внешних выходных реле и накладка «Пуск УРОВ» разомкнута. Оперативное обслуживание ВЧ защиты дежурным персоналом Ввод и вывод ВЧ защиты производится с двух сторон. ВЧ защита выводится из действия с двух сторон одновременно в следующих случаях: при неисправности ВЧ канала; при неисправности любого полукомплекта защиты (в том числе при исчезновении оперативного тока релейной части ВЧ защиты); перед заземлением нижней обкладки конденсатора связи; перед операцией в токовых цепях ВЧ защиты; для ВЧ блокировки при выводе из действия дистанционной защиты или защиты от замыкания на землю (в случае, если отдельные реле этих защит используются в качестве органов останова ВЧ блокировки); при неисправности цепей напряжения (в случае, если нет возможности перевести цепи напряжения на другой ТН); при проверке защиты.

22 Направленная дифференциально-фазная высокочастотная защита Назначение защиты Направленная дифференциально-фазная высокочастотная защита (панель защиты типа ПДЭ 2003) используется в качестве основной быстродействующей защиты линий электропередачи напряжением 500 кв и выше и состоит из двух полукомплектов, установленных по концам защищаемой линии. Защита действует при всех видах короткого замыкания как в полнофазном режиме, так и в двухфазном режиме (при отключении одной из фаз в цикле ОАПВ). Защита обладает высоким быстродействием (время срабатывания защиты составляет 0,02 с), абсолютной селективностью и высокой чувствительностью. Краткое описание защиты Направленная дифференциально-фазная высокочастотная защита состоит из направленной высокочастотной защиты и дифференциально-фазной защиты (ДФЗ). При полнофазном режиме работы линии защита используется в качестве направленной высокочастотной защиты. Это вызвано тем, что помехоустойчивость направленной высокочастотной защиты на срабатывание по высокочастотному каналу значительно выше, чем у ДФЗ, поскольку ДФЗ действует при появлении на линии прерывистого высокочастотного сигнала, вызванного одновременной работой двух высокочастотных передатчиков по концам линии, а для действия направленной высокочастотной защиты требуется отсутствие блокирующего высокочастотного сигнала. Указанное особенно важно для линий электропередачи напряжением 500 кв и выше, т. к. эти линии часто обладают значительной длиной, что приводит к значительному затуханию высокочастотного канала. Также направленная высокочастотная защита допускает работу трансформаторов тока со значительными погрешностями при коротком замыкании на линии, сопровождающимся протеканием больших токов. Однако направленная высокочастотная защита может неправильно действовать после отключения однофазного короткого замыкания на линии и работе линии двумя фазами (в цикле ОАПВ). Поэтому после отключения однофазного короткого замыкания на линии

23 направленная высокочастотная защита выводится из действия и защита переводится в режим ДФЗ. Для работы направленной высокочастотной защиты и ДФЗ используется один приемопередатчик (ВЧ пост). Для правильной работы защиты на длинных линиях электропередачи к измерительным органам защиты подключаются не только токовые цепи, но и цепи напряжения. Оперативное обслуживание защиты дежурным персоналом Направленная дифференциально-фазная высокочастотная защита выводится из действия с двух сторон одновременно в следующих случаях: при неисправности ВЧ канала; при неисправности любого полукомплекта защиты (в том числе при исчезновении оперативного тока релейной части ДФЗ); перед заземлением нижней обкладки конденсатора связи; перед операцией с испытательными блоками в токовых цепях ДФЗ; при неисправности цепей напряжения; при выводе защиты в проверку Продольная дифференциальная защита линий (ДЗЛ) Назначение защиты Продольная дифференциальная защита линий применяется на сравнительно коротких линиях (длиной, примерно, до 20 км) в качестве основной быстродействующей, абсолютно селективной защиты от всех видов коротких замыканий. Краткое описание устройства защиты Защита выполнена на принципе сравнения токов, протекающих по концам защищаемой линии. При токах, превышающих ток срабатывания до 2,5 раз защита сравнивает величины токов по концам линии и их фазы, а при больших токах фазы этих токов. С помощью комбинированных фильтров ( I1 I2) трехфазная система токов преобразуется в однофазное напряжение, что позволяет для сравнения величин и фаз токов, протекающих по концам линии, применять однофазный соединительный канал, состоящий из двух соединительных проводов. В качестве канала связи чаще всего используются провода каналов телефонной связи (кордельные кабели). В некоторых случаях в качестве каналов связи используются контрольные кабели. Как правило, защита имеет два канала соединительных проводов рабочий и резервный. Для надежности желательно, чтобы рабочий и резервный

24 каналы проходили в разных кабелях. Переход с рабочего на резервный каналы осуществляется переключателем. В связи с тем, что защита может ложно сработать при обрыве соединительных проводов, в защите применено устройство автоматического контроля исправности соединительных проводов. Краткое описание устройства защиты соединительных проводов Устройство контроля осуществляет автоматический вывод защиты с двух сторон при обрыве соединительных проводов, а при закорачивании соединительных проводов защита автоматически выводится только с той стороны, где не установлен блок питания устройства контроля. Срабатывание устройства контроля сопровождается сигналом «ДЗЛ выведена. Неисправность соединительных проводов». Устройство контроля соединительных проводов осуществляет также контроль изоляции соединительных проводов относительно «земли». Устройство контроля действует при снижении сопротивления изоляции соединительных проводов относительно «земли». При этом ДЗЛ автоматически из действия не выводится. Действие устройство контроля соединительных проводов в этом случае сопровождается сигналом «Земля на соединительных проводах ДЗЛ». Структурная схема ДЗЛ приведена на рис Рис Структурная схема ДЗЛ 1 выключатель; 6 устройство контроля 2 трансформатор тока; соединительных проводов; 3 комбинированный фильтр; 7 блок питания устройства 4 схема сравнения; контроля соединительных проводов; 5 разделительный трансформатор; 8 соединительные провода Ввод ДЗЛ в работу В цепи отключения выключателей от ДЗЛ установлены накладки. Накладка установлена также в цепи пуска УРОВ. Действие защиты сопровождается срабатыванием указательного реле.

25 Оперативное обслуживание ДЗЛ дежурным персоналом Ввод и вывод ДЗЛ производится с двух сторон. ДЗЛ выводится из действия с двух сторон одновременно в следующих случаях: при появлении сигнала «ДЗЛ выведена. Неисправность соединительных поводов»; перед операцией в токовых цепях с одной из сторон линии; при проверке панели ДЗЛ на любом конце линии; при проверках соединительных проводов; при выводе выключателя совместно с трансформатором тока в проверку; при работах в токовых цепях ДЗЛ. При появлении сигнала «ДЗЛ выведена. Неисправность соединительных поводов» дежурный персонал должен проверить питание схемы контроля и затем перейти с рабочего на резервный канал с двух сторон линии. Если после перехода на резервный канал сигнал неисправности проводов снимается, ДЗЛ может быть введена в действие с двух сторон на резервном канале соединительных проводов. При сигнале «Земля на соединительных проводах ДЗЛ» необходимо выполнить перевод с основных жил соединительных проводов на резервные жилы с двух сторон. Если после перевода на резервные жилы сигнал «Земля на соединительных проводах ДЗЛ» не снимается, ДЗЛ должна быть выведена с двух сторон Резервные защиты Дистанционная защита (ДЗ) Назначение защиты Дистанционная защита (ДЗ) предназначена для действия при междуфазных коротких замыканиях в качестве основной или резервной защиты для линий электропередачи и в качестве резервной защиты для трансформаторов и автотрансформаторов. Краткое описание защиты Дистанционная защита защита с относительной селективностью, выполняется с использованием реле минимального сопротивления (реагирует на отношение напряжения, подаваемого на реле к току в реле) и срабатывает при снижении напряжения и увеличении тока, фиксируемых в месте установки защиты. Работа реле сопротивления определяется местом положением короткого замыкания по отношению к месту их включения. Это отношение пропорционально расстоянию до места

26 повреждения дистанции, что и определило название защиты. ДЗ, применяемые в сетях 110 кв и выше, как правило, выполняются направленными. В сетях 35 кв используются направленные и ненаправленные ДЗ. Защита может быть выполнена с одной, двумя и тремя зонами действия. Характеристика ДЗ выполняется по встречноступенчатому принципу. 1-я зона защиты, как правило, действует без выдержки времени и защищает только часть линии (примерно 85 %). 2-я зона защиты защищает, как правило, всю линию, резервирует защиту шин противоположной подстанции и часть линий, отходящих от шин противоположной подстанции. 2-я зона действует с выдержкой времени. 3-я зона защиты резервирует защиту всей линии, защиту шин противоположной подстанции и часть линий или всю длину линий, отходящих от шин противоположной подстанции. Зона резервирования 3-й зоны защиты больше, чем зона резервирования 2-й зоны. Выдержка времени действия 3-й зоны защиты больше выдержки времени 2-й зоны. В связи с тем, что в качестве реле сопротивления в дистанционной защите используются реле минимального сопротивления, для исключения ложного действия защиты при неисправности цепей напряжения, а также при качаниях и асинхронном режиме в дистанционных защитах имеются следующие блокирующие устройства. Блокировка при неисправности цепей напряжения. При неисправности (обрыве) цепей напряжения (цепи «звезды» вторичной обмотки трансформатора напряжения), питающих реле сопротивления, указанные реле могут ложно сработать. Чтобы при этом дистанционная защита не подействовала на отключение, при неисправности цепей напряжения дистанционная защита выводится из действия блокировкой при неисправности цепей напряжения. Блокировка при качаниях. Режим качаний и асинхронный режим сопровождаются увеличением токов по линиям и снижением напряжения в некоторых узлах энергосистемы. При этом реле сопротивления в некоторых узлах энергосистемы могут ложно сработать. Для исключения ложной работы защиты при качаниях и асинхронном режиме дистанционная защита выводится из действия блокировкой при качаниях. При возникновении короткого замыкания блокировка при качаниях вводит в действие дистанционную защиту. Характеристики дистанционной защиты выбираются по встречноступенчатому принципу. Характеристика дистанционной защиты приведена на рис. 3.6.

27 ПС A ДЗ ДЗ ПС Б ДЗ ПС A 1 з 2 з 3 з t t 3 з 2 з 1 з ДЗ ПС Б Рис Характеристика дистанционной защиты Недостатком встречно-ступенчатого принципа построения характеристик защит является то, что на линии есть участки, КЗ на которых с одной из сторон отключается с выдержкой времени. Преимуществом дистанционного принципа является то, что длины ступеней (зон) защиты постоянны и не зависят от режима работы данного узла энергосистемы. Для осуществления отключения короткого замыкания по всей длине линии без выдержки времени выполняется автоматическое ускорение 2-й или 3-й зоны дистанционной защиты при включении выключателя от устройства АПВ или дежурным персоналом. Автоматическое ускорение вводится на время 1 2 секунды после включения выключателя. Если в течение этого времени короткое замыкание на защищаемой линии не зафиксировано, автоматическое ускорение выводится из действия. В некоторых случаях при выводе из действия основной быстродействующей защиты линии для обеспечения динамической устойчивости выполняется оперативное ускорение 2-й или 3-й зоны дистанционной защиты. Оперативное ускорение вводится в действие дежурным персоналом. При вводе оперативного ускорения снижается выдержка времени ускоряемой зоны защиты до величин, обеспечивающих динамическую устойчивость узла энергосистемы, в котором установлена данная дистанционная защита. При вводе оперативного ускорения зоны дистанционной защиты снижается селективность данной зоны защиты с дистанционными защитами других линий. На линии, оборудованной устройствами передачи команд телеотключения (ТО), как правило, выполняется ускорение 2-й или 3-й зон

28 дистанционной защиты при отключении линии на противоположном конце. Выполнение ускорения дистанционной защиты по командам ТО с обеих сторон линии позволяет отключать междуфазные короткие замыкания по всей длине линии без выдержки времени. Дистанционная защита может быть использована в качестве резервной защиты трансформаторов и автотрансформаторов. В этом случае дистанционная защита резервирует защиты линий, отходящих от шин данной подстанции и собственные защиты трансформатора (автотрансформатора). Дистанционная защита, как правило, действует на отключение 3-х фаз выключателя. Но иногда, на линиях оборудованных устройствами ОАПВ, некоторые зоны дистанционной защиты могут действовать на пуск устройства ОАПВ. Оперативное обслуживание дистанционной защиты дежурным персоналом Несмотря на то, что дистанционная защита предназначена для действия при междуфазных коротких замыканиях, некоторые зоны ДЗ могут действовать при однофазных коротких замыканиях с сокращением зоны действия. Дежурный персонал должен следить за исправностью всех цепей напряжения, включая трансформатор напряжения. При появлении сигнала «Неисправность цепей напряжения ДЗ» дежурный персонал должен вывести из действия дистанционную защиту и принять меры по восстановлению цепей напряжения Токовая защита нулевой последовательности (ТЗНП) Назначение защиты Для защиты линий и трансформаторов от коротких замыканий на землю в сетях с глухозаземленной нейтралью применяется защита, реагирующая на ток и мощность нулевой последовательности. Необходимость специальной защиты от коротких замыканий на землю вызвана тем, что этот вид повреждения является преобладающим, а защита, включенная на ток и напряжение нулевой последовательности, осуществляется более просто и имеет ряд преимуществ по сравнению с другими принципами выполнения защит. ТЗНП применяется также в качестве резервной защиты на междушинных (МШВ) и секционных выключателях (СВ). ТЗНП защита с относительной селективностью.

29 Краткое описание защиты ТЗНП выполняется в виде направленных ступеней максимальных токовых защит и токовой отсечки. Отдельные ступени ТЗНП могут выполняться и ненаправленными. Характеристики ТЗНП выбираются по встречно-ступенчатому принципу (аналогично характеристикам дистанционных защит). Недостатком встречно-ступенчатого принципа построения характеристик защит является то, что на линии есть участки, КЗ на которых с одной из сторон отключается с выдержкой времени. В отличие от дистанционных защит длины ступеней ТЗНП могут уменьшаться в зависимости от режима работы энергосистемы. ТЗНП чаще всего выполняется 3-х или 4-х ступенчатой. 1-я ступень защиты, как правило, действует без выдержки времени и защищает только часть линии. 2-я ступень защиты защищает, как правило, всю линию, резервирует защиту шин противоположной подстанции и часть линий, отходящих от шин противоположной подстанции. 2-я зона действует с выдержкой времени. 3-я ступень защиты резервирует защиту всей линии, защиту шин противоположной подстанции и часть линий или всю длину линий, отходящих от шин противоположной подстанции. Зона резервирования 3-й ступени защиты больше, чем зона резервирования 2-й ступени. Выдержка времени действия 3-й ступени защиты больше выдержки времени 2-й ступени. 4-я ступень наиболее чувствительная. Зона ее резервирования больше, чем у 3-й ступени. Выдержка времени 4-й ступени ТЗНП больше выдержки времени 3-й ступени. В качестве органа направления защиты используются реле направления мощности. Токовые реле ступеней ТЗНП и токовая обмотка реле направления мощности включаются в нулевой провод трансформаторов тока на ток нулевой последовательности. Обмотка напряжения реле направления мощности подключается к вторичной обмотке трансформатора напряжения, включенной по схеме «разомкнутый треугольник», т. е. на напряжение нулевой последовательности. ТЗНП применяется в качестве основной или резервной защиты от коротких замыканий на землю и осуществляет защиту собственной линии (трансформатора, МШВ, СВ) и резервирует короткие замыкания на землю на шинах противоположных подстанций и присоединений, отходящих от шин противоположных подстанций. В некоторых случаях при возникновении неполнофазного режима

30 в сети наиболее чувствительные ступени ТЗНП (3-я или 4-я ступени) могут действовать неселективно. На линиях, оборудованных устройствами ОАПВ в цикле ОАПВ, т. е. после отключения поврежденной фазы, автоматически выводятся из действия ступени ТЗНП, которые могут сработать от тока неполнофазного режима. После успешного ОАПВ эти ступени автоматически вводятся в действие. Для отключения короткого замыкания по всей длине линии без выдержки времени выполняется автоматическое ускорение 2-й или 3-й ступени ТЗНП при включении выключателя от устройства АПВ или дежурным персоналом. Автоматическое ускорение вводится на время 1 2 секунды после включения выключателя. Если в течение этого времени короткое замыкание на защищаемой линии не зафиксировано, автоматическое ускорение выводится из действия. В некоторых случаях при выводе из действия основной быстродействующей защиты линии для обеспечения динамической устойчивости выполняется оперативное ускорение 2-й или 3-й ступени ТЗНП. Оперативное ускорение вводится в действие дежурным персоналом. При вводе оперативного ускорения снижается выдержка времени ускоряемой зоны защиты до величин, обеспечивающих динамическую устойчивость узла энергосистемы, в котором установлена данная защита. При вводе оперативного ускорения 2-й или 3-й ступени ТЗНП снижается селективность данной ступени защиты с ТЗНП других линий. На линии, оборудованной устройствами передачи команд телеотключения (ТО), как правило, выполняется ускорение 2-й или 3-й ступени ТЗНП при отключении линии на противоположном конце. Выполнение ускорения ТЗНП по командам ТО с обеих сторон линии позволяет отключать короткие замыкания на землю по всей длине линии без выдержки времени. Обрыв или закорачивание фазы токовых цепей во вторичных цепях трансформаторов тока может приводить к ложному действию ступеней ТЗНП, не отстроенных от тока нагрузки. По этой причине ступени ТЗНП, не отстроенные от тока нагрузки, необходимо выводить из действия при проверке правильности фазировки ТЗНП. Целостность цепей 3U 0 определяется при помощи прибора, контролирующего наличие напряжения небаланса 3U 0, либо специальным устройством. Обрыв цепей 3U 0 может приводить к отказу или

31 ложному действию направленных ступеней ТЗНП. Оперативное обслуживание ТЗНП дежурным персоналом При обнаружении обрыва цепи 3U 0 (по результатам замера напряжения небаланса или при появлении сигнала «Неисправность цепей 3U 0») выводить ТЗНП не требуется, однако, надо иметь в виду, что направленные ступени ТЗНП могут отказать при КЗ на защищаемой линии или действовать неселективно при внешних КЗ. Если неисправность устранить не удается, линию необходимо перевести на другую систему шин с исправными цепями 3U 0 или включить через ОВ. Если ТЗНП является резервной защитой для данной линии, т. е. на линии введена основная защита, а на противоположном конце линии подстанция имеет сборные шины с ДЗШ, можно линию оставить на этой системе шин до устранения неисправности цепей 3U 0. Если одна из ступеней ТЗНП сработала на отключение линии неселективно из-за неполнофазного режима, то подействовавшую и более чувствительную ступени ТЗНП необходимо вывести из действия. Указанные ступени ТЗНП вводятся в действие после ликвидации неполнофазного режима. При операциях с испытательными блоками, установленными в токовых цепях ТЗНП присоединения, находящегося под нагрузкой, возможен случай перекоса крышки испытательного блока. При этом может возникнуть неполнофазный режим во вторичных цепях трансформатора тока, питающего ТЗНП, и чувствительные ступени ТЗНП, не отстроенные от тока нагрузки, могут подействовать на отключение присоединения. Для исключения данного явления перед операцией с испытательными блоками, установленными в токовых цепях ТЗНП, необходимо вывести из действия те ступени ТЗНП, которые не отстроены от тока нагрузки. После окончания операции с испытательными блоками указанные ступени ТЗНП вводятся в действие Токовая защита нулевой последовательности с контролем направления мощности нулевой последовательности в параллельной линии («поперечная» направленная защита от замыканий на землю) Назначение защиты Защита применяется на параллельных линиях в сетях с глухозаземленной нейтралью (сети классов напряжения 110 кв и выше) и позволяет селективно отключать с небольшой выдержкой времени (как

Релейная защита энергосистем для оперативного персонала

8.6. Продольная дифференциальная защита

Принцип действия защиты основан на сравнении значений и фаз тока в начале и в конце линии. Как правило, при токах до 2,5-кратных по отношению к току срабатывания сравниваются значения и фазы токов, а при бóльших кратностях сравниваются только фазы этих токов.

Вторичные обмотки ТТ с обеих сторон линии соединяются между собой проводами, как показано на рис. 8.8, а для выполнения дифференциальной защиты параллельно ТТ (дифференциально) включают измерительный орган тока ОТ.

При одинаковых коэффициентах трансформации ТТ при нормальной работе и при внешнем КЗ вторичные токи равны и направлены в ОТ встречно, в результате чего ток в обмотке ОТ равен нулю, и ОТ не действует.

Таким образом, продольная дифференциальная защита реагирует на полный ток КЗ в защищаемой зоне, обеспечивая мгновенное отключение поврежденной линии.

Для отключения протяженных линий с двух сторон необходимо подключение по дифференциальной схеме двух органов тока на ПС по обоим концам линии. Такое подключение приводит к неравномерному распределению вторичных токов между ними (обратно пропорционально сопротивлениям цепей), появлению тока небаланса и понижению чувствительности защиты. Для отстройки от токов небаланса в защите применены дифференциальные реле тока с торможением, обладающие повышенной чувствительностью.

При значительной длине соединительных проводов имеют место сопротивления, многократно превышающие допустимое сопротивление нагрузки для ТТ. Для снижения нагрузки применяются специальные ТТ с коэффициентом трансформации n, с помощью которых ток, проходящий по проводам, уменьшается в п раз, и тем самым нагрузка от соединительных проводов снижается в n2 раз.

Контроль исправности соединительных проводов необходим для выявления и устранения их обрывов, КЗ между ними, замыкания одного провода на землю.

При обрыве соединительного провода ток в рабочей и тормозной обмотках реле становится одинаковым и защита неправильно сработает при сквозном КЗ и даже при токе нагрузки (в зависимости от Iс.з.).

Высокая стоимость соединительных проводов во вторичных цепях продольной дифференциальной защиты ограничивает область ее применения линиями малой протяженности (до 10–15 км).

Замыкание между соединительными проводами шунтирует собой рабочие обмотки реле, вследствие чего защита откажет в работе при КЗ в защищаемой зоне.

Исправность соединительных проводов контролируется специальным устройством, принцип действия которого основан на том, что на рабочий переменный ток, циркулирующий в соединительных проводах при их исправном состоянии, накладывается выпрямленный постоянный ток, не оказывающий влияние на работу защиты. При обрыве соединительных проводов постоянный ток исчезает и реле контроля снимает оперативный ток с защит на обеих ПС. При замыкании соединительных проводов между собой подается сигнал о выводе защиты из действия со стороны ПС, где нет выпрямленного тока.

Для того чтобы после окончания работ на соединительных проводах проверить их исправность, включается устройство контроля на ПС, где оно не имеет выпрямителя; при этом должен появиться сигнал неисправности. Затем подачей выпрямленного напряжения на соединительные провода устройство контроля включают на другой ПС и проверяют, есть ли сигнал о повреждении.

Комплект продольной дифференциальной защиты одного участка защищаемого присоединения состоит из двух полукомплектов защиты, расположенных по обоим концам защищаемого участка, и соединительных проводов. В полукомплект защиты одного конца защищаемого участка входят: дифференциальное блок-реле; устройство контроля; изолирующий трансформатор.

На другом конце участка устанавливается такой же полукомплект.

Для отстройки защиты от действия разрядников в сетях с большими токами замыкания на землю (при наличии заземленных нейтралей с обеих сторон защищаемого участка) в комплектах защиты используется реле тока нулевой последовательности.

8.7. Поперечная дифференциальная токовая направленная защита

В соответствии с требованиями ПУЭ, для ускорения отключения повреждения, особенно при использовании токовых ступенчатых защит тока и напряжения, на линиях с двусторонним питанием можно применять дополнительно защиту с контролем направления мощности в параллельной линии. Эта защита может быть выполнена в виде отдельной поперечной дифференциальной токовой направленной защиты или только в виде цепи ускорения установленных защит (максимальной токовой, дистанционной) с контролем направления мощности в параллельной линии.

На приемном конце двух параллельных линий с односторонним питанием, как правило, используется поперечная дифференциальная направленная защита .

При этом в режиме работы одной линии, а также в качестве резервной при работе двух линий используется ступенчатая защита. Допускается включение этой защиты или отдельных ее ступеней на сумму токов обеих линий (например, резервной ступени в целях увеличения ее чувствительности к повреждениям на смежных элементах). Допускается также использование поперечной дифференциальной направленной защиты в дополнение к ступенчатым токовым защитам для уменьшения времени отключения повреждения на защищаемых линиях, если по условию быстродействия ее установка не обязательна.

Таким образом, защита применяется на параллельных линиях с одинаковым сопротивлением, включенных на одну систему шин или на разные системы шин при включенном шиносоединительном выключателе.

В схемах поперечной токовой направленной защиты двух параллельных линий вторичные обмотки ТТ соединяются между собой разноименными зажимами. Параллельно вторичным обмоткам ТТ включаются токовый орган и токовые обмотки органа направления мощности. Токовый орган выполняет функцию пускового органа, а орган направления мощности служит для определения поврежденной линии.

В зависимости от того, какая линия повреждена, орган направления мощности замыкает соответствующий контакт и подает импульс на отключение соответствующего выключателя. Напряжение к органу направления мощности подводится от ТН той системы шин, на которую включены параллельные линии.

Для двухстороннего отключения поврежденной линии с обеих сторон защищаемых цепей устанавливаются одинаковые комплекты защит.

Недостатком защиты является наличие «мертвой» зоны по напряжению, когда при КЗ на линии у шин ПС напряжение, подводимое к органу направления мощности, близко к нулю и защита не работает. Протяженность мертвой зоны мала, а отказы в действии защит по этой причине редки.

На практике имеют место случаи излишнего срабатывания защиты, например, когда мощность КЗ направлена от шин, а в поврежденной линии ток отсутствовал.

Когда одна из параллельных линий находится под нагрузкой, а другая опробуется под напряжением, накладки на защите должны находиться в положении «Отключено» — на линии, опробуемой под напряжением, и «Сигнал» — на линии, находящейся под нагрузкой. При таком положении накладок защита будет действовать на отключение опробуемой под напряжением линии, если в момент подачи напряжения на ней возникнет КЗ.

При обслуживании защит необходимо проверять исправность цепей напряжения, подключенных к органу направления мощности, поскольку в случае их обрыва к зажимам органа подводится искаженное по фазе и значению напряжение, вследствие чего он может неправильно сработать при КЗ.

8.8. Дифференциально-фазная высокочастотная защита

Дифференциально-фазная ВЧ защита является основной быстродействующей защитой линий напряжением 110 кВ и выше.

Принцип действия защиты основан на сравнении фаз токов присоединений. Токи, направленные от шин в линию, считаются положительными. Эти токи сравниваются защитой, и, если они совпадают по фазе, подается импульс на отключение выключателей.

При внешнем КЗ токи по концам линии имеют разные фазы и сдвинуты на угол, близкий к 180°. В этом случае защита блокируется и на отключение не действует.

Фазы токов сравниваются при помощи ВЧ сигналов, передаваемых по защищаемой линии. На каждом конце линии защита имеет однотипные органы — полукомплекты, действующие на ее пуск и отключение выключателей.

В полукомплект защиты входят следующие основные органы:

пусковой орган, состоящий из быстродействующих реле, запускающий ВЧ передатчик — генератор высокой частоты;

орган манипуляции, который управляет работой передатчика так, что он генерирует импульсы тока ВЧ лишь при положительной полуволне проходящего по линии тока КЗ, а при отрицательной полуволне передатчик не работает;

орган сравнения фаз, который сравнивает ВЧ сигналы, получаемые приемником ВЧ сигналов от передатчиков обоих полукомплектов. Если на вход приемника поступает сплошной ВЧ сигнал, ток в выходной цепи приемника отсутствует и реле органа сравнения фаз не действует на отключение выключателя. Если же ВЧ сигнал прерывистый, то на выходе приемника появляется ток и реле органа сравнения фаз срабатывает на отключение выключателя линии.

К ТТ подключают органы формирования, от которых поступает информация о фазе (направлении) тока в каждом присоединении. В качестве формирователей используются фильтры симметричных составляющих, промежуточные ТТ и т. д. Сигналы органов формирования поступают на вход органа сравнения фаз, который устанавливает режимы КЗ: в зоне действия защиты или вне ее. При КЗ на шинах сравниваемые токи примерно совпадают по фазе и защита срабатывает на отключение выключателей. При внешнем КЗ сдвиг по фазе между током в поврежденном присоединении и токами остальных присоединений будет близок к 180°, и защита в этом случае не действует.

При внешнем КЗ оба приемника принимают сплошной ВЧ сигнал, поскольку промежутки между сериями одного передатчика заполнены серией импульсов другого.

При КЗ в защищаемой линии оба передатчика работают одновременно. Их ВЧ импульсы накладываются друг на друга, а промежутки между сериями импульса остаются незаполненными. Перерывы ВЧ сигнала приводят к срабатыванию выходного реле защиты.

Если на линии, включаемой или отключаемой с одной стороны, произойдет КЗ, защита на этом конце линии воздействует на отключение, так как от защиты другого конца линии блокирующего сигнала не поступит.

Таким образом, срабатывание защиты возможно при внешнем КЗ, если нарушается непрерывность ВЧ сигнала на входе приемника.

К нарушению ВЧ сигнала могут привести повреждения в релейной части защиты и повреждения ВЧ каналов. Во избежание неправильного действия защиты исправность ее ВЧ части проверяется оперативным персоналом или автоматически.

Для автоматического контроля исправности ВЧ каналов применяются устройства серий КВЧ. Они измеряют соответствующие параметры с каждого конца линии, причем одна часть параметров контролируется постоянно, а другая — периодически при пуске устройства контроля от контактных часов.

При периодическом контроле устройство КВЧ измеряет параметры схемы защиты с одного конца линии и посылает сплошной неманипулированный ВЧ сигнал защите противоположного конца. Этот сигнал принимается дополнительным приемником устройства КВЧ, которое посылает в линию ответный неманипулированный сигнал. При исправности ВЧ канала через 0,2 с схема устройств КВЧ обоих полукомплектов защиты возвращается в исходное положение.

Если при контроле обнаружится отклонение от уставок реле, с помощью которых осуществлялась проверка, устройство КВЧ автоматически отключит свой полукомплект защиты и подаст сигнал о его неисправности. С другого конца линии защита отключается вручную.

Перед включением дифференциально-фазной защиты в работу должен проверяться ее ВЧ канал. Для этого кратковременно нажимают кнопки «Пуск» устройств КВЧ с обоих концов линии.

При КЗ в сети и срабатывании пусковых органов защиты начатый цикл контроля канала ВЧ мгновенно прерывается, устройство КВЧ блокируется и схема защиты восстанавливается для нормальной работы.

8.9. Дифференциальная токовая и другие виды дифференциальной защиты

В качестве защиты сборных шин электростанций и ПС напряжением 35 кВ и выше предусматривается дифференциальная токовая защита, охватывающая все элементы, которые присоединены к системе или секции шин.

Защита осуществляется с применением специальных органов тока, отстроенных от переходных и установившихся токов небаланса (например, органов, включенных через насыщающиеся ТТ, органов с торможением и др.).

При присоединении трансформатора (автотрансформатора) напряжением 220 кВ и выше более чем через один выключатель рекомендуется предусматривать для защиты ошиновки отдельную дифференциальную токовую защиту, а при присоединении к сборным шинам (например, при схеме «шины — трансформатор») использовать дифференциальную защиту шин.

Для электроустановок напряжением 500–750 кВ предусматриваются две дифференциальные токовые защиты шин (ошиновки).

В отдельных случаях допускается установка двух защит шин (ошиновок) напряжением 35-330 кВ по условию сохранения устойчивости нагрузки, обеспечения надежной работы атомных станций, а также предотвращения нарушения технологии особо ответственных производств и обеспечения требований экологии.

Дифференциальная токовая защита предназначена для быстрого отключения цепей, включенных на сборные шины, при КЗ на сборных шинах или на другом оборудовании. Зона ее действия ограничивается ТТ, к которым подключены реле защиты.

Принцип действия защиты основан на сравнении токов цепей при КЗ и других режимах работы.

Для выполнения защиты дифференциальное реле КА подключают к ТТ так, как это показано на рис. 8.9. При таком включении ток в реле будет равен геометрической сумме вторичных токов присоединений.

На рисунке также показаны токи в реле дифференциальной токовой защиты цепи при КЗ на шинах (рис. 8.9, а) и внешнем КЗ (рис. 8.9, б).

При КЗ на шинах (рис. 8.9, а) токи присоединений будут иметь одно направление и через реле будет проходить сумма этих токов Iр = I1 + I2 + I3. Если Iр > Iс. з, то реле сработает. При внешнем КЗ (рис. 8.9, б ) ток в обмотке реле Ip = I1 + I2 + (−I3) = 0, и реле работать не будет, если оно отстроено от токов небаланса.

На практике эксплуатируются дифференциальные защиты шин для ПС с одной и двумя системами шин, а также для ПС с реактированными линиями и несколькими источниками питания.

Широко применяются также дифференциально-фазные защиты шин и дифференциальные защиты с торможением.

По сравнению с дифференциальной токовой защитой обе эти защиты имеют бол ьшую чувствительность и менее требовательны к классу точности ТТ.

Принцип действия дифференциально-фазной ВЧ защиты рассмотрен выше в п. 8.8.

Дифференциальная защита с торможением предназначена для использования в качестве основной защиты трех фаз силовых трансформаторов и автотрансформаторов при всех видах КЗ. Она позволяет обеспечить торможение от двух групп ТТ. Данная защита использует принцип автоматического увеличения тока срабатывания при возрастании тока КЗ и отстроена от токов небаланса при мощных внешних КЗ, что обеспечивает ее высокую чувствительность при минимальных режимах.

Защита имеет две схемы формирования тока: схема формирования тормозного тока и схема формирования рабочего тока. Оба тока подаются на вход органа сравнения. Если рабочий ток больше тормозного, срабатывает выходной орган защиты с действием на отключение выключателей присоединений поврежденной системы шин, и наоборот, — если тормозной ток больше рабочего, то защита не сработает. В качестве рабочего тока используется дифференциальный ток, то есть геометрическая сумма токов, получаемых от ТТ всех присоединений. Для торможения используют арифметическую сумму токов присоединений. До поступления на вход органа сравнения рабочий и тормозной ток выпрямляются.

Защита предназначена для работы в комплекте с приставкой дополнительного торможения (например, типа ПТ-1), обеспечивающей торможение от трех или четырех групп ТТ, и автотрансформаторами токов (типа АТ-31, АТ-32), предназначенными для расширения диапазона выравнивания токов плеч одной фазы защиты и для ее подключения к ТТ с номинальным вторичным током 1 А.

8.10. Газовая защита трансформаторов

Газовая защита применяется для защиты от повреждений, возникающих внутри масляного бака трансформатора, сопровождающихся выделением газов и интенсивным перемещением масла из бака в расширитель.

Газовая защита — одна из немногих защит, после которых не допускается действие АПВ, поскольку в большинстве случаев отключаемые ею повреждения оказываются устойчивыми.

Газы выделяются при разложении масла и твердых изоляционных материалов под действием электрической дуги, а также при повреждении и перегреве стали магнитопровода.

Кроме того, защита действует и при недопустимом понижении уровня масла в расширителе.

Отключающий элемент газовой защиты переводится действием на сигнал в следующих случаях:

при очистке и регенерации масла и при всех работах в масляной системе трансформатора (например, при замене силикагеля в фильтре работающего трансформатора);

при проверке газовой защиты;

при неисправности газовой защиты;

при неисправности масляной системы или других элементов трансформатора, которые могут вызвать ложную работу газовой защиты;

при доливке масла, если его уровень оказывается ниже газового реле;

при временных взрывных работах вблизи места установки трансформатора.

Газовое реле устанавливается в трубопроводе, соединяющем расширитель с баком трансформатора. Поэтому образующиеся в баке трансформатора газы на своем пути к расширителю проходят через газовое реле.

Реагирующими элементами газового реле могут быть полые геометрические цилиндры, лопасти и открытые алюминиевые чашки.

Газовое реле имеет два (иногда три) реагирующих элемента: верхний, контакты которого действуют на сигнал, и нижний, контакты которого действуют на отключение трансформатора.

Газовое реле имеет смотровое окно для контроля за накоплением в реле масла и кран для отбора пробы газа при срабатывании реле.

При контроле в процессе внешнего осмотра трансформатора и газового реле персонал проверяет уровень масла в расширителе трансформатора, целостность мембраны выхлопной трубы, наличие течи масла из бака. Для химического или хроматографического анализа отбирается проба газа из реле.

Предварительное заключение о состоянии отключившегося трансформатора производится на основе определения объема скопившегося в реле газа, проверки его цвета и горючести. Бело-серый цвет газа свидетельствует о повреждении бумаги и картона, желтый — дерева, темно-синий или черный — масла.

Горючесть газа является признаком повреждения трансформатора. Если газ, выходящий из крана реле, загорается от спички, трансформатор должен быть отключен и не может быть включен после автоматического отключения без испытания и внутреннего осмотра.

Если в газовом реле будет обнаружен воздух, то его следует выпустить из реле.

На практике встречаются случаи неправильного срабатывания газового реле на отключение трансформатора из-за неисправностей цепей вторичных соединений защиты, прохождения сквозных токов КЗ, когда электродинамическое взаимодействие между витками обмоток передается маслу; из-за сотрясения трансформатора при включении или отключении устройств системы охлаждения; из-за толчка масла в момент соединения двух объемов с различными давлениями.

Характерным для всех этих случаев является отсутствие газа в реле. Оно остается заполненным маслом, так как никаких выделений газа в трансформаторе не происходит.

Для нормальной работы трансформатора важное значение имеет уровень масла в нем и в газовой защите. Газовое реле расположено ниже уровня масла в расширителе, поэтому оно должно быть заполнено маслом.

При недостаточном уровне масла и резком понижении температуры наружного воздуха или снижении нагрузки персоналу запрещается переводить газовую защиту на «сигнал», так как при дальнейшем понижении уровня масла может обнажиться и повредиться активная часть трансформатора.

На время доливки масла в трансформатор через расширитель газовую защиту оставляют с действием на «отключение». Ее переводят на «сигнал» при работах, проводимых в масляной системе трансформатора, когда могут иметь место толчки масла или попадание в него воздуха, что приведет к срабатыванию защиты.

Включение трансформатора в работу из резерва или после ремонта производится с включенной на «отключение» газовой защитой.

Осмотр газовых реле производится одновременно с осмотром трансформаторов без их отключения в сроки, предусмотренные ПТЭ:

в установках с постоянным дежурством персонала или с местным персоналом: главных трансформаторов и трансформаторов собственных нужд — один раз в сутки, остальных трансформаторов — один раз в неделю;

в установках без постоянного дежурства персонала — не реже одного раза в месяц, а в трансформаторных пунктах — не реже одного раза в 6 месяцев.

С учетом местных условий и состояния трансформаторов сроки осмотра могут изменяться по решению главного инженера предприятия (технического руководителя организации).

8.11. Защита синхронных компенсаторов

Для защиты СК ПУЭ рекомендует применять следующие защиты:

защиту от токов, обусловленных симметричной нагрузкой, действующей на сигнал с выводом ее на период пуска, если в этом режиме возможно ее действие;

минимальную защиту напряжения, действующую на отключение выключателя СК. Напряжение срабатывания защиты должно быть принято равным 0,1–0,2 Uном, выдержка времени — около 10 с;

защиту, действующую при кратковременном исчезновении питания ПС (например, в бестоковую паузу АПВ питающей линии). Защита должна выполняться в виде минимальной защиты частоты и действовать на отключение выключателя СК или на АГП. Допускается использование защиты, выполненной на других принципах, например, реагирующей на скорость снижения частоты;

защиту от потери возбуждения (снижения тока возбуждения ниже допустимого предела) с действием на отключение СК или на сигнал, которую следует предусматривать на СК мощностью 50 Мвар и более. Для СК, на которых предусматривается возможность перевода на режим работы с отрицательным током ротора, эту защиту допускается не применять.

Для СК, работающего в блоке с трансформатором, при замыкании на землю в обмотке статора должно быть предусмотрено действие защиты, установленной на стороне НН трансформатора.

Если ток замыкания на землю на стороне НН трансформатора превышает 5 А, допускается не устанавливать дугогасящий реактор и выполнять защиту с двумя выдержками времени; с меньшей выдержкой времени предусматривается отключение выключателей СК, а с большей — подача сигнала.

При токе замыкания на землю до 5 А защита должна быть выполнена с одной выдержкой времени и с действием на сигнал. Для СК мощностью 50 Мвар и более должна быть предусмотрена возможность действия защиты на сигнал или на отключение.

На ПС без постоянного дежурства персонала защита СК от перегрузки должна выполняться с независимой выдержкой времени и действовать с меньшей выдержкой времени на сигнал и снижение тока возбуждения, с большей — на отключение СК (если предотвращение длительных перегрузок не обеспечивается устройствами АРВ).

8.12. Устройства резервирования отказов выключателей

УРОВ устанавливаются, в соответствии с ПУЭ, практически на всех ПС 110–220 кВ с двумя и более выключателями.

При отключении повреждений, сопровождающихся отказом выключателя, УРОВ отключает выключатели других электрических цепей, продолжающих питать КЗ. УРОВ подает команду на отключение этих выключателей по истечении времени, достаточного для нормальной работы релейной защиты и отключения выключателя поврежденной цепи.

Пуск УРОВ осуществляется защитой (основной и резервной) поврежденного элемента (линии, трансформатора, шин) одновременно с подачей команды на отключение выключателя. Если выключатель сработал нормально, схема УРОВ возвратится в исходное положение. Если же выключатель откажет при отключении или операция его отключения затянется, по истечении заданной выдержки времени (0,3–0,6 с) УРОВ отключит выключатели присоединений той системы шин, от которой питается электрическая цепь с неотключенным выключателем.

Команда на отключение выключателей подается УРОВ через выходные промежуточные реле своих избирательных органов.

При других схемах соединения, например, многоугольником, УРОВ действует избирательно и отключает выключатели, ближайшие к отказавшему. В результате отключается не вся электроустановка, а только ее часть.

На ПС с двойной системой шин при КЗ на шинах и отказе шиносоединительного выключателя схемой УРОВ предусматривается отключение выключателей другой (неповрежденной) системы шин.

При КЗ на шинах и отказе выключателя трансформатора УРОВ действует на отключение выключателей других его обмоток через выходное промежуточное реле защиты трансформатора.

Если при КЗ на шинах откажет в отключении выключатель линии, защищенной дифференциально-фазной защитой, УРОВ сработает на временную остановку защиты, в результате чего защита сработает и отключит выключатель линии на другом ее конце.

Эксплуатируемые на ПС УРОВ представляют собой сложные устройства, связанные с оперативными цепями многих защит, что повышает вероятность неправильного срабатывания УРОВ при появлении неисправностей в цепях защит или отказ в замыкании контактов выходных реле защит. Ложная и излишняя работа УРОВ или его отказ приводит к тяжелым последствиям.

Для предотвращения неправильных срабатываний УРОВ в их схемах помимо основного пускового органа предусмотрен дополнительный орган, который запрещает (блокирует) работу УРОВ при отсутствии КЗ. Он выполняется с помощью реле, реагирующих на прохождение тока КЗ по цепи, выключатель которой не отключился. Если контакты этих реле остаются разомкнутыми, УРОВ не действует при ложном и излишнем срабатывании защит.

Исправность цепей УРОВ автоматически контролируется специальным промежуточным реле, которое при появлении неполадок в схеме снимает оперативный ток с выходных устройств УРОВ и действует на сигнальное устройство, оповещающее персонал о неисправности.

УРОВ может отключаться оперативным персоналом полностью, полукомплектами (на ПС с двойной системой шин) или отдельными цепями с помощью оперативных накладок. Кроме того, на панели каждой защиты, пускающей УРОВ, имеются указательные реле, переводом которых на «Сигнал» прекращается пуск УРОВ от той или иной защиты.

Операции с накладками персонал обязан выполнять при отключении защит для технического обслуживания, а также при опробовании действия защиты на отключение выключателя; при этом операция отключения цепи пуска УРОВ производится после включения защиты в работу.

Оперативному персоналу при отключении системы шин от УРОВ не следует опробовать шины напряжением вручную без их осмотра, так как при этом возможна подача напряжения на поврежденный трансформатор, выключатель которого не отключился (что исключено при АПВ шин за счет блокировки АПВ шин от защит трансформатора).

8.13. Автоматическое повторное включение линий, шин и трансформаторов

АПВ является одним из средств РЗиА, направленным на повышение надежности электроснабжения, и заключается в автоматическом включении отключенного с помощью аварийной автоматики или по ошибке участка электросети.

АПВ предусматривается для быстрого восстановления питания потребителей, межсистемных и внутренних связей, а также для улучшения условий сохранения устойчивости путем автоматического включения выключателей, отключенных устройствами релейной защиты или отключившихся самопроизвольно тремя фазами.

Все повреждения в электросети условно можно разделить на два типа: устойчивые и неустойчивые.

К устойчивым повреждениям относятся такие, для устранения которых требуется вмешательство оперативного персонала или аварийной бригады. Устойчивые повреждения не самоустраняются, и эксплуатация поврежденного участка электросети невозможна. К подобным повреждениям относятся обрывы проводов, повреждения участков линий, опор ЛЭП, повреждения электрических аппаратов.

Неустойчивые повреждения характеризуются тем, что они самоустраняются в течение короткого промежутка времени после возникновения. Такие повреждения могут возникать, например, при случайном схлестывании проводов. Возникающая при этом электрическая дуга не успевает нанести серьезных повреждений, поскольку через небольшой промежуток времени после возникновения КЗ цепь обесточивается аварийной автоматикой.

Включение отключенного участка сети под напряжением называется повторным включением. В зависимости от того, остался ли этот участок сети в работе или снова отключился, повторные включения разделяют на успешные и неуспешные. Соответственно, успешное повторное включение указывает на неустойчивый характер повреждения, а неуспешное — на то, что повреждение было устойчивым.

Для того чтобы ускорить и автоматизировать процесс повторного включения, применяют устройства АПВ. Их использование в сочетании с другими средствами РЗиА позволяет полностью автоматизировать ПС, избежать тяжелых последствий от ошибочных действий обслуживающего персонала или ложных срабатываний релейной защиты на защищаемом участке электросети.

Согласно требованиям ПУЭ, устройствами АПВ должны снабжаться все ВЛ и кабельно-воздушные линии напряжением 1 кВ и выше, а также трансформаторы, сборные шины ПС и электродвигатели.

В зависимости от количества фаз, на которые действуют устройства АПВ, их разделяют:

на однофазное АПВ, которое включает одну фазу, например, при отключении из-за однофазного КЗ. Применяется в сетях 220 кВ и выше;

трехфазное АПВ, которое включает все три фазы участка цепи. Устанавливается на линиях с односторонним и двусторонним питанием;

комбинированное АПВ, которое включает одну или три фазы в зависимости от характера повреждения участка сети.

Трехфазные АПВ в зависимости от условий работы разделяются:

на простые (ТАПВ);

с проверкой наличия напряжения (АПВНН);

с проверкой отсутствия напряжения (АПВОН);

с ожиданием синхронизма (АПВУС);

в сочетании с самосинхронизацией генераторов и синхронных компенсаторов (АПВС).

