Инструкция по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима

РОССИЙСКОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

«СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР - ЦЕНТРАЛЬНОЕ ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ

ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ»

ИНСТРУКЦИЯ

по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части Единой энергетической системы России

Направлено для сведения:

ОАО «ФСК ЕЭС», Концерну «Росэнергоатом», ОАО «Азэнержи», ЗАО «Оператор электроэнергетической системы» (Армения), ООО «Грузинская Государственная Электросистема», ДЦ Балтии, РУП ОДУ Беларуси, НДЦ СО (Казахстана), «Молдэлектрика», НЭК «Укрэнерго», ОДЦ «Энергия».

Введение

Настоящая Инструкция разработана на основе Стандарта ОАО РАО «ЕЭС России» «Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем» (СТО 17330282.29.240.001-2005), введенного в действие приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 24.09.05 № 644, и дает основные положения по предотвращению и ликвидации нарушений нормального режима в Единой энергосистеме России.

Инструкция направлена на обеспечение безопасного функционирования электроэнергетики.

1. Область применения

Инструкция регламентирует порядок действий оперативно-диспетчерского персонала в электроэнергетике (далее персонала) по предотвращению развития и ликвидации наиболее характерных аварийных нарушений нормального режима электрической части Единой энергетической системы России, а также технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, расположенных на территории Российской Федерации.

Инструкция регламентирует действия персонала СО-ЦДУ ЕЭС, сетевых организаций, электростанций оптовых и территориальных генерирующих компаний, электростанций концерна «Росэнергоатом», потребителей электрической энергии и других субъектов электроэнергетики по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима энергосистем.

При ликвидации нарушений нормального режима, не отраженных в настоящей инструкции, персонал должен действовать на основе настоящей инструкции с учетом реальной обстановки, руководствуясь Стандартом, а также другими действующими инструкциями и распоряжениями.

Инструкция определяет только технические вопросы и не рассматривает правила ведения коммерческой деятельности на рынке электроэнергии.

Инструкция определяет правила и порядок действий по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима энергосистем не учитывая особенностей их выполнения на конкретном оборудовании. Филиалами ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» - ОДУ и РДУ - должны быть разработаны собственные инструкции, учитывающие эти особенности.

2. Термины и определения, классификация и сокращения

Авария в энергосистеме - нарушение нормального режима всей или значительной части энергетической системы, связанное с повреждением оборудования, временным недопустимым ухудшением качества электрической энергии или перерывом в электроснабжении потребителей.

Баланс мощности энергосистемы - система показателей, характеризующая соответствие между рабочей мощностью электростанций и нагрузкой потребителей энергосистемы, с учетом расходов на собственные нужды, потерь при передаче, распределении и преобразовании, обмена мощностью с другими энергосистемами и нормированных резервов мощности.

Баланс энергии - соотношение между располагаемым производством электрической или тепловой энергии системы и энергопотреблением (нагрузкой) с учетом расходов на собственные нужды, потерь при передаче, распределении и преобразовании, а также необходимого резерва энергии.

Дефицит мощности в энергосистеме (в области регулирования) - недостаток генерирующей мощности, равный разности между требуемой генерирующей мощностью при нормативных показателях качества электрической энергии и рабочей мощностью в определенный момент времени с учетом ограничений по пропускной способности сети, задаваемых максимально допустимыми перетоками мощности.

Надежность электроснабжения- способность энергосистемы, в составе которой работают энергопринимающие установки потребителей, обеспечить им поставку электрической энергии (мощности) в соответствии с заявленными величинами и договорными обязательствами при соблюдении установленных норм качества электроэнергии.

Объекты электроэнергетики - имущественные объекты, непосредственно используемые в процессе производства, передачи электрической энергии, оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и сбыта электрической энергии, в том числе объекты электросетевого хозяйства.

Обесточивание элемента сети - отключение элемента от источников питания.

Область регулирования - синхронная зона целиком (изолированно работающие энергосистемы) или ее часть, в которой централизованное оперативно-диспетчерское управление осуществляется одним оператором, ответственным за ее режим, включая баланс мощности. Если область регулирования является частью синхронной зоны, то физически она ограничена расположением точек измерения мощности и учета электроэнергии, импорт-экспорт которых осуществляется с остальными частями синхронной зоны. ЕЭС России является областью регулирования в синхронной зоне, объединяющей ЕЭС России и параллельно работающие с ней энергосистемы зарубежных стран.

Оперативно-диспетчерское управление энергосистемой - централизованное управление режимом энергосистемы, осуществляемое Системным оператором или иными субъектами оперативно диспетчерского управления.

Диспетчерское ведение- организация управления технологическими режимами и эксплуатационным состоянием объектов электроэнергетики или энергопринимающих установок потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой, при которой указанные технологические режимы или эксплуатационное состояние изменяются только по согласованию с соответствующим диспетчерским центром.