В зависимости от того, какое количество раз подряд требуется совершить повторное включение, АПВ разделяют на АПВ однократного действия, двукратного и т. д. Наибольшее распространение получили АПВ однократного действия.

По способу воздействия на выключатель АПВ могут быть:

механические, которые встраиваются в пружинный привод выключателя;

электрические, которые воздействуют на электромагнит включения выключателя.

Поскольку механические АПВ работают без выдержки времени, их использование нецелесообразно, и в современных схемах защитной автоматики используются только электрические АПВ.

По типу защищаемого оборудования АПВ разделяются на АПВ линий, АПВ шин, АПВ электродвигателей и АПВ трансформаторов.

Основной принцип действия АПВ заключается в сравнении положения ключа управления выключателя и состояния этого выключателя. То есть, если на схему АПВ поступает сигнал о том, что выключатель отключился, а со стороны управляющего выключателем ключа приходит сигнал о том, что ключ в положении «Включено», это значит, что произошло незапланированное (аварийное) отключение выключателя. Такой принцип применяется для того, чтобы исключить срабатывание устройства АПВ в случаях, когда произошло запланированное отключение выключателя.

К схемам и устройствам АПВ применяются следующие обязательные требования, связанные с обеспечением надежности электроснабжения:

АПВ должно обязательно срабатывать при аварийном отключении на защищаемом участке сети;

АПВ не должно срабатывать, если выключатель отключился сразу после его включения ключом управления. Такое отключение говорит о том, что в схеме присутствует устойчивое повреждение, и срабатывание АПВ усугубит ситуацию. Для выполнения этого требования делают так, чтобы устройства АПВ приходили в готовность через несколько секунд после включения выключателя. Кроме того, АПВ не должно срабатывать при оперативных переключениях, осуществляемых персоналом;

в схемах АПВ должна присутствовать возможность выведения их для ряда защит, например, после действия газовой защиты трансформатора срабатывание устройства АПВ нежелательно;

устройства АПВ должны срабатывать с заданной кратностью: однократное АПВ должно срабатывать 1 раз, двукратное — 2 раза и т. д.;

после успешного включения выключателя схема АПВ должна самостоятельно вернуться в состояние готовности;

АПВ должно срабатывать с заданной выдержкой времени, обеспечивая возможно быстрое восстановление питания на отключенном участке сети. Как правило, эта выдержка должна быть 0,3–0,5 с. Однако в ряде случаев целесообразно замедлять работу АПВ до нескольких секунд.

8.14. Автоматическое включение резерва

АВР служит для того, чтобы при авариях, когда исчезает напряжение на одной системе шин (секции сборных шин), автоматически восстановить электроснабжение потребителей от резервного источника питания: трансформаторов, линий, смежных секций сборных шин, получающих питание от других источников. Устройства АВР предусматриваются также для автоматического включения резервного оборудования при отключении рабочего оборудования, приводящего к нарушению нормального технологического процесса.

Кроме того, устройства АВР могут предусматриваться для снижения токов КЗ.

Автоматическое включение секционного или шиносоединительного выключателя применяется на двухтрансформаторных ПС, где секции сборных шин питаются раздельно, а секционные выключатели находятся в отключенном положении с действием на них АВР.

Схемы АВР включаются при исчезновении напряжения на сборных шинах, питающих нагрузку. При секционированной одиночной системе сборных шин и питании каждой секции от отдельного источника питания причиной исчезновения напряжения может быть отключение выключателя релейной защитой, самопроизвольно или ошибочно персоналом и др.

Пуск АВР осуществляется вспомогательными контактами отключившегося выключателя рабочего источника.

Чтобы АВР действовал на сборных шинах ВН, он дополнен пусковым органом минимального напряжения. При исчезновении напряжения это орган, подключенный к ТН со стороны НН, воздействует на отключение выключателей трансформатора. После отключения трансформатора со стороны НН схема АВР приходит в действие.

На ПС применяют АВР трансформаторов и секционных (шиносоединительных) выключателей.

Когда на двухтрансформаторной подстанции питание потребителей осуществляется от одного трансформатора, то второй находится, как правило, в автоматическом резерве. При отключении выключателя НН рабочего трансформатора происходит переключение вспомогательных контактов в приводе отключившегося выключателя трансформатора, что приведет к запуску схемы АВР; при этом АВР подействует на включение обоих выключателей ВН и НН резервного трансформатора.

Если резервный трансформатор включился на неустранившееся КЗ, то он отключится релейной защитой после действия АВР и вторично АВР включаться не будет. Это является положительным свойством АВР однократного действия.

Сборные шины могут потерять питание и при отключении выключателя ВН рабочего трансформатора. Для того чтобы в этом случае произошел запуск схемы АВР, вспомогательными контактами отключившегося выключателя ВН подается команда на отключение выключателя НН. Затем после отключения этого выключателя пойдет команда от АВР на включение резервного трансформатора.

При питании трансформаторов от разных секций сборных шин ВН может исчезнуть напряжение на одной из них. При этом схема АВР не будет действовать, так как оба выключателя трансформатора, потерявшего напряжение, останутся включенными. На этот случай предусмотрен пусковой орган минимального напряжения, действие которого приведет к отключению обоих выключателей трансформатора.

При отключении любого выключателя трансформатора переключаются вспомогательные контакты в приводе выключателя НН, при этом через контакты реле положения «Включено» этим выключателем будет включен секционный выключатель.

Для быстрого отключения секционного выключателя при его включении на неустановившееся КЗ предусмотрено ускорение действия максимальной токовой защиты секционного выключателя после АВР.

При питании взаиморезервирующих трансформаторов от общих сборных шин ВН пусковой орган минимального напряжения не устанавливается, так как при исчезновении напряжения на сборных шинах ВН действие АВР становится бесполезным.

Возможны следующие варианты выполнения устройств АВР:

АВР с приоритетом первого ввода, когда электропитание потребителей осуществляется исключительно от первого ввода. В случае пропадания напряжения на нем происходит переключение на второй ввод. При восстановлении напряжения на первом вводе происходит автоматический возврат на этот ввод;

АВР с равноценными вводами может работать длительное время как от первого, так и от второго ввода. В случае пропадания напряжения на первом вводе или принудительном отключении электропитания происходит автоматическое переключение на второй ввод, без возврата на первый, независимо от того, что электропитание может быть восстановлено на первом вводе. Автоматическое переключение на первый ввод происходит в случае пропадания электропитания на втором вводе при условии наличия электропитания на первом вводе. Возможно ручное переключение с одного ввода на другой;

АВР без возврата. При пропадании электропитания на первом вводе АВР автоматически переключается на второй ввод. При восстановлении электропитания на первом вводе переключение производится только в ручном режиме;

АВР может работать в таком режиме, когда каждый ввод работает на своего потребителя независимо от другого. В случае выхода из строя одного из вводов все потребители подключаются к исправному вводу.

С устройствами АВР могут быть совмещены:

световая индикация и звуковая сигнализация;

приборы учета и распределения электроэнергии;

приборы контроля нагрузки и параметров электропитания.

При применении устройств АВР следует учитывать недопустимость их действия на включение потребителей, отключенных устройствами АЧР и противоаварийной автоматики. С этой целью применяются специальные мероприятия (например, блокировка по частоте); в отдельных случаях, при специальном обосновании невозможности выполнения указанных мероприятий, допускается не предусматривать АВР.

8.15. Обслуживание устройств РЗиА

Основные обязанности оперативного персонала при обслуживании устройств РЗиА регламентируются действующими ПТЭ электрических станций и сетей Российской Федерации.

Вторичные обмотки ТТ должны быть всегда замкнуты на реле и приборы или закорочены. Вторичные цепи ТТ, ТН и вторичные обмотки фильтров присоединения ВЧ каналов должны быть заземлены.

В цепях оперативного тока должна быть обеспечена селективность действия аппаратов защиты (предохранителей и автоматических выключателей).

Автоматические выключатели, колодки предохранителей должны иметь маркировку с указанием назначения и тока.

Для выполнения оперативным персоналом на панелях и в шкафах устройств РЗиА переключений с помощью ключей, накладок, испытательных блоков и других приспособлений должны применяться таблицы положения указанных переключающих устройств для используемых режимов или другие наглядные методы контроля, а также программы для сложных переключений.

На щитах управления электростанций и ПС, а также на панелях и шкафах переключающие устройства в цепях РЗиА должны быть расположены наглядно, а однотипные операции с ними должны производиться одинаково.

Силовое электрооборудование электростанций, ПС и электрических сетей должно быть защищено от КЗ и нарушений нормальных режимов устройствами РЗиА, автоматическими выключателями или предохранителями и оснащено устройствами электроавтоматики, в том числе устройствами противоаварийной автоматики и устройствами автоматического регулирования.

В эксплуатации должны быть обеспечены условия нормальной работы аппаратуры РЗиА и вторичных цепей (допустимые температура, влажность, вибрация, отклонения рабочих параметров от номинальных, условия электромагнитной совместимости и др.).

На панелях РЗиА и шкафах двухстороннего обслуживания, а также на панелях и пультах управления на лицевой и оборотной сторонах должны быть надписи, указывающие их назначение в соответствии с диспетчерскими наименованиями.

Установленная на панелях, пультах и в шкафах с поворотными панелями аппаратура должна иметь с обеих сторон надписи или маркировку согласно действующим схемам.

На панелях с аппаратурой, относящейся к разным присоединениям или разным устройствам РЗиА одного присоединения, которые могут проверяться раздельно, должны быть нанесены разграничительные линии и обеспечена возможность установки ограждения при проверке отдельных устройств РЗиА.

Силовое электрооборудование и ЛЭП могут находиться под напряжением только с включенной релейной защитой от всех видов повреждений. При выводе из работы или неисправности отдельных видов защит оставшиеся в работе устройства РЗиА должны обеспечить полноценную защиту электрооборудования и ЛЭП от всех видов повреждений. Если это условие не выполняется, должна быть осуществлена временная быстродействующая защита или введено ускорение резервной защиты, либо присоединение должно быть отключено.

При наличии быстродействующих релейных защит и УРОВ все операции по включению линий, шин и оборудования после ремонта или нахождения без напряжения, а также операции по переключению разъединителями и воздушными выключателями должны осуществляться при введенных в работу этих защитах; если на время проведения операций какие-либо из этих защит не могут быть введены в работу или должны быть выведены из работы по принципу действия, следует ввести ускорение на резервных защитах либо выполнить временную защиту, хотя бы неселективную, но с таким же временем действия, как и постоянная защита.

При включении после монтажа и первом профилактическом контроле изоляции относительно земли электрически связанных цепей РЗиА и всех других вторичных цепей каждого присоединения, а также между электрически не связанными цепями, находящимися в пределах одной панели, за исключением цепей элементов, рассчитанных на рабочее напряжение 60 В и ниже, изоляция должна быть испытана напряжением 1000 В переменного тока в течение 1 мин.

В последующей эксплуатации изоляция цепей РЗиА (за исключением цепей напряжением 60 В и ниже) должна испытываться при профилактических испытаниях напряжением 1000 В переменного тока в течение 1 мин или выпрямленным напряжением 2500 В.

В службе РЗиА (электротехнической лаборатории) энергопредприятия на устройства РЗиА, находящиеся в эксплуатации, должна быть следующая техническая документация:

инструкции или методические указания по наладке и проверке; технические данные об устройствах в виде карт уставок и характеристик;

исполнительные рабочие схемы: принципиальные, монтажные или принципиально-монтажные;

рабочие программы вывода в проверку (ввода в работу) сложных устройств РЗиА с указанием последовательности, способа и места отсоединения их цепей от остающихся в работе устройств РЗиА, цепей управления оборудованием и цепей тока и напряжения; перечень групп устройств, на которые должны быть составлены рабочие программы, утверждается техническим руководителем энергосистемы или энергообъекта.

Результаты технического обслуживания должны быть занесены в паспорт-протокол, а подробные записи по сложным устройствам РЗиА при необходимости должны быть сделаны в рабочем журнале.

Реле, аппараты и вспомогательные устройства РЗиА, за исключением тех, уставки которых изменяет оперативный персонал, разрешается вскрывать только работникам служб РЗиА (электротехнической лаборатории), эксплуатирующим эти устройства, или — в исключительных случаях — по их указанию оперативному персоналу.

Работы в устройствах РЗиА должен выполнять персонал, обученный и допущенный к самостоятельной проверке соответствующих устройств.

На сборках (рядах) зажимов пультов управления, шкафов и панелей не должны находиться в непосредственной близости зажимы, случайное соединение которых может вызвать включение или отключение присоединения, КЗ в цепях оперативного тока или в цепях возбуждения генератора (СК).

Выполнение работ на панелях, пультах, в шкафах и в цепях управления без исполнительных схем, протокола проверки и типовой или рабочей программы вывода (ввода) устройства РЗиА не допускается.

Операции во вторичных цепях ТТ и ТН должны производиться с выводом из действия устройств РЗиА, которые по принципу действия и параметрам настройки (уставкам) могут ложно срабатывать в процессе выполнения указанных операций.

Работы в устройствах РЗиА, которые могут вызвать неправильное отключение присоединений, а также иные непредусмотренные воздействия на оборудование и действующие устройства РЗиА, должны производиться по разрешенной заявке, учитывающей эти возможности.

Периодичность контроля и опробования, перечень аппаратов и устройств, подлежащих опробованию, порядок операций при опробовании, а также порядок действий персонала при выявлении отклонений от норм должны быть установлены местными инструкциями.

Устройства РЗиА и вторичные цепи должны быть проверены и опробованы в объеме и в сроки, указанные в действующих правилах и инструкциях.

После неправильного срабатывания или отказа в срабатывании этих устройств должны быть произведены дополнительные (послеаварийные) проверки.

Провода и жилы контрольных кабелей, присоединенные к сборкам (рядам) зажимов, должны иметь маркировку, соответствующую схемам. Контрольные кабели должны иметь маркировку на концах, в местах разветвления и пересечения потоков кабелей, при проходе их через стены, потолки и проч. Концы свободных жил контрольных кабелей должны быть изолированы.

Релейная защита энергосистем для оперативного персонала

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.

Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.

Добро пожаловать!

Учебное пособие предназначено для слушателей групп повышения квалификации по курсу «Оперативно-диспетчерское управление энергосистемами».

Учебное пособие может быть использовано в практической работе оперативно-диспетчерского персонала АО-энерго, электростанций и ПЭС.

Учебное пособие рассмотрено и одобрено на заседании кафедры «Оперативно-диспетчерское управление энергосистемами».

Научный редактор д.т.н., проф. Г.В.Меркурьев НОУ Центр подготовки кадров энергетики www.cpk-energo.ru Санкт-Петербург (812) 556-91-85 Елецкий К.В. Релейная защита энергосистем для оперативного персонала. 3 Оглавление Общие требования к устройствам релейной защиты и автоматики. 3 1. Дифференциально-фазная высокочастотная защита линий (ДФЗ). 5 2. Дистанционная защита. 12 3. Дифференциальная защита шин. 14 4. Защита от замыканий на землю (МТ ЗНП). 17 5. Защита от замыканий на землю с проверкой направления мощности нулевой последовательности на параллельной линии (поперечная направленная земляная защита). 20 6. Защита от непереключения фаз выключателя (ЗНФ). 21 7. Защиты генераторов. 24 8. Защита трансформаторов и автотрансформаторов. 30 Литература. НОУ Центр подготовки кадров энергетики www.cpk-energo.ru Санкт-Петербург (812) 556-91-Елецкий К.В. Релейная защита энергосистем для оперативного персонала. Общие требования к устройствам релейной защиты и автоматики В процессе эксплуатации на электрооборудовании электростанций и в электрических сетях могут возникать повреждения и ненормальные режимы работы. По условиям обеспечения бесперебойной работы неповрежденной части энергосистемы время отключения повреждений должно составлять десятые и даже сотые доли секунды.

Очевидно, что оперативный персонал не в состоянии в требуемое столь малое время отметить, оценить возникший аварийный режим и принять меры к его ликвидации. Поэтому электроустановки обеспечиваются автоматически действующими устройствами – релейной защитой.

Основным назначением релейной защиты является автоматическое отключение поврежденного элемента от остальной части энергосистемы. Релейная защита должна реагировать также на опасные ненормальные режимы работы электрооборудования.

К устройствам релейной защиты предъявляются следующие основные требования:

1. Селективность (избирательность) – способность устройств релейной защиты отключить при повреждении только поврежденный участок, сводя до минимума объем отключенного электрооборудования.

2. Быстродействие. Отключение повреждения должно производится с минимально возможным временем для уменьшения объема повреждения, сохранения устойчивости работы энергосистемы и уменьшения продолжительности снижения напряжения у потребителей.

Допустимое время отключения к.з. по условию сохранения устойчивости зависит от ряда факторов. Наиболее важным из них является величина остаточного напряжения на шинах электростанций и узловых подстанций. Чем ниже напряжение, тем быстрее нужно отключить к.з.. Наиболее тяжелыми по условию устойчивости являются трехфазные и двухфазные к.з. на землю в сетях с глухозаземленными нейтралами.

Требования к времени действия защиты от ненормальных режимов зависит от их последствий. Часто ненормальные режимы носят кратковременный характер и ликвидируются сами. В таких случаях быстрое отключение не является необходимым. Поэтому отключение оборудования должно производится только тогда, когда возникает НОУ Центр подготовки кадров энергетики www.cpk-energo.ru Санкт-Петербург (812) 556-91-Елецкий К.В. Релейная защита энергосистем для оперативного персонала. действительная опасность для электрооборудования, т.е. в большинстве случаев с выдержкой времени.

3. Чувствительность. Для того, чтобы устройство релейной защиты реагировало на изменения параметров аварийного или ненормального режима (увеличение тока, снижение напряжения и т.д.), оно должно обладать определенной чувствительностью в пределах основной зоны действия, а также (для резервных защит) – с учетом зоны, обеспечивающей дальнее резервирование. Чувствительность устройств защиты проверяется при различных видах повреждений с учетом минимально возможного реального режима работы участка энергосистемы.

4. Надежность. Устройство релейной защиты должно обладать определенной надежностью, т.е. безотказно действовать при повреждениях и ненормальных режимах, для которых оно предназначено и не должно действовать в режимах, когда работа данного устройства не предусматривается. Надежность также обеспечивается возможным упрощением схемы, конструкции, качеством изготовления аппаратуры и монтажа, качеством эксплуатационного обслуживания.

1. Дифференциально-фазная высокочастотная защита линий (ДФЗ) 1.1. Назначение и краткое описание защиты ДФЗ применяется в качестве основной защиты линий электропередачи напряжением 220 кВ и выше (а в некоторых случаях и для защиты линий 110 кВ) в связи с высокими требованиями к РЗ этих линий по быстродействию, чувствительности и селективности, которым не удовлетворяют другие защиты. ДФЗ действует при всех видах к.з. и не реагирует на перегрузки и качания. При неполнофазных режимах защита не действует на отключение линии, что позволяет использовать защиту на линиях, оборудованных устройствами ОАПВ. Защита обладает абсолютной селективностью, т.е. отключает к.з. на защищаемой линии и не реагирует на внешние к.з.

В состав защиты входят два комплекта, установленные по концам защищаемой линии. В комплект защиты, установленной на каждом конце линии, входят:

НОУ Центр подготовки кадров энергетики www.cpk-energo.ru Санкт-Петербург (812) 556-91-Елецкий К.В. Релейная защита энергосистем для оперативного персонала. — конденсатор связи;

Питание цепей переменного тока ДФЗ осуществляется от трансформаторов тока защищаемой линии и трансформаторов напряжения шин или линии.

1.2. Принципы действия защиты Принцип действия защиты – сравнение фаз токов прямой и обратной последовательностей, протекающих по концам защищаемой линии. В защите имеются три основных органа:

— орган управления в.ч.передатчиком (орган манипуляции);

— орган сравнения фаз токов.

Орган пуска Орган пуска при всех видах повреждений на линии пускает в.ч.передатчик, подключает к приемопередатчику орган сравнения фаз токов. Пусковой орган представляет собой комбинированный фильтр токов (напряжений) обратной последовательности. Пусковой орган обладает высокой чувствительностью и производит пуск в.ч.передатчика не только при к.з. на защищаемой линии, но и при к.з. на смежных линиях.

Орган управления в.ч.передатчиком (орган манипуляции) Для осуществления защиты с использованием только одного в.ч.канала трехфазные системы сравниваемых токов двух концов линии преобразуются посредством фильтров токов прямой и обратной последовательности в однофазное напряжение, которое подается в орган управления в.ч.передатчиком. При к.з. в.ч.передатчики с обеих сторон линии пускаются в работу примерно с одинаковой несущей частотой, управляются (манипулируются) при помощи указанного выше напряжения манипуляции, осуществляя периодические открывания и закрывания передатчика с частотой 50 Гц. Таким образом, осуществляется манипуляция в.ч. токов токами к.з. В результате токи высокой частоты передаются при к.з. не непрерывно, а в виде прерывистых в.ч.сигналов. Длительность и отсутствие каждого из этих сигналов равна половине периода промышленной частоты. Фаза манипуНОУ Центр подготовки кадров энергетики www.cpk-energo.ru Санкт-Петербург (812) 556-91-Елецкий К.В. Релейная защита энергосистем для оперативного персонала. лированных сигналов соответствует фазе тока к.з. на конце линии, где установлен передатчик.

Орган сравнения фаз токов Сравнение фаз токов осуществляется в в.ч.приемниках. Органы манипуляции включены таким образом, что передатчики концов линии при внешних к.з. работают в разные полупериоды промышленной частоты, создавая в совокупности непрерывный в.ч.сигнал. При наличии на линии непрерывного в.ч.сигнала орган сравнения фаз токов не действует. При к.з. на защищаемой линии передатчики концов линии работают в одни и те же периоды промышленной частоты, на линии возникает прерывистый в.ч.сигнал, и органы сравнения фаз токов срабатывают, подготавливая цепь отключения. Таким образом, орган сравнения фаз токов определяет, где находится место повреждения – в зоне действия защиты или вне ее.

1.3. Выполнение в.ч.каналов по ЛЭП Передача в.ч.сигналов производится по проводам линий электропередач. Для осуществления такой передачи производится высокочастотная обработка фаз линий, заключающаяся в установке по концам защищаемого участка в.ч.заградителей и конденсаторов связи. Наименьшее количество аппаратуры требуется при обработке фаза-земля.

Высокочастотный канал состоит из проводов ЛЭП, в.ч.заградителей, конденсаторов связи, фильтров присоединения, в.ч.кабеля и приемопередатчиков. В.ч.заградитель препятствует распространению в.ч.сигналов за пределы защищаемого участка. Конденсатор связи создает путь для токов высокой частоты и изолирует приемопередатчик от высокого напряжения. Фильтр присоединения служит для пропускания токов в.ч. только рабочей полосы частот.

1.4. Преимущества и недостатки защиты Основными преимуществами ДФЗ являются быстродействие, абсолютная селективность, достаточно высокая чувствительность, надежность, несмотря на относительную сложность выполнения.

НОУ Центр подготовки кадров энергетики www.cpk-energo.ru Санкт-Петербург (812) 556-91-Елецкий К.В. Релейная защита энергосистем для оперативного персонала. Основные недостатки ДФЗ: высокая стоимость и сложность, обусловленные наличием в.ч.приемопередатчиком.

1.5. Работа защиты при к.з.

При внешнем к.з. токи по концам защищаемой поврежденной линии сдвинуты на угол, близкий 180° (рис.1), поэтому работа в.ч.передатчиков происходит не одновременно, и они посылают в.ч.сигналы, сдвинутые (по фазе) на половину периода промышленной частоты. При суммировании этих в.ч.сигналов на линии получается непрерывный в.ч.сигнал. Поэтому орган сравнения фаз не срабатывает, и защита не действует на отключение.

ПСА ПСВ Напряжение манипуляции со стороны ПСА Напряжение манипуляции со стороны ПСВ в.ч.сигнал со стороны ПСА в.ч.сигнал со стороны ПСВ Суммарный в.ч.сигнал на линии Рис.1.

НОУ Центр подготовки кадров энергетики www.cpk-energo.ru Санкт-Петербург (812) 556-91-Елецкий К.В. Релейная защита энергосистем для оперативного персонала. 1.5.2. К.з. на защищаемой линии При к.з. на защищаемой линии токи по концам линии совпадают по фазе. Передатчики работают одновременно и посылают в.ч.сигналы, совпадающие по фазе. Поэтому сигналы накладываются друг на друга, образуя между этими сигналами паузы (рис.2). Перерывы в токе приема фиксируются органом сравнения, который подготавливает цепь отключения.

ПСА ПСВ Напряжение манипуляции со стороны ПСА Напряжение манипуляции со стороны ПСВ в.ч.сигнал со стороны ПСА в.ч.сигнал со стороны ПСВ Суммарный в.ч.сигнал на линии Рис.2.

1.6. Цепи питания защиты Питание цепей переменного тока осуществляется от трансформаторов тока защищаемой линии и трансформаторов напряжения шин или линии. Неисправность цепей трансформаторов тока может приводить к мгновенному действию защиты на отключение выключателей данного конца линии. При неисправности цепей напряжения ложного действия защиты типов ДФЗ-2, ДФЗ-201, ДФЗ-402, ДФЗ-504 не происходит. Защиты типов ДФЗ-401 и ДФЗ-503 могут ложно срабатывать при неисправности цепей напряжения и при появлении указанной неисправности автоматически выводятся из действия.

НОУ Центр подготовки кадров энергетики www.cpk-energo.ru Санкт-Петербург (812) 556-91-Елецкий К.В. Релейная защита энергосистем для оперативного персонала. Исчезновение оперативного тока защиты может привести к неселективному отключению линии на противоположном конце.

1.7. Цепи сигнализации Пуск защиты сопровождается срабатыванием указательного реле «Пуск защиты». Это реле срабатывает при к.з. на защищаемой линии и может срабатывать при к.з. на смежных линиях и неполнофазных режимах.

Структурная схема ДФЗ 3 2 1 4 5 8 9 8 9 6 1 1 10 10 7 Элементы схемы ДФЗ 1. Выключатель 7. Орган подготовки цепи отключения 2. Трансформатор тока 8. ВЧ передатчик 3. Заградитель 9. ВЧ приемник 4. Конденсатор связи 10. Орган сравнения фаз 5. Орган пуска 11. Орган разрешения отключения 6. Орган манипуляции Срабатывание указательного реле «Вызов» происходит при запуске в.ч.передатчика на противоположном конце линии при отсутствии пуска защиты на данной стороне и служит вызовом оперативному персоналу для обмена в.ч.сигналами.

Указательное реле «Вызов» может срабатывать также от в.ч.помех на линии. Действие ДФЗ на отключение сигнализируется указательным реле «Срабатывание защиты».

НОУ Центр подготовки кадров энергетики www.cpk-energo.ru Санкт-Петербург (812) 556-91-Елецкий К.В. Релейная защита энергосистем для оперативного персонала. 1.8. Ввод защиты в работу В цепи отключения выключателей от защиты установлены накладки. Накладки установлены также в цепи пуска УРОВ и в цепи пуска осциллографа. При наличии ОАПВ пуск УРОВ выполняется от внешних выходных реле и накладка «пуск УРОВ» от ДФЗ разомкнута.

1.9. Эксплуатация защит оперативным персоналом 1. Ввод и вывод ДФЗ производится одновременно с двух сторон.

2. ДФЗ выводится из действия с двух сторон одновременно в следующих случаях:

— при отключении более допустимого величины тока приема при запуске передатчика с одного конца;

— при снижении тока покоя при номинальном напряжении оперативного тока;

— при отсутствии снижения тока покоя при обмене в.ч.сигналами;

— при появлении тока приема, превышающего допустимый, при запуске приемопередатчиков с обеих сторон одновременно.

2.1. При неисправностях в.ч.канала:

исчезновение оперативного тока на приемопередатчике. Обратный ввод защиты при этом может быть произведен не ранее, чем через минут (для приемопередатчиков, выполненных на электронных лампах) после восстановления питания в.ч.поста.

2.2. При неисправности релейной части любого комплекта защиты (в том числе при исчезновении питания оперативным током релейной части ДФЗ).

2.3. При необходимости заземления нижней обкладки конденсатора связи.

2.4. При выводе защиты в проверку.

2.5. При появлении сигнала «Пуск защиты», если он не убирается.

3. Перед операциями с крышками испытательных блоков в токовых цепях ДФЗ должна быть выведена из действия на той стороне, где выполняются переключения в токовых цепях. Нужно иметь в виду, что на время операций с токовыми блоками ДФЗ на противоположной стороне линии становится неселективной. Если операции с токовыми НОУ Центр подготовки кадров энергетики www.cpk-energo.ru Санкт-Петербург (812) 556-91-Елецкий К.В. Релейная защита энергосистем для оперативного персонала. блоками требуют продолжительного времени, ДФЗ должна быть выведена из действия с 2-х сторон.

4. При появлении сигналов «Вызов» ДФЗ выводить из действия не требуется.

2. Дистанционная защита 2.1. Назначение и краткое описание защиты Дистанционными называются защиты с относительной селективностью, выполняемые с использованием реле сопротивления. Реле сопротивления реагируют на отношение напряжения, поданного на реле к току в реле. Работа этих реле определяется местоположением к.з. по отношению к месту их включения. Это отношение пропорционально расстоянию до места повреждения — дистанции, что и определило название защиты.

Реле сопротивления включаются на линейное напряжение и разность фазных токов и предназначены для действия при междуфазных к.з..

При к.з. напряжение, подаваемое на реле, обычно снижается, а ток в реле возрастает. С учетом этого в схемах защиты используются реле минимального сопротивления, реагирующие на снижение сопротивления.

Релейная защита энергосистем для оперативного персонала

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

В рамках круглого стола речь пойдет о Всероссийской диспансеризации взрослого населения и контроле за ее проведением; популяризации медосмотров и диспансеризации; всеобщей вакцинации и т.п.

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

Приказ Министерства энергетики РФ от 12 июля 2020 г. № 548 “Об утверждении требований к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок “Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем и объектов электроэнергетики”

В соответствии с пунктом 2 статьи 28 Федерального закона от 26 марта 2003 г. № 35-Ф3 «Об электроэнергетике» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, № 13, ст. 1177; 2020, № 1 (ч.1), ст. 35) и пунктом 1 постановления Правительства Российской Федерации от 2 марта 2020 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, 2020, № 11, ст. 1562) приказываю:

1. Утвердить прилагаемые требования к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок «Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем и объектов электроэнергетики».

2. Настоящий приказ вступает в силу по истечении трех месяцев со дня его официального опубликования.

Министр А.В. Новак

Зарегистрировано в Минюсте РФ 20 августа 2020 г.

УТВЕРЖДЕНЫ
приказом Минэнерго России
от 12 июля 2020 г. № 548

Требования
к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок «Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем и объектов электроэнергетики»

I. Общие положения

1. Настоящие требования к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок «Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем и объектов электроэнергетики» (далее — Правила) устанавливают порядок организации и предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части Единой энергетической системы России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, а также технологических нарушений в работе электрических сетей, объектов электроэнергетики (далее при совместном упоминании — ликвидация нарушений нормального режима), определяют порядок действий диспетчерского персонала субъектов оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике (далее — диспетчерский персонал, диспетчер) и оперативного персонала субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии (далее — оперативный персонал) по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем.

2. Правила распространяются на:

системного оператора, иных субъектов оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных электроэнергетических системах;

субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, владеющих на праве собственности или ином законном основании объектами по производству электрической энергии и (или) объектами электросетевого хозяйства, входящими в состав Единой энергетической системы России или технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем (далее — владельцы объектов электроэнергетики);

потребителей электрической энергии, энергопринимающие установки которых подключены под действие противоаварийной автоматики и (или) включены в графики аварийного ограничения режима потребления электрической энергии и мощности, и потребителей электрической энергии, владеющих на праве собственности или ином законном основании энергопринимающими установками максимальной мощностью 5 МВт или более, изменение нагрузки энергопринимающих установок которых отнесено к объектам диспетчеризации субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике (далее — потребители, участвующие в противоаварийном управлении).

3. Требования по ликвидации нарушений нормального режима в тепловой части объектов по производству электрической энергии, устанавливаемые правилами технической эксплуатации объектов теплоснабжения и инструкциями по ликвидации нарушений в работе объектов по производству электрической энергии, утверждаемыми собственниками или иными законными владельцами таких объектов, не должны противоречить требованиям Правил и (или) препятствовать их выполнению.

4. В Правилах используются термины и определения в значениях, установленных законодательством Российской Федерации, ГОСТ Р 58085-2020 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем. Нормы и требования», утвержденным приказом Росстандарта от 13.03.2020 № 129-ст (Стандартинформ, 2020), и ГОСТ Р 57114-2020 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Электроэнергетические системы. Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике и оперативно-технологическое управление. Термины и определения», утвержденным приказом Росстандарта от 04.10.2020 № 1302-ст (Стандартинформ, 2020).

5. В Правилах используются следующие сокращения и обозначения:

АВР автоматический ввод резерва;
АЛАР автоматическая ликвидация асинхронного режима;
АПВ автоматическое повторное включение;
АЧР автоматическая частотная разгрузка;
АЭС атомная электростанция;
ВЛ воздушная линия электропередачи;
ГЭС гидроэлектростанция;
ГАЭС гидроаккумулирующая электростанция;
ГВО график временного отключения потребления;
ДЗШ дифференциальная защита шин;
ДЦ диспетчерский центр субъекта оперативнодиспетчерского управления в электроэнергетике;
ЕЭС России Единая энергетическая система России;
КВЛ кабельно-воздушная линия электропередачи;
КЗ короткое замыкание;
КИВ контроль изоляции вводов;
КЛ кабельная линия электропередачи;
КРУЭ комплектное распределительное устройство с элегазовой изоляцией;
ЛЭП линия электропередачи;
МДП максимально допустимый переток активной мощности в контролируемом сечении;
ПА противоаварийная автоматика;
РАСП регистратор аварийных событий и процессов;
РЗ релейная защита;
РЗА релейная защита, противоаварийная, режимная, сетевая автоматика, устройства регистрации аварийных событий и процессов, технологическая автоматика объектов электроэнергетики;
РПН регулирование напряжения под нагрузкой;
РУ распределительное устройство;
СКРМ средство компенсации реактивной мощности;
СН собственные нужды;
СШ секция (система) шин;
ТСН трансформатор собственных нужд;
УРОВ устройство резервирования отказа выключателя;
ЦУС центр управления сетями сетевой организации;
ЧАПВ частотная автоматика повторного включения;
ЧДА частотная делительная автоматика;
ШСВ шиносоединительный выключатель.

6. Ликвидация нарушений нормального режима осуществляется совместными действиями диспетчерского и оперативного персонала, направленными на изменение технологического режима работы и эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования и устройств объектов электроэнергетики.

7. В зависимости от нарушения нормального режима, распределения ЛЭП, оборудования и устройств РЗА по способу управления (ведения), действия по ликвидации нарушения нормального режима осуществляются под руководством персонала, руководящего ликвидацией нарушения нормального режима, к которому относится:

диспетчерский персонал, осуществляющий во время ликвидации нарушения нормального режима координацию действий оперативно подчиненного ему диспетчерского и (или) оперативного персонала;

оперативный персонал, осуществляющий во время ликвидации нарушения нормального режима координацию действий подчиненного ему оперативного персонала.

8. При ликвидации нарушений нормального режима диспетчерский и оперативный персонал должен действовать в соответствии с требованиями Правил, инструкций по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима, разработанных и утвержденных в соответствии с главой II Правил, а также руководствоваться знаниями и опытом управления режимами работы энергосистем и объектов электроэнергетики.

9. Действия диспетчерского и оперативного персонала по ликвидации нарушений нормального режима должны быть направлены (в порядке снижения приоритетности) на:

обеспечение безопасности персонала объектов электроэнергетики;

исключение повреждения ЛЭП и оборудования объектов электроэнергетики;

предотвращение развития и локализацию нарушения нормального режима;

обеспечение допустимых значений параметров электроэнергетического режима;

восстановление электроснабжения потребителей электрической энергии;

создание наиболее надежной послеаварийной схемы энергосистемы (объектов электроэнергетики).

10. При выборе способа ликвидации нарушений нормального режима должны учитываться доступный объем, эффективность и время реализации мероприятий по ликвидации нарушений нормального режима.

В случае прогнозируемого выхода параметров электроэнергетического режима энергосистемы (технологических параметров работы электрической сети, объекта электроэнергетики) за пределы допустимых значений, соответствующие команды и указания должны отдаваться диспетчерским, оперативным персоналом заранее, исходя из оценки текущей и прогнозируемой ситуации в энергосистеме (энергорайоне, электрических сетях, на объекте электроэнергетики), с учетом необходимого объема и предполагаемого времени реализации мероприятий, необходимых для предотвращения выхода параметров электроэнергетического режима за пределы допустимых значений (далее — заблаговременно).

11. При ликвидации нарушений нормального режима допускается:

использовать допустимую по величине и длительности перегрузочную способность ЛЭП и оборудования, определяемую с учетом информации о технических параметрах и характеристиках ЛЭП и оборудования, предоставленной владельцами объектов электроэнергетики (их филиалами);

осуществлять управление электроэнергетическим режимом без учета требований к приоритетности изменения нагрузки электрических станций, установленных Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. № 1172 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2011, № 14, ст. 1916; 2020, № 28, ст. 4223).

12. В целях координации действий по ликвидации нарушений нормального режима диспетчерский персонал имеет право корректировать действия подчиненного диспетчерского и (или) оперативного персонала, в том числе при действиях с ЛЭП и оборудованием, не являющимися объектами диспетчеризации.

13. Одновременно с ликвидацией нарушений нормального режима диспетчерский и оперативный персонал должен незамедлительно информировать:

обо всех изменениях технологического режима и эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования и устройств, связанных с ликвидацией нарушений нормального режима диспетчерский и оперативный персонал, в диспетчерском и технологическом (соответственно) управлении или ведении которого оно находится;

о ходе ликвидации нарушений нормального режима вышестоящий диспетчерский и оперативный персонал соответственно.

Ликвидация нарушения нормального режима является приоритетной задачей по отношению к информированию диспетчерского и оперативного персонала в соответствии с абзацами первым — третьим настоящего пункта Правил.

14. Диспетчерский и (или) оперативный персонал обязан самостоятельно, в пределах своих функций и ответственности, выполнять действия по ликвидации нарушений нормального режима. Все самостоятельные действия диспетчерского и оперативного персонала не должны приводить к развитию и (или) препятствовать ликвидации нарушения нормального режима. Самостоятельные действия диспетчерского и (или) оперативного персонала, выполнение которых разрешается (не допускается) должны быть определены в инструкциях по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима.

15. Диспетчерский и (или) оперативный персонал при принятии решений должен учитывать самостоятельные действия другого диспетчерского и оперативного персонала.

16. Диспетчерский и (или) оперативный персонал, осуществляющий ликвидацию нарушения нормального режима, несет ответственность за правильность действий при ликвидации нарушения нормального режима, независимо от указаний административно-технического персонала, за исключением случаев, указанных в пункте 17 Правил.

17. Административно-технический персонал имеет право отстранить от ликвидации нарушения нормального режима непосредственно административно подчиненный себе диспетчерский или оперативный персонал, приняв руководство ликвидацией нарушения нормального режима на себя или поручив его другому работнику из числа диспетчерского или оперативного персонала. Отстранение диспетчерского или оперативного персонала от ликвидации нарушения нормального режима оформляется записью в оперативном журнале, с последующим уведомлением соответствующего диспетчерского или оперативного персонала.

18. Диспетчерские команды, выдаваемые диспетчерским персоналом, и указания на изменение эксплуатационного состояния или технологического режима работы ЛЭП, оборудования, устройств объектов электроэнергетики, выдаваемые в процессе ликвидации нарушения нормального режима соответствующим оперативным персоналом по каналам связи другому оперативному персоналу (далее — команды), не подлежат исполнению, если их исполнение создает угрозу жизни людей, угрозу повреждения оборудования объектов электроэнергетики или может привести к нарушению условий безопасной эксплуатации атомных электростанций.

О своем отказе выполнить команду персонал, получивший команду, докладывает персоналу, отдавшему команду, и своему руководящему административно-техническому персоналу, с оформлением записи в оперативном журнале с указанием причины.

19. Все переключения в электроустановках при ликвидации нарушений нормального режима должны производиться в соответствии с требованиями инструкций по производству переключений, разработанных и утвержденных в соответствующем ДЦ, ЦУС или для соответствующего объекта (группы объектов) электроэнергетики, с соблюдением требований правил по охране труда при эксплуатации электроустановок.

20. При необходимости выполнения неотложных действий по ликвидации нарушения нормального режима и обусловленного этим привлечения работника из числа диспетчерского (оперативного) персонала к сверхурочной работе в соответствии со статьей 99 Трудового кодекса Российской Федерации (Собрание законодательства Российской Федерации, 2002, № 1 (ч.1), ст. 3; 2006, № 27, ст. 2878; 2011, № 50, ст. 7359) приемка и сдача смены диспетчерским и (или) оперативным персоналом непосредственно во время ликвидации нарушения нормального режима не осуществляются, за исключением случаев, указанных в абзацах втором — пятом настоящего пункта Правил. Пришедший на смену диспетчерский или оперативный персонал может привлекаться к работе по усмотрению лица, руководящего ликвидацией нарушения нормального режима, в пределах его должностных обязанностей.

С учетом текущей и прогнозируемой ситуации в энергосистеме (энергорайоне, электрических сетях, на объекте электроэнергетики), предполагаемого времени реализации мероприятий по ликвидации нарушения нормального режима, требующих времени, выходящего за продолжительность текущей дежурной смены, сдача и приемка смены осуществляются:

диспетчерским персоналом — только по разрешению диспетчера ДЦ, руководящего ликвидацией нарушения нормального режима;

оперативным персоналом — только по разрешению диспетчера ДЦ или вышестоящего оперативного персонала, руководящих ликвидацией нарушения нормального режима;

при ликвидации нарушений нормального режима без участия диспетчерского и вышестоящего оперативного персонала — с разрешения руководящего административно-технического персонала объекта электроэнергетики.

21. Все оперативные переговоры диспетчерского и оперативного персонала при ликвидации нарушений нормального режима должны регистрироваться электронными средствами фиксации переговоров.

22. При ликвидации нарушений нормального режима, указанных в главах III — XI Правил, должны соблюдаться требования, установленные указанными главами. Требования к ликвидации иных нарушений нормального режима в электрической части энергосистем и на объектах электроэнергетики, не указанных в главах III — XI Правил, устанавливаются инструкциями по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима и не должны противоречить требованиям Правил.

23. Действия по предотвращению развития и ликвидации нарушения нормального режима работы на объектах электроэнергетики, указанные в главах IX — XI Правил, выполняются диспетчерским и (или) оперативным персоналом. Распределение между диспетчерским и оперативным персоналом функций по выполнению указанных действий осуществляется в соответствии с распределением ЛЭП, оборудования и устройств РЗА по способу управления (ведения).

II. Требования к инструкциям по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима

24. Инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима должны разрабатываться в каждом ДЦ, ЦУС, а также для каждой электрической станции, подстанции и (или) каскада (группы) электрических станций (группы подстанций), в том числе принадлежащих потребителям.

Инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима должны учитывать особенности электроэнергетического режима энергосистемы (технологических режимов работы электрической сети, объекта электроэнергетики), конфигурации электрической сети, нормальных и ремонтных схем электрических соединений электроустановок, конструкцию и состав оборудования, исполнение устройств РЗА, а также распределение ЛЭП, оборудования и устройств РЗА по способу управления и ведения.

25. ДЦ должны разрабатывать и утверждать инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима для своих операционных зон в соответствии с требованиями Правил и инструкций по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима вышестоящего ДЦ.

26. ЦУС должен разрабатывать и утверждать инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима в электроустановках объектов электросетевого хозяйства, находящихся в технологическом управлении или ведении ЦУС. Указанные инструкции должны разрабатываться в соответствии с требованиями Правил, с учетом требований инструкций по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима всех ДЦ, объекты диспетчеризации которых находятся на объектах электросетевого хозяйства, в отношении которых ЦУС осуществляет функции технологического управления и ведения, и инструкций по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима вышестоящих ЦУС.

27. Владельцы объектов электроэнергетики (их филиалы) должны разрабатывать и утверждать инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима для принадлежащих им объектов электроэнергетики.

Инструкция по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической станции (подстанции) должна разрабатываться в соответствии с требованиями Правил, с учетом требований инструкций по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима всех ДЦ, в диспетчерском управлении или ведении которых находятся оборудование, устройства РЗА электрической станции (подстанции) или отходящие от нее ЛЭП, а также требований инструкций по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима ЦУС, в технологическом управлении или ведении которого находятся оборудование, устройства РЗА подстанции или отходящие от нее ЛЭП.

28. Инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима, разрабатываемые владельцами объектов электроэнергетики (их филиалами), подлежат согласованию им с соответствующим ДЦ в части самостоятельных действий оперативного персонала по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима в электрической части энергосистем (объектов электроэнергетики), в состав которых входят объекты диспетчеризации, в том числе в случае отсутствия (потери) связи с ДЦ.

Порядок согласования указанных в абзаце первом настоящего пункта инструкций с ДЦ определяются договорами возмездного оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и безвозмездными соглашениями о технологическом взаимодействии в целях обеспечения надежности функционирования Единой энергетической системы России (технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем), заключаемыми в соответствии со статьей 16 Федерального закона от 26 марта 2003 г. № 35-Ф3 «Об электроэнергетике» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, № 13, ст. 1177; 2007, № 45, ст. 5427; 2010, № 26 (поправка); 2020, № 27, ст. 3955).

III. Предотвращение и ликвидация недопустимых отклонений частоты электрического тока

29. При управлении электроэнергетическим режимом диспетчерский персонал, ответственный за регулирование частоты электрического тока (далее — частота) в энергосистеме, должен производить оценку текущего и прогнозируемого баланса мощности с учетом потребления электрической мощности, состава и режима работы генерирующего оборудования, а также пропускной способности электрической сети.

30. При разделении энергосистемы (отделении части синхронной зоны на изолированную работу или электрической станции (генерирующего оборудования) на изолированный район), в части синхронной зоны или изолированном районе должны быть определены диспетчерский персонал, ответственный за регулирование частоты, и электрическая станция, осуществляющая регулирование частоты.

Определение диспетчерского персонала, ответственного за регулирование частоты в изолированном районе (части синхронной зоны), осуществляется диспетчерским персоналом, руководящим ликвидацией нарушения нормального режима.

Определение электрической станции, осуществляющей регулирование частоты, осуществляется диспетчерским персоналом, ответственным за регулирование частоты в изолированном районе (части синхронной зоны).

31. Выполняемые диспетчерским персоналом действия, связанные с регулированием частоты, не должны приводить к недопустимому в соответствии с главами III, IV, V Правил изменению перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, токовых нагрузок ЛЭП и электросетевого оборудования, уровней напряжения в электрической сети.

32. Оперативному персоналу электрических станций не допускается выполнять самостоятельные действия, направленные на противодействие первичному регулированию частоты генерирующим оборудованием, при мощности генерирующего оборудования, находящейся в пределах регулировочного диапазона.

33. Предотвращение и ликвидация снижения частоты электрического тока должны осуществляться в соответствии с пунктами 34 — 42 Правил.

34. При прогнозировании недопустимого снижения частоты электрического тока, диспетчерский персонал, ответственный за регулирование частоты в синхронной зоне, заблаговременно должен отдавать диспетчерские команды на:

подготовку ГАЭС к работе в генераторном режиме;

изменение режима работы ГЭС с целью обеспечения возможности их максимальной загрузки на период прогнозируемого недопустимого снижения частоты;

запрет вывода в ремонт (резерв) ЛЭП, оборудования и устройств РЗА, отключенное состояние которых ограничивает выдачу активной мощности из энергорайонов с избытком мощности;

включение в работу генерирующего оборудования, находящегося в холодном резерве;

ввод в работу ЛЭП, оборудования и устройств РЗА, отключенное состояние которых ограничивает выдачу активной мощности из энергорайонов с избытком мощности;

ввод графиков ограничения режима потребления электрической энергии (мощности).

35. При снижении частоты ниже 49,95 Гц в первой синхронной зоне (ниже 49,80 Гц во второй синхронной зоне или временно выделенных на изолированную работу частях энергосистем), диспетчерский персонал, ответственный за регулирование частоты, должен на основании данных автоматизированных систем диспетчерского управления, опроса диспетчерского и оперативного персонала выяснить причины снижения частоты и принять меры к восстановлению частоты до нормально допустимого уровня посредством:

реализации резервов активной мощности генерирующего оборудования электростанций на загрузку;

использования допустимой аварийной перегрузочной способности генерирующего оборудования электростанций, определяемой на основании данных, предоставленных в ДЦ владельцами объектов электроэнергетики (их филиалами);

запрета отключения, находящегося в работе генерирующего оборудования электростанций;

дополнительной загрузки генерирующего оборудования электростанций за счет изменения температуры теплосети и (или) расхода пара из производственных отборов паровых турбин;

запрета вывода в ремонт ЛЭП, оборудования и устройств РЗА, отключение которых ограничивает выдачу активной мощности из энергорайонов с избытком мощности;

ввода в работу ЛЭП, оборудования и устройств РЗА, отключенное состояние которых ограничивает выдачу активной мощности из энергорайонов с избытком мощности;

изменения сальдо перетоков мощности электроэнергетических систем иностранных государств, работающих параллельно с Единой энергетической системой России;

перевода нагрузки из синхронной зоны (временно выделенной на изолированную работу части энергосистемы) со сниженной частотой в смежную синхронную зону;

перевода генерирующего оборудования электростанций в синхронную зону (временно выделенную на изолированную работу часть энергосистемы) со сниженной частотой из смежной синхронной зоны.

36. При снижении частоты ниже 49,80 Гц дополнительно к мероприятиям по пункту 35 Правил с учетом их достаточности и времени реализации, диспетчерский персонал, ответственный за регулирование частоты, отдает диспетчерские команды на введение в действие ГВО.

37. При определении требуемого объема ГВО необходимо использовать информацию о крутизне статической частотной характеристики синхронной зоны. При отсутствии иных данных объем ГВО определяется как 1% мощности нагрузки на 0,05 Гц изменения частоты.

38. При снижении частоты ниже 49,0 Гц, диспетчерским персоналом должна учитываться разгрузка (отключение) генерирующего оборудования АЭС.

39. При снижении частоты ниже 48,00 Гц, диспетчерским персоналом и оперативным персоналом электростанций должна учитываться возможность выделения электростанций (генерирующего оборудования) на работу со сбалансированной нагрузкой действием ЧДА.

При отказе ЧДА оперативный персонал электростанции должен самостоятельно или совместно с диспетчерским персоналом провести мероприятия по выделению электростанции (генерирующего оборудования) на работу со сбалансированной нагрузкой. Указанные действия должны производиться в соответствии с местной инструкцией по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима.

После выделения электростанции (генерирующего оборудования) на работу со сбалансированной нагрузкой оперативный персонал должен обеспечить надежную работу основного и вспомогательного оборудования, в том числе механизмов собственных нужд.

40. При восстановлении частоты после ее снижения, сопровождавшегося действием АЧР, диспетчерский персонал должен учитывать настройки и объемы ЧАПВ.

41. Включение отключенной нагрузки потребителей должно производиться с контролем частоты, перетоков активной мощности в контролируемых сечениях и токовой нагрузки ЛЭП и оборудования.

42. При работе с частотой ниже 49,80 Гц на объектах электроэнергетики не допускается проведение переключений, за исключением переключений, необходимых для ликвидации нарушения нормального режима.

43. Предотвращение и ликвидация недопустимого повышения частоты электрического тока должна осуществляться в соответствии пунктами 44 — 46 Правил.

44. При прогнозировании недопустимого повышения частоты электрического тока, диспетчерский персонал, ответственный за регулирование частоты в синхронной зоне, заблаговременно должен отдать диспетчерские команды на:

подготовку ГАЭС к работе в двигательном режиме;

запрет вывода в ремонт ЛЭП, оборудования и устройств РЗА, отключенное состояние которых приводит к необходимости загрузки или невозможности разгрузки генерирующего оборудования электростанций;

ввод в работу ЛЭП, оборудования и устройств РЗА, включение которых обеспечивает возможность разгрузки генерирующего оборудования электростанций;

отключение в резерв генерирующего оборудования, находящегося в работе;

разгрузку атомных электростанций.

45. При повышении частоты выше 50,05 Гц в первой синхронной зоне (выше 50,20 Гц во второй синхронной зоне или временно выделенных на изолированную работу частях энергосистем), диспетчерский персонал, ответственный за регулирование частоты в синхронной зоне, должен на основании данных автоматизированных систем диспетчерского управления, опроса диспетчерского и оперативного персонала выяснить причины повышения частоты и принять меры к восстановлению частоты до нормально допустимого уровня посредством:

реализации резервов активной мощности генерирующего оборудования электростанций на разгрузку;

перевода ГАЭС в двигательный режим;

запрета вывода в ремонт ЛЭП, оборудования и устройств РЗА, отключение которых приводит к необходимости загрузки или невозможности разгрузки генерирующего оборудования электростанций;

ввода в работу ЛЭП, оборудования и устройств РЗА, включение которых обеспечивает возможность разгрузки генерирующего оборудования электростанций;

разгрузки генерирующего оборудования электростанций до технического минимума, в том числе отключением котлов на дубль — блоках, газовых (паровых) турбин в составе парогазовых и газотурбинных установок;

разгрузки атомных электростанций;

отключения в резерв генерирующего оборудования, находящегося в работе.

46. При повышении частоты выше 50,50 Гц, диспетчерским персоналом и оперативным персоналом электростанций должно учитываться действие устройств автоматики ограничения повышения частоты.

IV. Предотвращение и ликвидация недопустимых отклонений напряжения

47. Регулирование и контроль напряжения осуществляется на объектах электроэнергетики, в том числе в контрольных пунктах, определяемых субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и сетевыми организациями.

48. Наибольшие рабочие напряжения для ЛЭП и электросетевого оборудования в условиях эксплуатации определяются в соответствии с ГОСТ Р 57382-2020 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Электроэнергетические системы. Стандартный ряд номинальных и наибольших рабочих напряжений», утвержденным и введенным в действие приказом Росстандарта от 16.01.2020 № 12-ст (опубликован на официальном сайте Росстандарта в январе 2020, в ИУС 6 — 2020), и данными организаций-изготовителей оборудования.

49. В инструктивных документах, разработанных и утвержденных в соответствующем ДЦ, ЦУС, для соответствующего объекта (группы объектов) электроэнергетики (далее — местные инструкции), должны указываться:

допустимые по величине и длительности повышения напряжения для различного вида оборудования, учитывающие требования, указанные в приложении к Правилам, а также данные организаций-изготовителей оборудования;

минимально допустимые и аварийно допустимые напряжения в контрольных пунктах.

50. Персонал, осуществляющий регулирование напряжения, должен выполнять оценку прогнозируемого недопустимого снижения или повышения напряжения с учетом прогнозируемого изменения потребления, топологии электрической сети, перетоков активной и реактивной мощности, а также состава генерирующего оборудования на электростанциях и средств компенсации реактивной мощности.

51. Предотвращение и ликвидация недопустимого снижения напряжения должна осуществляться с соблюдением требований пунктов 52 — 57 Правил.

52. При прогнозировании недопустимого снижения напряжения диспетчерский и оперативный персонал, осуществляющий регулирование напряжения, заблаговременно должен отдать команды на:

отключение шунтирующих реакторов и СКРМ, работающих только в режиме потребления реактивной мощности;

включение находящихся в резерве и запрет вывода в ремонт СКРМ, работающих в режиме выдачи реактивной мощности;

изменение коэффициентов трансформации трансформаторного оборудования, оснащенного устройствами РПН;

запрет вывода в ремонт ЛЭП, отключение которых приводит к недопустимому снижению напряжения;

ввод в работу ЛЭП, включение которых приводит к повышению напряжения; изменение состава включенного генерирующего оборудования электростанций с целью обеспечения увеличения выдачи реактивной мощности и (или) повышения напряжения за счет перераспределения перетоков активной мощности.

53. При снижении напряжения в контрольных пунктах ниже нижней границы графика напряжения персонал, осуществляющий регулирование напряжения, на основании данных автоматизированных систем диспетчерского (технологического) управления, опроса диспетчерского и оперативного персонала должен выяснить причины снижения напряжения и принять меры к повышению напряжения посредством:

увеличения загрузки по реактивной мощности генерирующего оборудования и СКРМ;

отключения шунтирующих реакторов и СКРМ, работающих только в режиме потребления реактивной мощности;

включения находящихся в резерве СКРМ, работающих в режиме выдачи реактивной мощности;

изменения коэффициентов трансформации трансформаторного оборудования, оснащенного устройствами РПН.

54. При снижении напряжения ниже минимально допустимого дополнительно к мероприятиям, указанным в пункте 53 Правил, персонал, осуществляющий регулирование напряжения, должен:

увеличить загрузку генерирующего оборудования и СКРМ по реактивной мощности до уровня разрешенных аварийных перегрузок с реализацией мероприятий, предотвращающих отключение генерирующего оборудования защитами от перегрузки тока ротора и (или) статора и отключение СКРМ технологическими защитами;

снизить перетоки активной мощности по ЛЭП;

разгрузить генерирующее оборудование по активной мощности и дополнительно загрузить его по реактивной мощности.

55. Если проведение мероприятий в соответствии с пунктом 54 Правил не обеспечило повышения напряжения до минимально допустимого, персоналом, осуществляющим регулирование напряжения, должны вводиться в действие ГВО.

56. При использовании перегрузочной способности генерирующего оборудования (СКРМ) необходимо учитывать разгрузку оперативным персоналом электростанций (подстанций), генерирующего оборудования (СКРМ) до номинальных токов статора и ротора (оборудования) при истечении допустимой длительности перегрузки.

57. Если действия, предусмотренные пунктами 53 — 55 Правил, не привели к повышению напряжения на шинах собственных нужд электростанции выше аварийно допустимого, для предотвращения нарушения нормального режима механизмов СН и полного останова генерирующего оборудования электростанции необходимо осуществить выделение электростанции (генерирующего оборудования) на работу со сбалансированной нагрузкой.

При отсутствии или отказе системы автоматического выделения электростанции (генерирующего оборудования) на работу со сбалансированной нагрузкой при снижении напряжения оперативный персонал электростанции должен самостоятельно или совместно с диспетчерским персоналом провести мероприятия по выделению электростанции (генерирующего оборудования) на работу со сбалансированной нагрузкой. Указанные действия должны производиться в соответствии с инструкцией по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима.

После выделения электростанции (генерирующего оборудования) на работу со сбалансированной нагрузкой оперативный персонал должен обеспечить надежную работу основного и вспомогательного оборудования, а также механизмов собственных нужд.

58. Предотвращение и ликвидация недопустимого повышения напряжения должны осуществляться с соблюдением требований пунктов 59 — 62 Правил.

59. При прогнозировании недопустимого повышения напряжения, диспетчерский и оперативный персонал, осуществляющий регулирование напряжения, заблаговременно должен отдать команды на:

включение находящихся в резерве и запрет вывода в ремонт шунтирующих реакторов и СКРМ, работающих в режиме потребления реактивной мощности;

отключение СКРМ, работающих только в режиме выдачи реактивной мощности;

запрет вывода в ремонт ЛЭП, отключение которых приводит к недопустимому повышению напряжения;

перевод генерирующего оборудования в режим синхронного компенсатора;

изменение коэффициентов трансформации трансформаторного оборудования, оснащенного устройствами РПН;

изменение состава включенного генерирующего оборудования электростанций с целью обеспечения увеличения потребления реактивной мощности и (или) снижения напряжения за счет перераспределения перетоков активной мощности.

60. При повышении напряжения в контрольных пунктах выше верхней границы графика напряжения или на оборудовании объектов электроэнергетики выше наибольшего рабочего напряжения, персонал, осуществляющий регулирование напряжения, на основе данных автоматизированных систем диспетчерского (технологического) управления, опроса диспетчерского и оперативного персонала должен выяснить причины повышения напряжения и принять меры к снижению напряжения посредством:

снижения загрузки по реактивной мощности СКРМ, в том числе с переводом СКРМ, работающих в режиме выдачи реактивной мощности, в режим потребления реактивной мощности;

снижения загрузки по реактивной мощности генерирующего оборудования, работающего в режиме выдачи реактивной мощности, или увеличения потребления реактивной мощности генерирующего оборудования, работающего в режиме потребления реактивной мощности;

включения находящихся в резерве шунтирующих реакторов и СКРМ, работающих в режиме потребления реактивной мощности;

отключения СКРМ, работающих только в режиме выдачи реактивной мощности;

перевода генерирующего оборудования, работающего в режиме выдачи реактивной мощности, в режим потребления реактивной мощности;

перевода генерирующего оборудования в режим синхронного компенсатора с потреблением реактивной мощности;

изменения коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН.

61. При угрозе превышения допустимой длительности работы с напряжением, превышающим наибольшее рабочее значение, персонал, осуществляющий регулирование напряжения, обязан принять дополнительные меры (с учетом времени их реализации) к снижению напряжения посредством:

разгрузки генерирующего оборудования по активной мощности и дополнительной разгрузки по реактивной мощности;

перераспределения перетоков активной мощности по ЛЭП; вывода в резерв ЛЭП (только выключателями), отключение которых приводит к наибольшему снижению напряжения.

62. При управлении электроэнергетическими режимами необходимо в случае отсутствия данных организации-изготовителя оборудования руководствоваться значениями допустимой кратности повышения напряжения промышленной частоты (линейного и фазного) по отношению к наибольшему рабочему напряжению и их продолжительности, представленными в приложении к Правилам.

V. Предотвращение и ликвидация перегрузки линий электропередачи, электросетевого оборудования и контролируемых сечений

63. Работа с токовой нагрузкой ЛЭП и электросетевого оборудования, превышающей длительно допустимую токовую нагрузку, допускается по разрешению собственника или иного законного владельца оборудования.

64. При вынужденном сочетании плановых и аварийных ремонтов линий электропередачи, электросетевого и генерирующего оборудования, приводящих к увеличению риска выхода параметров электроэнергетического режима за пределы допустимых значений, при снижении запасов топлива на тепловых электростанциях или гидроресурсов на гидроэлектростанциях до уровня, при котором возникает риск наступления вышеуказанного последствия, а также для снижения объема аварийных ограничений режима потребления электрической энергии (мощности) или предотвращения их ввода, возможна длительная работа с превышением МДП в соответствии с решением, оформленным в порядке, определенном субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

При работе в вынужденном режиме допускается нарушение устойчивости при нормативных возмущениях с возникновением асинхронного режима, разделением энергосистем, отключением генерирующего оборудования, ЛЭП и электросетевого оборудования, нагрузки потребителей и полное погашение энергосистем.

65. Работа в вынужденном режиме не является нарушением нормального режима. Порядок действий диспетчерского персонала при работе в вынужденном режиме определяется субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

66. Диспетчерский персонал, осуществляющий регулирование перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, диспетчерский и (или) оперативный персонал, осуществляющий регулирование токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования, должен, с учетом прогнозируемого изменения потребления, топологии электрической сети, перетоков активной и реактивной мощности, а также состава и режима работы генерирующего оборудования на электростанциях и СКРМ, выполнять анализ прогнозируемого изменения перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования для оценки возможной перегрузки контролируемых сечений, ЛЭП и электросетевого оборудования.

67. Диспетчерский и (или) оперативный персонал при прогнозировании перегрузки ЛЭП и электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, диспетчерский персонал при прогнозировании перегрузки контролируемых сечений заблаговременно должен:

отдать команды на подготовку гидроаккумулирующих электростанций к работе в генераторном режиме;

отдать команды на изменение режима работы ГЭС, участвующих в суточном регулировании, с целью обеспечения возможности их максимальной загрузки в период прогнозируемой перегрузки;

отдать команды на ввод в работу находящегося в холодном резерве, запрет вывода в ремонт (резерв) генерирующего оборудования, включенное состояние которого приводит к увеличению максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемых сечениях с ожидаемой перегрузкой и (или) к снижению перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования с ожидаемой перегрузкой;

отдать команды на ввод в работу, запрет вывода в ремонт (резерв) ЛЭП, оборудования и устройств РЗА, отключенное состояние которых приводит к снижению максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемых сечениях с ожидаемой перегрузкой, а также к увеличению перетока активной мощности в контролируемых сечениях, токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования с ожидаемой перегрузкой;

согласовать возможность изменения графиков сальдо перетоков мощности энергосистем зарубежных государств, работающих параллельно с ЕЭС России;

в случае недостаточности указанных выше мероприятий и (или) невозможности изменения графиков сальдо перетоков мощности энергосистем зарубежных государств, работающих параллельно с ЕЭС России — отдавать команды на введение в действие графиков ограничения режима потребления электрической энергии (мощности).

68. При возникновении перегрузки ЛЭП и электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, контролируемых сечений, диспетчерский персонал, осуществляющий регулирование перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, диспетчерский и (или) оперативный персонал, осуществляющий регулирование токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования, на основании данных автоматизированных систем диспетчерского (технологического) управления, опроса диспетчерского и оперативного персонала должен выяснить причины возникновения перегрузки и принять меры к ее устранению посредством:

загрузки генерирующего оборудования электростанций в приемной части энергосистемы;

разгрузки генерирующего оборудования электростанций в передающей части энергосистемы;

изменения топологии электрической сети, приводящей к увеличению максимально допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях и (или) к снижению перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования с перегрузкой;

включения аварийно отключившихся или находящихся в ремонте (резерве) ЛЭП, электросетевого и (или) генерирующего оборудования, включенное состояние которых приводит к увеличению максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемых сечениях с перегрузкой и (или) к снижению перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования с перегрузкой;

использования допустимых аварийных перегрузок генерирующего оборудования электростанций в приемной части энергосистемы;

разгрузки генерирующего оборудования электростанций до технического минимума в передающей части энергосистемы, с последующим его отключением в случае необходимости;

перевода нагрузки из приемной части энергосистемы в смежные энергорайоны;

изменения графиков сальдо перетоков мощности энергосистем зарубежных государств, работающих параллельно с ЕЭС России, в согласованном объеме.

При недостаточности указанных выше мероприятий для устранения перегрузки ЛЭП и электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, перегрузки контролируемых сечений, и невозможности перехода на работу в вынужденном режиме в контролируемых сечениях, вводятся ГВО в приемной части энергосистемы.

69. Работа с перетоками активной мощности в контролируемых сечениях свыше аварийно допустимых значений, ЛЭП и электросетевого оборудования свыше аварийно допустимой токовой нагрузки не допустима и должна устраняться незамедлительно посредством использования дистанционного отключения нагрузки потребителей в объеме, необходимом для снижения перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования ниже аварийно допустимых значений.

Дальнейшие действия по снижению перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования выполняются в соответствии с требованиями пункта 68 Правил.

70. Устранение перегрузки ЛЭП и электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, контролируемых сечений является приоритетным по отношению к регулированию частоты.

71. При необходимости включения нагрузки потребителей, отключенных действием устройств (комплексов) ПА, для восстановления объема противоаварийного управления и прогнозируемой при этом перегрузке ЛЭП и электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, перегрузки контролируемых сечений, их включение выполняется после ввода ГВО в необходимом объеме.

72. При наличии технической возможности оперативный персонал электростанций должен в кратчайший срок самостоятельно восстановить объем управляющих воздействий за счет подключения под действие устройств (комплексов) ПА находящегося в работе генерирующего оборудования с последующим уведомлением диспетчерского персонала. Данные действия оперативного персонала электростанций должны быть указаны в местных инструкциях.

VI. Ликвидация нарушений нормального режима при отключении линий электропередачи

73. При отключении ЛЭП действием устройств РЗ ЛЭП ее необходимо опробовать напряжением с соблюдением требований пунктов 74 — 83 Правил.

74. Диспетчерский и оперативный персонал должен определить порядок включения отключившейся ЛЭП под напряжение, с учетом фактической схемы распределительных устройств объектов электроэнергетики и возможности отключения оборудования в результате отказов коммутационных аппаратов при включении ЛЭП и требований местных инструкций.

75. После отключения ЛЭП на основе анализа действия устройств РЗА, информации РАСП диспетчерским персоналом ДЦ, оперативным персоналом ЦУС должно быть определено расчётное место повреждения и участок ЛЭП, подлежащий осмотру. Осмотр должен быть произведён также в случае успешного включения ЛЭП под нагрузку (в том числе действием АПВ).

76. Если отключение В Л привело к отключению нагрузки потребителей, перегрузке контролируемых сечений, перегрузке ЛЭП, электросетевого оборудования свыше допустимой токовой нагрузки, снижению напряжения ниже минимально допустимого и(или) угрозе нарушения устойчивой работы АЭС и указанные последствия наступили при отсутствии признаков работы УРОВ (по информации центральной сигнализации объекта, данным автоматизированных систем диспетчерского (технологического) управления ДЦ, ЦУС, автоматизированной системы управления технологическими процессами объекта электроэнергетики (далее — данные информационных систем)) или информации от персонала объектов электроэнергетики о повреждении оборудования, препятствующего опробованию, первое ручное опробование ВЛ должно производиться без осмотра оборудования и без выяснения причины отключения путём осмотра панелей РЗ.

77. Допускается неоднократное ручное опробование BЛ, если ее отключение привело к отключению нагрузки потребителей, перегрузке контролируемых сечений, перегрузке ЛЭП, электросетевого оборудования свыше допустимой токовой нагрузки, снижению напряжения ниже минимально допустимого и (или) угрозе нарушения устойчивой работы АЭС.

Перед повторными опробованиями ВЛ должны быть:

уточнены и проанализированы возможное расчетное место повреждения по информации РАСП;

произведён осмотр панелей РЗА, оборудования и коммутационных аппаратов ВЛ в пределах распределительных устройств объектов электроэнергетики, к которым она подключена.

78. При отсутствии последствий отключения ВЛ, указанных в пункте 76 Правил:

первое ручное опробование напряжением ВЛ должно производиться после выяснения причин ее отключения путем осмотра панелей РЗА, оборудования и коммутационных аппаратов ВЛ в пределах распределительных устройств объектов электроэнергетики, к которым она подключена;

решение о повторном ручном опробовании напряжением ВЛ после неуспешного первого опробования принимается с учетом дополнительной информации о наличии опасных и неблагоприятных гидрометеорологических явлений по трассе прохождения ВЛ.

79. В случае трехкратного отключения ЛЭП с успешным АПВ в течение 60 минут АПВ данной ЛЭП может быть выведено по запросу эксплуатирующей организации или по инициативе ДЦ, если отключение ЛЭП не приводит к превышению фактическим перетоком активной мощности в контролируемых сечениях значения МДП, отключению нагрузки потребителей или к превышению длительно допустимой токовой нагрузки оставшихся в работе ЛЭП и электросетевого оборудования, в том числе при возможных отключениях других ЛЭП при опасных и неблагоприятных гидрометеорологических явлений по трассам прохождения ЛЭП.

80. Если одностороннее отключение ЛЭП действием РЗ привело к отключению нагрузки потребителей, перегрузке контролируемых сечений, перегрузке ЛЭП, электросетевого оборудования свыше допустимой токовой нагрузки, снижению напряжения ниже минимально допустимого, угрозе нарушения устойчивой работы АЭС и (или) превышению напряжений выше наибольших рабочих значений, необходимо немедленно включить ЛЭП в транзит.

В случае неуспешного включения ЛЭП в транзит, повторного одностороннего отключения действием РЗ, а также одностороннего отключения действием ПА или одностороннего отключения и отсутствии вышеуказанных последствий, решение о возможности дальнейшей работы ЛЭП принимается после осмотра отключившегося оборудования, анализа работы устройств РЗА, а также выяснения причин его отключения и принятия мер, исключающих повторное одностороннее отключение ЛЭП.

81. Включение отключенной действием РЗ КЛ производится только по результатам необходимых осмотров и испытаний КЛ.

82. При отключении КВЛ действием РЗ, за исключением отключения, указанного в пункте 83 Правил, необходимо определить расчетное место повреждения, произвести анализ действия РЗ, которыми была отключена КВЛ.

Если расчетное место повреждения не включает в себя кабельный участок и не работала защита кабельного участка с абсолютной селективностью, дальнейшие действия с КВЛ должны выполняться в соответствии с требованиями, установленными для ВЛ.

Если расчетное место повреждения включает в себя кабельный участок КВЛ или работала защита кабельного участка с абсолютной селективностью, необходимо произвести осмотр кабельного участка, соединительных муфт, оборудования КРУЭ и примыкающего к кабельному участку воздушного участка КВЛ. При обнаружении повреждения на воздушном участке и отсутствии видимых повреждений на кабельном участке KВЛ, оборудовании КРУЭ и соединительных муфтах, решение о возможности опробования должно приниматься с учетом работоспособности воздушного участка KВЛ.

При отсутствии видимых повреждений в зоне осмотра, включающей в себя только кабельный участок или кабельный и воздушный участки KВЛ, необходимо произвести испытание кабельного участка. По результатам испытаний принимается решение о возможности опробования KВЛ.

83. Если отключение KВЛ привело к последствиям, указанным в пункте 76 Правил, при условии применения АПВ на KВЛ, отсутствия работы защиты кабельного участка с абсолютной селективностью, отсутствия признаков работы или УРОВ (по данным информационных систем) или информации от персонала объектов электроэнергетики о повреждении оборудования, препятствующего опробованию, необходимо произвести опробование отключившейся KВЛ без осмотра оборудования и без выяснения причины отключения путём осмотра панелей РЗА.

Решение о повторном ручном опробовании KВЛ после неуспешного первого опробования принимается с учетом результата анализа действия РЗ и определения расчетного места повреждения.

VII. Ликвидация неполнофазных, асинхронных режимов и режимов синхронных качаний в электрической сети

84. При выявлении неполнофазного режима оперативный персонал объекта электроэнергетики должен немедленно сообщить об этом соответствующему диспетчерскому персоналу ДЦ и (или) оперативному персоналу ЦУС.

85. При возникновении неполнофазного режима в результате повреждения элемента электрической сети, через который осуществляется параллельная работа двух частей синхронной зоны, в том числе если он зашунтирован связями, параллельная работа по которым при его отключении не допускается, диспетчерский персонал должен:

а) подготовить электроэнергетический режим, исключающий при отключении поврежденного элемента электрической сети:

срабатывание устройств (комплексов) противоаварийной автоматики с реализацией управляющих воздействий на отключение нагрузки или генерирующего оборудования;

недопустимые изменения параметров электроэнергетического режима в разделяемых частях синхронной зоны;

б) отключить поврежденный элемент электрической сети.

После отключения поврежденного элемента электрической сети допускается автоматическое отключение шунтирующих связей действием устройств ПА. Если после отключения поврежденного элемента электрической сети параллельная работа по шунтирующим связям сохранилась, необходимо выполнить их деление, при этом последними должны отключаться элементы электрической сети более высокого класса напряжения.

86. При возникновении неполнофазного режима в результате повреждения элемента электрической сети, через который осуществляется параллельная работа двух частей синхронной зоны, если поврежденный элемент электрической сети зашунтирован связями, параллельная работа по которым при его отключении допускается, диспетчерский персонал должен:

подготовить электроэнергетический режим для проведения операций по выводу в ремонт поврежденного элемента электрической сети;

отключить поврежденный элемент электрической сети.

87. Допускается длительная работа в неполнофазном режиме по элементам электрической сети, по которым осуществляется передача мощности в узел нагрузки в тупиковом режиме.

88. Ликвидация асинхронного режима должна выполняться путем разделения энергосистемы.

89. Асинхронный режим нормально должен ликвидироваться устройствами автоматической ликвидации асинхронного режима.

90. При возникновении непрекращающегося асинхронного режима (в том числе из-за отказа устройств AЛAP), он должен быть ликвидирован в минимальное время по диспетчерской команде диспетчерского персонала путем отключения элементов электрической сети, связывающих несинхронно работающие части энергосистемы, в местах установки устройств AЛAP, при этом в первую очередь должны отключаться элементы электрической сети более высокого класса напряжения.

91. При возникновении синхронных качаний в энергосистеме диспетчерский персонал должен принять меры к их устранению посредством одновременного принятия следующих мер:

повышения напряжения на шинах объектов электроэнергетики;

загрузки генерирующего оборудования электростанций в приемной части энергосистемы:

разгрузки (отключения) генерирующего оборудования электростанций в передающей части энергосистемы.

92. Для исключения перехода синхронных качаний в асинхронный режим при недостаточности или неэффективности указанных в пункте 91 Правил мероприятий для ликвидации синхронных качаний используется дистанционное отключение нагрузки потребителей.

VIII. Восстановление нормального режима после разделения энергосистемы

93. При разделении энергосистемы (отделении части синхронной зоны на изолированную работу или электрической станции (генерирующего оборудования) на изолированный район) диспетчерским персоналом должно быть обеспечено регулирование частоты в отделившейся части синхронной зоны, изолированном районе путем отдачи диспетчерских команд на загрузку, разгрузку генерирующего оборудования электростанций или назначением электрической станции, осуществляющей регулирование частоты.

94. При назначении электрической станции, осуществляющей регулирование частоты, диспетчерским персоналом, ответственным за регулирование частоты, в части синхронной зоны или изолированном районе, должно быть:

определено значение частоты, которое должна поддерживать электрическая станция, осуществляющая регулирование частоты;

создан регулировочный диапазон по активной мощности для электрической станции, осуществляющей регулирование частоты, посредством изменения нагрузки других электростанций.

При выделении электростанции или генерирующего оборудования на собственные нужды регулирование частоты и напряжения должно осуществляться оперативным персоналом электростанции самостоятельно без дополнительных указаний диспетчерского персонала.

95. При разделении энергосистемы диспетчерский персонал, руководящий ликвидацией нарушения нормального режима, на основании данных автоматизированных систем диспетчерского управления, опроса диспетчерского и оперативного персонала, анализа действий устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики должен:

определить точки разделения энергосистемы;

определить уровни частоты и напряжения в раздельно работающих частях энергосистемы;

определить загрузку контролируемых сечений, ЛЭП и электросетевого оборудования;

выявить причины разделения энергосистемы.

96. При разделении энергосистемы диспетчерский и оперативный персонал обязан обеспечить передачу вышестоящему диспетчерскому и оперативному персоналу информации о:

недопустимых уровнях напряжения на объектах электроэнергетики с указанием их величины и длительности;

недопустимых перетоках активной мощности в контролируемых сечениях; недопустимой токовой нагрузке ЛЭП и электросетевого оборудования;

объеме нагрузки отключенных потребителей.

97. При выделении электростанции на собственные нужды оперативный персонал должен обеспечить надежную работу механизмов собственных нужд электростанций, вплоть до их перевода на электроснабжение от энергосистемы. Генерирующее оборудование электростанций, отключившееся при выделении электростанции на собственные нужды, должно поддерживаться в состоянии готовности к быстрому включению в сеть с набором нагрузки.

98. Для синхронизации после разделения энергосистемы диспетчерский и оперативный персонал скоординированными действиями обязаны принять меры по:

ликвидации перегрузки контролируемых сечений, ЛЭП и электросетевого оборудования;

обеспечению допустимых уровней напряжения;

синхронизации отделившихся во время разделения энергосистемы отдельных единиц генерирующего оборудования и электростанций.

При этом должны быть запрещены:

вывод в ремонт ЛЭП, электросетевого и (или) генерирующего оборудования, отключение которого приводит к задержке восстановления нормального режима;

производство переключений, при которых отказ коммутационных аппаратов может привести к развитию аварии или к задержке синхронизации.

99. Синхронизация разделившихся частей энергосистем должна производиться при разности частот не более 0,10 Гц, за исключением случаев, указанных в абзаце втором настоящего пункта.

Для частей энергосистем и контролируемых сечений, синхронизация которых возможна с большей разностью частот, могут быть установлены другие значения допустимой для синхронизации разности частот. Допустимая разница частот должна определяться с учетом обеспечения допустимых режимов работы оборудования и параметров электроэнергетического режима после синхронизации.

Перечень электростанций и подстанций, на которых имеются устройства синхронизации, с указанием допустимых разностей частот синхронизации должен быть указан в местных инструкциях.

100. В процессе восстановления нормального режима после разделения энергосистемы диспетчер, руководящий ликвидацией нарушения нормального режима, должен определить частоту для каждой из несинхронно работающих частей, при которой будет производиться синхронизация.

101. При невозможности повысить частоту в дефицитной части энергосистемы до необходимого для синхронизации уровня при полном использовании резервов активной мощности, дальнейшее увеличение частоты может осуществляться посредством:

перевода, с кратковременным перерывом электроснабжения, участка электрической сети с несколькими подстанциями, находящегося в дефицитной части энергосистемы, на электроснабжение от избыточной части энергосистемы;

отделения от избыточной части энергосистемы отдельных единиц генерирующего оборудования или электростанций и синхронизации их с дефицитной частью энергосистемы.

102. При наличии одновременной возможности синхронизации разделившихся частей энергосистем на элементах электрической сети разного класса напряжения, синхронизация должна производиться на элементе электрической сети высшего класса напряжения.

103. Включение отключенной в результате разделения энергосистем нагрузки потребителей осуществляется при наличии резервов активной мощности, если это не приводит к увеличению времени синхронизации разделившихся частей энергосистем.

104. При обесточении частей энергосистем, на территории которых находятся электростанции, необходимо в первую очередь обеспечить восстановление электроснабжения собственных нужд электростанций с крупными энергоблоками посредством подачи напряжения от смежных частей энергосистемы, если это допустимо по режиму их работы, или от электростанций, выделившихся на изолированную работу действием ЧДА.

105. Напряжение на обесточенные участки электрической сети должно подаваться таким образом, чтобы исключить недопустимое снижение частоты, напряжения и перегрузку контролируемых сечений, ЛЭП и электросетевого оборудования.

IX. Ликвидация нарушений в главных схемах электрических станций и подстанций

106. При повреждении силовых трансформаторов (автотрансформаторов), шунтирующих реакторов, необходимо руководствоваться пунктами 107 — 115 Правил.

107. В случае отключения трансформатора (автотрансформатора) действием защит, сопровождающегося отключением нагрузки потребителей, нарушением энергоснабжения собственных нужд электростанции или подстанции, перегрузкой ЛЭП, электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, перегрузкой контролируемых сечений, должен быть незамедлительно введён в работу находящийся в резерве трансформатор (автотрансформатор).

108. При отключении трансформатора (автотрансформатора, шунтирующего реактора) действием защит от внутренних повреждений (газовой, газовой РПН, дифференциальной) не допускается его включение в работу без анализа газа, масла, устранения выявленных нарушений и проведения испытаний.

109. При срабатывании газовой защиты на сигнал, трансформатор (автотрансформатор, шунтирующий реактор) должен быть отключён для выявления причин срабатывания газовой защиты. Время выполнения мероприятий по разгрузке и отключению должно быть минимальным.

Внешний осмотр трансформатора (автотрансформатора, шунтирующего реактора), отбор проб газа из газового реле и проб масла необходимо производить после его отключения. Возможность ввода в работу трансформатора (автотрансформатора, шунтирующего реактора) должна определяться эксплуатирующей организацией на основании анализа работы устройств РЗА, результатов внешнего осмотра, анализа газа, масла, измерений и испытаний.

110. При отключении трансформатора (автотрансформатора) действием только дифференциальной защиты ошиновки необходимо произвести внешний осмотр трансформатора (автотрансформатора) и оборудования в пределах зоны действия защиты. Если в процессе осмотра повреждений не обнаружено, трансформатор (автотрансформатор) должен быть опробован напряжением и включен в работу.

111. При отключении трансформатора (автотрансформатора) действием резервных защит (защиты от внутренних повреждений не действовали), повторное включение отключившегося трансформатора (автотрансформатора) должно производиться после его осмотра и анализа работы защит.

Если отключение трансформатора 110 кВ и ниже, привело к отключению нагрузки потребителей, недопустимой перегрузке ЛЭП, электросетевого оборудования, его включение выполняется без осмотра.

112. При появлении сигнала устройства КИВ должны быть незамедлительно проверены показания прибора контроля тока утечки. Дальнейшие действия оперативного персонала должны определяться местными инструкциями.

113. При отключении трансформатора (автотрансформатора) действием КИВ не допускается его включение в работу без проведения испытаний и устранения выявленных нарушений.

114. При отказе переключающего устройства РПН дальнейшие переключения не допускаются до устранения выявленных нарушений.

115. В случае отключения трансформатора (автотрансформатора) при переключении устройства РПН, включение трансформатора (автотрансформатора) допускается только при отсутствии рассогласования контактов устройства РПН.

Если при изменении положения контактов устройства РПН произошло рассогласования контактов устройства РПН, необходимость отключения трансформатора (автотрансформатора) должна определяться местной инструкцией.

116. Обесточивание сборных шин осуществляется в соответствии с требованиями пунктов 117 — 124 Правил.

117. Если отключение СШ действием ДЗШ привело к отключению нагрузки потребителей, перегрузке ЛЭП, электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, перегрузке контролируемых сечений, при отсутствии АПВ СШ или его отказе, необходимо немедленно опробовать напряжением обесточенные СШ (кроме СШ ЗРУ или КРУЭ, АПВ СШ которых отсутствует) от любой транзитной ЛЭП (предпочтительно без отпаечных подстанций) или от другого присоединения с учетом фактической схемы распределительных устройств объектов электроэнергетики и возможности отключения оборудования в результате отказов коммутационных аппаратов при включении.

118. В случае успешного опробования СШ, необходимо:

восстановить электроснабжение собственных нужд электростанции или подстанции;

восстановить электроснабжение потребителей;

синхронизировать генераторы, отключенные вследствие отключения СШ;

восстановить схему объекта электроэнергетики.

119. В случае неуспешной работы АПВ СШ, неуспешном опробовании СШ или если отключение СШ не привело к отключению нагрузки потребителей, к перегрузке ЛЭП, электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, перегрузке контролируемых сечений, а также при отключении СШ ЗРУ или КРУЭ, АПВ СШ которых отсутствует, необходимо:

принять меры к обеспечению устойчивой работы генерирующего оборудования до синхронизации и подъёма нагрузки;

осмотреть оборудование, входящее в зону действия ДЗШ;

выявить и отделить от СШ поврежденное оборудование;

опробовать напряжением СШ от любой транзитной ЛЭП (предпочтительно без отпаечных подстанций) или от другого присоединения с учетом фактической схемы распределительных устройств объектов электроэнергетики и возможности отключения оборудования в результате отказов коммутационных аппаратов при включении;

восстановить электроснабжение собственных нужд электростанции или подстанции;

восстановить электроснабжение потребителей (при наличии отключенных потребителей);

синхронизировать генераторы, отключенные вследствие отключения СШ;

восстановить схему объекта электроэнергетики.

120. При отключении СШ защитой трансформатора (автотрансформатора) от внутренних повреждений необходимо:

отключить разъединитель трансформатора;

опробовать напряжением СШ от любой транзитной ЛЭП (предпочтительно без отпаечных подстанций) или от другого присоединения с учетом фактической схемы распределительных устройств объектов электроэнергетики и возможности отключения оборудования в результате отказов коммутационных аппаратов при включении;

восстановить электроснабжение собственных нужд электростанции или подстанции;

восстановить электроснабжение потребителей;

синхронизировать генераторы, отключенные вследствие отключения СШ;

восстановить схему объекта электроэнергетики.

121. При отключении СШ действием УРОВ вследствие отказа в отключении выключателя одного из присоединений, необходимо подать импульс от ключа управление на отключение отказавшего выключателя.

Если отключить отказавший выключатель невозможно, необходимо:

отключить разъединители отказавшего выключателя с выводом из работы оперативной блокировки в порядке, установленном местными инструкциями;

опробовать напряжением СШ от любой транзитной ЛЭП (предпочтительно без отпаечных подстанций) или от другого присоединения с учетом фактической схемы распределительных устройств объектов электроэнергетики и возможности отключения оборудования в результате отказов коммутационных аппаратов при включении;

восстановить электроснабжение собственных нужд электростанции или подстанции;

восстановить электроснабжение потребителей;

синхронизировать генераторы, отключенные вследствие отключения СШ;

восстановить схему объекта электроэнергетики.

Ввод в работу выключателя, в результате отказа в отключении которого произошло отключение СШ действием УРОВ, производится после получения подтверждения о его исправности от оперативного персонала объекта электроэнергетики.

122. Если обесточение СШ действием резервных защит трансформаторов (автотрансформаторов), генераторов на этом объекте электроэнергетики и ЛЭП, со стороны смежных объектов электроэнергетики, привело к отключению нагрузки потребителей, к перегрузке ЛЭП, электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, перегрузке контролируемых сечений, при отсутствии информации от персонала объектов электроэнергетики о повреждении оборудования, препятствующего опробованию, необходимо:

проверить отключенное положение выключателей (по данным информационных систем) выключателей генераторов, со стороны высшего и среднего напряжения трансформаторов (автотрансформаторов), ЛЭП, со стороны смежных объектов электроэнергетики.

разделить СШ отключением шиносоединительного (секционного) выключателя;

поочередно опробовать напряжением СШ от транзитной ЛЭП;

восстановить электроснабжение собственных нужд электростанции или подстанции от неповрежденной СШ;

восстановить электроснабжение потребителей, в том числе посредством перевода нагрузки с поврежденной СШ;

синхронизировать генераторы, в том числе посредством перевода с поврежденной СШ;

после определения причин отключения СШ восстановить схему объекта электроэнергетики.

123. Если обесточение обеих СШ действием резервных защит трансформаторов (автотрансформаторов), генераторов на этом объекте электроэнергетики и ЛЭП, со стороны смежных объектов электроэнергетики, не привело к отключению нагрузки потребителей, перегрузке ЛЭП, электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, перегрузке контролируемых сечений, необходимо:

принять меры к обеспечению устойчивой работы генерирующего оборудования до синхронизации и подъёма нагрузки;

осмотреть оборудование, входящее в зону действия ДЗШ;

при обнаружении отделить от СШ поврежденное оборудование;

при отсутствии поврежденного оборудования — отключить все выключатели СШ;

опробовать напряжением ЛЭП, на которой отсутствует повреждение исходя из анализа работы устройств РЗА;

от опробованной ЛЭП опробовать СШ;

восстановить электроснабжение собственных нужд электростанции или подстанции;

синхронизировать генераторы, отключенные вследствие отключения СШ;

после определения причин отключения СШ восстановить схему объекта электроэнергетики.

124. Не допускается без выяснения причины отключения опробовать напряжением СШ распределительного устройства, в котором находится персонал.

125. Ликвидация повреждений выключателей осуществляется в соответствии с требованиями пунктов 126 — 136 Правил.

126. В случае отказа в отключении (включении) фаз выключателя необходимо произвести осмотр отказавшего выключателя.

127. В случае отсутствия признаков зависания контактов необходимо подать импульс на отключение выключателя от ключа управления.

128. В случае отказа в отключении от ключа управления отказавший выключатель необходимо отделить от схемы распределительного устройства:

а) в схеме с двумя системами шин и более одного выключателя на присоединение (в том числе в схемах «трансформаторы-шины с присоединением линии через два выключателя», «трансформаторы-шины с полуторным присоединением линий», «полуторная схема»):

в случае раздельной работы шин необходимо объединить системы шин (если это допустимо по условиям обеспечения соответствия отключающей способности выключателя токам короткого замыкания, обеспечения селективности защит, режимным условиям);

отключить разъединители отказавшего выключателя;

б) в схемах многоугольников (в том числе в схемах «треугольник», «четырехугольник», «пятиугольник», «шестиугольник»):

собрать полную схему многоугольника;

отключить разъединители отказавшего выключателя;

в) в схеме с двумя системами шин, без обходной системы шин, одним выключателем на присоединение и включенным шиносоединительным выключателем:

все присоединения, за исключением присоединения с отказавшим выключателем, переключить шинными разъединителями на другие шины;

присоединение с отказавшим выключателем отключить шиносоединительным выключателем;

отключить разъединители отказавшего выключателя.

г) в схемах с обходной системой шин:

включить присоединение с отказавшим выключателем на опробованную напряжением обходную систему шин разъединителем;

включить обходной выключатель;

отключить разъединители отказавшего выключателя;

д) в схемах без шиносоединительного (обходного) выключателя (в том числе в схемах «мостик», «одна рабочая секционированная система шин»):

выполнить перевод нагрузки потребителей на другой источник питания;

отключить разъединители отказавшего выключателя.

Операции по отключению разъединителями отказавшего выключателя должны выполняться с предварительным выводом оперативной блокировки.

129. В местных инструкциях должны быть указаны неисправности выключателей, требующие снятия с него напряжения другими выключателями для обеспечения безопасности оперативного персонала при отключении разъединителями отказавшего выключателя.

130. Не допускается проводить операции с выключателем, имеющим признаки зависания контактов. При выявлении признаков зависания контактов необходимо разгрузить присоединение, выключатель которого имеет признаки зависания контактов (снизить токовую нагрузку, зашунтировать обходным выключателем или вторым выключателем в схеме с двумя выключателями на присоединение, отключить присоединение с противоположной стороны).

После выполнения разгрузки присоединения, необходимо подготовить схему, позволяющую выполнить отключение отказавшего выключателя шиносоединительным выключателем, обходным выключателем, другими выключателями данной системы шин, смежным в схеме с двумя выключателями на присоединение, смежными выключателями в схеме многоугольника и любым другим доступным выключателем. В случаях, определенных местными инструкциями, отключение отказавшего выключателя производится его разъединителями, имеющими дистанционный привод.

131. Запрещается проводить операции масляным выключателем с недопустимым уровнем масла. С выключателя должен быть снят оперативный ток с последующим незамедлительным выводом его из работы, в соответствии с требованиями пункта 128 Правил.

132. При возникновении неисправности воздушной системы выключателя должны быть приняты меры по локализации повреждения и устранению неисправности. Поврежденный выключатель должен быть выведен из работы в соответствии с требованиями пункта 128 Правил.