Диспетчерское управление - организация управления технологическими режимами и эксплутационным состоянием объектов электроэнергетики или энергопринимающих установок потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой, при которой указанные технологические режимы или эксплутационное состояние изменяются только по оперативной диспетчерской команде диспетчера соответствующего диспетчерского центра.

Диспетчерская команда - указание совершить (воздержаться от совершения) конкретное действие (действия) по управлению технологическими режимами и эксплутационным состоянием объектов электроэнергетики или энергопринимающих установок потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой, выдаваемое диспетчером вышестоящего диспетчерского центра по каналам связи диспетчеру нижестоящего диспетчерского центра или дежурному работнику.

Диспетчерское распоряжение - документ, определяющий содержание, порядок и сроки осуществления конкретных действий, связанных с управлением технологическими режимами работы и эксплутационным состоянием объектов электроэнергетики или энергопринимающих установок потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой, выдаваемый вышестоящим диспетчерским центром нижестоящему диспетчерскому центру, субъекту электроэнергетики или потребителю электрической энергии с управляемой нагрузкой

Диспетчерское согласование- разрешение, выдаваемое диспетчером вышестоящего диспетчерского центра по каналам связи диспетчеру нижестоящего диспетчерского центра или дежурному объекта электроэнергетики.

Диспетчерский центр - структурное подразделение организации-субъекта оперативно-диспетчерского управления, осуществляющее в пределах закрепленной за ним операционной зоны управление режимом энергосистемы.

Операционная зона (Зона диспетчерского управления) - территория, в границах которой расположены объекты электроэнергетики и энергопринимающие установки потребителей, управление взаимосвязанными технологическими режимами которых осуществляет соответствующий диспетчерский центр.

Отказ - самопроизвольные запуск или прекращение функционирования технического устройства, а также выход параметров функционирования за допустимые границы.

Режим энергосистемы (Электроэнергетический режим энергосистемы)- единый процесс производства, преобразования, передачи и потребления электрической энергии в энергосистеме и состояние объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии (включая схемы электрических соединений объектов электроэнергетики).

Нормальный режим энергосистемы- режим энергосистемы, при котором все потребители снабжаются электрической энергией в соответствии с договорами и диспетчерскими графиками, а значения технических параметров режима энергосистемы и оборудования находятся в пределах длительно допустимых значений, имеются нормативные оперативные резервы мощности и топлива на электростанциях.

Аварийный режим энергосистемы- режим энергосистемы с параметрами, выходящими за пределы требований технических регламентов, возникновение и длительное существование которого представляют недопустимую угрозу жизни людей, повреждения оборудования и ведут к ограничению подачи электрической и тепловой энергии в значительном объеме.

Послеаварийный режим энергосистемы- режим, в котором энергосистема находится после локализации аварии до установления нормального или вынужденного режима. Послеаварийный режим характеризуется сниженными требованиями к параметрам режима, по сравнению с требованиями к нормальному режиму. Продолжительность нормализации послеаварийного режима ограничена 20 минутами. Превышение указанного времени означает переход к работе в вынужденном режиме.

Вынужденный режим энергосистемы- режим энергосистемы, при котором загрузка некоторых сечений выше максимально допустимой, но не превышает аварийно допустимой. Вынужденный режим может быть разрешен на высшем уровне диспетчерского управления на время прохождения максимума или минимума нагрузки, но не более 40 минут (дополнительно к 20 минутам, разрешенным для нормализации послеаварийного режима), или на время, необходимое для ввода ограничений и/или мобилизации резерва, а также при невозможности выполнения требований к нормальным режимам энергосистемы.

Режим синхронных качаний - режим электроэнергетической системы, характеризующийся низкочастотными периодическими изменениями токов, напряжений и мощности при сохранении синхронности параллельной работы генераторов.

Технологический режим работы объекта электроэнергетики или энергопринимающей установки потребителя - процесс, протекающий в технических устройствах объекта электроэнергетики или энергопринимающей установки потребителя электрической энергии, и состояние этого объекта или установки (включая параметры настройки системной и противоаварийной автоматики).

Резервы генерирующей мощности

Резерв генерирующей мощности агрегата электростанции (энергоблока) на увеличение (на загрузку)- часть регулировочного диапазона энергоблока от его нагрузки до располагаемой мощности, определяемая в реальном времени.

Резерв генерирующей мощности энергосистемы на увеличение - разность между суммарной рабочей мощностью и суммарной нагрузкой электростанций энергосистемы, определяемая в реальном времени.

Резерв генерирующей мощности агрегата электростанции (энергоблока) на снижение (разгрузку)- часть регулировочного диапазона энергоблока от текущей нагрузки до технического минимума, определяемая в реальном времени.