133. При прекращении подачи воздуха в ресиверы системы воздухоснабжения воздушных выключателей необходимо:

вывести АПВ и АВР выключателей, к которым прекратилась подача сжатого воздуха;

проверить включенное состояние всех резервных защит на противоположных концах ЛЭП, подключенных к распределительному устройству с неисправной системой воздухоснабжения;

проверить включенное состояние всех резервных защит на противоположных концах ЛЭП другого класса напряжения, связанных с распределительным устройством с неисправной системой воздухоснабжения через трансформатор (автотрансформатор);

проверить включенное состояние резервных защит на трансформаторах (автотрансформаторах);

проверить включенное состояние резервных защит на блочном оборудовании (генераторах) электростанции;

ввести в работу резервные защиты ЛЭП и оборудования, в случае их отключенного состояния;

не производить операции с воздушными выключателями в распределительном устройстве с неисправной системой воздухоснабжения, не связанные с ликвидацией аварии;

принять меры для восстановления подачи воздуха в ресиверы системы воздухоснабжения.

134. При потере постоянного оперативного тока в цепях управления одного из выключателей незамедлительно должны быть приняты меры к отысканию и устранению повреждения. Выключатель с неисправными цепями управления должен быть выведен из работы в соответствии с требованиями пункта 128 Правил.

135. При потере постоянного оперативного тока в цепях управления и цепях защит на всех присоединениях распределительного устройства необходимо определить и устранить повреждение.

До устранения повреждения необходимо:

проверить включенное состояние всех резервных защит на противоположных концах ЛЭП, подключенных к распределительному устройству, и ввести их в работу в случае их отключенного состояния;

проверить включенное состояние всех резервных защит на противоположных концах ЛЭП другого класса напряжения, связанных с распределительным устройством через трансформатор (автотрансформатор), и ввести их в работу в случае их отключенного состояния;

проверить включенное состояние резервных защит на блочном оборудовании электростанции и ввести их в работу в случае их отключенного состояния;

не производить операции с выключателями и линейными разъединителями в распределительных устройствах объектов электроэнергетики на противоположных концах ЛЭП, в распределительных устройствах отпаечных подстанций, а также в распределительных устройствах, связанных с данным распределительным устройством через трансформатор (автотрансформатор).

136. При срабатывании предупредительной сигнализации снижения давления (плотности) элегаза в выключателе, в отсеке КРУЭ с выключателем, необходимо организовать наблюдение за ним, при этом выполнение операций с выключателем допускается. При сохранении тенденции снижения давления (плотности) элегаза неисправный выключатель необходимо отключить, с последующим его выводом в ремонт.

При достижении величины аварийной уставки снижения давления (плотности) элегаза цепи управления выключателем автоматически блокируются, выполнять операции с этим выключателем не допускается. Выключатель должен быть отделен от схемы распределительного устройства, в соответствии с требованиями пункта 128 Правил.

137. При ликвидации повреждений разъединителей необходимо руководствоваться пунктами 138 и 139 Правил.

138. Устранение нагрева разъединителя должно производиться разгрузкой присоединения посредством:

изменения тока через разъединитель выполнением схемно-режимных мероприятий;

отключения выключателя присоединения.

Допустимость отключения разъединителя под напряжением (под нагрузкой) определяется местными инструкциями.

Не допускается производить операции с разъединителями при обнаружении дефектов и повреждений, препятствующих производству переключений. Характер дефектов и повреждений, при которых не допускается выполнение операций с разъединителями, должен определяться местными инструкциями.

139. При срабатывании предупредительной сигнализации снижения давления (плотности) элегаза в отсеке КРУЭ с разъединителем, необходимо организовать наблюдение за ним. При сохранении тенденции снижения давления (плотности) элегаза, присоединение с неисправным разъединителем необходимо отключить, с последующим выводом в ремонт.

При достижении величины аварийной уставки снижения давления (плотности) элегаза, в минимально возможный срок должны быть приняты меры по снятию напряжения с неисправного разъединителя отключением соответствующего присоединения, с последующим выводом в ремонт присоединения с неисправным разъединителем.

140. При неисправности измерительных трансформаторов необходимо руководствоваться пунктами 141 — 143 Правил.

141. В случае возникновения неисправности трансформатора напряжения необходимо:

выполнить операции по переводу цепей напряжения устройств РЗА на резервный трансформатор напряжения в соответствии с местной инструкцией по обслуживанию устройств РЗА;

отключить трансформатор напряжения с низкой стороны;

снять напряжение с трансформатора напряжения отключением разъединителя или присоединения (при отсутствии разъединителя).

В местной инструкции должны быть указаны признаки неисправностей трансформаторов напряжения, когда снятие напряжение с него отключением разъединителя запрещено. В этом случае напряжение с неисправного трансформатора напряжения снимается отключением выключателями шин или присоединения.

При снятии напряжения с неисправного трансформатора напряжения отключением выключателя, в случае создания условий для возникновения феррорезонанса между электромагнитным трансформатором напряжения и емкостями выключателей, необходимо выполнить мероприятия по расстройке колебательного контура в соответствии с требованиями местных инструкций.

142. В случае возникновения неисправности трансформатора тока необходимо выполнить операции, направленные на снятие напряжения с неисправного трансформатора тока.

143. При срабатывании предупредительной сигнализации снижения давления (плотности) элегаза в измерительных трансформаторах тока или напряжения, в отсеке КРУЭ с измерительными трансформаторами тока или напряжения, необходимо организовать наблюдение за ним, при этом незамедлительное снятие напряжения с измерительного трансформатора тока или напряжения не требуется. При сохранении тенденции снижения давления (плотности) элегаза измерительный трансформатор тока или напряжения необходимо вывести в ремонт.

При достижении величины аварийной уставки снижения давления (плотности) элегаза, в минимально возможный срок должны быть приняты меры по снятию напряжения с неисправного измерительного трансформатора тока или напряжения, с последующим его выводом в ремонт.

144. При возникновении недопустимой разницы токов в фазах генераторов необходимо руководствоваться пунктами 145 и 146 Правил.

145. При возникновении недопустимой разницы токов в фазах генератора необходимо разгрузить генератор по активной и реактивной мощности до исчезновения недопустимой разницы токов в фазах. При сохранении недопустимой разницы токов в фазах при разгрузке генератора до нуля по активной мощности, он должен быть отключен.

146. Допустимость отключения генератора с разностью токов в фазах, не превышающей допустимых значений, определяется по режиму работы энергосистемы.

147. При потере возбуждения генератора необходимо руководствоваться пунктами 148 — 151 Правил.

148. На каждой электростанции должны быть определены турбогенераторы, допускающие работу без возбуждения, с указанием допустимой активной мощности и длительности работы без возбуждения, определенные на основании требований завода-изготовителя и/или по результатам испытаний.

149. При потере возбуждения генератора одновременно с принятием мер к его восстановлению или переводу генератора на резервное возбуждение (при наличии) необходимо:

снизить активную мощность генератора до величины, при которой обеспечивается допустимый ток статора;

повысить напряжение посредством увеличения реактивной мощности других работающих генераторов электростанции, в том числе с использованием допустимых перегрузок;

при электроснабжении собственных нужд отпайкой от блока генератор- трансформатор установить допустимое напряжение на шинах собственных нужд посредством регулирования напряжения на трансформаторах СН или перевести электроснабжение собственных нужд на резервный трансформатор с использованием АВР.

150. При работе турбогенератора в асинхронном режиме необходимо контролировать нагрузку остальных включенных турбогенераторов на электростанции, не допуская их перегрузки по току статора и ротора по величине и длительности свыше допустимых значений. При невозможности восстановления возбуждения такого турбогенератора или перевода его на резервное возбуждение в течение допустимого времени, он должен быть отключен.

151. Работа гидрогенераторов в асинхронном режиме без возбуждения не допускается.

X. Предотвращение и ликвидация нарушений в схемах собственных нужд подстанций и электрических станций

152. При отключении источников питания собственных нужд необходимо руководствоваться пунктами 153 — 160 Правил.

153. В случае отключения рабочего ТСН необходимо проверить восстановление напряжения на секции (полусекции) СН в результате действия устройства АВР.

Если напряжение на секции (полусекции) СН отсутствует, необходимо подать напряжение на обесточенную секцию (полусекцию) СН от резервного ТСН или другой находящейся в работе секции (полусекции) СН с контролем отключенного положения выключателя рабочего ввода ТСН.

154. При отсутствии возможности подачи напряжения на обесточенную секцию (полусекцию) СН электростанции в соответствии с пунктом 153 Правил и невозможности включения отключившегося рабочего ТСН, необходимо подать напряжение на обесточенную секцию (полусекцию) СН электростанции от рабочих ТСН других блоков (генераторов), если это допустимо по схеме и по условиям самозапуска электродвигателей.

При подаче напряжения на обесточенную секцию (полусекцию) СН электростанции от рабочего ТСН других блоков (генераторов), для предотвращения его перегрузки, необходимо отключить электродвигатели неответственных механизмов СН, запитанных от данного ТСН.

155. В случае если анализ действия защит при отключении выключателя рабочего ввода секции (полусекции) СН и неуспешного АВР, указывает на повреждения секции (полусекции) СН или неотключившееся КЗ на присоединении этой секции (полусекции) СН, то необходимо:

выяснить действие защит на всех присоединениях секции (полусекции) СН. В случае обнаружения сработавшей защиты на отходящем присоединении с неотключившимся выключателем, необходимо отключить его вручную и опробовать напряжением секцию (полусекцию) СН;

при отсутствии работы защит (кроме защит, действующих на вводной или секционный выключатель) и признаков повреждения секции (полусекции) СН, необходимо произвести отключение выключателей всех ее присоединений, осмотреть отключившуюся секцию (полусекцию) СН, замерить сопротивление изоляции секции (полусекции) СН. При отсутствии замечаний опробовать секцию (полусекцию) СН подачей напряжения от резервного ввода, и поочередно включить присоединения. При обнаружении дефекта на секции (полусекцию) СН, перевести питание присоединений поврежденной секции (полусекцию) СН на другую секцию (полусекцию) СН.

156. При отключении ТСН из-за перегрузки, внешнего КЗ и отсутствии резерва допускается повторное включение ТСН без внешнего осмотра.

157. При появлении сигнала о замыкании на землю в схеме СН необходимо по приборам контроля изоляции убедиться в наличии замыкания.

158. В случае появления сигнала о замыкании на землю в схеме СН при переключениях, присоединение, с которым производились операции, необходимо отключить и убедиться в исчезновении замыкания на землю в схеме СН.

В случае не устранения замыкания на землю после отключения присоединения, с которым производились операции, или в случае отсутствия переключений в схеме СН, необходимо приступить к отысканию замыкания на землю.

159. Определение места замыкания на землю на секции должно проводиться посредством поочередного отключения всех присоединений этой секции с контролем исчезновения замыкания на землю. В последнюю очередь должен отключаться ТН, перед отключением которого необходимо отключить защиту минимального напряжения, подключенную к данному ТН. При невозможности выявления повреждения секция должна быть выведена в ремонт.

160. В случае исчезновения напряжения на щите постоянного тока аккумуляторной батареи необходимо:

при повреждении одной секции постоянного тока перевести нагрузку на неповрежденную секцию шин постоянного тока;

при повреждении аккумуляторной батареи перевести щит постоянного тока на питание от другой аккумуляторной батареи по схеме взаимного резервирования.

При невозможности перевода необходимо подать напряжение на щит постоянного тока от зарядно-подзарядного агрегата, установить и устранить причину отключения аккумуляторной батареи. При этом следует вывести АПВ и АВР выключателей с электромагнитным приводом, получающим питание от данной секции щита постоянного тока.

161. При отыскании замыканий на землю в сети постоянного тока электростанций и подстанций необходимо руководствоваться пунктами 162 — 165 Правил.

162. При возникновении замыкания на землю в сети постоянного тока следует немедленно приступить к его отысканию.

В зависимости от типа установленного устройства контроля изоляции поиск присоединения с замыканием на землю выполняется автоматически по информации с устройства контроля изоляции или вручную поочередным отключением присоединений.

163. При определении присоединения с замыканием на землю автоматически по информации с устройства контроля изоляции, отыскание места замыкания на землю должно выполняться в соответствии с требованиями местных инструкций.

164. Ручной метод отыскания места замыкания на землю выполняется разделением сети постоянного тока на части, питающиеся от разных источников (батарей, зарядно-подзарядных агрегатов, выпрямителей), с последующим кратковременным поочередным отключением присоединений. При этом необходимо после каждого отключения контролировать показания устройства контроля изоляции для определения поврежденного присоединения. Порядок операций должен быть определен местными инструкциями с учетом следующих требований:

если появление замыкания на землю совпало с включением присоединения, необходимо немедленно отключить данное присоединение и убедиться в исчезновении замыкания на землю;

кольцевые схемы предварительно необходимо разомкнуть;

при наличии двух секций постоянного тока, на резервную секцию должен включаться резервный источник питания. Присоединение с замыканием на землю должно определяться поочередным переводом присоединений на эту секцию;

при наличии двух секций постоянного тока, которые могут питаться от отдельных батарей, следует их разделить секционными разъединителями и выполнять кратковременное отключение присоединений на той секции, где обнаружено место замыкания на землю;

если место замыкания на землю не обнаружено, то оно находится или на источнике питания, или на шинах постоянного тока. В этом случае к шинам должен подключаться резервный источник питания, основной источник питания должен отключаться для отыскания и устранения неисправности.

165. После отыскания присоединения с замыканием на землю ручным способом или при его автоматическом определении необходимо:

при невозможности отключения присоединения, на котором обнаружено место замыкания на землю, перевести питание на резервный источник;

выполнить мероприятия, определенные местными инструкциями, для исключения нарушения функционирования устройств, подключенных к поврежденному присоединению;

отключить неисправное присоединение;

проверить отсутствие сигнализации о снижении сопротивления изоляции сети оперативного постоянного тока.

XI. Предотвращение и ликвидация нарушений в электрических сетях напряжением 35 кВ и ниже

166. Ликвидация нарушений нормального режима при отключении линий электропередачи классом напряжения 35 кВ и ниже осуществляется в соответствии с требованиями пунктов 167-170 Правил.

167. Отключившуюся (в том числе и после неуспешного АПВ) ЛЭП необходимо опробовать напряжением, если к моменту опробования не выявлено повреждений, препятствующих ее опробованию, за исключением ЛЭП:

выключатели, которых не имеют дистанционного управления и не допускают включения на месте после автоматического отключения;

подача напряжения на которую после ее отключения производится по согласованию с потребителем.

168. Перед ручным опробованием, производимым оперативным персоналом, необходимо вывести АПВ, если цепь АПВ не блокируется при включении выключателя ключом управления.

169. В случае неуспешного ручного опробования, допускается неоднократное опробование напряжением отключившейся ЛЭП, если ее отключение привело к:

отключению нагрузки потребителей;

недопустимой токовой перегрузке ЛЭП, электросетевого оборудования;

недопустимому снижению напряжения в электрической сети.

170. ЛЭП, проходящие в черте населенного пункта, при отсутствии последствий, указанных в пункте 169 Правил включаются только после осмотра ЛЭП, проверки состояния оборудования на подстанциях и устранения выявленных повреждений.

171. При ликвидации нарушений нормального режима, связанных с возникновением замыканием на землю в электрических сетях необходимо руководствоваться пунктами 172 — 176 Правил.

172. Определение места замыкания на землю в случае отсутствия специальных приборов, позволяющих определить участок электрической сети с замыканием на землю, должно производится методом последовательного деления электрической сети, до определения замыкания на землю на участке, состоящем из секции питающей подстанции (электростанции) и отходящих от нее ЛЭП, питающих тупиковые подстанции.

После определения участка электрической сети с замыканием на землю, необходимо произвести кратковременное (на время, минимально необходимое для контроля изоляции сети) поочередное отключение ЛЭП, питающих тупиковые подстанции, с контролем показаний приборов контроля изоляции. Одновременно необходимо организовать осмотр РУ питающей подстанции (электростанции). Если после отключения ЛЭП замыкание на землю исчезло, то данная ЛЭП имеет повреждение.

В случае если поочередном отключением ЛЭП, питающих тупиковые подстанции, и осмотром РУ питающей подстанции (электростанции) не определен участок электрической сети с замыканием на землю, необходимо произвести отключение всех присоединений секции с замыканием на землю, с контролем показаний приборов контроля изоляции.

Если при отключении всех тупиковых присоединений замыкание на землю исчезло, произвести поочередное включение присоединений, запитанных от данной секции, с контролем показаний приборов контроля изоляции. В случае появления сигнала о замыкании на землю при включении присоединения, его необходимо отключить и продолжить включение ранее отключенных присоединений.

Если после отключения всех тупиковых присоединений секции с замыканием на землю замыкание на землю не устранилось, то необходимо отключить питающую секцию, для отыскания повреждения на оборудовании подстанции.

Кратковременное отключение энергопринимающих установок потребителей, перерыв электроснабжения которых не допускается, производится по согласованию с ним.

Поврежденный элемент выявляется путем поочередного перевода присоединений на резервную секцию (СШ), с последующим отключением шиносоединительного выключателя и контролем показаний приборов контроля изоляции.

173. Перед делением электрической сети на части необходимо проверить в каждой отделяемой части:

наличие источников питания;

отсутствие перегрузок ЛЭП и электросетевого оборудования;

отсутствие недопустимых изменений напряжения;

настройку дугогасящих реакторов.

Метод последовательного деления электрической сети и точки деления электрической сети должны быть определены для каждой сети, электростанции и подстанции и указаны в местных инструкциях.

174. Если на основании результатов анализа работы защиты от замыканий на землю или показаний приборов контроля изоляции в сети генераторного напряжения электростанций будет установлено наличие замыкания на землю на отходящей ЛЭП, то не позже чем через 2 часа после возникновения замыкания на землю поврежденная ЛЭП должна быть отключена.

175. Если появление замыкания на землю совпало с включением выключателя присоединения, необходимо немедленно отключить выключатель данного присоединения и убедиться в исчезновении замыкания на землю.

176. При обнаружении замыкания на землю на присоединении генератора, генератор должен быть разгружен и отключен.

XII. Особенности ликвидации нарушений нормального режима при отказах средств связи

177. Под отказом средств связи в целях настоящей главы понимается нарушение всех видов связи, а также невозможность связаться с оперативным и диспетчерским персоналом более 3 минут из-за плохой слышимости и (или) перебоев в работе связи.

178. При отказе средств связи наряду с производством операций, указанных в настоящей главе, принимаются все меры к восстановлению связи. При этом используются любые виды связи (в том числе сеть связи общего пользования, мобильная (сотовая) связь, выделенные и технологические сети связи), а также передача сообщений через другие диспетчерские центры, ЦУС, объекты электроэнергетики.

179. При восстановлении связи с диспетчерским персоналом субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике оперативный персонал владельца объекта электроэнергетики (потребителя, участвующего в противоаварийном управлении) и диспетчерский персонал нижестоящего ДЦ докладывает о самостоятельно предпринятых действиях.

180. При отказе средств связи все разрешенные самостоятельные действия оперативный и диспетчерский персонал осуществляет при условии, что эти действия не приводят к развитию нарушений нормального режима из-за возможных перегрузок контролируемых сечений, ЛЭП и электросетевого оборудования, отключения межсистемных ЛЭП, срабатывания противоаварийной автоматики, отключения нагрузки потребителей.

181. При отказе средств связи диспетчерский персонал должен выполнять следующие самостоятельные действия:

регулирование перетоков активной мощности в контролируемых сечениях в своей области регулирования;

регулирование напряжения в контрольных пунктах своей операционной зоны;

регулирование сальдированного перетока своей области регулирования в соответствии с утвержденным диспетчерским графиком или в соответствии с последней диспетчерской командой вышестоящего диспетчера, отданной до потери связи;

отдача команд на изменение генерации электростанций с целью регулирования частоты в выделившейся на изолированную работу от синхронной зоны энергосистеме (энергорайоне).

182. При отказе средств связи оперативный персонал объектов электроэнергетики должен выполнять следующие самостоятельные действия:

включение тупиковых ЛЭП, за исключением ЛЭП, отключенных действием противоаварийной автоматики, и ЛЭП, включение которых запрещено местными инструкциями;

включение в транзит с контролем синхронизма транзитных ЛЭП, трансформаторов (автотрансформаторов) за исключением ЛЭП, трансформаторов (автотрансформаторов), недопустимость включения в транзит с контролем синхронизма которых определена местными инструкциями;

регулирование напряжения в допустимых пределах путем загрузки (разгрузки) синхронных компенсаторов и генераторов по реактивной мощности, включения (отключения) СКРМ, изменения коэффициентов трансформации трансформаторного оборудования, оснащенного устройствами РПН;

подача напряжения на собственные нужды, системы шин, трансформаторы (автотрансформаторы) с принятием мер, исключающих подачу напряжения на транзитные ЛЭП;

отделение от обесточенных шин поврежденного участка коммутационными аппаратами (с выполнением необходимых действий по обеспечению безопасности оперативного персонала при операциях с коммутационными аппаратами);

отключение ЛЭП, отключение которых осуществляется действием устройств АЛАР, при выявлении по ним непрекращающегося асинхронного режима;

регулирование нагрузки электростанций, работающих в синхронной зоне, в соответствии с утвержденным диспетчерским графиком или последней диспетчерской командой, отданной до потери связи;

синхронизация с энергосистемой электростанций или отдельных генераторов, выделившихся на сбалансированную нагрузку, без набора активной нагрузки;

синхронизация с энергосистемой генераторов электростанций, выделившихся на нагрузку собственных нужд, с несением минимальной активной нагрузки, необходимой для устойчивой работы генерирующего оборудования;

выделение электростанции (энергоблока) на сбалансированную нагрузку или нагрузку собственных нужд в соответствии с пунктами 39, 57 Правил.

183. При отказе средств связи оперативному персоналу объектов электроэнергетики не допускается выполнять следующие самостоятельные действия:

выполнение переключений, не связанных с предотвращением развития и ликвидации нарушений нормального режима;

включение без проверки синхронизма транзитных ЛЭП, трансформаторов (автотрансформаторов);

подача напряжения на транзитные ЛЭП;

отключение коммутационных аппаратов транзитных ЛЭП и трансформаторов (автотрансформаторов) при исчезновении напряжения на шинах объекта электроэнергетики, за исключением случаев угрозы жизни людей, повреждения оборудования, случаев когда анализ работы устройств РЗА показывает отказ выключателя или устройств РЗА, а также при самостоятельной подаче напряжения на собственные нужды, системы шин, трансформаторы (автотрансформаторы) с принятием мер, исключающих подачу напряжения на транзитные ЛЭП;

включение нагрузки потребителей, отключенных по графикам аварийного ограничения режима потребления, устройствами (комплексами) ПА, загрузка, разгрузка, включение генераторов, автоматически разгруженных, загруженных, отключенных действием устройств (комплексов) ПА.

184. При отказе средств связи и исчезновении напряжения на ЛЭП, присоединенных к шинам РУ, оперативный персонал объекта электроэнергетики должен быть готов к подаче рабочего напряжения по любой из ЛЭП без предупреждения.

185. В инструкциях по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима, должен быть определен перечень действий в условиях отказа средств связи, которые может выполнять оперативный персонал самостоятельно, и перечень действий, выполнение которых недопустимо.

Приложение
к требованиям к обеспечению надежности
электроэнергетических систем,
надежности и безопасности объектов
электроэнергетики и энергопринимающих
установок «Правила предотвращения
развития и ликвидации нарушений
нормального режима электрической части
энергосистем и объектов электроэнергетики»,
утвержденным приказом Минэнерго России
от 12.07.2020 г. № 548

Допустимые кратковременные повышения напряжения для оборудования различных классов напряжения

Таблица 1. Допустимые в условиях эксплуатации кратковременные повышения напряжения частотой 50 Гц для электрооборудования классов напряжения от 110 кВ до 330 (400) кВ включительно

Вид электрооборудования Допустимое повышение напряжения, относительное значение, не более, при длительности t
20 минут1) 20 секунд2) 1 секунда 0,1 секунда
фаза- фаза фаза- земля фаза- фаза фаза-земля фаза- фаза фаза- земля фаза- фаза фаза- земля
Силовые трансформаторы (автотрансформаторы) 1,10 1,25 1,50 1,90 1,58 2,00
Шунтирующие реакторы и электромагнитные трансформаторы напряжения 1,15 1,35 1,50 2,00 1,58 2,10
Аппараты, емкостные трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, конденсаторы связи, шинные опоры 1,15 1,60 1,70 2,20 1,80 2,40
—————————— 1) Количество повышений напряжения длительностью 20 минут не должно быть более 50 в течение одного года. 2) Количество повышений напряжения длительностью 20 секунд не должно быть более 100 за срок службы электрооборудования, указанный в стандартах на отдельные виды электрооборудования, или за 25 лет, если срок службы не указан. При этом количество повышений напряжения не должно быть более 15 в течение одного года и более двух в течение суток.

Таблица 2. Допустимые в условиях эксплуатации кратковременные повышения напряжения частотой 50 Гц для электрооборудования классов напряжения 500 кВ и 750 кВ

Класс напряжения, кВ Вид электрооборудования Допустимое повышение напряжения, относительное значение, не более, при длительности t и количестве повышений в год n
t 8 часов 3 часа 1 час 20 минут 5 минут 1 минута 20 секунд 1 секунда 0,1 секунда
n
500 Силовые трансформаторы 1,025 1,025 1,05 1,05 1,075 1,075 1,10 1,10 1,15 1,15 1,20 1,20 1,25 1,25 1,90 1,50 2,00 1,58
Шунтирующие реакторы и электромагнитные трансформаторы напряжения 1,025 1,05 1,075 1,15 1,15 1,20 1,35 2,00 2,08
Аппараты, емкостные трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, конденсаторы связи, шинные опоры 1,025 1,05 1,075 1,15 1,15 1,20 1,60 2,20 2,40
750 Силовые трансформаторы 1,025 1,025 1,05 1,05 1,075 1,075 1,10 1,10 1,15 1,15 1,20 1,20 1,25 1,25 1,67 1,50 1,76 1,58
Шунтирующие реакторы, аппараты, трансформаторы напряжения и тока, конденсаторы связи, шинные опоры 1,025 1,05 1,075 1,10 1,15 1,20 1,30 1,88 1,98

1. Значения в таблицах 1 и 2 приведены относительно наибольшего рабочего напряжения.

2. Для силовых трансформаторов при длительности воздействия напряжения 20 секунд и выше, независимо от приведенных в таблицах 1 и 2 значений, повышенные напряжения не должны иметь кратность по отношению к номинальному напряжению ответвления обмотки трансформатора более указанной в межгосударственном стандарте ГОСТ 11677-85 «Трансформаторы силовые. Общие технические условия», утвержденном и введенном в действие постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 24.09.1985. № 3005, раздел 9 (опубликован с утвержденными изменениями № 1, 2, 3, 4 — Издательство стандартов, 2002).

3. Для выключателей, независимо от приведенных в таблицах 1 и 2 значений, повышенные напряжения должны быть ограничены пределами, при которых собственное восстанавливающееся напряжение на контактах выключателя не превышает значений, указанных в ГОСТ Р 52565-2006 «Выключатели переменного тока на напряжения от 3 до 750 кВ. Общие технические условия», утвержденном и введенном в действие приказом Росстандарта от 23.08.2006 № 170-ст (опубликован — Стандартинформ, 2007), и ГОСТ 12450-82 «Выключатели переменного тока на номинальные напряжения от 110 до 750 кВ. Технические требования к отключению ненагруженных воздушных линий и методы испытаний», утвержденном и введенном в действие постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 22.03.1982 № 1122 (опубликован — Издательство стандартов, 1982).

4. При длительности повышения напряжения t, промежуточной между двумя значениями длительности, приведенными в таблицах 1 и 2, допустимое повышение напряжения должно быть равно указанному для большего из этих значений длительности.

При 0,1 секунды секунды допускается повышение напряжения, равное U1 секунда + 0,3(U0,1 секунда — U1 секунда), где U0,1 секунда и U1 секунда — допустимые повышения напряжения при длительностях t, равных соответственно 1 секунде и 0,1 секунде.

5. Промежуток времени между двумя повышениями напряжения длительностью 20 секунд; 1 минута; 5 минут и 20 минут должен быть не менее 1 часа, длительностью 1 час, 3 часа и 8 часов — не менее 12 часов. Если повышение напряжения длительностью 20 минут имело место два раза (с часовым интервалом), то в течение ближайших 24 часов повышение напряжения в третий раз допускается лишь в случае, если это требуется ввиду аварийной ситуации, но не ранее чем через 4 часа.

6. Количество допускаемых в течение года повышений напряжения указано в таблицах 1 и 2 (для длительностей 0,1 секунда и 1 секунда количество повышений напряжения не регламентировано).

7. Значения, продолжительность и количество повышений напряжения длительностью 20 минут и более подлежат обязательной регистрации оперативным персоналом или автоматически.

Обзор документа

Установлены правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем и объектов электроэнергетики.

В частности, закреплено, что все оперативные переговоры диспетчерского и оперативного персонала при ликвидации нарушений нормального режима должны регистрироваться электронными средствами фиксации переговоров.

Прописаны требования к инструкциям по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима, урегулированы вопросы предотвращения и ликвидации недопустимых отклонений напряжения и частоты электрического тока, перегрузки линий электропередачи, электросетевого оборудования и контролируемых сечений.

Ряд норм посвящен ликвидации нарушений нормального режима при отключении линий электропередачи, ликвидации неполнофазных, асинхронных режимов и режимов синхронных качаний в электросети, ликвидации нарушений в главных схемах электрических станций и подстанций, восстановлению нормального режима после разделения энергосистемы.

Предусмотрены особенности ликвидации нарушений при отказах средств связи.

Приказ вступает в силу по истечении 3 месяцев со дня его официального опубликования.

Инструкция для оперативного персонала по обслуживанию устройств релейной защиты и электроавтоматики энергетических систем рд 34. 35. 502

Главная > Инструкция

Информация о документе
Дата добавления:
Размер:
Доступные форматы для скачивания:

Министерство энергетики и электрификации СССР

ГЛАВНОЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ

ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОСИСТЕМ

для оперативного персонала по обслуживанию устройств релейной защиты и электроавтоматики энергетических систем

СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО ОПЫТА И ИНФОРМАЦИИ СОЮЗТЕХЭНЕРГО

20 апреля 1978 г.

1. С выходом настоящей Инструкции отменяется «Инструкция дежурному персоналу электростанций и подстанций по обслуживанию устройств релейной зашиты и электроавтоматики» (БИ ОРПОС, 1963)

2. Инструкция обязательная для всего оперативного и диспетчерского персонала, а также приравненного к нему персонала всех организаций и предприятий Минэнерго СССР, обслуживающего и эксплуатирующего эти устройства.

3. Настоящая Инструкция обязательна также для оперативного персонала всех посторонних организаций, обслуживающего устройства релейной защиты и электроавтоматики (РЗАИ) присоединений, находящихся в ведении или управлении оперативного персонала организаций Минэнерго ССР, диспетчеров ЦУ ЕЭС СССР, ОДУ энергосистем, электросетей, участков или районов распределительных сетей, дежурных инженеров электростанций. Список оперативного и приравненного к нему персонала посторонних организаций, допущенного к оперативному обслуживанию устройств РЗАИ, должен находиться у оперативного персонала организаций Минэнерго СССР, в ведении или управлении которого находится эти устройства.

4. Для облегчения управления энергосистемами, ускорения ликвидации повреждений, уменьшения времени обеспечения потребителей рекомендуется обслуживать в соответствии с настоящей Инструкцией все устройства РЗАИ, установленные у потребителей и находящиеся в ведении или управлении оперативного персонала организаций и предприятий Минэнерго СССР.

5. В настоящей Инструкции даны общие указания по обслуживанию (и оперативному управлению) всех устройств РЗАИ, общесистемной и местной электроавтоматики, цепей и источников оперативного тока, сигнализации и прочих вспомогательных цепей и аппаратов.

Специальные и дополнительные указания о методах контроля исправности и оперативного управления, необходимые для правильной эксплуатации некоторых устройств РЗАИ, приводятся в типовых инструкциях по обслуживанию этих устройств. К ним относятся инструкции по обслуживанию цепей трансформаторов напряжения, дифференциальной защиты шин, газовой защиты трансформаторов, защит шиносоединительных и обходных выключателей, УРОВ, фиксирующих приборов, продольной дифференциальной защиты линий, поперечной защиты линий, высокочастотной защиты линий, АПВ, АВР, АЧР и других устройств электроавтоматики, автоматических осциллографов, цепей и источников оперативного постоянного и переменного тока, цепей управления, аварийной и предупредительной сигнализации, устройств сигнализации о замыканиях на землю в сети 6—35 кВ и др.

В типовых инструкциях даются указания по оперативному обслуживанию устройств, исходя из принципа их действия и технических особенностей, без учета местных условий и особенностей данной электростанции или подстанции.

Уточнения и дополнения, вызванные конкретными условиями, указываются в местном дополнении к типовой инструкции (приложение I) или в местной инструкции, составленной на ее основе.

Местные инструкции составляются и для всех устройств РЗАИ, установленных на данной электростанции или подстанции, на которые не имеется типовых инструкций.

6. Для каждой электростанции и подстанции составляется перечень, в котором указываются все инструкции (типовые или местные) по обслуживанию устройств РЗАИ, установленных на данной электростанции или подстанции (приложение 2).

Перечень утверждается главным инженером предприятия и должен находиться на электростанции или подстанции, у диспетчера, в ведении или управлении которого находятся устройства, обслуживаемые по этим инструкциям, и в МС РЗАИ. Перечень инструкций для диспетчеров ОДУ и ЦДУ ЕЭС СССР утверждается главным диспетчером.

7. Комплект типовых инструкций по обслуживанию устройств РЗАИ в соответствии с утвержденным перечнем должен находиться:

а) на щите управления каждой электростанции и подстанции;

б) у диспетчера или дежурного инженера электростанции, в ведении или управлении которого находятся устройства, обслуживаемые по этим инструкциям, диспетчера ОДУ и ЦДУ ЕЭ СССР;

в) в службе РЗАИ — местной и центральной;

г) у оперативно-выездных бригад (ОВБ).

Местные инструкции должны находиться в МС РЗАИ, на электростанции или подстанции, в ОВБ и у диспетчера, в ведении или управлении которого находятся устройства, обслуживающей эти сети.

8. Сложные, не предусмотренные типовыми инструкциями по обслуживанию, работы и операции с устройствами РЗАИ при типовых, регулярно повторяющихся ремонтных работах, часто повторяющихся изменениях схемы первичных соединений или режимах работы электростанции, подстанции и электросети выполняются по заранее составленным программам (или указаниям), в которых подробно указываются все операции, переключения вторичных цепей, изменения уставок и прочие необходимые работы в устройствах защиты, автоматики и в силовых цепях, а также их проведения. К ним относятся:

а) замена релейной защиты присоединения защитами шиносоединительного или обходного выключателя при оставлении выключателя присоединения в работе;

б) вывод из работы выключателя присоединения с заменой его шиносоединительным или обходным выключателем с их релейной защитной и выведением из работы релейной защиты и автоматики присоединения;

в) вывод из работы выключателя присоединения с заменой его шиносоединительным или обходным выключателем с переводом устройств РЗАИ присоединения на эти выключатели;

г) восстановление нормальной схемы после работ, указанных в пп. а, б, в;

д) замена работающей фазы группы однофазных трансформаторов (автотрансформаторов) резервной;

е) различные опробования шин и оборудования после ремонтов, при вводе в работу резервного оборудования и т. п.

Комплект таких программ (или указаний) должен находиться на электростанции, подстанции, у диспетчера, в ведении которого находится данное устройство, в МС РЗАИ и ЦС РЗАИ.

9. Сложные операции с устройствами РЗАИ, изменения схем и уставок устройств и прочие, не предусмотренные типовыми инструкциями работы при вводе нового оборудования на действующих электростанциях и подстанциях, вводе новых электростанций и подстанций, изменении фиксации присоединений по шинам во время праздничных, сезонных, ремонтных изменений схемы или режиме работы электростанций, энергосистем и прочих одноразовых работах выполняются по специальным программам, составляемым для каждого конкретного случая при оформлении заявки.

Эти одноразовые программы должны быть у дежурного персонала электростанций или подстанций, на которых производятся работы, у диспетчера, руководящего этими работами, в МС РЗАИ и ЦС РЗАИ.

Программы утверждаются главным инженером электростанции, электросети, энергосистемы, а по объектам, находящимся в управлении или в ведении ОДУ или ЦДУ ЕЭС СССР,—главным диспетчером ОДУ или ЦДУ ЕЭС СССР.

10. Все местные изменения в способах или порядке обслуживания устройств РЗАИ немедленно вносятся в действующие инструкции персоналом МС РЗАИ, выполнявшим эти изменения, с записью об этом в журнале релейной защиты. Изменения, дополнения и пересмотр типовых инструкций и программ выполняются персоналом РЗАИ энергосистемы, службой РЗАИ ОДУ и вносятся в .местные инструкции и программы на местах по их указанию.

11. Проверка правильности инструкций по обслуживанию, соответствия их действительным условиям данной электростанции или подстанции производится персоналом МС РЗАИ не реже 1 раза в 2 года и при всех изменениях в способах обслуживания данного устройства.

II. ПРАВИЛА И ОБЯЗАННОСТИ ПЕРСОНАЛА ПО ОПЕРАТИВНОМУ УПРАВЛЕНИЮ И ОБСЛУЖИВАНИЮ УСТРОЙСТВ РЗАИ

1. Дежурный диспетчер ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ энергосистемы, электросети, участка распределительных сетей, дежурный инженер электростанции в свою смену в соответствии с распределением между ними обязанностей по обслуживанию устройств защиты и автоматики выполняет по оперативному обслуживанию РЗАИ следующие функции:

а) руководит оперативным персоналом электростанций, подстанций и ОВБ при выполнении ими операций, предусмотренных инструкциями по обслуживанию устройств РЗАИ присоединений, находящихся в их ведении и управлении.

б) дает распоряжения дежурному персоналу электростанций, подстанций и персоналу ОВБ о предусмотренных инструкциями изменениях в схемах или уставках устройств РЗАИ, вызванных нарушениями в схеме или режиме работы сети, энергосистемы, электростанции, аварийными отключениями и восстановлением нормального режима;

в) руководит дежурным персоналом электростанций, подстанций и ОВБ при устранении ими различных неисправностей и выполнении предусмотренных инструкциями опробований;

г) дает разрешение на производство работ и руководит подготовкой места различных работ в устройствах РЗАИ по заявкам, дает разрешение (или распоряжение) на выполнение работ по специальным программам или указаниям и руководит выполнением требуемых операций с устройствами РЗАИ , а также на ввод в действие отключенных устройств после окончания работ или при вводе в действие вновь смонтированных устройств; принимает меры по замене неисправных устройств РЗАИ и вызывает персонал МС РЗАИ и других служб для устранения неисправностей;

е) получает от подчиненного ему оперативного персонала сведения о работе устройств РЗАИ при аварийных отключениях для последующего анализа;

ж) несет ответственность за правильное использование всех устройств РЗАИ, находящихся в его ведении или управлении, и за управление ими.

2. Сменный оперативный персонал электростанций, подстанций, ОВБ выполняет следующие функции:

а) ведет регулярное наблюдение за исправностью устройств РЗАИ, их цепей и вспомогательных устройств, регулярно контролирует их исправность, устраняет некоторые неисправности в пределах требований инструкций;

б) производит предусмотренные инструкциями различные опробования и измерения;

в) производит по распоряжению диспетчера предусмотренные инструкциями изменения схем или уставок, введение ускорений и прочие операции с устройствами РЗАИ, вызываемые изменениями схемы или режима работы сети, электростанции, системы, необходимость подготовки различных работ или другими причинами;

г) подготавливает по распоряжению диспетчера место работ, допускает к работам персонал МС РЗАИ или персонал посторонних организаций и принимает от указанного персонала в эксплуатацию устройства защиты и автоматики после выполнения работ;

д) выполняет записи о работе устройств РЗАИ и передает их диспетчеру;

е) отвечает за правильное и своевременное выполнение распоряжений диспетчера и точное выполнение всех требований инструкций по обслуживанию, различных устройств защиты и автоматики.

3. Персонал МС РЗАИ, имеющий право самостоятельного допуска к работам в устройствах РЗАИ в пределах щита управления или право оперативных переключений в первичной схеме, по оперативному управлению устройствами РЗАИ приравнивается к оперативному персоналу электростанций и подстанций или ОВБ.

Точный перечень прав и обязанностей персонала МС РЗАИ, имеющего право самостоятельного допуска по оперативному управлению устройствами РЗАИ, устанавливается соответствующим положением, утвержденным главным инженером предприятия.

4. Оперативно-ремонтный персонал, персонал службы подстанций электроцеха может быть допущен к выполнению регулярных осмотров устройств защиты и автоматики, опробованию некоторых АВР, опробованию действия выключателей от ключа управления и др. Допуск этого персонала к таким опробованиям оформляется распоряжением главного инженера предприятий. Опробование выполняется по специальным. инструкциям отключением или изменением режима работы соответствующего первичного оборудования, с помощью специально предусмотренных для этого кнопок с самовозвратом и аналогичными приспособлениями..

5. Персонал посторонних специальных монтажных и наладочных организаций, выполняющий монтажные или наладочные работы в устройствах РЗАИ на действующих электростанциях и подстанциях, не имеет права оперативного управления и обслуживания действующих устройств РЗАИ.

На все операции с действующими устройствами РЗАИ или первичным оборудованием, необходимые для выполнения работ персоналом монтажных и наладочных организаций, подается заявка в установленном порядке. Операции по разрешенной заявке выполняет дежурный персонал по распоряжению диспетчера.

6. Точное распределение обязанностей между оперативным и приравненным к нему персоналом различных служб по оперативному управлению устройствами РЗАИ и их обслуживанию устанавливается должностными инструкциями и положениями о распределении ответственности.

III. ТРЕБОВАНИЯ К ОПЕРАТИВНОМУ ПЕРСОНАЛУ

1. Дежурный диспетчер ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ энергосистемы, электросети, участка или района электросети, дежурный инженер электростанции должен, четко знать (по обслуживанию устройств РЗАИ):

а) влияние устройств РЗАИ на устойчивость и надежность работы энергосистем, особенно требования к времени действия релейной защиты;

б) значение устройств РЗАИ в обеспечении бесперебойного питания потребителей и быстрейшей ликвидации повреждений;

в) принцип действия и назначение всех устройств РЗАИ, находящихся в его ведении или управлении;

г) инструкции по оперативному обслуживанию устройств РЗАИ, находящихся в его ведении или управлении;

д) способы замены выведенного из работы (по любым причинам) устройства РЗАИ (особенно быстродействующей релейной защиты) и другие мероприятия при неисправности устройств РЗАИ.

2. Постоянный оперативный персонал электростанций, подстанций и персонал ОВБ должен четко знать:

а) принцип действия и назначение каждого устройства релейной защиты, противоаварийной и другой автоматики, взаимодействие с различными устройствами, установленными на данной электростанции или подстанции, или с полукомплектами, установленными на других концах линий;

б) источники питания устройств РЗАИ оперативным постоянным и переменным током;

в) связи каждого устройства с различным оборудованием — трансформаторами тока и напряжения, конденсаторами связи и т. д.;

г) воздействие на выключатели, короткозамыкатели, отделители, разъединители, автоматические выключатели, пускатели и прочие коммутационные аппараты каждого устройства защиты и автоматики;

д) от какого оборудования и каким образом производится запуск устройства противоаварийной и системной автоматики, всех органов управления и сигнальных аппаратов на каждой панели;

ж) расположение автоматических выключателей, предохранителей, выключателей и прочих коммутационных аппаратов в целях питания каждого устройства РЗАИ оперативным током, в цепях питающих их трансформаторов напряжения и в цепях связей данного устройства с другими;

з) инструкции по обслуживанию каждого устройства РЗАИ, установленного на данной электростанции или подстанции.

3. Оперативный персонал и ОВБ должны уметь:

а) пользоваться инструкциями по обслуживанию данного устройства РЗАИ и связанных с ним других устройств и структурными или принципиальными схемами этих устройств;

б) пользоваться всеми коммутационными аппаратами (отключающими устройствами, автоматическими выключателями, переключателями), относящимися к устройствам защиты и автоматики, к их оперативным цепям и цепям трансформаторов напряжения;

в) устранять простые неисправности, например, производить смену перегоревших сигнальных ламп, смену плавких вставок предохранителей, определять цепи оперативного тока, замкнувшиеся на землю и т. п.;

г) выполнять предусмотренные инструкциями измерения, проверки исправности и режима работы некоторых устройств некоторые виды опробований действия различных устройств;

д) изменять уставки некоторых защит в пределах, предусмотренных соответствующими инструкциями;

е) устранять отклонения от заданного режима некоторых устройств способами, указанными в инструкции.

IV. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОПЕРАТИВНОМУ

УПРАВЛЕНИЮ УСТРОЙСТВАМИ РЗАИ

1. Все исправные устройства РЗАИ всегда должны быть включены в работу в соответствии с инструкциями по их обслуживанию. Исключение составляют некоторые исправные комплекты устройств или части устройства, нормально выведенные из работы и вводимые в работу при предусмотренных инструкциями изменениях схемы или режима работы. На все такие устройства составляется перечень (приложение 3). Перечень должен находиться на щите управления электростанции или подстанции, у диспетчера, в ведении или управлении которого находится данное устройство, и в соответствующей службе РЗАИ.

2. Ни одно включенное присоединение не допускается оставлять без введенной в действие защиты от коротких замыканий. При выводе, из работы или неисправности отдельных видов защит оставшиеся в работе устройства релейной защиты должны обеспечить полноценную защиту электрооборудования и линий электропередачи от всех видов повреждений. Если это условие не выполняется, должна осуществляться временная защита.

Для этого в зависимости от местных условий: наличия быстродействующих защит на других элементах, режима и схемы работы энергосистемы, электросети, электростанции могут быть применены различные способы, как ввод в работу ускорения резервных защит, вывод присоединения через шиносоединительный или обходной выключатель с их защитами, замена лишенного защиты оборудования или линии резервными и другие. Подобные мероприятия разрабатываются заранее и наносятся в перечень, который должен находиться на щите управления электростанции или подстанции, у соответствующего диспетчера и в службе РЗАИ (приложение 4). Коли это выполнить невозможно, присоединение должно быть отключено.

3. В зависимости от местных условий вместо перечня нормально отключенных устройств РЗАИ и мероприятий по замене выведенных из работы устройств РЗАИ могут быть составлены оперативные карты по устройствам РЗАИ отдельных присоединений, где даются все необходимые сведения, или приведены указания в местных дополнениях к типовым инструкциям.

4. Все операции с устройствами РЗАИ оперативный персонал электростанции, подстанций и персонал ОВБ выполняет только по распоряжению или с разрешения дежурного инженера электростанции или соответствующего диспетчера, в ведении или управлении которого находятся эти устройства.

В предусмотренных инструкциями случаях операции с устройствами РЗАИ и ПА оперативный персонал может выполнять самостоятельно с последующим уведомлением диспетчера.

В аварийных условиях при отсутствии связи с диспетчером оперативный персонал имеет право самостоятельно выполнить операции, предписанные инструкцией по обслуживанию устройства для данного случая или инструкцией по ликвидации повреждений. О выполненных операциях оперативный персонал обязан сообщить диспетчеру немедленно, как только восстановится связь.

5. Все операции с устройствами РЗАИ, состоящими из двух и более полукомплектов, расположенных на разных концах линии, должны выполняться одновременно.

6. Перед отключением по любым причинам устройств РЗАИ и ПА, пускающих УРОВ, необходимо предварительно отключить от них пуск УРОВ.

7. Все операции с разъединителями и воздушными выключателями, опробования оборудования после ремонта или длительного нахождения без напряжения должны вы подняться при включенных в работу быстродействующих защитах и УРОВ.

Если быстродействующие защиты почему—либо нельзя ввести в работу или их нет, необходимо ввести в работу ускорения резервных защит или временную быстродействующую защиту, например, защиту шиносоединительного или обходного выключателя, или временно подключаемый комплект защиты, заранее смонтированный и подготовленный.

8. Все операции с защитами—ввод в работу, вывод из работы, ввод ускорения, различные изменения схем, различные измерения и опробования должны выполняться только специально установленными для этого отключающими устройствами, ключами управления, рубильниками, переключателями, накладками, кнопками, испытательными блоками и т. п.

Подключать и отключать провода и жилы кабелей для проведения различных операций оперативному персоналу запрещается, это может выполнять только персонал РЗАИ.

9. В ряде случаев оперативному персоналу вменяется в обязанность изменять уставки некоторых защит изменением положения органов настройки внутри реле, например: на защите шиносоединительного выключателя. Подобные изменения должны выполняться в строгом соответствии с инструкцией по обслуживанию этой защиты при отключенной защите. Для облегчения таких операций и уменьшения возможности ошибок реле, уставки которых изменяются, должны быть заранее подготовлены, а именно:

а) на шкалах реле с плавной регулировкой должны быть нанесены специальные обозначения или отметки уставок, на которые устанавливается поводок;

б) в ряде случаев, заводская шкала реле может заменяться специальной шкалой, на которую наносятся требуемые уставки в первичных значениях;

в) для реле со ступенчатым регулированием уставок штеккерами должны быть составлены таблицы положений всех штеккеров для всех уставок. К заводским обозначениям штеккеров желательно добавить шкалу с указанием уставок в первичных значениях.

10. Нормально включенные устройства РЗАИ отключаются:

а) по заявке для выполнения различных работ (проверка, ремонт, перестройка уставок);

б) при неисправностях устройства в соответствии с инструкцией по его обслуживанию;

в) при неисправностях трансформаторов напряжения или их цепей, питающих устройства, в соответствии с инструкцией по обслуживанию цепей трансформаторов напряжения;

г) при изменениях схемы первичных соединений или режима работы электростанций, подстанций, сети, системы в соответствии с инструкцией по обслуживанию;

д) в особых случаях, предусмотренных специальными указаниями или программами типовых и разовых работ.

Перед отключением любого устройства РЗАИ и ПА необходимо убедиться, что выполнены все мероприятия, предусмотренные для этого случая, обеспечивающие надежную работу электростанции, подстанции, энергосистемы, электросети, как то: введено в работу устройство, заменяющее отключаемое, введены ускорения других защит или защиты шиносоединительных и обходных выключателей, выполнены мероприятия по изменению схемы или режима работы электростанции, электросети, электросистемы и т. п.

11. Перед включением в работу устройства РЗАИ необходимо:

а) в результате внешнего осмотра и по имеющейся сигнализации убедиться в исправности устройства;

б) проверить правильность положения различных органов управления устройством;

в) если имеется специальная сигнализация, то убедиться по ней, что на устройство подано напряжение от соответствующего трансформатора напряжения и оперативный ток, что исправны цепи воздействия устройства на коммутационные аппараты, а само устройство готово к действию;

г) если включается устройство, уставки которого изменяются самим оперативным персоналом, дополнительно проверить правильность выполненных уставок;

д) для некоторых устройств (дифференциальные защиты шин и линий, высокочастотные защиты и другие) произвести предусмотренные инструкциями измерения и опробования;

с) привести указательные реле и другие сигнальные устройства в начальное состояние;

ж) проверить наличие записей в журнале о возможности включения в работу данного устройства.

12. На щитах управления всех электростанций и подстанций, у соответствующего диспетчера и в службе РЗАИ должен быть журнал (карта) уставок релейной защиты, в котором, кроме уставок, указывается максимальная допустимая нагрузка по условиям настройки релейной защиты. Оперативный персонал должен следить за величиной нагрузки и при приближений ее к максимально допустимой принимать меры, предотвращающие неправильное срабатывание защиты из-за перегрузки. Эти мероприятия (ввод резервного оборудования, изменения схемы для перераспределения нагрузки, ограничение потребителей и т. п.) разрабатываются заранее, утверждаются руководством предприятия и выполняются оперативным персоналом.

Отключать защиту от коротких замыканий, которая может неправильно сработать из-за перегрузки (например, максимальную защиту трансформаторов без блокировки по напряжению со стороны питания), допускается только в исключительных случаях по специальному решению руководства предприятия и при наличии другой защиты, на которую перегрузка не влияет.

13. Звуковая и световая аварийная и предупредительная сигнализация на щитах управления с постоянным дежурным персоналом должна быть постоянно включена.

Телесигнализация должна быть также постоянно включена.

Вызывная сигнализация при дежурстве на дому должна переключаться при уходе дежурного с подстанции на квартиру.

Лампы сигнализации положения выключателей, как правило, не должны гореть и должны загораться при включении от руки в случае необходимости и автоматически при срабатывании устройств РЗАИ. Режим работы сигнализации и действия персонала указываются в местной инструкции.

14. На щите управления всех электростанций и подстанций должны быть полные комплекты запасных сигнальных ламп, плавких вставок для предохранителей с разборным патроном с комплектом заряженных патронов для предохранителей с неразборным патроном. У основания каждого предохранителя должна быть надпись, указывающая его назначение и номинальный ток плавкой вставки. На предохранителях специальной конструкции, не допускающих замены их другими типами или исполнениями (например, предохранители ПНБ для защиты полупроводниковых выпрямителей), должна быть надпись с указанием типа или исполнения. Указания о специальных типах предохранителей и недопустимости изменения их должны быть внесены в местную инструкцию.

15. Обо всех работах в устройствах РЗАИ, изменениях схем и уставок, вводе в действие новых устройств РЗАИ и ПА, о готовности к вводу в действие устройств РЗАИ и ПА после любых работ, вводе в действие измененных и дополненных различных инструкций по обслуживанию устройств персонал РЗАИ делает записи в журнале релейной защиты перед вводом в работу данного устройства. Оперативный персонал должен ознакомиться с этими записями и расписаться в журнале перед вводом устройства в работу.

V. КОНТРОЛЬ ИСПРАВНОСТИ УСТРОЙСТВ РЗАИ.

1. Обязательный осмотр всех устройств РЗАИ, проверка их исправности и готовности к действию производится:

а) на электростанциях и подстанциях с постоянным сменным дежурством—один раз в смену;

б) на подстанциях со сменным дежурством на дому—при приемке и сдаче смены;

в) на подстанциях основной сети, не имеющих постоянного дежурного персонала и обслуживаемых ОВБ, не реже одного раза в месяц при наличии телесигнализации о неисправности устройств РЗАИ и автоматического контроля высокочастотных каналов. На остальных подстанциях, не имеющих контроля высокочастотных каналов и телесигнализации — о неисправностях РЗАИ, не реже одного раза в неделю;

г) на трансформаторных подстанциях, распределительных и переключательных пунктах, секционирующих выключателях и прочих установках распределительных сетей — не реже одного раза в 6 м-с.

2. Обязателен осмотр, проверка исправности и готовности к действию устройств РЗАИ в установках без постоянного дежурного персонала при посещениях этих установок персоналом ОВБ или оперативно-ремонтным персоналом по другим причинам.

3. На крупных электростанциях и подстанциях с большим количеством устройств РЗАИ или расположенных в удаленных один от другого помещениях решением главного инженера осмотр может быть распределен между разными сменами, каждая из которых осматривает закрепленный за ней участок по расписанию.

4. Рекомендуемая последовательность осмотра изложена ниже. В зависимости от местных условий, главным образом от места установки устройств РЗАИ (щит управления, специальное релейное помещение, коридор управления в распределительном устройстве, КРУН подстанции и т.д.), последовательность осмотра может изменяться, но с обязательным выполнением всех изложенных далее требований.

При осмотре следует:

а) ознакомиться с записями в журнале релейном защиты обо всех работах, производившихся за время отсутствия данного дежурного, изменениях в уставках, схемах или инструкциях по обслуживанию, обо всех вновь введенных в работу или выведенных из работы устройствах РЗАИ и причинах их отключения или включения, а также с записями в оперативном журнале;

б) проверить исправность аварийной и предупредительной сигнализации, а также сигнализации положения выключателей;

в) проверить значение напряжения на шинах оперативного тока, всех источников постоянного и переменного тока трансформаторов СН и напряжения, аккумуляторных батарей, выпрямителей, блоков питания и других по имеющимся приборам и режим работы подзарядных устройств аккумуляторных батареи; при необходимости довести его до заданного по специальной инструкции значения;

г) проверить по имеющимся стационарным приборам сопротивление изоляции цепей оперативного постоянного и переменного тока;

д) проверить по имеющейся сигнализации исправность цепей управления выключателями и другими коммутационными аппаратами; наличие оперативного тока на всех устройствах и цепях релейной защиты, автоматики, сигнализации, управления; исправность предохранителей;

е) проверить исправность АВР источников оперативного постоянного и переменного тока, правильность положения автоматических выключателей, рубильников и других коммутационных аппаратов в схеме АВР и соответствие их положений первичной схеме;

ж) проверить правильность положения всех коммутационных аппаратов на щите оперативного тока, в кольцах питания панелей щита управления и устройств РЗАИ, в кольцах питания оперативным током всех КРУ, КРУН и других распределительных устройств всех напряжений;

з) проверить по установленным измерительным приборам и сигнализации исправность цепей трансформаторов напряжения, предохранителей, правильное положение всех коммутационных аппаратов в этих цепях в соответствии с действительной схемой первичных соединений;

и) осмотреть все устройства защиты и автоматики на щите управления, на релейном щите, в коридорах РУ, КРУ, КРУН и проверить их исправность и готовность к действию по внешнему виду и, если возможно, по сигнализации. Возвратить в начальное состояние указательные реле, сработавшие от случайных причин (сотрясения и т. п.);

к) проверить правильность положения всех органов управления устройствами РЗАИ, соответствие их положений действительной первичной схеме электростанции, подстанции, сети. Особое внимание обратить на устройства, включенные или отключенные из-за отклонений от нормального режима, переведенные на шиносоединительный или обходной выключатель, отключенные или измененные защитами обходного и шиносоединительного выключателя и т. д.

Дополнительно убедиться, что у отключенных защит, пускающих УРОВ, отключен пуск УРОВ. У устройств, работа и состояние которых определяются схемой первичных соединений (АВР секционных выключателей, трансформаторов СН, поперечная дифференциальная защита линий и другие) дополнительно проверить соответствие положения их органов управления действительной схеме первичных соединений,

л) осмотреть и проверить исправность и готовность к действию фиксирующих приборов, самопишущих измерительных приборов и осциллографов, проверить запас чернил и бумаги для приборов, запас бумаги или пленки для осциллографов;

м) в холодное время года проверить работу устройств подогрева релейных шкафов, релейных отсеков КРУ, КРУН и приводов коммутационных аппаратов. Особое внимание обратить, на устройстве подогрева при наружной температуре около -20 град. С, около 0 град. С и при повышенной влажности (оттепель, мокрый снег, продолжительные дожди);

н) выполнить различные измерения для проверки исправности некоторых устройств (дифференциальная защита шин, продольная дифференциальная защита линий, приемопередатчики высокочастотных защит и устройств телеотключения и др.);

с) осмотреть и проверить работу и состояние сложной, продолжительно работающей электроавтоматики, например, охлаждения и регулирования напряжения трансформаторов, компрессорных установок воздушных выключателей и др.;

п) осмотреть газовые реле трансформаторов и автотрансформаторов.

У реле со смотровым окном проверить отсутствие воздуха в корпусе реле;

р) проверить положение грузов и пружин у грузовых и пружинных приводов. У приводов, включавшихся вручную, проверить положение рычага конечного выключателя и цепи завода пружин;

с) проверить положение заземляющего разъединителя у конденсаторов связи, используемых для высокочастотных защит;

т) проверить уплотнения, двери и крышки релейных шкафов, сборок вторичных соединений и приводов выключателей и других коммутационных аппаратов на . открытой части подстанции, особенно после дождя, таяния снега и метелей.

Результаты осмотра записать в журнал, обо всех неисправностях немедленно сообщить диспетчеру и персоналу соответствующих служб и по их указаниям или по соответствующим инструкциям принять необходимые меры.

5. Наблюдение за поддержанием заданного режима и, при необходимости, исправления отключений от заданного режима сложной автоматики непрерывного действия (регулирование возбуждения генераторов и компенсаторов, охлаждение генераторов и компенсаторов, подзарядные устройства аккумуляторных батарей и др.) выполняются по специальным инструкциями

6. Если исправность некоторых устройств защиты и автоматики (дифференциальная защита шин, продольная дифференциальная защита линий, устройства с высокочастотными приемопередатчиками и др.), установленных на подстанциях без постоянного дежурного персонала и обслуживаемых ОВБ, требуется проверять чаще, чем указано в п. 1 настоящего раздела, то дополнительные проверки их исправности выполняются в сроки и в объеме, которые указаны в инструкциях по их обслуживанию.

VI. УСТРАНЕНИЕ НЕИСПРАВНОСТЕЙ В УСТРОЙСТВАХ РЗАИ

1. Устранение некоторых неисправностей или отключений от заданного режима входит в непосредственные обязанности оперативного персонала. Большинство неисправностей может устраняться только персоналом МС РЗАИ, поэтому оперативный персонал при обнаружении неисправностей в устройства РЗАИ и ПА должен немедленно сообщать вышестоящему оперативному дежурному, в ведении или управлении которого находится данное устройство, и далее или действовать по его указаниям, или выполнить предусмотренные инструкциями мероприятия для данного случая с последующим уведомлением о выполнении и записью в журнале дефектов. Обо всех неисправностях оперативный персонал также сообщает в службу РЗАИ.

Подробный перечень неисправностей, устранение которых возлагается на оперативный персонал, и способы их устранения указаны в соответствующих инструкциях по обслуживанию. Поэтому далее даются лишь общие указания.

2. При перегорании предохранителей или отключении автоматических выключателей в цепях трансформаторов напряжения или питания устройств РЗА оперативным током оперативный персонал должен немедленно включить выключатель или заменить вставки предохранителей. При повторном отключении автоматического выключателя или перегорании вставок дежурный должен сообщить диспетчеру и действовать далее по его распоряжению или (при отсутствии связи) в соответствии с инструкцией.

3. Обрыв цепи отключения выключателя или другого коммутационного аппарата, что обнаруживается по имеющейся сигнализации, выводит из работы все устройства РЗАИ.

В этом случае диспетчер выполняет мероприятия, предусмотренные для присоединения, полностью лишившегося релейной защиты.

4. При повторном отключении автоматического выключателя или перегорании вставок в цепи питания только одной из нескольких релейных защит одного присоединения диспетчер выполняет мероприятия, предусмотренные для отключения этой зашиты.

5. Повреждение индивидуальных блоков питания, зарядных устройств конденсаторов и самих конденсаторов в цепи отключения выключателя, отделителя, короткозамыкателя выводит из работы все устройства РЗАИ, действующие от этих блоков питания или конденсаторов. В этом случае диспетчер выполняет мероприятия, предусмотренные для данного присоединения, лишившегося всех защит.

6. При повреждении выпрямителей, питающих цепи включения электромагнитных приводов, отключаются все устройства, действующие на автоматическое включение выключателя, лишившегося питания. Повреждения эти обнаруживаются по уменьшению показаний вольтметра, измеряющего выпрямленное напряжение, и внешним осмотром выпрямителей. Устранение повреждений выполняется ремонтным персоналом.

7. При появлении замыкания на землю в цепях оперативного постоянного или переменного тока оперативный персонал должен по разрешению диспетчера, и пользуясь указаниями местной инструкции, определить место повреждения и результаты сообщить диспетчеру. До устранения неисправности выполняются мероприятия, указанные в местной инструкции.

8. Некоторые устройства РЗАИ и ПА имеют индивидуальный контроль наличия на них оперативного тока и напряжения от трансформаторов напряжения (измерительные приборы, сигнальные лампы и т. п.). Если эти контрольные устройства показывают отсутствие напряжения или оперативного тока, то дежурный должен немедленно проверить положение автоматических выключателей и исправность предохранителей в цепях, питающих эти устройства, и при необходимости включить автоматический выключатель или сменить сгоревшие вставки предохранителей. Если нормальное питание не восстановится, хотя, предохранители и автоматические выключатели исправны, по указанию диспетчера следует выполнять предписания инструкции по обслуживанию данного устройства.

9. Ответственность за исправность предохранителей в цепях устройств. РЗАИ несет оперативный персонал.

VII. ДЕЙСТВИЯ ОПЕРАТИВНОГО ПЕРСОНАЛА

ПРИ СРАБАТЫВАНИИ УСТРОЙСТВ РЗАИ.

1. При срабатывании устройств РЗАИ и ПА в зависимости от местных условий действует различная световая и звуковая сигнализация на щите управления, телесигнализация, вызывная сигнализация на дому.

При срабатывании устройств РЗАИ оперативный персонал должен определить, какое устройство и какая его зона сработала. Определение производства по выпадению флажков указательных реле, имеющих такое же название, как и устройство, при срабатываний которого они выпадают, например: «Максимальная защита», «I зона» и т. п., или же по выпадению флажков основных реле, например РТ-81. В некоторых устройствах, например, в устройствах с модулями, определение производится по специальному табло со световой сигнализацией. Во многих случаях контакты указательных реле приводят в действие сигнализацию, зажигая лампу с соответствующей надписью. Загорание лампы напоминает оперативному персоналу о необходимости поднять выпавшие флажки указательных реле.

2: При срабатывании устройств РЗАИ оперативный персонал должен:

а) выполнить предусмотренные местной инструкцией операции с сигнализацией (отключить звуковой сигнал, включить сигнализацию положения выключателей и т. п.)

б) определить по имеющейся сигнализации и внешним осмотром, что произошло: отключение или включение первичного оборудования с успешным или неуспешным АПВ и АВР, работа релейной защиты на сигнал, например, газовой защиты и защиты от перегрузки, сигнализации о замыкании на землю в сети 6—35 кВ, повреждения различных устройств на данной электростанции или подстанции, например, замыкание на землю в цепях оперативного тока, сгорание предохранителей, а затем произвести запись в журнале и сообщить диспетчеру;

в) квитировать ключи управления изменивших свое нормальное положение коммутационных аппаратов, убедившись, что устройства АПВ и АВР работали неуспешно и дальнейшем работать не будут;

г) осмотреть все устройства защиты и автоматики и отметить мелом или другим способом на панели или кожухах все сработавшие указательные реле и произвести запись в журнале;

д) осмотреть счетчики АПВ и АВР и записать изменения их показаний в журнале;

е) осмотреть самопишущие приборы, фиксирующие приборы, осциллографы и записать в журнал результаты осмотра. Выполнить операции, предусмотренные инструкцией по обслуживанию фиксирующих приборов;

ж) завести пружины или грузы приводов, не имеющих самозавода;

з) сообщить о результатах осмотров и записях в журнале диспетчеру и с его разрешения возвратить в начальное состояние указательные реле. Стирать временные отметки указательных реле следует только, после окончания анализа работы устройств РЗАИ, по разрешению диспетчера;

и) проверить перед включением, подняты ли все флажки указательных реле, выпавших при первом отключении, если потребуется немедленное повторное включение отключившегося первичного оборудования.

При повторном срабатывании устройств РЗАИ после обратного включения присоединения работа указательных реле отмечается способом, отличным от способа обозначения в первом случае. Например, при первом срабатывании указательные реле отмечаются цифрой 1, при повторном цифрой 2.

3. При срабатывании на сигнал газовой защиты трансформаторов, сигнализации о замыкании на землю в сетях 6—35 кВ, сигнализации о перегрузке оборудования и о различных повреждениях устройств РЗАИ действовать по соответствующим инструкциям и указаниям диспетчера.

4. После окончания всех операции повторно убедиться, что подняты флажки указательных реле, установлены в надлежащее положение все органы управления устройствами РЗАИ в соответствии с действительной схемой первичных соединении, привести в нормальное состояние сигнализацию, сообщить в службу РЗАИ,

5. После окончания анализа действия устройств РЗАИ и ПА стереть временные отметки сработавших указательных реле.

6. Обо всех случаях работы устройств РЗАИ и ПА оперативный персонал обязан сообщить МС РЗАИ.

VIII. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ НА УСТРОЙСТВАХ РЗАИ.

1. Все работы в устройствах РЗАИ, введенных в эксплуатацию, как правило, выполняет только персонал служб РЗАИ, допущенным к работам в этих устройствах.

Персонал посторонних наладочных и монтажных организаций к работам на действующих устройствах РЗАИ допускается по специальному распоряжению главного инженера предприятия.

2. Все работы с измерительными приборами, датчиками и приемниками телеуправления и телесигнализации выполняются персоналом служб РЗАИ или СДТУ совместно или раздельно в соответствии с границами их ответственности.

3. Все работы с первичными датчиками различной технологической автоматики, приводами коммутационных аппаратов выполняются персоналом МС РЗАИ и персоналом соответствующих служб совместно или раздельно в соответствии с границами их ответственности.

4. При работах на каналах связи, телеуправления, телесигнализации (проводных и высокочастотных), общих с устройствами защиты в автоматики, необходимо отключать все устройства РЗАИ и ПА, связанные с этими каналами (по специальной заявке).

5. При работах на устройствах, состоящих из нескольких полукомплектов, расположенных на разных концах линий, они должны быть отключены на всех концах линии.

6. Все работы в устройствах РЗАИ и на оборудовании ВН производятся только по заранее поданным, оформленным и разрешенным заявкам.

Срок подачи заявки, способы ее оформления, способы передачи МС РЗАИ разрешения или отказа заявки и прочие условия устанавливаются руководством предприятия.

7. В экстренных, не терпящих отлагательства случаях, в оперативном порядке дежурный диспетчер, в ведении или управлении которого находится данное устройство, может разрешить работы на нем, но только во время своего дежурства. На продление таких работ требуется разрешение главного диспетчера или оформление заявки.

При составлении заявки должны быть предусмотрены:

а) необходимые отключения и включения первичного оборудования на все время работ или только для различных опробований с обратным включением или отключением;

б) выполнение требований инструкций, программы и указаний о замене отключаемой защиты другими (например, введение ускорений, замена отключаемой защиты защитой шиносоединительного выключателя и др.);

в) проверка отключаемой защиты под нагрузкой, возможность создания необходимых значений и направления нагрузки; защит с которыми присоединение включается для проверки отключенной защиты;

г) возможность непредвиденного отключения работающего оборудования и необходимость выполнения в этом случае требуемых мероприятий;

д) требуемые инструкциями, программами или указаниями отключения и обратные включения других устройств, связанных с устройством, на котором производятся работы, по принципу действия или общими цепями и аппаратами, в том числе установленными на других электростанциях и подстанциях.

9. Независимо от имеющейся разрешенной заявки к любым работам по заявке можно приступать только по разрешению диспетчера, в ведении или управлении которого находится данное устройство, полученному непосредственно перед началом работ. Перед выдачей такого разрешения диспетчер, а при получении дежурный должны проверить, не возникли ли какие-либо причины, препятствующие проведению работ в сроки и в условиях, разрешенных заявкой.

10. Получив разрешение, дежурный по указанию диспетчера готовит место работ:

а) выполняет необходимые отключения и включения первичного оборудования;

б) выполняет предусмотренные инструкциями или указанные в заявке или программе операции с устройствами РЗАИ;

в) выполняет требования правил техники безопасности;

г) устанавливает ограждения или шторы, закрывающие доступ к соседним устройствам РЗАИ и ПА;

д) проверяет наличие допуска к соответствующим работам у работающего персонала РЗАИ;

е) допускает персонал к работам.

11. В процессе работы дежурный производит по требованию работающего персонала необходимые включения и отключения полностью выведенных из работы (с отключенными разъединителями) первичных коммутационных аппаратов (выключателей, короткозамыкателей, отделителей) для различных опробований и проверок взаимодействия устройств защиты и автоматики с первичным оборудованием. Получает от диспетчера разрешение на выполнение персоналом служб РЗАИ различных включений и отключений оборудования, находящегося под напряжением, от устройств РЗАИ с первичным оборудованием. Включения и отключения первичного оборудования от устройств РЗАИ выполняются персоналом служб РЗАИ.

12. Включения и отключения полностью выведенных из работы первичных коммутационных аппаратов (выключателей, короткозамыкателей и т. п.) при работах с первичными и вторичными реле прямого действия, регулировке приводов, проверках отключающих и включающих электромагнитов, наладках автоматики и других подобных работах могут выполняться персоналом служб РЗАИ самостоятельно, но с обязательным предупреждением дежурного.

13. После окончания работ оперативный персонал должен:

а) ознакомиться с записями, сделанными персоналом МС РЗАИ в журнале релейной защиты, при необходимости — с изменениями в аппаратуре на панелях устройств и правилами обслуживания замененной или добавленной аппаратуры, производить предусмотренные инструкциями измерения или опробования, расписаться в журнале релейной защиты и сообщить диспетчеру об окончании работ и готовности устройства РЗАИ к вводу в действие;

б) устанавливать после получения разрешения диспетчера в необходимые положения органы управления устройством, производить измерения, вводить устройство в работу и сообщать об этом диспетчеру;

в) выполнять по распоряжению диспетчера предусмотренные инструкциями или заявкой операции с другими устройствами защиты и автоматики, вызванные проведением данной работы.

Ввод в работу любого устройства РЗАИ и ПА допускается только при наличии в журнале релейной защиты записи о готовности устройства к вводу в работу. Запись выполняется персоналом служб РЗАИ.

14. Перед вводом в действие нового типа устройства на электростанции или подстанции или при включении новой подстанции оперативный персонал должен:

а) заранее изучить полученные от МС РЗАИ исполнительные структурные или принципиальные схемы и инструкции по обслуживанию данных устройств релейной защиты и автоматики;

б) ознакомиться на месте установки с органами управления устройством РЗАИ, под руководством персонала службы РЗАИ освоить операции по выполнению необходимых измерений, опробований и устранению неисправностей;

в) ознакомиться с изменениями действующих инструкций по обслуживанию устройств защиты и автоматики, вызванными вводом нового устройства.

IX. ОРГАНЫ УПРАВЛЕНИЯ УСТРОЙСТВАМИ РЗАИ

1. Оперативное управление всеми устройствами релейной защиты, электроавтоматики и сигнализации оперативный персонал может выполнять только стационарными, предназначенными для этого, отключающими устройствами: ключами управления, испытательными блоками, переключателями, накладками, кнопками с самовозвратом и другими подобными аппаратами.

Для измерений дежурный, как правило, должен пользоваться только стационарными, постоянно включенными измерительными приборами, кнопками с самовозвратом или другими коммутационными аппаратами для кратковременных измерений.

В отдельных, случаях, специально оговоренных в местных инструкциях, оперативный персонал может пользоваться переносными приборами, например, измерительными клещами, вольтметрами и другими, т. е. приборами, не требующими для присоединения отключения, переключения проводов и жил кабелей.

Все опробования действия различных устройств дежурный должен выполнять только предназначенными для этого аппаратами.

Оперативный персонал не имеет права отключать и подключать концы проводов и жил кабелей, а также пользоваться временными перемычками.

2. Все отключающие устройства (накладки) должны иметь такое же название, как и устройство, в цепи которого они установлены, например, «Дистанционная защита», «АПВ», или обозначение на соответствующей принципиальной схеме.

Для ввода в работу устройства оперативный персонал должен освободить подвижной контакт отключающего устройства (накладки), перевести в требуемое положение и закрепить. Это положение «Отключение» для устройств, действующих на отключение выключателей и других коммутационных аппаратов, например, для релейной защиты.

Для устройств, действующих на включение коммутационных аппаратов, например для АПВ, это положение — «Включение». В этих положениях выходная цепь устройства защиты и автоматики подключена к электромагнитам управления выключателей и других коммутационных аппаратов.

Для вывода из действия устройств защиты и автоматики оперативный персонал должен освободить подвижный контакт отключающего устройства, перевести их в другое положение и закрепить. Это положение — «Сигнал». Выходная цепь устройства защиты и автоматики в этом положении отключена от электромагнитов управления. В ряде случаев при переводе в положение «Сигнал» выходная цепь действует на сигнальную лампу или указательное реле, например, у газовой защиты трансформаторов. Горение сигнальной лампы или срабатывание указательного реле указывает, что устройство сработало и переводить его в положение «Отключение» или «Включение» нельзя.

Некоторые отключающие устройства имеют и третье, среднее положение, назначение и обозначение которого может быть различным и указывается в инструкции для этого устройства. В некоторых случаях ввод в работу и вывод из роботы устройств РЗАИ и ПА выполняются испытательными блоками, различными ключами и переключателями на несколько положений, рубильниками и другими аппаратами. Положения этих, аппаратов и операции с ними для разных режимов указаны в инструкциях по оперативному обслуживанию этих устройств.

3. При отключении релейной защиты, пускающей УРОВ, необходимо предварительно отключить пуск УРОВ от этой защиты. Для этого дежурный должен освободить, перевести в нужное положение и закрепить в нем поводок отключающего устройства или перемычку накладки, называющиеся «Пуск УРОВ». Это положение имеет обозначение «Сигнал». После включения защиты в работу дежурный должен ввести в работу и пуск УРОВ от этой защиты, для чего поводок отключающего устройства или перемычка накладки переводятся и закрепляются в другом положении, имеющем обозначение «Включен».

4. Устройства защиты и автоматики, не имеющие в выходных цепях отключающих устройств или накладок, и различные соединения разных устройств могут вводиться в работу и выводиться из работы только персоналом МС РЗАИ под контролем оперативного персонала.

5. При отключении быстродействующих релейных защит вводятся в работу оперативные ускорения резервных защит.

Ввод и вывод оперативных ускорений выполняются отключающими устройствами, накладками, рубильниками, имеющими соответствующие названия, например: «Ускорения II зоны дистанционной защиты», «Ускорение III зоны земляной защиты», «Ускорение максимальной защиты» и др. Нормально поводок .отключающего устройства или перемычка накладки закреплены в положении, обозначенном «Сигнал», а рубильники отключены. Для ввода в работу ускорения поводок отключающего устройства или перемычка накладки переводится и закрепляется в положении, обозначенном «Включено», а рубильник включается. Для вывода ускорения эти устройства переводятся и закрепляются в положении «Сигнал», а рубильник отключается. Ввод и вывод ускорения выполняются без отключения защиты.

6. Коммутационные устройства, положение которых оперативный персонал не имеет права изменять, должны быть запломбированы.

МЕСТНЫЕ ДОПОЛНЕНИЯ К ТИПОВОЙ ИНСТРУКЦИИ ПО ОПЕРАТИВНОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ, ЭЛЕКТРОАВТОМАТИКИ И ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ

Что собой представляет релейная защита объекта электрической системы

Релейная защита объекта электрической системы представляет собой комплекс аппаратуры и вспомогательных устройств, обеспечивающих:
-быстрое автоматическое отключение защищаемого объекта в случае его повреждения с целью уменьшения размеров повреждения и предотвращения нарушения устойчивости системы и потребителя;
-сигнализацию о нарушении нормального режима электроустановки в целом или защищаемого объекта, а также сигнализацию о неисправностях устройств РЗА (перегрузка, замыкание на землю в сети с изолированной нейтралью, повышение температуры масла, снижение давления в баках воздушного выключателя, исчезновение переменного и постоянного тока в устройствах защиты и т.д.).
В общем случае устройства релейной защиты состоят из двух основных элементов:
-Измерительных органов.
-Логических органов.
Измерительные органы защиты контролируют режимы защищаемого объекта, реагируя на соответствующие электрические величины (ток,напряжение,сопротивление). Они включаются на измерительные трансформаторы тока объекта (реле тока), на измерительные трансформаторы напряжения шин и ЛЭП (реле напряжения) или на то и другое одновременно (реле сопротивления дистанционных защит, реле направления мощности направленных защит).
Логические органы формируют управляющие воздействия в зависимости от комбинации и последовательности поступления на них сигналов от измерительных органов. Обычно логические органы действуют на выключатели не непосредственно, а через исполнительные органы (выходные реле защиты).
Дополнительно предусматриваются сигнальные органы, дающие сигналы о срабатывании защиты в целом или отдельных ее частей.
Для питания цепей логики защиты, исполнительного и сигнальных органов, а также измерительных органов микропроцессорных и полупроводниковых защит предусматриваются источники оперативного (постоянного или переменного) тока.
Электроавтоматика представляет собой комплекс аппаратуры и вспомогательных устройств,предназначенных для:
– осуществления различных оперативных переключений, которые в силу особенностей энергосистемы как объекта управления должны быть автоматизированы.
Это устройства, обеспечивающие:
– автоматическое восстановление питания потребителей путем повторного включения отключившихся объектов при неустойчивом их повреждении (АПВ и устройства автосинхронизации);
– автоматическое включение резервного оборудования взамен отключившегося, при устойчивых повреждениях (АВР);
– автоматическую разгрузку системы при недопустимом снижении частоты (АЧР).
Устройства противоаварийной автоматики предназначены для:
– предотвращения развития повреждений и нарушения устойчивости при аварийных возмущениях в энергосистеме путем:
– автоматической ликвидации асинхронного режима (АЛАР);
– автоматического ограничения отклонений частоты и напряжения сверх допустимых параметров (АОЧ,САОН, ДАРН, ЗПН);
– автоматического деления энергосистемы и отдельных электростанций по факторам комплексного изменения параметров электрической энергии и скорости их изменения.
Правильная и надежная работа устройств релейной защиты и электроавтоматики зависит не только от качества релейной аппаратуры и вспомогательных устройств, их технического обслуживания, но и от того, насколько хорошо, четко и правильно ведется их эксплуатация оперативным персоналом станций, подстанций под контролем и руководством диспетчерского персонала.
Диспетчерский персонал должен знать типы устройств РЗА объектов, находящихся в ведении и управлении соответствующей диспетчерской службы, принципы их действия и эксплуатационные требования к данным устройствам РЗА для руководства и контроля за действием оперативного персонала предприятий.
Диспетчерский персонал должен знать “Общую инструкцию по обслуживанию устройств релейной защиты и электроавтоматики оперативным персоналом” и строго выполнять ее в части, относящейся к компетенции диспетчера.
Присоединения электроустановок (линии, трансформаторы, генераторы, шины) оснащаются защитами от к.з. и ненормальных режимов.
В зависимости от типа оборудования и его характеристик на нем выполняются защиты различных принципов действия, применяемые в энергосистеме.

Глава 3.2 Релейная защита

Глава 3.2

РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

3.2.1. Настоящая глава Правил распространяется на устройства релейной защиты элементов электрической части энергосистем, промышленных и других электроустановок выше 1 кВ; генераторов, трансформаторов (автотрансформаторов), блоков генератор — трансформатор, линий электропередачи, шин и синхронных компенсаторов.

Защита всех электроустановок выше 500 кВ, кабельных линий выше 35 кВ, а также электроустановок атомных электростанций и передач постоянного тока в настоящей главе Правил не рассматривается.

Требования к защите электрических сетей до 1 кВ, электродвигателей, конденсаторных установок, электротермических установок см. соответственно в гл. 3.1, 5.3, 5.6 и 7.5.

Устройства релейной защиты элементов электроустановок, не рассмотренные в этой и других главах, должны выполняться в соответствии с общими требованиями настоящей главы.

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

3.2.2. Электроустановки должны быть оборудованы устройствами релейной защиты, предназначенными для:

    а) автоматического отключения поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электрической системы (электроустановки) с помощью выключателей; если повреждение (например, замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью) непосредственно не нарушает работу электрической системы, допускается действие релейной защиты только на сигнал.
    б) реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы (например, перегрузку, повышение напряжения в обмотке статора гидрогенератора); в зависимости от режима работы и условий эксплуатации электроустановки релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или на отключение тех элементов, оставление которых в работе может привести к возникновению повреждения.

3.2.3. С целью удешевления электроустановок вместо автоматических выключателей и релейной защиты следует применять предохранители или открытые плавкие вставки, если они:

    — могут быть выбраны с требуемыми параметрами (номинальные напряжение и ток, номинальный ток отключения и др.);
    — обеспечивают требуемые селективность и чувствительность;
    — не препятствуют применению автоматики (автоматическое повторное включение — АПВ, автоматическое включение резерва — АВР и т. п.), необходимой по условиям работы электроустановки.

При использовании предохранителей или открытых плавких вставок в зависимости от уровня несимметрии в неполнофазном режиме и характера питаемой нагрузки следует рассматривать необходимость установки на приемной подстанции защиты от неполнофазного режима.

3.2.4. Устройства релейной защиты должны обеспечивать наименьшее возможное время отключения КЗ в целях сохранения бесперебойной работы неповрежденной части системы (устойчивая работа электрической системы и электроустановок потребителей, обеспечение возможности восстановления нормальной работы путем успешного действия АПВ и АВР, самозапуска электродвигателей, втягивания в синхронизм и пр.) и ограничения области и степени повреждения элемента.

3.2.5. Релейная защита, действующая на отключение, как правило, должна обеспечивать селективность действия, с тем, чтобы при повреждении какого-либо элемента электроустановки отключался только этот поврежденный элемент.

Допускается неселективное действие защиты (исправляемое последующим действием АПВ или АВР):

    а) для обеспечения, если это необходимо, ускорения отключения КЗ (см. 3.2.4);
    б) при использовании упрощенных главных электрических схем с отделителями в цепях линий или трансформаторов, отключающими поврежденный элемент в бестоковую паузу.

3.2.6. Устройства релейной защиты с выдержками времени, обеспечивающими селективность действия, допускается выполнять, если: при отключении КЗ с выдержками времени обеспечивается выполнение требований 3.2.4; защита действует в качестве резервной (см. 3.2.15).

3.2.7. Надежность функционирования релейной защиты (срабатывание при появлении условий на срабатывание и несрабатывание при их отсутствии) должна быть обеспечена применением устройств, которые по своим параметрам и исполнению соответствуют назначению, а также надлежащим обслуживанием этих устройств.

При необходимости следует использовать специальные меры повышения надежности функционирования, в частности схемное резервирование, непрерывный или периодический контроль состояния и др. Должна также учитываться вероятность ошибочных действий обслуживающего персонала при выполнении необходимых операций с релейной защитой.

3.2.8. При наличии релейной защиты, имеющей цепи напряжения, следует предусматривать устройства:

    — автоматически выводящие защиту из действия при отключении автоматических выключателей, перегорании предохранителей и других нарушениях цепей напряжения (если эти нарушения могут привести к ложному срабатыванию защиты в нормальном режиме), а также сигнализирующие о нарушениях этих цепей;
    — сигнализирующие о нарушениях цепей напряжения, если эти нарушения не приводят к ложному срабатыванию защиты в условиях нормального режима, но могут привести к излишнему срабатыванию в других условиях (например, при КЗ вне защищаемой зоны).

3.2.9. При установке быстродействующей релейной защиты на линиях электропередачи с трубчатыми разрядниками должна быть предусмотрена отстройка ее от работы разрядников, для чего:

    — наименьшее время срабатывания релейной защиты до момента подачи сигнала на отключение должно быть больше времени однократного срабатывания разрядников, а именно около 0,06-0,08 с;
    — пусковые органы защиты, срабатывающие от импульса тока разрядников, должны иметь возможно меньшее время возврата (около 0,01 с от момента исчезновения импульса).

3.2.10. Для релейных защит с выдержками времени в каждом конкретном случае следует рассматривать целесообразность обеспечения действия защиты от начального значения тока или сопротивления при КЗ для исключения отказов срабатывания защиты (из-за затухания токов КЗ во времени, в результате возникновения качаний, появления дуги в месте повреждения и др.).

3.2.11. Защиты в электрических сетях 110 кВ и выше должны иметь устройства, блокирующие их действие при качаниях или асинхронном ходе, если в указанных сетях возможны такие качания или асинхронный ход, при которых защиты могут срабатывать излишне.

Допускается применение аналогичных устройств и для линий ниже 110 кВ, связывающих между собой источники питания (исходя из вероятности возникновения качаний или асинхронного хода и возможных последствий излишних отключений).

Допускается выполнение защиты без блокировки при качаниях, если защита отстроена от качаний по времени (выдержка времени защиты — около 1,5-2 с).

3.2.12. Действие релейной защиты должно фиксироваться указательными реле, встроенными в реле указателями срабатывания, счетчиками числа срабатываний или другими устройствами в той степени, в какой это необходимо для учета и анализа работы защит.

3.2.13. Устройства, фиксирующие действие релейной защиты на отключение, следует устанавливать так, чтобы сигнализировалось действие каждой защиты, а при сложной защите — отдельных ее частей (разные ступени защиты, отдельные комплекты защит от разных видов повреждения и т. п.).

3.2.14. На каждом из элементов электроустановки должна быть предусмотрена основная защита, предназначенная для ее действия при повреждениях в пределах всего защищаемого элемента с временем, меньшим, чем у других установленных на этом элементе защит.

3.2.15. Для действия при отказах защит или выключателей смежных элементов следует предусматривать резервную защиту, предназначенную для обеспечения дальнего резервного действия.

Если основная защита элемента обладает абсолютной селективностью (например, высокочастотная защита, продольная и поперечная дифференциальные защиты), то на данном элементе должна быть установлена резервная защита, выполняющая функции не только дальнего, но и ближнего резервирования, т. е. действующая при отказе основной защиты данного элемента или выведении ее из работы. Например, если в качестве основной защиты от замыканий между фазами применена дифференциально-фазная защита, то в качестве резервной может быть применена трехступенчатая дистанционная защита.

Если основная защита линии 110 кВ и выше обладает относительной селективностью (например, ступенчатые защиты с выдержками времени), то:

    — отдельную резервную защиту допускается не предусматривать при условии, что дальнее резервное действие защит смежных элементов при КЗ на этой линии обеспечивается;
    — должны предусматриваться меры по обеспечению ближнего резервирования, если дальнее резервирование при КЗ на этой линии не обеспечивается.

3.2.16. Для линии электропередачи 35 кВ и выше с целью повышения надежности отключения повреждения в начале линии может быть предусмотрена в качестве дополнительной защиты токовая отсечка без выдержки времени при условии выполнения требований 3.2.26.

3.2.17. Если полное обеспечение дальнего резервирования связано со значительным усложнением защиты или технически невозможно, допускается:

    1) не резервировать отключения КЗ за трансформаторами, на реактированных линиях, линиях 110 кВ и выше при наличии ближнего резервирования, в конце длинного смежного участка линии 6-35 кВ;
    2) иметь дальнее резервирование только при наиболее часто встречающихся видах повреждений, без учета редких режимов работы и при учете каскадного действия защиты;
    3) предусматривать неселективное действие защиты при КЗ на смежных элементах (при дальнем резервном действии) с возможностью обесточения в отдельных случаях подстанций; при этом следует по возможности обеспечивать исправление этих неселективных отключений действием АПВ или АВР.

3.2.18. Устройства резервирования при отказе выключателей (УРОВ) должны предусматриваться в электроустановках 110-500 кВ. Допускается не предусматривать УРОВ в электроустановках 110-220 кВ при соблюдении следующих условий:

    1) обеспечиваются требуемая чувствительность и допустимые по условиям устойчивости времена отключения от устройств дальнего резервирования;
    2) при действии резервных защит нет потери дополнительных элементов из-за отключения выключателей, непосредственно не примыкающих к отказавшему выключателю (например, отсутствуют секционированные шины, линии с ответвлением).

На электростанциях с генераторами, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток статоров, для предотвращения повреждений генераторов при отказах выключателей 110-500 кВ следует предусматривать УРОВ независимо от прочих условий.

При отказе одного из выключателей поврежденного элемента (линия, трансформатор, шины) электроустановки УРОВ должно действовать на отключение выключателей, смежных с отказавшим.

Если защиты присоединены к выносным трансформаторам тока, то УРОВ должно действовать и при КЗ в зоне между этими трансформаторами тока и выключателем.

Допускается применение упрощенных УРОВ, действующих при КЗ с отказами выключателей не на всех элементах (например, только при КЗ на линиях); при напряжении 35-220 кВ, кроме того, допускается применение устройств, действующих лишь на отключение шиносоединительного (секционного) выключателя.

При недостаточной эффективности дальнего резервирования следует рассматривать необходимость повышения надежности ближнего резервирования в дополнение к УРОВ.

3.2.19. При выполнении резервной защиты в виде отдельного комплекта ее следует осуществлять, как правило, так, чтобы была обеспечена возможность раздельной проверки или ремонта основной или резервной защиты при работающем элементе. При этом основная и резервная защиты должны питаться, как правило, от разных вторичных обмоток трансформаторов тока.

Питание основных и резервных защит линий электропередачи 220 кВ и выше должно осуществляться, как правило, от разных автоматических выключателей оперативного постоянного тока.

3.2.20. Оценка чувствительности основных типов релейных защит должна производиться при помощи коэффициента чувствительности, определяемого:

    — для защит, реагирующих на величины, возрастающие в условиях повреждений, — как отношение расчетных значений этих величин (например, тока, или напряжения) при металлическом КЗ в пределах защищаемой зоны к параметрам срабатывания защит;
    — для защит, реагирующих на величины, уменьшающиеся в условиях повреждений, — как отношение параметров срабатывания к расчетным значениям этих величин (например, напряжения или сопротивления) при металлическом КЗ в пределах защищаемой зоны.

Расчетные значения величин должны устанавливаться, исходя из наиболее неблагоприятных видов повреждения, но для реально возможного режима работы электрической системы.

3.2.21. При оценке чувствительности основных защит необходимо исходить из того, что должны обеспечиваться следующие наименьшие коэффициенты их чувствительности:

1. Максимальные токовые защиты с пуском и без пуска напряжения, направленные и ненаправленные, а также токовые одноступенчатые направленные и ненаправленные защиты, включенные на составляющие обратной или нулевой последовательностей:

— для органов тока и напряжения — около 1,5;
— для органов направления мощности обратной и нулевой последовательности — около 2,0 по мощности и около 1,5 по току и напряжению;
— для органа направления мощности, включенного на полные ток и напряжение, не нормируется по мощности и около 1,5 по току.

Для максимальных токовых защит трансформаторов с низшим напряжением 0,23-0,4 кВ наименьший коэффициент чувствительности может быть около 1,5.