Резерв генерирующей мощности энергосистемы на снижение (на разгрузку)- разность между суммарной загрузкой в исходном режиме и суммой технических минимумов электростанций энергосистемы, определяемая в реальном времени.

Холодный резерв генерирующей мощности энергосистемы- суммарная генерирующая мощность выведенных из работы агрегатов электростанций, обеспеченных топливом и готовых к пуску.

Оперативный резерв генерирующей мощности (на загрузку и разгрузку) энергосистемы- часть полного резерва генерирующей мощности, по времени ввода пригодная для компенсации небаланса между генерированием и потреблением мощности, вызванного отказами элементов (оборудования) энергосистемы и/или непредвиденным увеличением или снижением нагрузки потребителей.

Потребители электрической энергии с управляемой нагрузкой- категория потребителей электрической энергии, которые в силу режимов работы (потребления электрической энергии) влияют на качество электрической энергии, надежность работы Единой энергетической системы России и оказывают в связи с этим на возмездной договорной основе услуги по обеспечению вывода Единой энергетической системы России из аварийных ситуаций. Указанные потребители могут оказывать и иные согласованные с ними услуги на условиях договора.

Синхронная зона- совокупность всех параллельно работающих энергосистем, имеющих общую системную частоту электрического тока.

Субъекты оперативно-диспетчерского управления:

Системный оператор Единой энергетической системы России(далее - системный оператор - специализированная организация, осуществляющая единоличное управление технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и уполномоченная на выдачу оперативных диспетчерских команд и распоряжений, обязательных для всех субъектов оперативно-диспетчерского управления, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой;

Иные субъекты оперативно-диспетчерского управления- организации и физические лица, уполномоченные на выдачу оперативных диспетчерских команд и распоряжений, обязательных для субъектов оперативно-диспетчерского управления нижестоящего уровня, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой в пределах зон диспетчерской ответственности соответствующих субъектов оперативно-диспетчерского управления, деятельность которых осуществляется на основании договоров с системным оператором и иными субъектами оперативно-диспетчерского управления и подчинена оперативным диспетчерским командам и распоряжениям субъектов оперативно-диспетчерского управления вышестоящего уровня.

Дежурный работник объекта электроэнергетики (электрической станции, подстанции, энергопринимающей установки потребителей) - работник субъекта электроэнергетики, уполномоченный на выдачу и выполнение команд по управлению электроэнергетическим режимом соответствующего объекта электроэнергетики, а также на непосредственное воздействие на органы управления энергоустановок.

Схема электрических соединений объектов электроэнергетики - характеристика электроэнергетического режима, определяющая состояние соединения оборудования объектов электроэнергетики между собой.

Услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике - комплекс мер по централизованному управлению технологическими режимами технических устройств электростанций, электрических сетей и энергопринимающего оборудования потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой, осуществляемых в целях обеспечения надежного энергоснабжения и качества электрической энергии, соответствующих техническим регламентам и иным обязательным требованиям.

Устойчивость режима энергосистемы

Статическая устойчивость энергосистемы - способность энергосистемы возвращаться к исходному или близкому к нему установившемуся режиму после малых возмущений. Под малым возмущением режима энергосистемы понимается такое возмущение, при котором изменения параметров несоизмеримо малы по сравнению со значениями этих параметров.

Динамическая устойчивость энергосистемы — способность энергосистемы возвращаться к установившемуся режиму после значительных возмущений без перехода в асинхронный режим.

Запас устойчивости - показатель, количественно характеризующий «удаленность» значений параметров режима энергосистемы от их значений в предельном по устойчивости режиме.

Электрическая сеть - совокупность технических устройств, состоящая из высоковольтных линий электропередачи и подстанций, предназначенная для передачи и распределения электрической энергии.

Единая национальная (общероссийская) электрическая сеть - комплекс электрических сетей и иных объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих на праве собственности или на ином предусмотренном федеральными законами основании субъектам электроэнергетики, обеспечивающих устойчивое снабжение электрической энергией потребителей, функционирование оптового рынка, а также параллельную работу российской электроэнергетической системы и электроэнергетических систем иностранных государств.

Связь (в электрической сети) - последовательность элементов сети, соединяющих две части энергосистемы. Данная последовательность может включать в себя кроме линий электропередачи трансформаторы, системы (секции) шин, коммутационные аппараты.

Сечение (в электрической сети) - совокупность таких сетевых элементов одной или нескольких связей, отключение которых приводит к полному разделению энергосистемы на две изолированные части.

Частичное сечение (в электрической сети) - совокупность сетевых элементов (часть сечения), отключение которых не приводит к делению энергосистемы на две изолированные части.