2. Ступенчатые защиты тока или тока и напряжения, направленные и ненаправленные, включенные на полные токи и напряжения или на составляющие нулевой последовательности:

— для органов тока и напряжения ступени защиты, предназначенной для действия при КЗ в конце защищаемого участка, без учета резервного действия — около 1,5, а при наличии надежно действующей селективной резервной ступени — около 1,3; при наличии на противоположном конце линии отдельной защиты шин соответствующие коэффициенты чувствительности (около 1,5 и около 1,3) для ступени защиты нулевой последовательности допускается обеспечивать в режиме каскадного отключения;
— для органов направления мощности нулевой и обратной последовательности — около 2,0 по мощности и около 1,5 по току и напряжению;
— для органа направления мощности, включенного на полные ток и напряжение, не нормируется по мощности и около 1,5 по току.

3. Дистанционные защиты от многофазных КЗ:

— для пускового органа любого типа и дистанционного органа третьей ступени — около 1,5;
— для дистанционного органа второй ступени, предназначенного для действия при КЗ в конце защищаемого участка, без учета резервного действия — около 1,5, а при наличии третьей ступени защиты — около 1,25; для указанного органа чувствительность по току должна быть около 1,3 (по отношению к току точной работы) при повреждении в той же точке.

4. Продольные дифференциальные защиты генераторов, трансформаторов, линий и других элементов, а также полная дифференциальная защита шин — около 2,0; для токового пускового органа неполной дифференциальной дистанционной защиты шин генераторного напряжения чувствительность должна быть около 2,0, а для первой ступени неполной дифференциальной токовой защиты шин генераторного напряжения, выполненной в виде отсечки, — около 1,5 (при КЗ на шинах).

Для дифференциальной защиты генераторов и трансформаторов чувствительность следует проверять при КЗ на выводах. При этом вне зависимости от значений коэффициента чувствительности для гидрогенераторов и турбогенераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток ток срабатывания защиты следует принимать менее номинального тока генератора (см. 3.2.36). Для автотрансформаторов и повышающих трансформаторов мощностью 63 МВ·А и более ток срабатывания без учета торможения рекомендуется принимать менее номинального (для автотрансформаторов — менее тока, соответствующего типовой мощности). Для остальных трансформаторов мощностью 25 МВ·А и более ток срабатывания без учета торможения рекомендуется принимать не более 1,5 номинального тока трансформатора.

Допускается снижение коэффициента чувствительности для дифференциальной защиты трансформатора или блока генератор — трансформатор до значения около 1,5 в следующих случаях (в которых обеспечение коэффициента чувствительности около 2,0 связано со значительным усложнением защиты или технически невозможно):

    — при КЗ на выводах низшего напряжения понижающих трансформаторов мощностью менее 80 МВ·А (определяется с учетом регулирования напряжения);
    — в режиме включения трансформатора под напряжение, а также для кратковременных режимов его работы (например, при отключении одной из питающих сторон).

Для режима подачи напряжения на поврежденные шины включением одного из питающих элементов допускается снижение коэффициента чувствительности для дифференциальной защиты шин до значения около 1,5.

Указанный коэффициент 1,5 относится также к дифференциальной защите трансформатора при КЗ за реактором, установленным на стороне низшего напряжения трансформатора и входящим в зону его дифференциальной защиты. При наличии других защит, охватывающих реактор и удовлетворяющих требованиям чувствительности при КЗ за реактором, чувствительность дифференциальной защиты трансформатора при КЗ в этой точке допускается не обеспечивать.

5. Поперечные дифференциальные направленные защиты параллельных линий:

    — для реле тока и реле напряжения пускового органа комплектов защиты от междуфазных КЗ и замыканий на землю — около 2,0 при включенных выключателях с обеих сторон поврежденной линии (в точке одинаковой чувствительности) и около 1,5 при отключенном выключателе с противоположной стороны поврежденной линии;
    — для органа направления мощности нулевой последовательности — около 4,0 по мощности и около 2,0 по току и напряжению при включенных выключателях с обеих сторон и около 2,0 по мощности и около 1,5 по току и напряжению при отключенном выключателе с противоположной стороны;
    — для органа направления мощности, включенного на полные ток и напряжение, по мощности не нормируется, а по току — около 2,0 при включенных выключателях с обеих сторон и около 1,5 при отключенном выключателе с противоположной стороны.

6. Направленные защиты с высокочастотной блокировкой:

— для органа направления мощности обратной или нулевой последовательности, контролирующего цепь отключения, — около 3,0 по мощности, около 2,0 по току и напряжению;
— для пусковых органов, контролирующих цепь отключения, — около 2,0 по току и напряжению, около 1,5 по сопротивлению.

7. Дифференциально-фазные высокочастотные защиты:

— для пусковых органов, контролирующих цепь отключения, — около 2,0 по току и напряжению, около 1,5 по сопротивлению.

8. Токовые отсечки без выдержки времени, устанавливаемые на генераторах мощностью до 1 МВт и трансформаторах, при КЗ в месте установки защиты — около 2,0.

9. Защиты от замыканий на землю на кабельных линиях в сетях с изолированной нейтралью (действующие на сигнал или на отключение):

— для защит, реагирующих на токи основной частоты, — около 1,25;
— для защит, реагирующих на токи повышенных частот, — около 1,5.

10. Защиты от замыканий на землю на ВЛ в сетях с изолированной нейтралью, действующие на сигнал или на отключение, — около 1,5.

3.2.22. При определении коэффициентов чувствительности, указанных в 3.2.21, п. 1, 2. 5 и 7, необходимо учитывать следующее:

    1. Чувствительность по мощности индукционного реле направления мощности проверяется только при включении его на составляющие токов и напряжений обратной и нулевой последовательностей.
    2. Чувствительность реле направления мощности, выполненного по схеме сравнения (абсолютных значений или фаз), проверяется: при включении на полные ток и напряжение — по току; при включении на составляющие токов и напряжений обратной и нулевой последовательностей — по току и напряжению.

3.2.23. Для генераторов, работающих на сборные шины, чувствительность токовой защиты от замыканий на землю в обмотке статора, действующей на отключение, определяется ее током срабатывания, который должен быть не более 5 А. Допускается как исключение увеличение тока срабатывания до 5,5 А.

Для генераторов, работающих в блоке с трансформатором, коэффициент чувствительности защиты от однофазных замыканий на землю, охватывающей всю обмотку статора, должен быть не менее 2,0; для защиты напряжения нулевой последовательности, охватывающей не всю обмотку статора, напряжение срабатывания должно быть не более 15 В.

3.2.24. Чувствительность защит на переменном оперативном токе, выполняемых по схеме с дешунтированием электромагнитов отключения, следует проверять с учетом действительной токовой погрешности трансформаторов тока после дешунтирования. При этом минимальное значение коэффициента чувствительности электромагнитов отключения, определяемое для условия их надежного срабатывания, должно быть приблизительно на 20% больше принимаемого для соответствующих защит (см. 3.2.21).

3.2.25. Наименьшие коэффициенты чувствительности для резервных защит при КЗ в конце смежного элемента или наиболее удаленного из нескольких последовательных элементов, входящих в зону резервирования, должны быть (см. также 3.2.17):

    — для органов тока, напряжения, сопротивления — 1,2;
    — для органов направления мощности обратной и нулевой последовательностей — 1,4 по мощности и 1,2 по току и напряжению;
    — для органа направления мощности, включенного на полные ток и напряжение, не нормируется по мощности и 1,2 по току.

При оценке чувствительности ступеней резервных защит, осуществляющих ближнее резервирование (см. 3.2.15), следует исходить из коэффициентов чувствительности, приведенных в 3.2.21 для соответствующих защит.

3.2.26. Для токовых отсечек без выдержки времени, устанавливаемых на линиях и выполняющих функции дополнительных защит, коэффициент чувствительности должен быть около 1,2 при КЗ в месте установки защиты в наиболее благоприятном по условию чувствительности режиме.

3.2.27. Если действие защиты последующего элемента возможно из-за отказа вследствие недостаточной чувствительности защиты предыдущего элемента, то чувствительности этих защит необходимо согласовывать между собой.

Допускается не согласовывать между собой ступени этих защит, предназначенные для дальнего резервирования, если неотключение КЗ вследствие недостаточной чувствительности защиты последующего элемента (например, защиты обратной последовательности генераторов, автотрансформаторов) может привести к тяжелым последствиям.

3.2.28. В сетях с глухозаземленной нейтралью должен быть выбран исходя из условий релейной защиты такой режим заземления нейтралей силовых трансформаторов (т. е. размещение трансформаторов с заземленной нейтралью), при котором значения токов и напряжений при замыканиях на землю обеспечивают действие релейной защиты элементов сети при всех возможных режимах эксплуатации электрической системы.

Для повышающих трансформаторов и трансформаторов с двух- и трехсторонним питанием (или существенной подпиткой от синхронных электродвигателей или синхронных компенсаторов), имеющих неполную изоляцию обмотки со стороны вывода нейтрали, как правило, должно быть исключено возникновение недопустимого для них режима работы с изолированной нейтралью на выделившиеся шины или участок сети 110-220 кВ с замыканием на землю одной фазы (см. 3.2.63).

3.2.29. Трансформаторы тока, предназначенные для питания токовых цепей устройств релейной защиты от КЗ, должны удовлетворять следующим требованиям:

1. В целях предотвращения излишних срабатываний защиты при КЗ вне защищаемой зоны погрешность (полная или токовая) трансформаторов тока, как правило, не должна превышать 10%. Более высокие погрешности допускаются при использовании защит (например, дифференциальная защита шин с торможением), правильное действие которых при повышенных погрешностях обеспечивается с помощью специальных мероприятий. Указанные требования должны соблюдаться:

    — для ступенчатых защит — при КЗ в конце зоны действия ступени зашиты, а для направленных ступенчатых защит — также и при внешнем КЗ;
    — для остальных защит — при внешнем КЗ.

Для дифференциальных токовых защит (шин, трансформаторов, генераторов и т. п.) должна быть учтена полная погрешность, для остальных защит — токовая погрешность, а при включении последних на сумму токов двух или более трансформаторов тока и режиме внешних КЗ — полная погрешность.

При расчетах допустимых нагрузок на трансформаторы тока допускается в качестве исходной принимать полную погрешность.

2. Токовая погрешность трансформаторов тока в целях предотвращения отказов защиты при КЗ в начале защищаемой зоны не должна превышать:

    — по условиям повышенной вибрации контактов реле направления мощности или реле тока — значений, допустимых для выбранного типа реле;
    — по условиям предельно допустимой для реле направления мощности и направленных реле сопротивлений угловой погрешности — 50%.

3. Напряжение на выводах вторичной обмотки трансформаторов тока при КЗ в защищаемой зоне не должно превышать значения, допустимого для устройства РЗА.

3.2.30. Токовые цепи электроизмерительных приборов (совместно со счетчиками) и релейной защиты должны быть присоединены, как правило, к разным обмоткам трансформаторов тока.

Допускается их присоединение к одной обмотке трансформаторов тока при условии выполнения требований 1.5.18 и 3.2.29. При этом в цепи защит, которые по принципу действия могут работать неправильно при нарушении токовых цепей, включение электроизмерительных приборов допускается только через промежуточные трансформаторы тока и при условии, что трансформаторы тока удовлетворяют требованиям 3.2.29 при разомкнутой вторичной цепи промежуточных трансформаторов тока.

3.2.31. Защиту с применением реле прямого действия, как первичных, так и вторичных, и защиты на переменном оперативном токе рекомендуется применять, если это возможно и ведет к упрощению и удешевлению электроустановки.

3.2.32. В качестве источника переменного оперативного тока для защит от КЗ, как правило, следует использовать трансформаторы тока защищаемого элемента. Допускается также использование трансформаторов напряжения или трансформаторов собственных нужд.

В зависимости от конкретных условий должна быть применена одна из следующих схем: с дешунтированием электромагнитов отключения выключателей, с использованием блоков питания, с использованием зарядных устройств с конденсатором.

3.2.33. Устройства релейной защиты, выводимые из работы по условиям режима сети, селективности действия или по другим причинам, должны иметь специальные приспособления для вывода их из работы оперативным персоналом.

Для обеспечения эксплуатационных проверок и испытаний в схемах защит следует предусматривать, где это необходимо, испытательные блоки или измерительные зажимы.

ЗАЩИТА ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ, РАБОТАЮЩИХ НЕПОСРЕДСТВЕННО НА СБОРНЫЕ ШИНЫ ГЕНЕРАТОРНОГО НАПРЯЖЕНИЯ

__________________
Требованиями, приведенными в 3.2.34-3.2.50, можно руководствоваться и для других генераторов.

3.2.34. Для турбогенераторов выше 1 кВ мощностью более 1 МВт, работающих непосредственно на сборные шины генераторного напряжения, должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и нарушений нормального режима работы:

    1) многофазных замыканий в обмотке статора генератора и на его выводах;
    2) однофазных замыканий на землю в обмотке статора;
    3) двойных замыканий на землю, одно из которых возникло в обмотке статора, а второе — во внешней сети;
    4) замыканий между витками одной фазы в обмотке статора (при наличии выведенных параллельных ветвей обмотки);
    5) внешних КЗ;
    6) перегрузки токами обратной последовательности (для генераторов мощностью более 30 МВт);
    7) симметричной перегрузки обмотки статора;
    8) перегрузки обмотки ротора током возбуждения (для генераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток);
    9) замыкания на землю во второй точке цепи возбуждения;
    10) асинхронного режима с потерей возбуждения (в соответствии с 3.2.49).

3.2.35. Для турбогенераторов выше 1 кВ мощностью 1 МВт и менее, работающих непосредственно на сборные шины генераторного напряжения, следует предусматривать устройство релейной защиты в соответствии с 3.2.34, п. 1-3, 5, 7.

Для турбогенераторов до 1 кВ мощностью до 1 МВт, работающих непосредственно на сборные шины генераторного напряжения, защиту рекомендуется выполнять в соответствии с 3.2.50.

3.2.36. Для защиты от многофазных замыканий в обмотке статора турбогенераторов выше 1 кВ мощностью более 1 МВт, имеющих выводы отдельных фаз со стороны нейтрали, должна быть предусмотрена продольная дифференциальная токовая защита (исключение см. в 3.2.27). Защита должна действовать на отключение всех выключателей генератора, на гашение поля, а также на останов турбины.

В зону действия защиты кроме генератора должны входить соединения генератора со сборными шинами электростанции (до выключателя).

Продольная дифференциальная токовая защита должна быть выполнена с током срабатывания не более 0,6 Iном .

Для генераторов мощностью до 30 МВт с косвенным охлаждением допускается выполнять защиту с током срабатывания 1,3-1,4 Iном .

Контроль неисправности токовых цепей защиты следует предусматривать при токе срабатывания защиты более Iном .

Продольная дифференциальная токовая защита должна быть осуществлена с отстройкой от переходных значений токов небаланса (например, реле с насыщающимися трансформаторами тока).

Защиту следует выполнять трехфазной трехрелейной. Для генераторов мощностью до 30 МВт защиту допускается выполнять двухфазной двухрелейной при наличии защиты от двойных замыканий на землю.

3.2.37. Для защиты от многофазных замыканий в обмотке статора генераторов выше 1 кВ мощностью до 1 МВт, работающих параллельно с другими генераторами или электроэнергетической системой, должна быть предусмотрена токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны выводов генератора к сборным шинам. Если токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, вместо нее допускается устанавливать продольную дифференциальную токовую защиту.

Применение токовой отсечки взамен дифференциальной защиты допускается и для генераторов большей мощности, не имеющих выводов фаз со стороны нейтрали.

Для одиночно работающих генераторов выше 1 кВ мощностью до 1 МВт в качестве защиты от многофазных замыканий в обмотке статора следует использовать защиту от внешних КЗ (см. 3.2.44). Защита должна действовать на отключение всех выключателей генератора и гашение его поля.

3.2.38. Для защиты генераторов выше 1 кВ от однофазных замыканий на землю в обмотке статора при естественном емкостном токе замыкания на землю 5 А и более (независимо от наличия или отсутствия компенсации) должна быть предусмотрена токовая защита, реагирующая на полный ток замыкания на землю или на его составляющие высших гармоник. При необходимости для ее включения могут быть установлены трансформаторы тока нулевой последовательности непосредственно у выводов генератора. Применение защиты рекомендуется и при емкостном токе замыкания на землю менее 5 А. Защита должна быть отстроена от переходных процессов и действовать, как в 3.2.36 или 3.2.37.

Когда защита от замыканий на землю не устанавливается (так как при емкостном токе замыкания на землю менее 5 А она нечувствительна) или не действует (например, при компенсации емкостного тока в сети генераторного напряжения), в качестве защиты генератора от замыканий на землю может использоваться установленное на шинах и действующее на сигнал устройство контроля изоляции.

3.2.39. При установке на генераторах трансформатора тока нулевой последовательности для защиты от однофазных замыканий на землю должна быть предусмотрена токовая защита от двойных замыканий на землю, присоединяемая к этому трансформатору тока.

Для повышения надежности действия при больших значениях тока следует применять реле с насыщающимся трансформатором тока. Эта защита должна быть выполнена без выдержки времени и действовать как защита, указанная в 3.2.36 или 3.2.37.

3.2.40. Для защиты от замыканий между витками одной фазы в обмотке статора генератора с выведенными параллельными ветвями должна предусматриваться односистемная поперечная дифференциальная токовая защита без выдержки времени, действующая как защита, указанная в 3.2.36.

3.2.41. Для защиты генераторов мощностью более 30 МВт от токов, обусловленных внешними несимметричными КЗ, а также от перегрузки током обратной последовательности следует предусматривать токовую защиту обратной последовательности, действующую на отключение с двумя выдержками времени (см. 3.2.45).

Для генераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток защиту следует выполнять со ступенчатой или зависимой характеристикой выдержки времени. При этом ступенчатая и зависимая характеристики при вторых (более высоких) выдержках времени не должны быть выше характеристики допустимых перегрузок генератора током обратной последовательности.

Для генераторов с косвенным охлаждением проводников обмоток защиту следует выполнять с независимой выдержкой времени с током срабатывания не более допустимого для генератора при прохождении по нему тока обратной последовательности в течение 2 мин; меньшая выдержка времени защиты не должна превышать допустимой длительности двухфазного КЗ на выводах генератора.

Токовая защита обратной последовательности, действующая на отключение, должна быть дополнена более чувствительным элементом, действующим на сигнал с независимой выдержкой времени. Ток срабатывания этого элемента должен быть не более длительно допустимого тока обратной последовательности для данного типа генератора.

3.2.42. Для защиты генераторов мощностью более 30 МВт от внешних симметричных КЗ должна быть предусмотрена максимальная токовая защита с минимальным пуском напряжения, выполняемая одним реле тока, включенным на фазный ток, и одним минимальным реле напряжения, включенным на междуфазное напряжение. Ток срабатывания защиты должен быть около 1,3-1,5 Iном , а напряжением срабатывания — около 0,5-0,Uном .

На генераторах с непосредственным охлаждением проводников обмоток вместо указанной защиты может быть установлена однорелейная дистанционная защита.

3.2.43. Для защиты генераторов мощностью более 1 МВт до 30 МВт от внешних КЗ следует применять максимальную токовую защиту с комбинированным пуском напряжения, выполненным с одним минимальным реле напряжения, включенным на междуфазное напряжение, и одним устройством фильтр-реле напряжения обратной последовательности, разрывающим цепь минимального реле напряжения.

Ток срабатывания защиты и напряжение срабатывания минимального органа напряжения следует принимать равными указанным в 3.2.42, напряжение срабатывания устройства фильтр-реле напряжения обратной последовательности — 0,1-0,12 Uном .

3.2.44. Для генераторов выше 1 кВ мощностью до 1 МВт в качестве защиты от внешних КЗ должна быть применена максимальная токовая защита, присоединяемая к трансформаторам тока со стороны нейтрали. Уставку защиты следует выбирать по току нагрузки с необходимым запасом. Допускается также применение упрощенной минимальной защиты напряжения (без реле тока).

3.2.45. Защита генераторов мощностью более 1 МВт от токов, обусловленных внешними КЗ, должна быть выполнена с соблюдением следующих требований:

    1. Защиту следует присоединять к трансформаторам тока, установленным на выводах генератора со стороны нейтрали.
    2. При наличии секционирования шин генераторного напряжения защиту следует выполнять с двумя выдержками времени: с меньшей выдержкой — на отключение соответствующих секционных и шиносоединительного выключателей, с большей — на отключение выключателя генератора и гашение поля.

3.2.46. На генераторах с непосредственным охлаждением проводников обмоток должна быть предусмотрена защита ротора от перегрузки при работе генератора как с основным, так и с резервным возбуждением. Защиту следует выполнять с независимой или зависимой от тока выдержкой времени и реагирующей на повышение напряжения или тока в обмотке ротора. Защита должна действовать на отключение выключателя генератора и гашение поля. С меньшей выдержкой времени от защиты должна производиться разгрузка ротора.

3.2.47. Защита генератора от токов, обусловленных симметричной перегрузкой, должна быть выполнена в виде максимальной токовой защиты, действующей на сигнал с выдержкой времени и использующей ток одной фазы статора.

Для разгрузки и при необходимости для автоматического отключения генератора с непосредственным охлаждением проводников обмоток при симметричных перегрузках допускается использовать защиту ротора, выполняемую согласно 3.2.46 и реагирующую на перегрузки ротора, сопровождающие симметричные перегрузки турбогенераторов.

3.2.48. Защита от замыканий на землю во второй точке цепи возбуждения турбогенераторов должна быть предусмотрена в одном комплекте на несколько (но не более трех) генераторов с близкими параметрами цепей возбуждения. Защита должна включаться в работу только при появлении замыкания на землю в одной точке цепи возбуждения, выявляемого при периодическом контроле изоляции (см. гл. 1.6). Защита должна действовать на отключение выключателя генератора и гашение поля на генераторах с непосредственным охлаждением проводников обмоток и на сигнал или на отключение на генераторах с косвенным охлаждением.

3.2.49. На турбогенераторах с непосредственным охлаждением проводников обмоток рекомендуется устанавливать устройства защиты от асинхронного режима с потерей возбуждения. Допускается вместо этого предусматривать автоматическое выявление асинхронного режима только по положению устройств автоматического гашения поля. При действии указанных устройств защиты или при отключении АГП на генераторах, допускающих асинхронный режим, должен подаваться сигнал о потере возбуждения.

Генераторы, не допускающие асинхронного режима, а в условиях дефицита реактивной мощности в системе и остальные генераторы, потерявшие возбуждение, должны отключаться от сети при действии указанных устройств (защиты или автоматического гашения поля).

3.2.50. Защиту генераторов до 1 кВ мощностью до 1 МВт с незаземленной нейтралью от всех видов повреждений и ненормальных режимов работы следует осуществлять установкой на выводах автоматического выключателя с максимальными расцепителями или выключателя с максимальной токовой защитой в двухфазном исполнении. При наличии выводов со стороны нейтрали указанную защиту, если возможно, следует присоединять к трансформаторам тока, установленным на этих выводах.

Для указанных генераторов с глухозаземленной нейтралью эта защита должна быть предусмотрена в трехфазном исполнении.

ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ (АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ) С ОБМОТКОЙ ВЫСШЕГО НАПРЯЖЕНИЯ 3 кВ И ВЫШЕ И ШУНТИРУЮЩИХ РЕАКТОРОВ 500 кВ

3.2.51. Для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

_________________
Здесь и далее в разд. 3 термин «трансформаторы» распространяется и на автотрансформаторы (соответствующих напряжений и мощностей), если в тексте не делается специальной оговорки.

    1) многофазных замыканий в обмотках и на выводах;
    2) однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;
    3) витковых замыканий в обмотках;
    4) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;
    5) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;
    6) понижения уровня масла;
    7) частичного пробоя изоляции вводов 500 кВ;
    8) однофазных замыканий на землю в сетях 3-10 кВ с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю необходимо по требованиям безопасности (см. 3.2.96).

Рекомендуется, кроме того, применение защиты от однофазных замыканий на землю на стороне 6-35 кВ автотрансформаторов с высшим напряжением 220 кВ и выше.

3.2.52. Для шунтирующих реакторов 500 кВ следует предусматривать устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

    1) однофазных и двухфазных замыканий на землю в обмотках и на выводах;
    2) витковых замыканий в обмотках;
    3) понижение уровня масла;
    4) частичного пробоя изоляции вводов.

3.2.53. Газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла должна быть предусмотрена:

    — для трансформаторов мощностью 6,3 МВ·А и более;
    — для шунтирующих реакторов напряжением 500 кВ;
    — для внутрицеховых понижающих трансформаторов мощностью 630 кВ·А и более.

Газовую защиту можно устанавливать также на трансформаторах мощностью 1-4 МВ·А.

Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

Защита от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, может быть выполнена также с использованием реле давления.

Защита от понижения уровня масла может быть выполнена также в виде отдельного реле уровня в расширителе трансформатора.

Для защиты контакторного устройства РПН с разрывом дуги в масле следует предусматривать отдельное газовое реле и реле давления.

Для защиты избирателей РПН, размещаемых в отдельном баке, следует предусматривать отдельное газовое реле.

Должна быть предусмотрена возможность перевода действия отключающего элемента газовой защиты на сигнал и выполнения раздельной сигнализации от сигнального и отключающих элементов газового реле (различающейся характером сигнала).

Допускается выполнение газовой защиты с действием отключающего элемента только на сигнал:

    — на трансформаторах, которые установлены в районах, подверженных землетрясениям;
    — на внутрицеховых понижающих трансформаторах мощностью 2,5 МВ·А и менее, не имеющих выключателей со стороны высшего напряжения.

3.2.54. Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должны быть предусмотрены:

1. Продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени на трансформаторах мощностью 6,3 МВ·А и более, на шунтирующих реакторах 500 кВ, а также на трансформаторах мощностью 4 МВ·А при параллельной работе последних с целью селективного отключения поврежденного трансформатора.

Дифференциальная защита может быть предусмотрена на трансформаторах меньшей мощности, но не менее 1 МВ·А, если:

    — токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, а максимальная токовая защита имеет выдержку времени более 0,5 с;
    — трансформатор установлен в районе, подверженном землетрясениям.

2. Токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита.

Указанные зашиты должны действовать на отключение всех выключателей трансформатора.

3.2.55. Продольная дифференциальная токовая защита должна осуществляться с применением специальных реле тока, отстроенных от бросков тока намагничивания, переходных и установившихся токов небаланса (например, насыщающиеся трансформаторы тока, тормозные обмотки).

На трансформаторах мощностью до 25 МВ·А допускается выполнение защиты с реле тока, отстроенными по току срабатывания от бросков тока намагничивания и переходных значений токов небаланса (дифференциальная отсечка), если при этом обеспечивается требуемая чувствительность.

Продольная дифференциальная защита должна быть выполнена так, чтобы в зону ее действия входили соединения трансформатора со сборными шинами.

Допускается использование для дифференциальной защиты трансформаторов тока, встроенных в трансформатор, при наличии защиты, обеспечивающей отключение (с требуемым быстродействием) КЗ в соединениях трансформатора со сборными шинами.

Если в цепи низшего напряжения трансформатора установлен реактор и защита трансформатора не обеспечивает требования чувствительности при КЗ за реактором, допускается установка трансформаторов тока со стороны выводов низшего напряжения трансформатора для осуществления защиты реактора.

3.2.56. На дифференциальную и газовую защиты трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов не должны возлагаться функции датчиков пуска установки пожаротушения. Пуск схемы пожаротушения указанных элементов должен осуществляться от специального устройства обнаружения пожара.

3.2.57. Устройство контроля изоляции вводов (КИВ) 500 кВ должно быть выполнено с действием на сигнал при частичном пробое изоляции вводов, не требующем немедленного отключения, и на отключение при повреждении изоляции ввода (до того, как произойдет полный пробой изоляции).

Должна быть предусмотрена блокировка, предотвращающая ложные срабатывания устройства КИВ при обрывах в цепях присоединения КИВ к выводам.

3.2.58. В случаях присоединения трансформаторов (кроме внутрицеховых) к линиям без выключателей (например, по схеме блока линия — трансформатор) для отключения повреждений в трансформаторе должно быть предусмотрено одно из следующих мероприятий:

    1. Установка короткозамыкателя для искусственного замыкания на землю одной фазы (для сети с глухозаземленной нейтралью) или двух фаз между собой (для сети с изолированной нейтралью) и, если это необходимо, отделителя, автоматически отключающегося в бестоковую паузу АПВ линии. Коротко замыкатель должен быть установлен вне зоны дифференциальной защиты трансформатора.
    2. Установка на стороне высшего напряжения понижающего трансформатора открытых плавких вставок, выполняющих функции короткозамыкателя и отделителя, в сочетании с АПВ линии.
    3. Передача отключающего сигнала на выключатель (или выключатели) линии; при этом, если необходимо, устанавливается отделитель; для резервирования передачи отключающего сигнала допускается установка короткозамыкателя.

При решении вопроса о необходимости применения передачи отключающего сигнала взамен мероприятий п. 1 и 2 должно учитываться следующее:

    — ответственность линии и допустимость искусственного создания на ней металлического КЗ;
    — мощность трансформатора и допустимое время ликвидации повреждения в нем;
    — удаленность подстанции от питающего конца линии и способность выключателя отключать неудаленные КЗ;
    — характер потребителя с точки зрения требуемой быстроты восстановления напряжения;
    — вероятность отказов короткозамыкателя при низких температурах и гололеде.

4. Установка предохранителей на стороне высшего напряжения понижающего трансформатора.

Мероприятия п. 1-4 могут не предусматриваться для блоков линия — трансформатор, если при двустороннем питании трансформатор защищается общей защитой блока (высокочастотной или продольной дифференциальной специального назначения), а также при мощности трансформатора 25 МВ·А и менее при одностороннем питании, если защита питающей линии обеспечивает также защиту трансформатора (быстродействующая защита линии частично защищает трансформатор и резервная защита линии с временем не более 1 с защищает весь трансформатор); при этом газовая защита выполняется с действием отключающего элемента только на сигнал.

В случае применения мероприятий п. 1 или 3 на трансформаторе должны быть установлены:

— при наличии на стороне высшего напряжения трансформатора (110 кВ и выше) встроенных трансформаторов тока — защиты по 3.2.53, 3.2.54, 3.2.59 и 3.2.60;
— при отсутствии встроенных трансформаторов тока — дифференциальная (в соответствии с 3.2.54) или максимальная токовая защита, выполненная с использованием накладных или магнитных трансформаторов тока, и газовая защита по 3.2.53.

Повреждения на выводах высшего напряжения трансформаторов допускается ликвидировать защитой линии.

В отдельных случаях при отсутствии встроенных трансформаторов тока допускается применение выносных трансформаторов тока, если при использовании накладных или магнитных трансформаторов тока не обеспечиваются требуемые характеристики защиты.

Для защиты трансформаторов с высшим напряжением 35 кВ в случае применения мероприятия п. 1 должны предусматриваться выносные трансформаторы тока; при этом целесообразность установки короткозамыкателя и выносных трансформаторов тока или выключателя с встроенными трансформаторами тока должна быть обоснована технико-экономическим расчетом.

Если применены открытые плавкие вставки (см. п. 2), то для повышения чувствительности действие газовой защиты может осуществляться на выполнение механическим путем искусственного КЗ на вставках.

Если в нагрузках трансформаторов подстанций содержатся синхронные электродвигатели, то должны быть приняты меры по предотвращению отключения отделителем (при КЗ в одном из трансформаторов) тока от синхронных электродвигателей, идущего через другие трансформаторы.

3.2.59. На трансформаторах мощностью 1 МВ·А и более в качестве защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними многофазными КЗ, должны быть предусмотрены следующие защиты с действием на отключение:

    1. На повышающих трансформаторах с двусторонним питанием — токовая защита обратной последовательности от несимметричных КЗ и максимальная токовая защита с минимальным пуском напряжения от симметричных КЗ или максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения (см. 3.2.43).
    2. На понижающих трансформаторах — максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него; на мощных понижающих трансформаторах при наличии двустороннего питания можно применять токовую защиту обратной последовательности от несимметричных КЗ и максимальную токовую защиту с минимальным пуском напряжения от симметричных КЗ.

При выборе тока срабатывания максимальной токовой защиты необходимо учитывать возможные токи перегрузки при отключении параллельно работающих трансформаторов и ток самозапуска электродвигателей, питающихся от трансформаторов.

На понижающих автотрансформаторах 330 кВ и выше следует предусматривать дистанционную защиту для действия при внешних многофазных КЗ в случаях, когда это требуется для обеспечения дальнего резервирования или согласования защит смежных напряжений; в этих случаях указанную защиту допускается устанавливать на автотрансформаторах 220 кВ.

3.2.60. На трансформаторах мощностью менее 1 МВ·А (повышающих и понижающих) в качестве защиты от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, должна быть предусмотрена действующая на отключение максимальная токовая защита.

3.2.61. Защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, следует устанавливать:

    1) на двухобмоточных трансформаторах — со стороны основного питания;
    2) на многообмоточных трансформаторах, присоединенных тремя и более выключателями, — со всех сторон трансформатора; допускается не устанавливать защиту на одной из сторон трансформатора, а выполнять ее со стороны основного питания, так чтобы она с меньшей выдержкой времени отключала выключатели с той стороны, на которой защита отсутствует;
    3) на понижающем двухобмоточном трансформаторе, питающем раздельно работающие секции, — со стороны питания и со стороны каждой секции;
    4) при применении накладных трансформаторов тока на стороне высшего напряжения — со стороны низшего напряжения на двухобмоточном трансформаторе и со стороны низшего и среднего напряжений на трехобомоточном трансформаторе.

Допускается защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, предусматривать только для резервирования защит смежных элементов и не предусматривать для действия при отказе основных защит трансформаторов, если выполнение для такого действия приводит к значительному усложнению защиты.

При выполнении защиты от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, по 3.2.59, п. 2, должны также рассматриваться необходимость и возможность дополнения ее токовой отсечкой, предназначенной для отключения с меньшей выдержкой времени КЗ на шинах среднего и низшего напряжений (исходя из уровня токов КЗ, наличия отдельной защиты шин, возможности согласования с защитами отходящих элементов).

3.2.62. Если защита повышающих трансформаторов от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, не обеспечивает требуемых чувствительности и селективности, то для защиты трансформатора допускается использовать реле тока соответствующей защиты генераторов.

3.2.63. На повышающих трансформаторах мощностью 1 МВ·А и более, на трансформаторах с двух- и трехсторонним питанием и на автотрансформаторах по условию необходимости резервирования отключения замыканий на землю на смежных элементах, а на автотрансформаторах, кроме того, и по условию обеспечения селективности защит от замыканий на землю сетей разных напряжений должна быть предусмотрена токовая защита нулевой последовательности от внешних замыканий на землю, устанавливаемая со стороны обмотки, присоединенной к сети с большими токами замыкания на землю.

При наличии части трансформаторов (из числа имеющих неполную изоляцию обмотки со стороны нулевого вывода) с изолированной нейтралью должно обеспечиваться предотвращение недопустимого режима нейтрали этих трансформаторов в соответствии с 3.2.28. С этой целью в случаях, когда на электростанции или подстанции установлены трансформаторы с заземленной и изолированной нейтралью, имеющие питание со сторон низших напряжений, должна быть предусмотрена защита, обеспечивающая отключение трансформатора с изолированной нейтралью или ее автоматическое заземление до отключения трансформаторов с заземленной нейтралью, работающих на те же шины или участок сети.

3.2.64. На автотрансформаторах (многообмоточных трансформаторах) с питанием с нескольких сторон защиту от токов, вызванных внешними КЗ, необходимо выполнять направленной, если это требуется по условиям селективности.

3.2.65. На автотрансформаторах 220-500 кВ подстанций, блоках генератор — трансформатор 330-500 кВ и автотрансформаторах связи 220-500 кВ электростанций должна быть предусмотрена возможность оперативного ускорения защит от токов, обусловленных внешними КЗ, при выводе из действия дифференциальных защит шин или ошиновки, обеспечивающего отключение повреждений на элементах, оставшихся без быстродействующей защиты с выдержкой времени около 0,5 с.

3.2.66. На понижающих трансформаторах и блоках трансформатор — магистраль с высшим напряжением до 35 кВ и соединением обмотки низшего напряжения в звезду с заземленной нейтралью следует предусматривать защиту от однофазных замыканий на землю в сети низшего напряжения, осуществляемую применением:

    1) максимальной токовой защиты от внешних КЗ, устанавливаемой на стороне высшего напряжения, и, если это требуется по условию чувствительности, в трехрелейном исполнении;
    2) автоматических выключателей или предохранителей на выводах низшего напряжения;
    3) специальной защиты нулевой последовательности, устанавливаемой в нулевом проводе трансформатора (при недостаточной чувствительности защит по п. 1 и 2).

Для промышленных электроустановок, если сборка на стороне низшего напряжения с аппаратами защиты присоединений находится в непосредственной близости от трансформатора (до 30 м) или соединение между трансформатором и сборкой выполнено трехфазными кабелями, допускается защиту по п. 3 не применять.

При применении защиты по п. 3 допускается не согласовывать ее с защитами элементов, отходящих от сборки на стороне низшего напряжения.

Для схемы линия — трансформатор в случае применения защиты по п. 3 допускается не прокладывать специальный контрольный кабель для обеспечения действия этой защиты на выключатель со стороны высшего напряжения и выполнять ее с действием на автоматический выключатель, установленный на стороне низшего напряжения.

Требования настоящего параграфа распространяются также на защиту указанных трансформаторов предохранителями, установленными на стороне высшего напряжения.

3.2.67. На стороне низшего напряжения понижающих трансформаторов с высшим напряжением 3-10 кВ, питающих сборки с присоединениями, защищенными предохранителями, следует устанавливать главный предохранитель или автоматический выключатель.

Если предохранители на присоединениях низшего напряжения и предохранители (или релейная защита) на стороне высшего напряжения обслуживаются и находятся в ведении одного и того же персонала (например, только персонала энергосистемы или только персонала потребителя), то главный предохранитель или автоматический выключатель на стороне низшего напряжения трансформатора может не устанавливаться.

3.2.68. Защита от однофазных замыканий на землю по 3.2.51, п. 8, должна быть выполнена в соответствии с 3.2.97.

3.2.69. На трансформаторах мощностью 0,4 МВ·А и более в зависимости от вероятности и значения возможной перегрузки следует предусматривать максимальную токовую защиту от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.

Для подстанций без постоянного дежурства персонала допускается предусматривать действие этой защиты на автоматическую разгрузку или отключение (при невозможности ликвидации перегрузки другими средствами).

3.2.70. При наличии со стороны нейтрали трансформатора отдельного добавочного трансформатора для регулирования напряжения под нагрузкой необходимо предусматривать в дополнение к указанным в 3.2.51-3.2.57, 3.2.59, 3.2.63 следующие защиты:

    — газовую защиту добавочного трансформатора;
    — максимальную токовую защиту с торможением при внешних КЗ от повреждений в первичной обмотке добавочного трансформатора, за исключением случаев, когда эта обмотка включается в зону действия дифференциальной токовой защиты цепей стороны низшего напряжения автотрансформатора;
    — дифференциальную защиту, которая охватывает вторичную обмотку добавочного трансформатора.

3.2.71. Защиту линейного добавочного трансформатора, установленного со стороны низшего напряжения автотрансформатора, следует осуществлять:

    — газовой защитой собственно добавочного трансформатора и защитой контакторного устройства РПН, которая может быть выполнена с применением реле давления или отдельного газового реле;
    — дифференциальной токовой защитой цепей стороны низшего напряжения автотрансформатора.

ЗАЩИТА БЛОКОВ ГЕНЕРАТОР — ТРАНСФОРМАТОР

3.2.72. Для блоков генератор — трансформатор с генераторами мощностью более 10 МВт должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

    1) замыканий на землю на стороне генераторного напряжения;
    2) многофазных замыканий в обмотке статора генератора и на его выводах;
    3) замыканий между витками одной фазы в обмотке статора турбогенератора (в соответствии с 3.2.76);
    4) многофазных замыканий в обмотках и на выводах трансформатора;
    5) однофазных замыканий на землю в обмотке трансформатора и на ее выводах, присоединенных к сети с большими токами замыкания на землю;
    6) замыканий между витками в обмотках трансформатора;
    7) внешних КЗ;
    8) перегрузки генератора токами обратной последовательности (для блоков с генераторами мощностью более 30 МВт);
    9) симметричной перегрузки обмотки статора генератора и обмоток трансформатора;
    10) перегрузки обмотки ротора генератора током возбуждения (для турбогенераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток и для гидрогенераторов);
    11) повышения напряжения на статоре генератора и трансформаторе блока (для блоков с турбогенераторами мощностью 160 МВт и более и для всех блоков с гидрогенераторами);
    12) замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения (в соответствии с 3.2.85);
    13) замыканий на землю во второй точке цепи возбуждения турбогенератора мощностью менее 160 МВт;
    14) асинхронного режима с потерей возбуждения (в соответствии с 3.2.86);
    ______________
    О предотвращении асинхронного режима без потери возбуждения см. гл. 3.3.
    15) понижения уровня масла в баке трансформатора;
    16) частичного пробоя изоляции вводов 500 кВ трансформаторов.

3.2.73. Указания по выполнению защиты генераторов и повышающих трансформаторов, относящихся к их раздельной работе, действительны и для того случая, когда они объединены в блок генератор-трансформатор (автотрансформатор), с учетом требований, приведенных в 3.2.74-3.2.90.

3.2.74. На блоках с генераторами мощностью более 30 МВт, как правило, должна быть предусмотрена защита от замыканий на землю в цепи генераторного напряжения, охватывающая всю обмотку статора.

При мощности генератора блоков 30 МВт и менее следует применять устройства, защищающие не менее 85% обмотки статора. Применение таких устройств допускается также на блоках с турбогенераторами мощностью от 30 до 160 МВт, если для защиты всей обмотки статора требуется включение в цепь генератора дополнительной аппаратуры.

Защита должна быть выполнена с действием на отключение с выдержкой времени не более 0,5 с на всех блоках без ответвлений на генераторном напряжении и с ответвлениями к трансформаторам собственных нужд. На блоках, имеющих электрическую связь с сетью собственных нужд или потребителей, питающихся по линиям от ответвлений между генератором и трансформатором, если емкостный ток замыканий на землю составляет 5 А и более, должны быть установлены действующие на отключение защиты от замыканий на землю в обмотке статора генератора и от двойных замыканий на землю, как это предусматривается на генераторах, работающих на сборные шины (см. 3.2.38 и 3.2.39); если емкостный ток замыкания на землю составляет менее 5 А, то защита от замыканий на землю может быть выполнена так же, как на блоках без ответвлений на генераторном напряжении, но с действием на сигнал.

При наличии выключателя в цепи генератора должна быть дополнительно предусмотрена сигнализация замыканий на землю на стороне генераторного напряжения трансформатора блока.

3.2.75. На блоке с генератором, имеющим косвенное охлаждение, состоящем из одного генератора и одного трансформатора, при отсутствии выключателя в цепи генератора рекомендуется предусматривать одну общую продольную дифференциальную защиту блока. При наличии выключателя в цепи генератора на генераторе и трансформаторе должны быть установлены отдельные дифференциальные защиты.

При использовании в блоке двух трансформаторов вместо одного, а также при работе двух и более генераторов без выключателей в блоке с одним трансформатором (укрупненный блок) на каждом генераторе и трансформаторе мощностью 125 МВ·А и более должна быть предусмотрена отдельная продольная дифференциальная защита. При отсутствии встроенных трансформаторов тока на вводах низшего напряжения этих трансформаторов допускается применение общей дифференциальной защиты для двух трансформаторов.

На блоке с генератором, имеющим непосредственное охлаждение проводников обмоток, следует предусматривать отдельную продольную дифференциальную защиту генератора. При этом, если в цепи генератора имеется выключатель, то должна быть установлена отдельная дифференциальная защита трансформатора блока (или каждого трансформатора если в блоке с генератором работают два трансформатора или более; при отсутствии встроенных трансформаторов тока на вводах низшего напряжения этих трансформаторов допускается применение общей дифференциальной защиты для трансформаторов блока); при отсутствии выключателя для защиты трансформатора блока следует установить либо отдельную дифференциальную защиту, либо общую продольную дифференциальную защиту блока (для блоков, состоящих из одного генератора и одного трансформатора, предпочтительна общая дифференциальная защита блока).

Со стороны высшего напряжения дифференциальная защита трансформатора (блока) может быть включена на трансформаторы тока, встроенные в трансформатор блока. При этом для защиты ошиновки между выключателями на стороне высшего напряжения и трансформатором блока должна быть установлена отдельная защита.

Отдельная дифференциальная защита генераторов должна быть выполнена трехфазной трехрелейной с током срабатывания аналогично указанному в 3.2.36.

Для резервирования указанных дифференциальных защит на блоках с генераторами мощностью 160 МВт и более, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток, следует предусматривать резервную дифференциальную защиту, охватывающую генератор и трансформатор блока вместе с ошиновкой на стороне высшего напряжения.

Рекомендуется установка резервной дифференциальной защиты блоков и при мощности генераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток менее 160 МВт.

При применении резервной дифференциальной защиты на блоках без выключателя в цепи генератора рекомендуется предусматривать отдельные основные дифференциальные защиты генератора и трансформатора.

При наличии выключателя в цепи генератора резервная дифференциальная защита должна выполняться с выдержкой времени 0,35-0,5 с.

3.2.76. На турбогенераторах с двумя или тремя параллельными ветвями обмотки статора должна быть предусмотрена односистемная поперечная дифференциальная защита от витковых замыканий в одной фазе, действующая без выдержки времени.

3.2.77. На блоках с генераторами мощностью 160 МВт и более с непосредственным охлаждением проводников обмоток должна быть предусмотрена токовая защита обратной последовательности с интегральной зависимой характеристикой, соответствующей характеристике допустимых перегрузок защищаемого генератора токами обратной последовательности. Защита должна действовать на отключение выключателя генератора, а при его отсутствии — на отключение блока от сети. Для резервирования защит смежных с блоками элементов указанная защита должна иметь орган с независимой выдержкой времени, действующий на отключение блока от сети и двухступенчатым действием согласно 3.2.81.

На блоках с генераторами мощностью менее 160 МВт, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток, а также на блоках с гидрогенераторами мощностью более 30 МВт, имеющими косвенное охлаждение, токовую защиту обратной последовательности следует выполнять со ступенчатой или зависимой выдержкой времени. При этом разные ступени защиты могут иметь одну или более выдержек времени (см. 3.2.81, п. 4). Указанная ступенчатая или зависимая выдержка времени должна быть согласована с характеристикой допустимых перегрузок генератора током обратной последовательности (см. 3.2.41).

На блоках с турбогенераторами с косвенным охлаждением мощностью более 30 МВт защита должна быть выполнена согласно 3.2.41.

Кроме защит, действующих на отключение, на всех блоках с турбогенераторами мощностью более 30 МВт должна быть предусмотрена сигнализация перегрузки токами обратной последовательности, выполняемая в соответствии с 3.2.41.

3.2.78. На блоках с генераторами мощностью более 30 МВт защита от внешних симметричных КЗ должна быть выполнена, как указано в 3.2.42. При этом для гидрогенераторов напряжение срабатывания защиты следует принимать около 0,6-0,7 номинального. На блоках с турбогенераторами, имеющими резервный возбудитель, указанная защита должна быть дополнена токовым реле, включенным на ток со стороны высшего напряжения блока.

На блоках с генераторами мощностью 60 МВт и более вместо указанной защиты рекомендуется применять дистанционную защиту. На блоках с генераторами, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток, вместо резервной дифференциальной защиты (см. 3.2.75) допускается устанавливать двухступенчатую дистанционную защиту от междуфазных коротких замыканий.

Первая ступень этой защиты, осуществляющая ближнее резервирование, должна выполняться с блокировкой при качаниях и действовать, как указано в 3.2.81, п. 3, с выдержкой времени не более 1 с. Первая ступень должна надежно охватывать трансформатор блока при обеспечении селективности с защитами смежных элементов. Резервирование первой ступенью защит генератора обязательно, если на блоке применяются отдельные дифференциальные защиты трансформатора и генератора.

Вторая ступень, осуществляющая дальнее резервирование, должна действовать, как указано в 3.2.81, п. 2.

Рекомендуется установка двухступенчатой дистанционной защиты и при наличии резервной дифференциальной защиты с целью увеличения эффективности дальнего резервирования. Обе ступени дистанционной защиты в этом случае должны действовать, как указано в 3.2.81, п. 2.

3.2.79. Защиту от внешних КЗ на блоках с генераторами мощностью 30 МВт и менее следует выполнять в соответствии с 3.2.43. Параметры срабатывания защиты на блоках с гидрогенераторами следует принимать согласно 3.2.42, 3.2.43 и 3.2.78.

3.2.80. На блоках генератор — трансформатор с выключателем в цепи генератора при отсутствии резервной дифференциальной защиты блока должна быть предусмотрена максимальная токовая защита со стороны высшего напряжения блока, предназначенная для резервирования основных защит трансформатора блока при работе с отключенным генератором.

3.2.81. Резервная защита блоков генератор — трансформатор должна быть выполнена с учетом следующего:

    1. На стороне генераторного напряжения трансформатора блока защита не устанавливается, а используется защита генератора.
    2. При дальнем резервировании защита должна действовать, как правило, с двумя выдержками времени: с первой — на деление схемы на стороне высшего напряжения блока (например, на отключение шиносоединительного и секционного выключателей), со второй — на отключение блока от сети.
    3. При ближнем резервировании должны производиться отключение блока (генератора) от сети, гашение поля генератора и останов блока, если это требуется по 3.2.89.
    4. Отдельные ступени или устройства резервной защиты в зависимости от их назначения и целесообразности использования при дальнем и ближнем резервировании могут иметь одну, две или три выдержки времени.
    5. Органы пуска напряжения защит по 3.2.78 и 3.2.79 рекомендуется предусматривать со стороны генераторного напряжения и со стороны сети.
    6. Для основных и резервных защит блока, как правило, должны быть предусмотрены отдельные выходные реле и питание оперативным постоянным током от разных автоматических выключателей.

3.2.82. На блоках с турбогенераторами защиту от симметричных перегрузок статора следует выполнять так же, как на генераторах, работающих на сборные шины (см. 3.2.47).

На гидроэлектростанциях без постоянного дежурства оперативного персонала кроме сигнализации симметричных перегрузок должна быть предусмотрена защита с независимой характеристикой, действующая с большей выдержкой времени на отключение блока (генератора) и с меньшей — на разгрузку. Вместо указанной защиты могут быть использованы соответствующие устройства в системе регулирования возбуждения.

3.2.83. На генераторах мощностью 160 МВт и более с непосредственным охлаждением проводников обмоток защита от перегрузки обмотки ротора током возбуждения должна быть выполнена с интегральной зависимой выдержкой времени, которая соответствует характеристике допустимых перегрузок генератора током возбуждения. Эта защита должна действовать на отключение.

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 устройств ограничения перегрузки в регуляторе возбуждения действие на разгрузку может осуществляться одновременно от этих устройств и от защиты ротора. Допускается также использовать устройство ограничения перегрузки в АРВ для действия на разгрузку (с двумя выдержками времени) и отключение. При этом защита с интегральной зависимой выдержкой времени может не устанавливаться.

На турбогенераторах мощностью менее 160 МВт с непосредственным охлаждением проводников обмоток и на гидрогенераторах мощностью более 30 МВт с косвенным охлаждением защиту следует выполнять аналогично тому, как указано в 3.2.46.

При наличии устройств группового управления возбуждением на генераторах рекомендуется выполнять защиту с зависимой выдержкой времени.

При работе генераторов с резервным возбудителем защита ротора от перегрузки должна оставаться в работе. При невозможности использования защиты с зависимой выдержкой времени допускается предусматривать на резервном возбудителе защиту с независимой выдержкой времени.

3.2.84. На блоках с турбогенераторами мощностью 160 МВт и более для предотвращения повышения напряжения в режиме холостого хода должна быть предусмотрена защита от повышения напряжения, которая автоматически выводится из действия при работе генератора на сеть. При действии защиты должно быть обеспечено гашение поля генератора и возбудителя.

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

3.2.85. Защита от замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения должна быть предусмотрена на гидрогенераторах, на турбогенераторах с водяным охлаждением обмотки ротора и на всех турбогенераторах мощностью 300 МВт и выше. На гидрогенераторах защита должна действовать на отключение, а на турбогенераторах — на сигнал.

Защита от замыканий на землю во второй точке цепи возбуждения турбогенераторов должна быть установлена на блоках мощностью менее 160 МВт в соответствии с 3.2.48.

3.2.86. На блоках с турбогенераторами мощностью 160 МВт и более, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток, и с гидрогенераторами следует предусматривать устройства защиты от асинхронного режима с потерей возбуждения.

Указанные устройства рекомендуется применять и на турбогенераторах мощностью менее 160 МВт с непосредственным охлаждением проводников обмоток. На этих турбогенераторах допускается также предусматривать автоматическое выявление асинхронного режима только по отключенному положению устройств автоматического гашения поля (без применения защиты от асинхронного режима).

При переводе в асинхронный режим турбогенератора, потерявшего возбуждение, указанные выше устройства защиты или автоматического гашения поля должны действовать на сигнал о потере возбуждения и производить автоматическое переключение нагрузки собственных нужд в ответвлением блока, генератор которого потерял возбуждение, на резервный источник питания.

Все гидрогенераторы и турбогенераторы, не допускающие асинхронного режима, а также остальные турбогенераторы в условиях дефицита реактивной мощности в системе при действии указанных устройств должны отключаться от сети.

3.2.87. При наличии выключателя в цепи генератора с непосредственным охлаждением проводников обмоток следует предусматривать резервирование при отказе этого выключателя (например, применением УРОВ).

3.2.88. УРОВ 110 кВ и выше на электростанциях должно быть выполнено с учетом следующего:

    1. Для предотвращения излишнего отключения нескольких блоков резервной защитой при возникновении на одном из них неполнофазного режима в результате отказа выключателя с пофазным приводом при его отключении на электростанциях с генераторами, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток, должен быть предусмотрен ускоренный запуск УРОВ (например, от токовой защиты нулевой последовательности трансформатора блока со стороны сети с большим током замыкания на землю).
    2. Для электростанций, на которых блоки генератор — трансформатор и линии имеют общие выключатели (например, при применении полуторной схемы или схемы многоугольника), необходимо предусматривать устройство телеотключения для отключения выключателя и запрета АПВ на противоположном конце линии при действии УРОВ в случае его пуска от защиты блока. Кроме того, следует предусматривать действие УРОВ на останов передатчика высокочастотной защиты.

3.2.89. При действии на отключение защит статора генератора и трансформатора блока от внутренних повреждений, а также защит ротора генератора должно производиться отключение поврежденного элемента от сети, гашение поля генератора и возбудителя, пуск УРОВ и осуществляться воздействие на технологические защиты.

Если отключение от защиты 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.

Резервные защиты генератора и трансформатора блока при внешних повреждениях должны действовать в соответствии с 3.2.81, п. 2-4.

На тепловых электростанциях с блочной схемой в тепловой части в случаях отключения блока при внутренних повреждениях должен обеспечиваться полный останов блока. При внешних повреждениях, а также при действии защит в тех случаях, когда может быть быстро восстановлена работа блока, блок должен переводиться в режим холостого хода, если этот режим допускается тепломеханическим оборудованием.

На гидроэлектростанциях 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.

3.2.90. На блоках генератор — трансформатор — линия основная защита линии и резервная защита со стороны энергосистемы должны быть выполнены в соответствии с требованиями настоящей главы по защите линий, а со стороны блока функции резервной защиты линии должны выполняться резервными защитами блока.

Защита блока должна быть выполнена согласно приведенным выше требованиям.

Действие защиты блока на отключение выключателя и пуск УРОВ со стороны энергосистемы должно передаваться с помощью двух взаиморезервируемых устройств телеотключения по высокочастотному каналу или по проводам связи. Кроме того, рекомендуется предусматривать одновременное действие защиты блока на останов передатчика высокочастотной защиты.

На блоках с турбогенераторами (при блочной схеме в тепловой части) со стороны энергосистемы должно передаваться с помощью устройства телеотключения на противоположный конец линии действие защиты шин (при двойной системе шин) или действие УРОВ (при полуторной схеме или схеме многоугольника) соответственно на перевод блока в режим холостого хода или на гашение поля генератора и останов блока. Кроме того, рекомендуется использовать устройство телеотключения для ускорения гашения поля генератора и отключение собственных нужд при действии резервных защит со стороны энергосистемы.

При неполнофазном отключении выключателя со стороны сети с большим током замыкания на землю, должен производиться ускоренный запуск УРОВ так же, как это предусмотрено в 3.2.88, п. 1.

ЗАЩИТА ВОЗДУШНЫХ И КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ В СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ 3-10 кВ С ИЗОЛИРОВАННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ

3.2.91. Для линий в сетях 3-10 кВ с изолированной нейтралью (в том числе и с нейтралью, заземленной через дугогасительный реактор) должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю.

3.2.92. Защиту от многофазных замыканий следует предусматривать в двухфазном исполнении и включать в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения.

Защита должна быть выполнена одно-, двух- или трехрелейной в зависимости от требований чувствительности и надежности.

3.2.93. На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться, как правило, двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки, а вторая — в виде максимальной токовой защиты с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени.

На нереактированных кабельных линиях с односторонним питанием, отходящих от шин электростанций, токовые отсечки должны быть выполнены без выдержки времени и зона их действия должна быть определена из условия отключения КЗ, сопровождающихся остаточным напряжением на шинах указанных электростанций ниже 0,5-0,6 номинального. Для выполнения указанного условия допускается выполнять защиту неселективной в сочетании с устройствами АПВ или АВР, исправляющими полностью или частично неселективное действие защиты. Допускается устанавливать указанные отсечки также на линиях, отходящих от шин подстанций и питающих крупные синхронные электродвигатели.

Если на нереактированных кабельных линиях с односторонним питанием, отходящих от шин электростанций, токовые отсечки не могут быть применены по требованиям селективности, то для обеспечения быстродействия допускается предусматривать защиты по 3.2.94, п. 2 или 3. Применение этих защит допускается также для рабочих линий собственных нужд тепловых электростанций.

На реактированных линиях, выключатели которых не рассчитаны на отключение КЗ до реактора, токовые отсечки не допускаются.

3.2.94. На одиночных линиях с двусторонним питанием при наличии или отсутствии обходных связей, а также на линиях, входящих в кольцевую сеть с одной точкой питания, рекомендуется применять те же защиты, что и на одиночных линиях с односторонним питанием (см. 3.2.93), выполняя их при необходимости направленными.

В целях упрощения защит и обеспечения их селективного действия допускается применять автоматическое деление сети на радиальные участки в момент возникновения повреждения с последующим автоматическим ее восстановлением.

Если ненаправленная или направленная токовая ступенчатая защита не обеспечивает требуемых быстродействия и селективности, допускается предусматривать следующие защиты:

    1) дистанционную защиту в простейшем исполнении;
    2) поперечную дифференциальную токовую защиту (для сдвоенных кабельных линий);
    3) продольную дифференциальную токовую защиту для коротких участков линий; при необходимости прокладки специального кабеля только для продольной дифференциальной защиты длина его должна быть не более 3 км.

Для защит, указанных в п. 2 и 3, в качестве резервной защиты следует предусматривать токовую защиту.

3.2.95. При выполнении защиты параллельных линий 3-10 кВ следует руководствоваться указаниями для параллельных линий в сетях 35 кВ (см. 3.2.104).

3.2.96. Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена в виде:

    — селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на сигнал;
    — селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на отключение, когда это необходимо по требованиям безопасности; защита должна быть установлена на питающих элементах во всей электрически связанной сети;
    — устройства контроля изоляции; при этом отыскание поврежденного элемента должно осуществляться специальными устройствами; допускается отыскание поврежденного элемента поочередным отключением присоединений.

3.2.97. Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена, как правило, с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности. Защита в первую очередь должна реагировать на установившиеся замыкания на землю; допускается также применение устройств, регистрирующих кратковременные замыкания, без обеспечения повторности действия.

Защита от однофазных замыканий на землю, действующая на отключение без выдержки времени по требованиям безопасности (см. 3.2.96), должна отключать только элемент, питающий поврежденный участок; при этом в качестве резервной должна быть предусмотрена защита, выполняемая в виде защиты нулевой последовательности с выдержкой времени около 0,5 с, действующая на отключение всей электрически связанной сети — системы (секции) шин или питающего трансформатора.

Увеличение тока промышленной частоты специально для обеспечения действия защиты в сети с нейтралью, заземленной через дугогасительный реактор (например, с помощью расстройки реактора), как правило, не допускается предусматривать.

ЗАЩИТА ВОЗДУШНЫХ И КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ В СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ 20 И 35 кВ С ИЗОЛИРОВАННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ

3.2.98. Для линий в сетях 20 и 35 кВ с изолированной нейтралью должны быть предусмотрены устройства релейной зашиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю.

3.2.99. Защиту от многофазных замыканий следует предусматривать в двухфазном двухрелейном исполнении и включать в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения. В целях повышения чувствительности к повреждениям за трансформаторами с соединением обмоток звезда-треугольник допускается выполнение трехрелейной защиты.

Защиту от однофазных замыканий на землю следует выполнять, как правило, с действием на сигнал. Для осуществления защиты допускается использовать устройство контроля изоляции.

3.2.100. При выборе типа основной защиты следует учитывать требования обеспечения устойчивости работы энергосистемы и надежной работы потребителя аналогично тому, как это учитывается для защиты линий напряжением 110 кВ (см. 3.2.108).

3.2.101. На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должны быть установлены преимущественно ступенчатые защиты тока или ступенчатые защиты тока и напряжения, а если такие защиты не удовлетворяют требованиям чувствительности или быстроты отключения повреждения (см. 3.2.108), например на головных участках, — дистанционная ступенчатая защита преимущественно с пуском по току. В последнем случае в качестве дополнительной защиты рекомендуется использовать токовую отсечку без выдержки времени.

Для линий, состоящих из нескольких последовательных участков, в целях упрощения допускается использование неселективных ступенчатых защит тока и напряжения в сочетании с устройствами поочередного АПВ.

3.2.102. На одиночных линиях, имеющих питание с двух или более сторон (последнее — на линиях с ответвлениями), как при наличии, так и при отсутствии обходных связей, а также на линиях, входящих в кольцевую сеть с одной точкой питания, рекомендуется применять те же защиты, что и на одиночных линиях с односторонним питанием (см. 3.2.101), выполняя их при необходимости направленными, а дистанционные — с пуском от реле сопротивления. При этом допускается неселективное отключение смежных элементов при КЗ в «мертвой» зоне по напряжению реле направления мощности, когда токовая отсечка, используемая в качестве дополнительной защиты (см. 3.2.101), не устанавливается, например из-за недостаточной ее чувствительности. Защита устанавливается, как правило, только с тех сторон, откуда может быть подано питание.

3.2.103. На коротких одиночных линиях с двухсторонним питанием, когда это требуется по условию быстроты действия, допускается применение продольной дифференциальной защиты в качестве основной. При этом длина кабеля, прокладываемого специально для этой защиты, не должна превышать 4 км. Для контроля исправности вспомогательных проводов защиты следует предусматривать специальные устройства. В дополнение к продольной дифференциальной защите в качестве резервной должна быть применена одна из защит по 3.2.102.

3.2.104. На параллельных линиях, имеющих питание с двух или более сторон, а также на питающем конце параллельных линий с односторонним питанием могут быть использованы те же защиты, что и на соответствующих одиночных линиях (см. 3.2.101 и 3.2.102).

Для ускорения отключения повреждения, особенно при использовании токовых ступенчатых защит или ступенчатых защит тока и напряжения, на линиях с двусторонним питанием может быть применена дополнительно защита с контролем направления мощности в параллельной линии. Эта защита может быть выполнена в виде отдельной поперечной токовой направленной защиты или только в виде цепи ускорения установленных защит (максимальной токовой, дистанционной) с контролем направления мощности в параллельной линии.

На приемном конце двух параллельных линий с односторонним питанием, как правило, должна быть использована поперечная дифференциальная направленная защита.

3.2.105. Если защита по 3.2.104 не удовлетворяет требованиям быстродействия (см. 3.2.108), а защита с контролем направления мощности в параллельной линии неприменима или нежелательна, в качестве основной защиты (при работе двух параллельных линий) на двух параллельных линиях с двусторонним питанием и на питающем конце двух параллельных линий с односторонним питанием следует применять поперечную дифференциальную направленную защиту.

При этом в режиме работы одной линии, а также в качестве резервной при работе двух линий следует использовать ступенчатую защиту по 3.2.101 и 3.2.102. Допускается включение этой защиты или отдельных ее ступеней на сумму токов обеих линий (например, резервной ступени в целях увеличения ее чувствительности к повреждениям на смежных элементах). Допускается также использование поперечной дифференциальной направленной защиты в дополнение к ступенчатым токовым защитам для уменьшения времени отключения повреждения на защищаемых линиях, если по условию быстроты действия (см. 3.2.108) ее установка не обязательна.

В отдельных случаях на коротких параллельных линиях допускается применение продольной дифференциальной защиты (см. 3.2.103).

ЗАЩИТА ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ В СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ 110-500 кВ С ЭФФЕКТИВНО ЗАЗЕМЛЕННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ

3.2.106. Для линий в сетях 110-500 кВ с эффективно заземленной нейтралью должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от замыканий на землю.

3.2.107. Защиты должны быть оборудованы устройствами, блокирующими их действие при качаниях, если в сети возможны качания или асинхронный ход, при которых вероятны излишние срабатывания защиты. Допускается выполнение защиты без блокирующих устройств, если она отстроена от качаний по времени (около 1,5-2 с).

3.2.108. Для линий 330 кВ и выше в качестве основной должна быть предусмотрена защита, действующая без замедления при КЗ в любой точке защищаемого участка.

Для линий напряжением 110-220 кВ вопрос о типе основной защиты, в том числе о необходимости применения защиты, действующей без замедления при КЗ в любой точке защищаемого участка, должен решаться в первую очередь с учетом требования сохранения устойчивости работы энергосистемы. При этом, если по расчетам устойчивости работы энергосистемы не предъявляются другие, более жесткие требования, может быть принято, что указанное требование, как правило, удовлетворяется, когда трехфазные КЗ, при которых остаточное напряжение на шинах электростанций и подстанций ниже 0,6-0,7 Uном , отключаются без выдержки времени. Меньшее значение остаточного напряжения (0,6 Uном ) может быть допущено для линий 110 кВ, менее ответственных линий 220 кВ (в сильно разветвленных сетях, где питание потребителей надежно обеспечивается с нескольких сторон), а также для более ответственных линий 220 кВ в случаях, когда рассматриваемое КЗ не приводит к значительному сбросу нагрузки.

При выборе типа защит, устанавливаемых на линиях 110-220 кВ, кроме требования сохранения устойчивости работы энергосистемы должно быть учтено следующее:

    1. На линиях 110 кВ и выше, отходящих от АЭС, а также на всех элементах прилегающей сети, на которых при многофазных КЗ остаточное напряжение прямой последовательности на стороне высшего напряжения блоков АЭС может снижаться более чем до 0,45 номинального, следует обеспечивать резервирование быстродействующих защит с выдержкой времени, не превышающей 1,5 с с учетом действия УРОВ.
    2. Повреждения, отключение которых с выдержкой времени может привести к нарушению работы ответственных потребителей, должны отключаться без выдержки времени (например, повреждения, при которых остаточное напряжение на шинах электростанций и подстанций будет ниже 0,6 Uном , если отключение их с выдержкой времени может привести к саморазгрузке вследствие лавины напряжения, или повреждения с остаточным напряжением 0,6 Uном и более, если отключение их с выдержкой времени может привести к нарушению технологии).
    3. При необходимости осуществления быстродействующего АПВ на линии должна быть установлена быстродействующая защита, обеспечивающая отключение поврежденной линии без выдержки времени с обеих сторон.
    4. При отключении с выдержкой времени повреждений с токами, в несколько раз превосходящими номинальный, возможен недопустимый перегрев проводников.

Допускается применение быстродействующих защит в сложных сетях и при отсутствии изложенных выше условий, если это необходимо для обеспечения селективности.

3.2.109. При оценке обеспечения требований устойчивости, исходя из значений остаточного напряжения по 3.2.108, необходимо руководствоваться следующим:

    1. Для одиночной связи между электростанциями или энергосистемами указанное в 3.2.108 остаточное напряжение должно быть проверено на шинах подстанций и электростанций, входящих в данную связь, при КЗ на линиях, отходящих от этих шин, кроме линий, образующих связь; для одиночной связи, содержащей часть участков с параллельными линиями, — также при КЗ на каждой из этих параллельных линии.
    2. При наличии нескольких связей между электростанциями или энергосистемами указанное в 3.2.108 значение остаточного напряжения должно быть проверено на шинах только тех подстанций или электростанций, где соединяются эти связи, при КЗ на связях и на других линиях, питающихся от этих шин, а также на линиях, питающихся от шин подстанций связей.
    3. Остаточное напряжение должно быть проверено при КЗ в конце зоны, охватываемой первой ступенью защиты в режиме каскадного отключения повреждения, т. е. после отключения выключателя с противоположного конца линии защитой без выдержки времени.

3.2.110. На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий следует устанавливать ступенчатые токовые защиты или ступенчатые защиты тока и напряжения. Если такие защиты не удовлетворяют требованиям чувствительности или быстроты отключения повреждения (см. 3.2.108), например на головных участках, или если это целесообразно по условию согласования защит смежных участков с защитой рассматриваемого участка, должна быть предусмотрена ступенчатая дистанционная защита. В последнем случае в качестве дополнительной защиты рекомендуется использовать токовую отсечку без выдержки времени.

От замыканий на землю должна быть предусмотрена, как правило, ступенчатая токовая направленная или ненаправленная защита нулевой последовательности. Защита должна быть установлена, как правило, только с тех сторон, откуда может быть подано питание.

Для линий, состоящих из нескольких последовательных участков, с целью упрощения допускается использование неселективных ступенчатых защит тока и напряжения (от многофазных замыканий) и ступенчатых токовых защит нулевой последовательности (от замыканий на землю) в сочетании с устройствами поочередного АПВ.

3.2.111. На одиночных линиях, имеющих питание с двух или более сторон (последнее — на линиях с ответвлениями), как при наличии, так и при отсутствии обходных связей, а также на линиях, входящих в кольцевую сеть с одной точкой питания, от многофазных замыканий должна быть применена дистанционная защита (преимущественно трехступенчатая), используемая в качестве резервной или основной (последнее — только на линиях 110-220 кВ).

В качестве дополнительной защиты рекомендуется использовать токовую отсечку без выдержки времени. В отдельных случаях допускается использовать токовую отсечку для действия при ошибочном включении на трехфазную закоротку в месте установки защиты, когда токовая отсечка, выполненная для действия в других режимах, не удовлетворяет требованию чувствительности (см. 3.2.26).

От замыканий на землю должна быть предусмотрена, как правило, ступенчатая токовая направленная или ненаправленная защита нулевой последовательности.

3.2.112. В качестве основной защиты от многофазных замыканий на приемном конце головных участков кольцевой сети с одной точкой питания рекомендуется применять одноступенчатую токовую направленную защиту; на других одиночных линиях (преимущественно 110 кВ) допускается в отдельных случаях применять ступенчатые токовые защиты или ступенчатую защиту тока и напряжения, выполняя их в случае необходимости направленными. Защиту следует устанавливать, как правило, только с тех сторон, откуда может быть подано питание.

3.2.113. На параллельных линиях, имеющих питание с двух или более сторон, а также на питающем конце параллельных линий с односторонним питанием могут быть использованы те же защиты, что и на соответствующих одиночных линиях (см. 3.2.110 и 3.2.111).

Для ускорения отключения замыканий на землю, а в отдельных случаях и замыканий между фазами на линиях с двусторонним питанием может быть применена дополнительная защита с контролем направления мощности в параллельной линии. Эта защита может быть выполнена в виде отдельной поперечной токовой защиты (с включением реле на ток нулевой последовательности или на фазные токи) или только в виде цепи ускорения установленных защит (токовой нулевой последовательности, максимальной токовой, дистанционной и т. п.) с контролем направления мощности в параллельных линиях.

С целью повышения чувствительности защиты нулевой последовательности допускается предусматривать выведение из работы отдельных ее ступеней при отключении выключателя параллельной линии.

На приемном конце двух параллельных линий с односторонним питанием, как правило, должна быть предусмотрена поперечная дифференциальная направленная защита.

3.2.114. Если защита по 3.2.113 не удовлетворяет требованиям быстродействия (см. 3.2.108), в качестве основной защиты (при работе двух параллельных линий) на питающем конце двух параллельных линий 110-220 кВ с односторонним питанием и на двух параллельных линиях 110 кВ с двусторонним питанием преимущественно в распределительных сетях может быть применена поперечная дифференциальная направленная защита.

При этом в режиме работы одной линии, а также в качестве резервной при работе двух линий используется защита по 3.2.110 и 3.2.111. Допускается включение этой защиты или отдельных ее ступеней на сумму токов обеих линий (например, последней ступени токовой защиты нулевой последовательности) с целью повышения ее чувствительности к повреждениям на смежных элементах.

Допускается использование поперечной дифференциальной направленной защиты в дополнение к ступенчатым токовым защитам параллельных линий 110 кВ для уменьшения времени отключения повреждения на защищаемых линиях в случаях, когда по условиям быстродействия (см. 3.2.108) ее использование не является обязательным.

3.2.115. Если защита по 3.2.111-3.2.113 не удовлетворяет требованию быстродействия (см. 3.2.108), в качестве основных защит одиночных и параллельных линий с двусторонним питанием следует предусматривать высокочастотные и продольные дифференциальные защиты.

Для линий 110-220 кВ рекомендуется осуществлять основную защиту с использованием высокочастотной блокировки дистанционной и токовой направленной нулевой последовательности защит, когда это целесообразно по условиям чувствительности (например, на линиях с ответвлениями) или упрощения защиты.

При необходимости прокладки специального кабеля использование продольной дифференциальной защиты должно быть обосновано технико-экономическим расчетом.

Для контроля исправность вспомогательных проводов защиты должны быть предусмотрены специальные устройства.

На линиях 330-350 кВ в дополнение к высокочастотной защите следует предусматривать использование устройства передачи отключающего или разрешающего высокочастотного сигнала (для ускорения действия ступенчатой резервной защиты), если это устройство предусмотрено для других целей. На линиях 500 кВ допускается устанавливать указанное устройство специально для релейной защиты.

Допускается в случаях, когда это требуется по условиям быстродействия (см. 3.2.108) или чувствительности (например, на линиях с ответвлениями), использование передачи отключающего сигнала для ускорения действия ступенчатых защит линий 110-220 кВ.

3.2.116. При выполнении основной защиты по 3.2.115 в качестве резервных следует применять:

    — от многофазных КЗ, как правило, дистанционные защиты, преимущественно трехступенчатые;
    — от замыканий на землю ступенчатые токовые направленные или ненаправленные защиты нулевой последовательности.

На случай длительного выведения из действия основной защиты, указанной в 3.2.115, когда эта защита установлена по требованию быстроты отключения повреждения (см. 3.2.108), допускается предусматривать неселективное ускорение резервной защиты от замыканий между фазами (например, с контролем значения напряжения прямой последовательности).

3.2.117. Основные защиты, быстродействующие ступени резервных защит от многофазных замыканий и измерительные органы устройства ОАПВ для линий 330-350 кВ должны быть специального исполнения, обеспечивающего их нормальное функционирование (с заданными параметрами) в условиях интенсивных переходных электромагнитных процессов и значительных емкостных проводимостей линий. Для этого должны быть предусмотрены:

    — в комплектах защит и измерительных органах ОАПВ — мероприятия ограничивающие влияние переходных электромагнитных процессов (например, низкочастотные фильтры);
    — в дифференциально-фазной высокочастотной защите, установленной на линиях длиной более 150 км, — устройства компенсации токов, обусловленных емкостной проводимостью линии.

При включении быстродействующих защит на сумму токов двух или более трансформаторов тока в случае невозможности выполнения требований 3.2.29 рекомендуется предусматривать специальные мероприятия для исключения излишнего срабатывания защит при внешних повреждениях (например, загрубление защит) или устанавливать в цепи линии отдельный комплект трансформаторов тока для питания защиты.

В защитах, установленных на линиях 330-500 кВ, оборудованных устройствами продольной емкостной компенсации, должны быть предусмотрены мероприятия для предотвращения излишнего срабатывания защиты при внешних повреждениях, обусловленного влиянием указанных устройств. Например, могут быть использованы реле направления мощности обратной последовательности или передача разрешающего сигнала.

3.2.118. В случае применения ОАПВ устройства релейной защиты должны быть выполнены так, чтобы:

    1) при замыканиях на землю одной фазы, а в отдельных случаях и при замыканиях между двумя фазами было обеспечено отключение только одной фазы (с последующим ее автоматическим повторным включением);
    2) при неуспешном повторном включении на повреждения, указанные в п. 1, производилось отключение одной или трех фаз в зависимости от того, предусматривается длительный неполнофазный режим работы линии или не предусматривается;
    3) при других видах повреждения защита действовала на отключение трех фаз.

ЗАЩИТА ШИН, ЗАЩИТА НА ОБХОДНОМ, ШИНОСОЕДИНИТЕЛЬНОМ И СЕКЦИОННОМ ВЫКЛЮЧАТЕЛЯХ

3.2.119. Для сборных шин 110 кВ и выше электростанций и подстанций отдельные устройства релейной защиты должны быть предусмотрены:

    1) для двух систем шин (двойная система шин, полуторная схема и др.) и одиночной секционированной системы шин;
    2) для одиночной несекционированной системы шин, если отключение повреждений на шинах действием защит присоединенных элементов недопустимо по условиям, которые аналогичны приведенным в 3.2.108, или если на линиях, питающих рассматриваемые шины, имеются ответвления.

3.2.120. Для сборных шин 35 кВ электростанций и подстанций отдельные устройства релейной защиты должны быть предусмотрены:

    — по условиям, приведенным в 3.2.108;
    — для двух систем или секций шин, если при использовании для их разделения защиты, установленной на шиносоединительном (секционном) выключателе, или защит, установленных на элементах, которые питают данные шины, не удовлетворяются требования надежности питания потребителей (с учетом возможностей, обеспечиваемых устройствами АПВ и АВР).

3.2.121. В качестве защиты сборных шин электростанций и подстанций 35 кВ и выше следует предусматривать, как правило, дифференциальную токовую защиту без выдержки времени, охватывающую все элементы, которые присоединены к системе или секции шин. Защита должна осуществляться с применением специальных реле тока, отстроенных от переходных и установившихся токов небаланса (например, реле, включенных через насыщающиеся трансформаторы тока, реле с торможением).

При присоединении трансформатора (автотрансформатора) 330 кВ и выше более чем через один выключатель рекомендуется предусматривать дифференциальную токовую защиту ошиновки.

3.2.122. Для двойной системы шин электростанций и подстанций 35 кВ и выше с одним выключателем на присоединенный элемент дифференциальная защита должна быть предусмотрена в исполнении для фиксированного распределения элементов.

В защите шин 110 кВ и выше следует предусматривать возможность изменения фиксации при переводе присоединения с одной системы шин на другую на рядах зажимов.

3.2.123. Дифференциальная защита, указанная в 3.2.121 и 3.2.122, должна быть выполнена с устройством, контроля исправности вторичных цепей задействованных трансформаторов тока, действующим с выдержкой времени на вывод защиты из работы и на сигнал.

3.2.124. Для секционированных шин 6-10 кВ электростанций должна быть предусмотрена двухступенчатая неполная дифференциальная защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки по току и напряжению или дистанционной защиты, а вторая — в виде максимальной токовой защиты. Защита должна действовать на отключение питающих элементов и трансформатора собственных нужд.

Если при указанном выполнении второй ступени защиты не обеспечивается требуемая чувствительность при КЗ в конце питаемых реактированных линий (нагрузка на шинах генераторного напряжения большая, выключатели питаемых линий установлены за реакторами), следует выполнять ее в виде отдельных комплектов максимальных токовых защит с пуском или без пуска напряжения, устанавливаемых в цепях реакторов; действие этих комплектов на отключение питающих элементов должно контролироваться дополнительным устройством, срабатывающим при возникновении КЗ. При этом на секционном выключателе должна быть предусмотрена защита (предназначенная для ликвидации повреждений между реактором и выключателем), вводимая в действие при отключении этого выключателя. При выделении части питающих элементов на резервную систему шин должна быть предусмотрена неполная дифференциальная защита шин в исполнении для фиксированного распределения элементов.

Если возможны частые режимы работы с разделением питающих элементов на разные системы шин, допускается предусматривать отдельные дистанционные защиты, устанавливаемые на всех питающих элементах, кроме генераторов.

3.2.125. Для секционированных шин 6-10 кВ электростанций с генераторами мощностью 12 МВт и менее допускается не предусматривать специальную защиту; при этом ликвидация КЗ на шинах должна осуществляться действием максимальных токовых защит генераторов.

3.2.126. Специальные устройства релейной защиты для одиночной секционированной и двойной систем шин 6-10 кВ понижающих подстанций, как правило, не следует предусматривать, а ликвидация КЗ на шинах должна осуществляться действием защит трансформаторов от внешних КЗ и защит, установленных на секционном или шиносоединительном выключателе. В целях повышения чувствительности и ускорения действия защиты шин мощных подстанций допускается применять защиту, включенную на сумму токов питающих элементов. При наличии реакторов на линиях, отходящих от шин подстанций, допускается защиту шин выполнять по аналогии с защитой шин электростанций.

3.2.127. При наличии трансформаторов тока, встроенных в выключатели, для дифференциальной защиты шин и для защит присоединений, отходящих от этих шин, должны быть использованы трансформаторы тока, размещенные с разных сторон выключателя, чтобы повреждения в выключателе входили в зоны действия этих защит.

Если выключатели не имеют встроенных трансформаторов тока, то в целях экономии следует предусматривать выносные трансформаторы тока только с одной стороны выключателя и устанавливать их по возможности так, чтобы выключатели входили в зону действия дифференциальной защиты шин. При этом в защите двойной системы шин с фиксированным распределением элементов должно быть предусмотрено использование двух сердечников трансформаторов тока в цепи шиносоединительного выключателя.

При применении отдельных дистанционных защит в качестве защиты шин трансформаторы тока этих защит в цепи секционного выключателя должны быть установлены между секцией шин и реактором.

3.2.128. Защиту шин следует выполнять так, чтобы при опробовании поврежденной системы или секции шин обеспечивалось селективное отключение системы (секции) без выдержки времени.

3.2.129. На обходном выключателе 110 кВ и выше при наличии шиносоединительного (секционного) выключателя должны быть предусмотрены защиты (используемые при проверке и ремонте защиты, выключателя и трансформаторов тока любого из элементов, присоединенных к шинам);

    — трехступенчатая дистанционная защита и токовая отсечка от многофазных КЗ;
    — четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от замыкания на землю.

При этом на шиносоединительном (секционном) выключателе должны быть предусмотрены защиты (используемые для разделения систем или секций шин при отсутствии УРОВ или выведении его или защиты шин из действия, а также для повышения эффективности дальнего резервирования):

    — двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ;
    — трехступенчатая токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю.

Допускается установка более сложных защит на шиносоединительном (секционном) выключателе, если это требуется для повышения эффективности дальнего резервирования.

На шиносоединительном (секционном) выключателе 110 кВ и выше, предназначенном и для выполнения функции обходного выключателя, должны быть предусмотрены те же защиты, что на обходном и шиносоединительном (секционном) выключателях при их раздельном исполнении.

Рекомендуется предусматривать перевод основных быстродействующих защит линий 110 кВ и выше на обходной выключатель.

На шиносоединительном (секционном) выключателе 3-35 кВ должна быть предусмотрена двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ.

3.2.130. Отдельную панель защиты, предназначенную специально для использования вместо выводимой на проверку защиты линии, следует предусматривать при схемах электрических соединений, в которых отсутствует обходной выключатель (например, четырехугольник, полуторная схема и т. п.); такую отдельную панель защиты следует предусматривать для линий 220 кВ, не имеющих отдельной основной защиты; для линий 330-500 кВ.

Допускается предусматривать отдельную панель защиты для линий 110 кВ, не имеющих отдельной основной защиты, при схемах электрических соединений «мостик» с выключателями в цепях линий и «многоугольник», если при проверке защиты линии ликвидировать повреждения на ней в соответствии с предъявляемыми требованиями более простыми средствами технически невозможно.

ЗАЩИТА СИНХРОННЫХ КОМПЕНСАТОРОВ

3.2.131. Устройства релейной защиты синхронных компенсаторов следует выполнять аналогично предусматриваемым для турбогенераторов соответствующих мощностей со следующими отличиями:

    1. Защита от токов, обусловленных симметричной перегрузкой, действующая на сигнал, должна выводиться на период пуска, если в этом режиме возможно ее действие.
    2. Следует предусматривать минимальную защиту напряжения, действующую на отключение выключателя синхронного компенсатора. Напряжение срабатывания защиты должно быть принято равным 0,1-0,2 Uном , выдержка времени — около 10 с.
    3. Должна быть предусмотрена защита, действующая при кратковременном исчезновении питания подстанции (например, в бестоковую паузу АПВ питающей линии). Защита должна выполняться в виде минимальной защиты частоты и действовать на отключение выключателя синхронного компенсатора или на АГП. Допускается использование защиты, выполненной на других принципах, например реагирующей на скорость снижения частоты.
    4. На синхронных компенсаторах мощностью 50 Мвар и более следует предусматривать защиту от потери возбуждения (снижения тока возбуждения ниже допустимого предела) с действием на отключение синхронного компенсатора или на сигнал. Для синхронных компенсаторов, на которых предусматривается возможность перевода на режим работы с отрицательным током ротора, эту защиту допускается не применять.
    5. Для синхронного компенсатора, работающего в блоке с трансформатором, при замыкании на землю в обмотке статора должно быть предусмотрено действие защиты, установленной на стороне низшего напряжения трансформатора.

Если ток замыкания на землю на стороне низшего напряжения трансформатора превышает 5 А, допускается не устанавливать дугогасящий реактор и выполнять защиту с двумя выдержками времени; с меньшей выдержкой времени предусматривается отключение выключателя синхронного компенсатора, а с большей — подача сигнала.

При токе замыкания на землю до 5 А защита должна быть выполнена с одной выдержкой времени и с действием на сигнал. Для синхронных компенсаторов мощностью 50 Мвар и более должна быть предусмотрена возможность действия защиты на сигнал или на отключение.

3.2.132. На подстанциях без постоянного дежурства персонала защита от перегрузки синхронного компенсатора должна выполняться с независимой выдержкой времени и действовать с меньшей выдержкой времени на сигнал и снижение тока возбуждения, а с большей — на отключение синхронного компенсатора (если предотвращение длительных перегрузок не обеспечивается устройствами автоматического регулирования возбуждения).

3.2.133. Защиту от замыканий на землю в цепи возбуждения синхронного компенсатора следует выполнять так же, как для гидрогенераторов (см. 3.2.85).

Блог об энергетике

энергетика простыми словами

А. А. Филатов — Обслуживание электрических подстанций оперативным персоналом

Ф51 Обслуживание электрических подстанций оперативным персоналом. — М.: Энергоатомиздат, 1990. — 304 с.: ил.

Рассмотрены вопросы технического обслуживания оперативным персоналом электрических подстанций высокого напряжения, даны рекомендации по повышению надежности работы электроустановок. Приведены методы выполнения оперативных переключений. Указаны причины возникновения аварийных ситуаций в главных схемах подстанций и описаны способы их устранения.

Для оперативного персонала: техников, мастеров, электромонтеров предприятий электрических сетей; может быть использована в качестве пособия при подготовке и повышении квалификации оперативного персонала.

Оглавление

Глава 1. Обслуживание трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов с масляной системой охлаждения

1.1. Номинальный режим работы и допустимые перегрузки

1.2. Охлаждающие устройства и их обслуживание

1.3. Включение в сеть и контроль за работой

1.4. Включение трансформаторов на параллельную работу

1.5. Определение экономически целесообразного числа параллельно включенных трансформаторов

1.6. Регулирование напряжения и обслуживание регулирующих устройств

1.7. Заземление нейтралей и защита разземленных нейтралей трансформаторов от перенапряжений

1.8. Уход за трансформаторным маслом

1.9. Обслуживание маслонаполненных вводов

1.10. Неполадки в работе трансформаторов

Глава 2. Обслуживание синхронных компенсаторов

2.1. Реактивная мощность

2.2. Назначение и режимы работы синхронных компенсаторов

2.3. Регулирование напряжения и системы возбуждения

2.4. Система охлаждения

2.5. Система водоснабжения

2.6. Система маслоснабжения

2.7. Пуск и остановка синхронного компенсатора

2.8. Осмотры и контроль за работой

Глава 3. Обслуживание коммутационных аппаратов

3.2. Техника операций с выключателями

3.3. Разъединители, отделители и короткозамыкатели

3.4. Техника операций с разъединителями и отделителями

3.5. Установки приготовления сжатого воздуха и их обслуживание

Глава 4. Обслуживание измерительных трансформаторов, конденсаторов связи, разрядников, ограничителей перенапряжений, реакторов и кабелей

4.1. Трансформаторы тока

4.2. Трансформаторы напряжения и их вторичные цепи

4.3. Конденсаторы и заградители

4.4. Разрядники и ограничители перенапряжений

4.5. Токоограничивающие реакторы

4.6. Силовые и контрольные кабели

Глава 5. Обслуживание распределительных устройств

5.1. Требования к распределительным устройствам и задачи их обслуживания

5.2. Шины и контактные соединения

5.3. Изоляторы высокого напряжения

5.4. Заземляющие устройства

5.5. Оперативная блокировка

5.6. Комплектные распределительные устройства внутренней и наружной установок 6-10 кВ

5.7. Комплектные распределительные устройства 110-220 кВ с элегазовой изоляцией

Глава 6. Обслуживание источников оперативного тока

6.1. Источники оперативного тока на подстанциях

6.2. Аккумуляторные батареи

6.3. Преобразователи энергии

6.4. Схемы аккумуляторных установок и распределения оперативного тока

Глава 7. Обслуживание устройств релейной защиты и автоматики

7 1. Повреждения и утяжеленные режимы работы электрических сетей

7 2. Максимальная токовая и токовая направленная защиты. Максимальная токовая защита с пуском от реле минимального напряжения

7.3. Токовая направленная защита нулевой последовательности

7 4. Дистанционная защита линий

7.5. Продольная дифференциальная защита линий

7.6. Поперечная дифференциальная токовая направленная защита линий

7.7. Дифференциально-фазная высокочастотная защита линий

7.8. Дифференциальная токовая и другие виды защиты шин

7.9. Газовая защита трансформаторов

7.10. Устройство резервирования при отказе выключателей (УРОВ)

7.11. Устройства автоматического повторного включения линий, шин, трансформаторов

7.12. Устройства автоматического включения резерва

7.13. Устройства автоматики на подстанциях с упрощенной схемой

7.14. Обслуживание устройств релейной защиты и автоматики оперативным персоналом

Глава 8. Фазировка электрического оборудования

8.1. Основные понятия и определения

8.2. Методы фазировки

8.3. Прямые методы фазировки

8.4. Косвенные методы фазировки

8.5. Несовпадение порядка чередованияи обозначения фаз электроустановок при их фазировке

Глава 9. Оперативные переключения на подстанциях

9.1. Оперативные состояния оборудования

9.2. Организация и порядок переключений

9.3. Последовательность основных операций и действий при отключении и включении электрических цепей

9.4. Последовательность основных операций и действий при отключении и включении электрических цепей на подстанциях, выполненных по упрощенным схемам

9.5. Последовательность основных операций и действий на подстанциях с двумя рабочими системами шин при выводе одной из них в ремонт

9.6. Перевод присоединений с одной системы шин на другую без шиносоединительного выключателя в РУ, где часть присоединений имеет по два выключателя на цепь

9.7. Последовательность операций при различных способах вывода в ремонт и ввода в работу после ремонта выключателей электрических цепей

Глава 10. Предотвращение аварий и отказов в работе оборудования

10.1. Замыкание фазы на землю в сетях, работающих с изолированной нейтралью и с компенсацией емкостных токов

10.2. Предупреждение отказов в работе выключателей и предотвращение угрозы их повреждения

10.3. Сокращение числа операций с шинными разъединителями

10.4. Недопустимость схем последовательного соединения делительных конденсаторов воздушных выключателей с

трансформаторами напряжения серии НКФ

10.5. Предупреждение аварий по вине оперативного персонала

Глава 11. Устранение аварий на подстанциях и в электрических сетях

11.1. Причины аварий и отказов

11.2. Источники информации и план действий персонала

11.3. Действия персонала при автоматическом отключении воздушных и кабельных линий

11.4. Действия персонала при автоматическом отключении трансформаторов

11.5. Действия персонала при автоматическом отключении сборных шин

11.6. Методы и приборы для определения мест повреждений на линиях электропередачи

11.7. Обучение персонала методам ликвидации аварий

Глава 12. Ведение оперативной документации на подстанциях

Релейная защита энергосистем для оперативного персонала

20 апреля 1978 г.

1. С выходом настоящей Инструкции отменяется «Инструкция дежурному персоналу электростанций и подстанций по обслуживанию устройств релейной зашиты и электроавтоматики» (БИ ОРПОС, 1963)

2. Инструкция обязательная для всего оперативного и диспетчерского персонала, а также приравненного к нему персонала всех организаций и предприятий Минэнерго СССР, обслуживающего и эксплуатирующего эти устройства.

3. Настоящая Инструкция обязательна также для оперативного персонала всех посторонних организаций, обслуживающего устройства релейной защиты и электроавтоматики (РЗАИ) присоединений, находящихся в ведении или управлении оперативного персонала организаций Минэнерго ССР, диспетчеров ЦУ ЕЭС СССР, ОДУ энергосистем, электросетей, участков или районов распределительных сетей, дежурных инженеров электростанций. Список оперативного и приравненного к нему персонала посторонних организаций, допущенного к оперативному обслуживанию устройств РЗАИ, должен находиться у оперативного персонала организаций Минэнерго СССР, в ведении или управлении которого находится эти устройства.

4. Для облегчения управления энергосистемами, ускорения ликвидации повреждений, уменьшения времени обеспечения потребителей рекомендуется обслуживать в соответствии с настоящей Инструкцией все устройства РЗАИ, установленные у потребителей и находящиеся в ведении или управлении оперативного персонала организаций и предприятий Минэнерго СССР.

5. В настоящей Инструкции даны общие указания по обслуживанию (и оперативному управлению) всех устройств РЗАИ, общесистемной и местной электроавтоматики, цепей и источников оперативного тока, сигнализации и прочих вспомогательных цепей и аппаратов.

Специальные и дополнительные указания о методах контроля исправности и оперативного управления, необходимые для правильной эксплуатации некоторых устройств РЗАИ, приводятся в типовых инструкциях по обслуживанию этих устройств. К ним относятся инструкции по обслуживанию цепей трансформаторов напряжения, дифференциальной защиты шин, газовой защиты трансформаторов, защит шиносоединительных и обходных выключателей, УРОВ, фиксирующих приборов, продольной дифференциальной защиты линий, поперечной защиты линий, высокочастотной защиты линий, АПВ, АВР, АЧР и других устройств электроавтоматики, автоматических осциллографов, цепей и источников оперативного постоянного и переменного тока, цепей управления, аварийной и предупредительной сигнализации, устройств сигнализации о замыканиях на землю в сети 6—35 кВ и др.

В типовых инструкциях даются указания по оперативному обслуживанию устройств, исходя из принципа их действия и технических особенностей, без учета местных условий и особенностей данной электростанции или подстанции.

Уточнения и дополнения, вызванные конкретными условиями, указываются в местном дополнении к типовой инструкции (приложение I) или в местной инструкции, составленной на ее основе.

Местные инструкции составляются и для всех устройств РЗАИ, установленных на данной электростанции или подстанции, на которые не имеется типовых инструкций.

6. Для каждой электростанции и подстанции составляется перечень, в котором указываются все инструкции (типовые или местные) по обслуживанию устройств РЗАИ, установленных на данной электростанции или подстанции (приложение 2).

Перечень утверждается главным инженером предприятия и должен находиться на электростанции или подстанции, у диспетчера, в ведении или управлении которого находятся устройства, обслуживаемые по этим инструкциям, и в МС РЗАИ. Перечень инструкций для диспетчеров ОДУ и ЦДУ ЕЭС СССР утверждается главным диспетчером.

7. Комплект типовых инструкций по обслуживанию устройств РЗАИ в соответствии с утвержденным перечнем должен находиться:

а) на щите управления каждой электростанции и подстанции;

б) у диспетчера или дежурного инженера электростанции, в ведении или управлении которого находятся устройства, обслуживаемые по этим инструкциям, диспетчера ОДУ и ЦДУ ЕЭ СССР;

в) в службе РЗАИ — местной и центральной;

г) у оперативно-выездных бригад (ОВБ).

Местные инструкции должны находиться в МС РЗАИ, на электростанции или подстанции, в ОВБ и у диспетчера, в ведении или управлении которого находятся устройства, обслуживающей эти сети.

8. Сложные, не предусмотренные типовыми инструкциями по обслуживанию, работы и операции с устройствами РЗАИ при типовых, регулярно повторяющихся ремонтных работах, часто повторяющихся изменениях схемы первичных соединений или режимах работы электростанции, подстанции и электросети выполняются по заранее составленным программам (или указаниям), в которых подробно указываются все операции, переключения вторичных цепей, изменения уставок и прочие необходимые работы в устройствах защиты, автоматики и в силовых цепях, а также их проведения. К ним относятся:

а) замена релейной защиты присоединения защитами шиносоединительного или обходного выключателя при оставлении выключателя присоединения в работе;

б) вывод из работы выключателя присоединения с заменой его шиносоединительным или обходным выключателем с их релейной защитной и выведением из работы релейной защиты и автоматики присоединения;

в) вывод из работы выключателя присоединения с заменой его шиносоединительным или обходным выключателем с переводом устройств РЗАИ присоединения на эти выключатели;

г) восстановление нормальной схемы после работ, указанных в пп. а, б, в;

д) замена работающей фазы группы однофазных трансформаторов (автотрансформаторов) резервной;

е) различные опробования шин и оборудования после ремонтов, при вводе в работу резервного оборудования и т. п.

Комплект таких программ (или указаний) должен находиться на электростанции, подстанции, у диспетчера, в ведении которого находится данное устройство, в МС РЗАИ и ЦС РЗАИ.

9. Сложные операции с устройствами РЗАИ, изменения схем и уставок устройств и прочие, не предусмотренные типовыми инструкциями работы при вводе нового оборудования на действующих электростанциях и подстанциях, вводе новых электростанций и подстанций, изменении фиксации присоединений по шинам во время праздничных, сезонных, ремонтных изменений схемы или режиме работы электростанций, энергосистем и прочих одноразовых работах выполняются по специальным программам, составляемым для каждого конкретного случая при оформлении заявки.

Эти одноразовые программы должны быть у дежурного персонала электростанций или подстанций, на которых производятся работы, у диспетчера, руководящего этими работами, в МС РЗАИ и ЦС РЗАИ.

Программы утверждаются главным инженером электростанции, электросети, энергосистемы, а по объектам, находящимся в управлении или в ведении ОДУ или ЦДУ ЕЭС СССР,—главным диспетчером ОДУ или ЦДУ ЕЭС СССР.

10. Все местные изменения в способах или порядке обслуживания устройств РЗАИ немедленно вносятся в действующие инструкции персоналом МС РЗАИ, выполнявшим эти изменения, с записью об этом в журнале релейной защиты. Изменения, дополнения и пересмотр типовых инструкций и программ выполняются персоналом РЗАИ энергосистемы, службой РЗАИ ОДУ и вносятся в .местные инструкции и программы на местах по их указанию.

11. Проверка правильности инструкций по обслуживанию, соответствия их действительным условиям данной электростанции или подстанции производится персоналом МС РЗАИ не реже 1 раза в 2 года и при всех изменениях в способах обслуживания данного устройства.

II. ПРАВИЛА И ОБЯЗАННОСТИ ПЕРСОНАЛА ПО ОПЕРАТИВНОМУ УПРАВЛЕНИЮ И ОБСЛУЖИВАНИЮ УСТРОЙСТВ РЗАИ

1. Дежурный диспетчер ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ энергосистемы, электросети, участка распределительных сетей, дежурный инженер электростанции в свою смену в соответствии с распределением между ними обязанностей по обслуживанию устройств защиты и автоматики выполняет по оперативному обслуживанию РЗАИ следующие функции :

а) руководит оперативным персоналом электростанций, подстанций и ОВБ при выполнении ими операций, предусмотренных инструкциями по обслуживанию устройств РЗАИ присоединений, находящихся в их ведении и управлении.

б) дает распоряжения дежурному персоналу электростанций, подстанций и персоналу ОВБ о предусмотренных инструкциями изменениях в схемах или уставках устройств РЗАИ, вызванных нарушениями в схеме или режиме работы сети, энергосистемы, электростанции, аварийными отключениями и восстановлением нормального режима;

в) руководит дежурным персоналом электростанций, подстанций и ОВБ при устранении ими различных неисправностей и выполнении предусмотренных инструкциями опробований;

г) дает разрешение на производство работ и руководит подготовкой места различных работ в устройствах РЗАИ по заявкам, дает разрешение (или распоряжение) на выполнение работ по специальным программам или указаниям и руководит выполнением требуемых операций с устройствами РЗАИ, а также на ввод в действие отключенных устройств после окончания работ или при вводе в действие вновь смонтированных устройств; принимает меры по замене неисправных устройств РЗАИ и вызывает персонал МС РЗАИ и других служб для устранения неисправностей;

е) получает от подчиненного ему оперативного персонала сведения о работе устройств РЗАИ при аварийных отключениях для последующего анализа;

ж) несет ответственность за правильное использование всех устройств РЗАИ, находящихся в его ведении или управлении, и за управление ими.

2. Сменный оперативный персонал электростанций, подстанций, ОВБ выполняет следующие функции:

а) ведет регулярное наблюдение за исправностью устройств РЗАИ, их цепей и вспомогательных устройств, регулярно контролирует их исправность, устраняет некоторые неисправности в пределах требований инструкций;

б) производит предусмотренные инструкциями различные опробования и измерения;

в) производит по распоряжению диспетчера предусмотренные инструкциями изменения схем или уставок, введение ускорений и прочие операции с устройствами РЗАИ, вызываемые изменениями схемы или режима работы сети, электростанции, системы, необходимость подготовки различных работ или другими причинами;

г) подготавливает по распоряжению диспетчера место работ, допускает к работам персонал МС РЗАИ или персонал посторонних организаций и принимает от указанного персонала в эксплуатацию устройства защиты и автоматики после выполнения работ;

д) выполняет записи о работе устройств РЗАИ и передает их диспетчеру;

е) отвечает за правильное и своевременное выполнение распоряжений диспетчера и точное выполнение всех требований инструкций по обслуживанию, различных устройств защиты и автоматики.

3. Персонал МС РЗАИ, имеющий право самостоятельного допуска к работам в устройствах РЗАИ в пределах щита управления или право оперативных переключений в первичной схеме, по оперативному управлению устройствами РЗАИ приравнивается к оперативному персоналу электростанций и подстанций или ОВБ.

Точный перечень прав и обязанностей персонала МС РЗАИ, имеющего право самостоятельного допуска по оперативному управлению устройствами РЗАИ, устанавливается соответствующим положением, утвержденным главным инженером предприятия.

4. Оперативно-ремонтный персонал, персонал службы подстанций электроцеха может быть допущен к выполнению регулярных осмотров устройств защиты и автоматики, опробованию некоторых АВР, опробованию действия выключателей от ключа управления и др. Допуск этого персонала к таким опробованиям оформляется распоряжением главного инженера предприятий. Опробование выполняется по специальным. инструкциям отключением или изменением режима работы соответствующего первичного оборудования, с помощью специально предусмотренных для этого кнопок с самовозвратом и аналогичными приспособлениями..

5. Персонал посторонних специальных монтажных и наладочных организаций, выполняющий монтажные или наладочные работы в устройствах РЗАИ на действующих электростанциях и подстанциях, не имеет права оперативного управления и обслуживания действующих устройств РЗАИ.

На все операции с действующими устройствами РЗАИ или первичным оборудованием, необходимые для выполнения работ персоналом монтажных и наладочных организаций, подается заявка в установленном порядке. Операции по разрешенной заявке выполняет дежурный персонал по распоряжению диспетчера.

6. Точное распределение обязанностей между оперативным и приравненным к нему персоналом различных служб по оперативному управлению устройствами РЗАИ и их обслуживанию устанавливается должностными инструкциями и положениями о распределении ответственности.

III. ТРЕБОВАНИЯ К ОПЕРАТИВНОМУ ПЕРСОНАЛУ

1. Дежурный диспетчер ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ энергосистемы, электросети, участка или района электросети, дежурный инженер электростанции должен, четко знать (по обслуживанию устройств РЗАИ):

а) влияние устройств РЗАИ на устойчивость и надежность работы энергосистем, особенно требования к времени действия релейной защиты;

б) значение устройств РЗАИ в обеспечении бесперебойного питания потребителей и быстрейшей ликвидации повреждений;

в) принцип действия и назначение всех устройств РЗАИ, находящихся в его ведении или управлении ;

г) инструкции по оперативному обслуживанию устройств РЗАИ, находящихся в его ведении или управлении;

д) способы замены выведенного из работы (по любым причинам) устройства РЗАИ (особенно быстродействующей релейной защиты) и другие мероприятия при неисправности устройств РЗАИ.

2. Постоянный оперативный персонал электростанций, подстанций и персонал ОВБ должен четко знать:

а) принцип действия и назначение каждого устройства релейной защиты, противоаварийной и другой автоматики, взаимодействие с различными устройствами, установленными на данной электростанции или подстанции, или с полукомплектами, установленными на других концах линий;

б) источники питания устройств РЗАИ оперативным постоянным и переменным током;

в) связи каждого устройства с различным оборудованием — трансформаторами тока и напряжения, конденсаторами связи и т. д.;

г) воздействие на выключатели, короткозамыкатели, отделители, разъединители, автоматические выключатели, пускатели и прочие коммутационные аппараты каждого устройства защиты и автоматики ;

д) от какого оборудования и каким образом производится запуск устройства противоаварийной и системной автоматики, всех органов управления и сигнальных аппаратов на каждой панели;

ж) расположение автоматических выключателей, предохранителей, выключателей и прочих коммутационных аппаратов в целях питания каждого устройства РЗАИ оперативным током, в цепях питающих их трансформаторов напряжения и в цепях связей данного устройства с другими;

з) инструкции по обслуживанию каждого устройства РЗАИ, установленного на данной электростанции или подстанции.

3. Оперативный персонал и ОВБ должны уметь:

а) пользоваться инструкциями по обслуживанию данного устройства РЗАИ и связанных с ним других устройств и структурными или принципиальными схемами этих устройств;

б) пользоваться всеми коммутационными аппаратами (отключающими устройствами, автоматическими выключателями, переключателями), относящимися к устройствам защиты и автоматики, к их оперативным цепям и цепям трансформаторов напряжения;

в) устранять простые неисправности, например, производить смену перегоревших сигнальных ламп, смену плавких вставок предохранителей, определять цепи оперативного тока, замкнувшиеся на землю и т. п.;

г) выполнять предусмотренные инструкциями измерения, проверки исправности и режима работы некоторых устройств некоторые виды опробований действия различных устройств;

д) изменять уставки некоторых защит в пределах, предусмотренных соответствующими инструкциями;

е) устранять отклонения от заданного режима некоторых устройств способами, указанными в инструкции.

IV. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОПЕРАТИВНОМУ

УПРАВЛЕНИЮ УСТРОЙСТВАМИ РЗАИ

1. Все исправные устройства РЗАИ всегда должны быть включены в работу в соответствии с инструкциями по их обслуживанию. Исключение составляют некоторые исправные комплекты устройств или части устройства, нормально выведенные из работы и вводимые в работу при предусмотренных инструкциями изменениях схемы или режима работы. На все такие устройства составляется перечень (приложение 3). Перечень должен находиться на щите управления электростанции или подстанции, у диспетчера, в ведении или управлении которого находится данное устройство, и в соответствующей службе РЗАИ.

2. Ни одно включенное присоединение не допускается оставлять без введенной в действие защиты от коротких замыканий. При выводе, из работы или неисправности отдельных видов защит оставшиеся в работе устройства релейной защиты должны обеспечить полноценную защиту электрооборудования и линий электропередачи от всех видов повреждений. Если это условие не выполняется, должна осуществляться временная защита.

Для этого в зависимости от местных условий: наличия быстродействующих защит на других элементах, режима и схемы работы энергосистемы, электросети, электростанции могут быть применены различные способы, как ввод в работу ускорения резервных защит, вывод присоединения через шиносоединительный или обходной выключатель с их защитами, замена лишенного защиты оборудования или линии резервными и другие. Подобные мероприятия разрабатываются заранее и наносятся в перечень, который должен находиться на щите управления электростанции или подстанции, у соответствующего диспетчера и в службе РЗАИ (приложение 4). Коли это выполнить невозможно, присоединение должно быть отключено.

3. В зависимости от местных условий вместо перечня нормально отключенных устройств РЗАИ и мероприятий по замене выведенных из работы устройств РЗАИ могут быть составлены оперативные карты по устройствам РЗАИ отдельных присоединений, где даются все необходимые сведения, или приведены указания в местных дополнениях к типовым инструкциям.

4. Все операции с устройствами РЗАИ оперативный персонал электростанции, подстанций и персонал ОВБ выполняет только по распоряжению или с разрешения дежурного инженера электростанции или соответствующего диспетчера, в ведении или управлении которого находятся эти устройства.

В предусмотренных инструкциями случаях операции с устройствами РЗАИ и ПА оперативный персонал может выполнять самостоятельно с последующим уведомлением диспетчера.

В аварийных условиях при отсутствии связи с диспетчером оперативный персонал имеет право самостоятельно выполнить операции, предписанные инструкцией по обслуживанию устройства для данного случая или инструкцией по ликвидации повреждений. О выполненных операциях оперативный персонал обязан сообщить диспетчеру немедленно, как только восстановится связь.

5. Все операции с устройствами РЗАИ, состоящими из двух и более полукомплектов, расположенных на разных концах линии, должны выполняться одновременно.

6. Перед отключением по любым причинам устройств РЗАИ и ПА, пускающих УРОВ, необходимо предварительно отключить от них пуск УРОВ.

7. Все операции с разъединителями и воздушными выключателями, опробования оборудования после ремонта или длительного нахождения без напряжения должны вы подняться при включенных в работу быстродействующих защитах и УРОВ.

Если быстродействующие защиты почему—либо нельзя ввести в работу или их нет, необходимо ввести в работу ускорения резервных защит или временную быстродействующую защиту, например, защиту шиносоединительного или обходного выключателя, или временно подключаемый комплект защиты, заранее смонтированный и подготовленный.

8. Все операции с защитами—ввод в работу, вывод из работы, ввод ускорения, различные изменения схем, различные измерения и опробования должны выполняться только специально установленными для этого отключающими устройствами, ключами управления, рубильниками, переключателями, накладками, кнопками, испытательными блоками и т. п.

Подключать и отключать провода и жилы кабелей для проведения различных операций оперативному персоналу запрещается, это может выполнять только персонал РЗАИ.

9. В ряде случаев оперативному персоналу вменяется в обязанность изменять уставки некоторых защит изменением положения органов настройки внутри реле, например : на защите шиносоединительного выключателя. Подобные изменения должны выполняться в строгом соответствии с инструкцией по обслуживанию этой защиты при отключенной защите. Для облегчения таких операций и уменьшения возможности ошибок реле, уставки которых изменяются, должны быть заранее подготовлены, а именно:

а) на шкалах реле с плавной регулировкой должны быть нанесены специальные обозначения или отметки уставок, на которые устанавливается поводок;

б) в ряде случаев, заводская шкала реле может заменяться специальной шкалой, на которую наносятся требуемые уставки в первичных значениях;

в) для реле со ступенчатым регулированием уставок штеккерами должны быть составлены таблицы положений всех штеккеров для всех уставок. К заводским обозначениям штеккеров желательно добавить шкалу с указанием уставок в первичных значениях.

10. Нормально включенные устройства РЗАИ отключаются:

а) по заявке для выполнения различных работ (проверка, ремонт, перестройка уставок);

б) при неисправностях устройства в соответствии с инструкцией по его обслуживанию;

в) при неисправностях трансформаторов напряжения или их цепей, питающих устройства, в соответствии с инструкцией по обслуживанию цепей трансформаторов напряжения;

г) при изменениях схемы первичных соединений или режима работы электростанций, подстанций, сети, системы в соответствии с инструкцией по обслуживанию;

д) в особых случаях, предусмотренных специальными указаниями или программами типовых и разовых работ.

Перед отключением любого устройства РЗАИ и ПА необходимо убедиться, что выполнены все мероприятия, предусмотренные для этого случая, обеспечивающие надежную работу электростанции, подстанции, энергосистемы, электросети, как то: введено в работу устройство, заменяющее отключаемое, введены ускорения других защит или защиты шиносоединительных и обходных выключателей, выполнены мероприятия по изменению схемы или режима работы электростанции, электросети, электросистемы и т. п.

11. Перед включением в работу устройства РЗАИ необходимо :

а) в результате внешнего осмотра и по имеющейся сигнализации убедиться в исправности устройства;

б) проверить правильность положения различных органов управления устройством;

в) если имеется специальная сигнализация, то убедиться по ней, что на устройство подано напряжение от соответствующего трансформатора напряжения и оперативный ток, что исправны цепи воздействия устройства на коммутационные аппараты, а само устройство готово к действию;

г) если включается устройство, уставки которого изменяются самим оперативным персоналом, дополнительно проверить правильность выполненных уставок;

д) для некоторых устройств (дифференциальные защиты шин и линий, высокочастотные защиты и другие) произвести предусмотренные инструкциями измерения и опробования;

с) привести указательные реле и другие сигнальные устройства в начальное состояние;

ж) проверить наличие записей в журнале о возможности включения в работу данного устройства.

12. На щитах управления всех электростанций и подстанций, у соответствующего диспетчера и в службе РЗАИ должен быть журнал (карта) уставок релейной защиты, в котором, кроме уставок, указывается максимальная допустимая нагрузка по условиям настройки релейной защиты. Оперативный персонал должен следить за величиной нагрузки и при приближений ее к максимально допустимой принимать меры, предотвращающие неправильное срабатывание защиты из-за перегрузки. Эти мероприятия (ввод резервного оборудования, изменения схемы для перераспределения нагрузки, ограничение потребителей и т. п.) разрабатываются заранее, утверждаются руководством предприятия и выполняются оперативным персоналом.

Отключать защиту от коротких замыканий, которая может неправильно сработать из-за перегрузки (например, максимальную защиту трансформаторов без блокировки по напряжению со стороны питания), допускается только в исключительных случаях по специальному решению руководства предприятия и при наличии другой защиты, на которую перегрузка не влияет.

13. Звуковая и световая аварийная и предупредительная сигнализация на щитах управления с постоянным дежурным персоналом должна быть постоянно включена.

Телесигнализация должна быть также постоянно включена.

Вызывная сигнализация при дежурстве на дому должна переключаться при уходе дежурного с подстанции на квартиру.

Лампы сигнализации положения выключателей, как правило, не должны гореть и должны загораться при включении от руки в случае необходимости и автоматически при срабатывании устройств РЗАИ. Режим работы сигнализации и действия персонала указываются в местной инструкции.

14. На щите управления всех электростанций и подстанций должны быть полные комплекты запасных сигнальных ламп, плавких вставок для предохранителей с разборным патроном с комплектом заряженных патронов для предохранителей с неразборным патроном. У основания каждого предохранителя должна быть надпись, указывающая его назначение и номинальный ток плавкой вставки. На предохранителях специальной конструкции, не допускающих замены их другими типами или исполнениями (например, предохранители ПНБ для защиты полупроводниковых выпрямителей), должна быть надпись с указанием типа или исполнения. Указания о специальных типах предохранителей и недопустимости изменения их должны быть внесены в местную инструкцию.

15. Обо всех работах в устройствах РЗАИ, изменениях схем и уставок, вводе в действие новых устройств РЗАИ и ПА, о готовности к вводу в действие устройств РЗАИ и ПА после любых работ, вводе в действие измененных и дополненных различных инструкций по обслуживанию устройств персонал РЗАИ делает записи в журнале релейной защиты перед вводом в работу данного устройства. Оперативный персонал должен ознакомиться с этими записями и расписаться в журнале перед вводом устройства в работу.

V. КОНТРОЛЬ ИСПРАВНОСТИ УСТРОЙСТВ РЗАИ.

1. Обязательный осмотр всех устройств РЗАИ, проверка их исправности и готовности к действию производится:

а) на электростанциях и подстанциях с постоянным сменным дежурством—один раз в смену;

б) на подстанциях со сменным дежурством на дому—при приемке и сдаче смены;

в) на подстанциях основной сети, не имеющих постоянного дежурного персонала и обслуживаемых ОВБ, не реже одного раза в месяц при наличии телесигнализации о неисправности устройств РЗАИ и автоматического контроля высокочастотных каналов. На остальных подстанциях, не имеющих контроля высокочастотных каналов и телесигнализации — о неисправностях РЗАИ, не реже одного раза в неделю;

г) на трансформаторных подстанциях, распределительных и переключательных пунктах, секционирующих выключателях и прочих установках распределительных сетей — не реже одного раза в 6 м-с.

2. Обязателен осмотр, проверка исправности и готовности к действию устройств РЗАИ в установках без постоянного дежурного персонала при посещениях этих установок персоналом ОВБ или оперативно-ремонтным персоналом по другим причинам.

3. На крупных электростанциях и подстанциях с большим количеством устройств РЗАИ или расположенных в удаленных один от другого помещениях решением главного инженера осмотр может быть распределен между разными сменами, каждая из которых осматривает закрепленный за ней участок по расписанию.

4. Рекомендуемая последовательность осмотра изложена ниже. В зависимости от местных условий, главным образом от места установки устройств РЗАИ (щит управления, специальное релейное помещение, коридор управления в распределительном устройстве, КРУН подстанции и т.д.), последовательность осмотра может изменяться, но с обязательным выполнением всех изложенных далее требований.

При осмотре следует:

а) ознакомиться с записями в журнале релейном защиты обо всех работах, производившихся за время отсутствия данного дежурного, изменениях в уставках, схемах или инструкциях по обслуживанию, обо всех вновь введенных в работу или выведенных из работы устройствах РЗАИ и причинах их отключения или включения, а также с записями в оперативном журнале;

б) проверить исправность аварийной и предупредительной сигнализации, а также сигнализации положения выключателей;

в) проверить значение напряжения на шинах оперативного тока, всех источников постоянного и переменного тока трансформаторов СН и напряжения, аккумуляторных батарей, выпрямителей, блоков питания и других по имеющимся приборам и режим работы подзарядных устройств аккумуляторных батареи; при необходимости довести его до заданного по специальной инструкции значения;

г) проверить по имеющимся стационарным приборам сопротивление изоляции цепей оперативного постоянного и переменного тока;

д) проверить по имеющейся сигнализации исправность цепей управления выключателями и другими коммутационными аппаратами; наличие оперативного тока на всех устройствах и цепях релейной защиты, автоматики, сигнализации, управления; исправность предохранителей;

е) проверить исправность АВР источников оперативного постоянного и переменного тока, правильность положения автоматических выключателей, рубильников и других коммутационных аппаратов в схеме АВР и соответствие их положений первичной схеме;

ж) проверить правильность положения всех коммутационных аппаратов на щите оперативного тока, в кольцах питания панелей щита управления и устройств РЗАИ, в кольцах питания оперативным током всех КРУ, КРУН и других распределительных устройств всех напряжений;

з) проверить по установленным измерительным приборам и сигнализации исправность цепей трансформаторов напряжения, предохранителей, правильное положение всех коммутационных аппаратов в этих цепях в соответствии с действительной схемой первичных соединений;

и) осмотреть все устройства защиты и автоматики на щите управления, на релейном щите, в коридорах РУ, КРУ, КРУН и проверить их исправность и готовность к действию по внешнему виду и, если возможно, по сигнализации. Возвратить в начальное состояние указательные реле, сработавшие от случайных причин (сотрясения и т. п.);

к) проверить правильность положения всех органов управления устройствами РЗАИ, соответствие их положений действительной первичной схеме электростанции, подстанции, сети. Особое внимание обратить на устройства, включенные или отключенные из-за отклонений от нормального режима, переведенные на шиносоединительный или обходной выключатель, отключенные или измененные защитами обходного и шиносоединительного выключателя и т. д.

Дополнительно убедиться, что у отключенных защит, пускающих УРОВ, отключен пуск УРОВ. У устройств, работа и состояние которых определяются схемой первичных соединений (АВР секционных выключателей, трансформаторов СН, поперечная дифференциальная защита линий и другие) дополнительно проверить соответствие положения их органов управления действительной схеме первичных соединений,

л) осмотреть и проверить исправность и готовность к действию фиксирующих приборов, самопишущих измерительных приборов и осциллографов, проверить запас чернил и бумаги для приборов, запас бумаги или пленки для осциллографов ;

м) в холодное время года проверить работу устройств подогрева релейных шкафов, релейных отсеков КРУ, КРУН и приводов коммутационных аппаратов. Особое внимание обратить, на устройстве подогрева при наружной температуре около -20 град. С, около 0 град. С и при повышенной влажности (оттепель, мокрый снег, продолжительные дожди);

н) выполнить различные измерения для проверки исправности некоторых устройств (дифференциальная защита шин, продольная дифференциальная защита линий, приемопередатчики высокочастотных защит и устройств телеотключения и др.);

с) осмотреть и проверить работу и состояние сложной, продолжительно работающей электроавтоматики, например, охлаждения и регулирования напряжения трансформаторов, компрессорных установок воздушных выключателей и др.;

п) осмотреть газовые реле трансформаторов и автотрансформаторов.

У реле со смотровым окном проверить отсутствие воздуха в корпусе реле;

р) проверить положение грузов и пружин у грузовых и пружинных приводов. У приводов, включавшихся вручную, проверить положение рычага конечного выключателя и цепи завода пружин;

с) проверить положение заземляющего разъединителя у конденсаторов связи, используемых для высокочастотных защит;

т) проверить уплотнения, двери и крышки релейных шкафов, сборок вторичных соединений и приводов выключателей и других коммутационных аппаратов на . открытой части подстанции, особенно после дождя, таяния снега и метелей.

Результаты осмотра записать в журнал, обо всех неисправностях немедленно сообщить диспетчеру и персоналу соответствующих служб и по их указаниям или по соответствующим инструкциям принять необходимые меры.

5. Наблюдение за поддержанием заданного режима и, при необходимости, исправления отключений от заданного режима сложной автоматики непрерывного действия (регулирование возбуждения генераторов и компенсаторов, охлаждение генераторов и компенсаторов, подзарядные устройства аккумуляторных батарей и др.) выполняются по специальным инструкциями

6. Если исправность некоторых устройств защиты и автоматики (дифференциальная защита шин, продольная дифференциальная защита линий, устройства с высокочастотными приемопередатчиками и др.), установленных на подстанциях без постоянного дежурного персонала и обслуживаемых ОВБ, требуется проверять чаще, чем указано в п. 1 настоящего раздела, то дополнительные проверки их исправности выполняются в сроки и в объеме, которые указаны в инструкциях по их обслуживанию.

VI. УСТРАНЕНИЕ НЕИСПРАВНОСТЕЙ В УСТРОЙСТВАХ РЗАИ

1. Устранение некоторых неисправностей или отключений от заданного режима входит в непосредственные обязанности оперативного персонала. Большинство неисправностей может устраняться только персоналом МС РЗАИ, поэтому оперативный персонал при обнаружении неисправностей в устройства РЗАИ и ПА должен немедленно сообщать вышестоящему оперативному дежурному, в ведении или управлении которого находится данное устройство, и далее или действовать по его указаниям, или выполнить предусмотренные инструкциями мероприятия для данного случая с последующим уведомлением о выполнении и записью в журнале дефектов. Обо всех неисправностях оперативный персонал также сообщает в службу РЗАИ.

Подробный перечень неисправностей, устранение которых возлагается на оперативный персонал, и способы их устранения указаны в соответствующих инструкциях по обслуживанию. Поэтому далее даются лишь общие указания.

2. При перегорании предохранителей или отключении автоматических выключателей в цепях трансформаторов напряжения или питания устройств РЗА оперативным током оперативный персонал должен немедленно включить выключатель или заменить вставки предохранителей. При повторном отключении автоматического выключателя или перегорании вставок дежурный должен сообщить диспетчеру и действовать далее по его распоряжению или (при отсутствии связи) в соответствии с инструкцией.

3. Обрыв цепи отключения выключателя или другого коммутационного аппарата, что обнаруживается по имеющейся сигнализации, выводит из работы все устройства РЗАИ.

В этом случае диспетчер выполняет мероприятия, предусмотренные для присоединения, полностью лишившегося релейной защиты.

4. При повторном отключении автоматического выключателя или перегорании вставок в цепи питания только одной из нескольких релейных защит одного присоединения диспетчер выполняет мероприятия, предусмотренные для отключения этой зашиты.

5. Повреждение индивидуальных блоков питания, зарядных устройств конденсаторов и самих конденсаторов в цепи отключения выключателя, отделителя, короткозамыкателя выводит из работы все устройства РЗАИ, действующие от этих блоков питания или конденсаторов. В этом случае диспетчер выполняет мероприятия, предусмотренные для данного присоединения, лишившегося всех защит.

6. При повреждении выпрямителей, питающих цепи включения электромагнитных приводов, отключаются все устройства, действующие на автоматическое включение выключателя, лишившегося питания. Повреждения эти обнаруживаются по уменьшению показаний вольтметра, измеряющего выпрямленное напряжение, и внешним осмотром выпрямителей. Устранение повреждений выполняется ремонтным персоналом.

7. При появлении замыкания на землю в цепях оперативного постоянного или переменного тока оперативный персонал должен по разрешению диспетчера, и пользуясь указаниями местной инструкции, определить место повреждения и результаты сообщить диспетчеру. До устранения неисправности выполняются мероприятия, указанные в местной инструкции.

8. Некоторые устройства РЗАИ и ПА имеют индивидуальный контроль наличия на них оперативного тока и напряжения от трансформаторов напряжения (измерительные приборы, сигнальные лампы и т. п.). Если эти контрольные устройства показывают отсутствие напряжения или оперативного тока, то дежурный должен немедленно проверить положение автоматических выключателей и исправность предохранителей в цепях, питающих эти устройства, и при необходимости включить автоматический выключатель или сменить сгоревшие вставки предохранителей. Если нормальное питание не восстановится, хотя, предохранители и автоматические выключатели исправны, по указанию диспетчера следует выполнять предписания инструкции по обслуживанию данного устройства.

9. Ответственность за исправность предохранителей в цепях устройств. РЗАИ несет оперативный персонал.

VII. ДЕЙСТВИЯ ОПЕРАТИВНОГО ПЕРСОНАЛА

ПРИ СРАБАТЫВАНИИ УСТРОЙСТВ РЗАИ.

1. При срабатывании устройств РЗАИ и ПА в зависимости от местных условий действует различная световая и звуковая сигнализация на щите управления, телесигнализация, вызывная сигнализация на дому.

При срабатывании устройств РЗАИ оперативный персонал должен определить, какое устройство и какая его зона сработала. Определение производства по выпадению флажков указательных реле, имеющих такое же название, как и устройство, при срабатываний которого они выпадают, например : «Максимальная защита», «I зона» и т. п., или же по выпадению флажков основных реле, например РТ-81. В некоторых устройствах, например, в устройствах с модулями, определение производится по специальному табло со световой сигнализацией. Во многих случаях контакты указательных реле приводят в действие сигнализацию, зажигая лампу с соответствующей надписью. Загорание лампы напоминает оперативному персоналу о необходимости поднять выпавшие флажки указательных реле.

2: При срабатывании устройств РЗАИ оперативный персонал должен:

а) выполнить предусмотренные местной инструкцией операции с сигнализацией (отключить звуковой сигнал, включить сигнализацию положения выключателей и т. п.)

б) определить по имеющейся сигнализации и внешним осмотром, что произошло: отключение или включение первичного оборудования с успешным или неуспешным АПВ и АВР, работа релейной защиты на сигнал, например, газовой защиты и защиты от перегрузки, сигнализации о замыкании на землю в сети 6—35 кВ, повреждения различных устройств на данной электростанции или подстанции, например, замыкание на землю в цепях оперативного тока, сгорание предохранителей, а затем произвести запись в журнале и сообщить диспетчеру;

в) квитировать ключи управления изменивших свое нормальное положение коммутационных аппаратов, убедившись, что устройства АПВ и АВР работали неуспешно и дальнейшем работать не будут;

г) осмотреть все устройства защиты и автоматики и отметить мелом или другим способом на панели или кожухах все сработавшие указательные реле и произвести запись в журнале;

д) осмотреть счетчики АПВ и АВР и записать изменения их показаний в журнале;

е) осмотреть самопишущие приборы, фиксирующие приборы, осциллографы и записать в журнал результаты осмотра. Выполнить операции, предусмотренные инструкцией по обслуживанию фиксирующих приборов;

ж) завести пружины или грузы приводов, не имеющих самозавода ;

з) сообщить о результатах осмотров и записях в журнале диспетчеру и с его разрешения возвратить в начальное состояние указательные реле. Стирать временные отметки указательных реле следует только, после окончания анализа работы устройств РЗАИ, по разрешению диспетчера;

и) проверить перед включением, подняты ли все флажки указательных реле, выпавших при первом отключении, если потребуется немедленное повторное включение отключившегося первичного оборудования.

При повторном срабатывании устройств РЗАИ после обратного включения присоединения работа указательных реле отмечается способом, отличным от способа обозначения в первом случае. Например, при первом срабатывании указательные реле отмечаются цифрой 1, при повторном цифрой 2.

3. При срабатывании на сигнал газовой защиты трансформаторов, сигнализации о замыкании на землю в сетях 6—35 кВ, сигнализации о перегрузке оборудования и о различных повреждениях устройств РЗАИ действовать по соответствующим инструкциям и указаниям диспетчера.

4. После окончания всех операции повторно убедиться, что подняты флажки указательных реле, установлены в надлежащее положение все органы управления устройствами РЗАИ в соответствии с действительной схемой первичных соединении, привести в нормальное состояние сигнализацию, сообщить в службу РЗАИ,

5. После окончания анализа действия устройств РЗАИ и ПА стереть временные отметки сработавших указательных реле.

6. Обо всех случаях работы устройств РЗАИ и ПА оперативный персонал обязан сообщить МС РЗАИ.

VIII. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ НА УСТРОЙСТВАХ РЗАИ.

1. Все работы в устройствах РЗАИ, введенных в эксплуатацию, как правило, выполняет только персонал служб РЗАИ, допущенным к работам в этих устройствах.

Персонал посторонних наладочных и монтажных организаций к работам на действующих устройствах РЗАИ допускается по специальному распоряжению главного инженера предприятия.

2. Все работы с измерительными приборами, датчиками и приемниками телеуправления и телесигнализации выполняются персоналом служб РЗАИ или СДТУ совместно или раздельно в соответствии с границами их ответственности.

3. Все работы с первичными датчиками различной технологической автоматики, приводами коммутационных аппаратов выполняются персоналом МС РЗАИ и персоналом соответствующих служб совместно или раздельно в соответствии с границами их ответственности.

4. При работах на каналах связи, телеуправления, телесигнализации (проводных и высокочастотных), общих с устройствами защиты в автоматики, необходимо отключать все устройства РЗАИ и ПА, связанные с этими каналами (по специальной заявке).

5. При работах на устройствах, состоящих из нескольких полукомплектов, расположенных на разных концах линий, они должны быть отключены на всех концах линии.

6. Все работы в устройствах РЗАИ и на оборудовании ВН производятся только по заранее поданным, оформленным и разрешенным заявкам.

Срок подачи заявки, способы ее оформления, способы передачи МС РЗАИ разрешения или отказа заявки и прочие условия устанавливаются руководством предприятия.

7. В экстренных, не терпящих отлагательства случаях, в оперативном порядке дежурный диспетчер, в ведении или управлении которого находится данное устройство, может разрешить работы на нем, но только во время своего дежурства. На продление таких работ требуется разрешение главного диспетчера или оформление заявки.

При составлении заявки должны быть предусмотрены:

а) необходимые отключения и включения первичного оборудования на все время работ или только для различных опробований с обратным включением или отключением;

б) выполнение требований инструкций, программы и указаний о замене отключаемой защиты другими (например, введение ускорений, замена отключаемой защиты защитой шиносоединительного выключателя и др.);

в) проверка отключаемой защиты под нагрузкой, возможность создания необходимых значений и направления нагрузки; защит с которыми присоединение включается для проверки отключенной защиты;

г) возможность непредвиденного отключения работающего оборудования и необходимость выполнения в этом случае требуемых мероприятий;

д) требуемые инструкциями, программами или указаниями отключения и обратные включения других устройств, связанных с устройством, на котором производятся работы, по принципу действия или общими цепями и аппаратами, в том числе установленными на других электростанциях и подстанциях.

9. Независимо от имеющейся разрешенной заявки к любым работам по заявке можно приступать только по разрешению диспетчера, в ведении или управлении которого находится данное устройство, полученному непосредственно перед началом работ. Перед выдачей такого разрешения диспетчер, а при получении дежурный должны проверить, не возникли ли какие-либо причины, препятствующие проведению работ в сроки и в условиях, разрешенных заявкой.

10. Получив разрешение, дежурный по указанию диспетчера готовит место работ:

а) выполняет необходимые отключения и включения первичного оборудования;

б) выполняет предусмотренные инструкциями или указанные в заявке или программе операции с устройствами РЗАИ;

в) выполняет требования правил техники безопасности;

г) устанавливает ограждения или шторы, закрывающие доступ к соседним устройствам РЗАИ и ПА;

д) проверяет наличие допуска к соответствующим работам у работающего персонала РЗАИ;

е) допускает персонал к работам.

11. В процессе работы дежурный производит по требованию работающего персонала необходимые включения и отключения полностью выведенных из работы (с отключенными разъединителями) первичных коммутационных аппаратов (выключателей, короткозамыкателей, отделителей) для различных опробований и проверок взаимодействия устройств защиты и автоматики с первичным оборудованием. Получает от диспетчера разрешение на выполнение персоналом служб РЗАИ различных включений и отключений оборудования, находящегося под напряжением, от устройств РЗАИ с первичным оборудованием. Включения и отключения первичного оборудования от устройств РЗАИ выполняются персоналом служб РЗАИ.

12. Включения и отключения полностью выведенных из работы первичных коммутационных аппаратов (выключателей, короткозамыкателей и т. п.) при работах с первичными и вторичными реле прямого действия, регулировке приводов, проверках отключающих и включающих электромагнитов, наладках автоматики и других подобных работах могут выполняться персоналом служб РЗАИ самостоятельно, но с обязательным предупреждением дежурного.

13. После окончания работ оперативный персонал должен:

а) ознакомиться с записями, сделанными персоналом МС РЗАИ в журнале релейной защиты, при необходимости — с изменениями в аппаратуре на панелях устройств и правилами обслуживания замененной или добавленной аппаратуры, производить предусмотренные инструкциями измерения или опробования, расписаться в журнале релейной защиты и сообщить диспетчеру об окончании работ и готовности устройства РЗАИ к вводу в действие;

б) устанавливать после получения разрешения диспетчера в необходимые положения органы управления устройством, производить измерения, вводить устройство в работу и сообщать об этом диспетчеру;

в) выполнять по распоряжению диспетчера предусмотренные инструкциями или заявкой операции с другими устройствами защиты и автоматики, вызванные проведением данной работы.

Ввод в работу любого устройства РЗАИ и ПА допускается только при наличии в журнале релейной защиты записи о готовности устройства к вводу в работу. Запись выполняется персоналом служб РЗАИ.

14. Перед вводом в действие нового типа устройства на электростанции или подстанции или при включении новой подстанции оперативный персонал должен:

а) заранее изучить полученные от МС РЗАИ исполнительные структурные или принципиальные схемы и инструкции по обслуживанию данных устройств релейной защиты и автоматики;

б) ознакомиться на месте установки с органами управления устройством РЗАИ, под руководством персонала службы РЗАИ освоить операции по выполнению необходимых измерений, опробований и устранению неисправностей;

в) ознакомиться с изменениями действующих инструкций по обслуживанию устройств защиты и автоматики, вызванными вводом нового устройства.

IX. ОРГАНЫ УПРАВЛЕНИЯ УСТРОЙСТВАМИ РЗАИ

1. Оперативное управление всеми устройствами релейной защиты, электроавтоматики и сигнализации оперативный персонал может выполнять только стационарными, предназначенными для этого, отключающими устройствами: ключами управления, испытательными блоками, переключателями, накладками, кнопками с самовозвратом и другими подобными аппаратами.

Для измерений дежурный, как правило, должен пользоваться только стационарными, постоянно включенными измерительными приборами, кнопками с самовозвратом или другими коммутационными аппаратами для кратковременных измерений.

В отдельных, случаях, специально оговоренных в местных инструкциях, оперативный персонал может пользоваться переносными приборами, например, измерительными клещами, вольтметрами и другими, т. е. приборами, не требующими для присоединения отключения, переключения проводов и жил кабелей.

Все опробования действия различных устройств дежурный должен выполнять только предназначенными для этого аппаратами.

Оперативный персонал не имеет права отключать и подключать концы проводов и жил кабелей, а также пользоваться временными перемычками.

2. Все отключающие устройства (накладки) должны иметь такое же название, как и устройство, в цепи которого они установлены, например, «Дистанционная защита», «АПВ», или обозначение на соответствующей принципиальной схеме.

Для ввода в работу устройства оперативный персонал должен освободить подвижной контакт отключающего устройства (накладки), перевести в требуемое положение и закрепить. Это положение «Отключение» для устройств, действующих на отключение выключателей и других коммутационных аппаратов, например, для релейной защиты.

Для устройств, действующих на включение коммутационных аппаратов, например для АПВ, это положение — «Включение». В этих положениях выходная цепь устройства защиты и автоматики подключена к электромагнитам управления выключателей и других коммутационных аппаратов.

Для вывода из действия устройств защиты и автоматики оперативный персонал должен освободить подвижный контакт отключающего устройства, перевести их в другое положение и закрепить. Это положение — «Сигнал». Выходная цепь устройства защиты и автоматики в этом положении отключена от электромагнитов управления. В ряде случаев при переводе в положение «Сигнал» выходная цепь действует на сигнальную лампу или указательное реле, например, у газовой защиты трансформаторов. Горение сигнальной лампы или срабатывание указательного реле указывает, что устройство сработало и переводить его в положение «Отключение» или «Включение» нельзя.

Некоторые отключающие устройства имеют и третье, среднее положение, назначение и обозначение которого может быть различным и указывается в инструкции для этого устройства. В некоторых случаях ввод в работу и вывод из роботы устройств РЗАИ и ПА выполняются испытательными блоками, различными ключами и переключателями на несколько положений, рубильниками и другими аппаратами. Положения этих, аппаратов и операции с ними для разных режимов указаны в инструкциях по оперативному обслуживанию этих устройств.

3. При отключении релейной защиты, пускающей УРОВ, необходимо предварительно отключить пуск УРОВ от этой защиты. Для этого дежурный должен освободить, перевести в нужное положение и закрепить в нем поводок отключающего устройства или перемычку накладки, называющиеся «Пуск УРОВ». Это положение имеет обозначение «Сигнал». После включения защиты в работу дежурный должен ввести в работу и пуск УРОВ от этой защиты, для чего поводок отключающего устройства или перемычка накладки переводятся и закрепляются в другом положении, имеющем обозначение «Включен».

4. Устройства защиты и автоматики, не имеющие в выходных цепях отключающих устройств или накладок, и различные соединения разных устройств могут вводиться в работу и выводиться из работы только персоналом МС РЗАИ под контролем оперативного персонала.

5. При отключении быстродействующих релейных защит вводятся в работу оперативные ускорения резервных защит.

Ввод и вывод оперативных ускорений выполняются отключающими устройствами, накладками, рубильниками, имеющими соответствующие названия, например: «Ускорения II зоны дистанционной защиты», «Ускорение III зоны земляной защиты», «Ускорение максимальной защиты» и др. Нормально поводок .отключающего устройства или перемычка накладки закреплены в положении, обозначенном «Сигнал», а рубильники отключены. Для ввода в работу ускорения поводок отключающего устройства или перемычка накладки переводится и закрепляется в положении, обозначенном «Включено», а рубильник включается. Для вывода ускорения эти устройства переводятся и закрепляются в положении «Сигнал», а рубильник отключается. Ввод и вывод ускорения выполняются без отключения защиты.

6. Коммутационные устройства, положение которых оперативный персонал не имеет права изменять, должны быть запломбированы.

МЕСТНЫЕ ДОПОЛНЕНИЯ К ТИПОВОЙ ИНСТРУКЦИИ ПО ОПЕРАТИВНОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ, ЭЛЕКТРОАВТОМАТИКИ И ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ

Каждый электрик должен знать:  Программируемый интервальный таймер
Добавить комментарий