Максимально допустимый переток мощности в сечении сети - наибольший переток в сечении, удовлетворяющий всем требованиям к нормальным режимам.

При эксплуатации энергосистем превышение максимально допустимого перетока, не связанное с нерегулярными колебаниями нагрузки, возникающее без воздействия аварийного возмущения, является недопустимым. Превышение максимально допустимого перетока в послеаварийном режиме, но не выше аварийно допустимого, ограничено по продолжительности допустимым временем ликвидации аварийных нарушений режима (20 минут). Превышение указанной продолжительности считается переходом к вынужденному режиму (перетоку), должно быть разрешено на высшем уровне диспетчерского управления и оформлено в установленном порядке.

Аварийно допустимый переток мощности в сечении сети - наибольший допустимый в послеаварийном или вынужденном режимах переток.

Вынужденный переток мощностив сечении сети - загрузка сечения выше максимально допустимого, но не превышающая аварийно допустимого перетока мощности в вынужденном режиме.

Контрольные пункты сети - выделенные в каждой операционной зоне подстанции и электростанции, на шинах которых напряжение должно поддерживаться в соответствии с утвержденными графиками в функции времени или в зависимости от параметров режима и состава включенного оборудования. В группу Контрольных пунктов должны включаться подстанции и электростанции с набольшим влиянием на устойчивость нагрузки, параллельной работы электростанций, частей синхронной зоны и на потери электроэнергии в операционной зоне.

Энергетическая система (Энергосистема, ЭС)- совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей (независимо от форм и принадлежности собственности), энергопотребляющих установок потребителей, соединенных между собой и связанных общностью режима в процессе производства, преобразования, распределения и потребления электрической энергии и тепла при общем управлении этим режимом.

Единая энергетическая система России (ЕЭС России)- совокупность производственных и иных имущественных объектов электроэнергетики, находящихся на территории России, связанных единым процессом производства (в том числе производства в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии) и передачи электрической энергии в условиях централизованного оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

Единая энергетическая система (ЕЭС) - совокупность производственных и иных имущественных объектов электроэнергетики, находящихся на территории России и параллельно работающих энергосистем зарубежных государств, связанных единым процессом производства и передачи электрической энергии при скоординированном управлении этим режимом.

Изолированная энергосистема - энергосистема, электрически отделенная от основной энергосистемы на заданной территории (изолированное состояние, например, может возникнуть вследствие отключения элементов передающей сети).

Расчетные (нормативные) условия функционирования энергосистемы - условия, принимаемые при планировании развития и функционирования энергосистем в соответствии с действующими нормами, по отношению к которым должны быть обеспечены требуемые параметры и показатели функционирования, включая параметры и показатели безопасности энергосистем, качества электроэнергии и надежности электроснабжения потребителей.

Обеспечение функционирования энергосистемы- сочетание всех технических и организационных действий, направленных на то, чтобы энергосистема могла выполнять функцию по энергоснабжению с учетом необходимой адаптации к изменяющимся условиям.

Безопасное функционирование (функциональная безопасность) энергосистемы- функционирование энергосистемы, при котором отсутствует недопустимый риск, связанный с причинением вреда здоровью людей, имуществу физических или юридических лиц, государственному или муниципальному имуществу, окружающей среде, гибелью животных и растений. При этом учитывается, что вред может быть причинен непосредственно или косвенно в результате перерыва электроснабжения или нарушения иных установленных норм качества электроэнергии.

Чрезвычайная ситуация (ЧС) - ситуация, при которой существует высокая вероятность нарушения или уже нарушены нормальные условия жизни и деятельности людей, связанная с аварией, катастрофой, стихийным или экологическим бедствием, эпидемией, применением возможным противником современных средств поражения и приведшее или могущее привести к людским и материальным потерям.

Виды режимов и состояний энергосистемы

Режимы энергосистемы

• Допустимые режимы:

Нормальный режим, Вынужденный режим, Послеаварийный режим.

• Аварийные режимы с недопустимыми отклонениями параметров:

Синхронный режим с недопустимой частотой, Синхронный режим с недопустимым напряжением, Синхронный режим с недопустимой загрузкой оборудования или сечений электрической сети, Асинхронный режим, Режим синхронных качаний, Режим неконтролируемого самовозбуждения синхронных машин.

• Аварийные режимы с нарушенной структурой системы:

Режим с ослабленной структурой, Режим с разделением энергосистемы на изолированно работающие части, Режим с отделением от энергосистемы неработоспособных частей.

Состояния энергосистемы

Нормальное состояние, Контролируемое аварийное состояние, Чрезвычайное состояние.

Нормальное состояние энергосистемы - состояние энергосистемы, при котором условия ее функционирования соответствуют нормативным, отсутствуют нарушения в работе основных устройств и оборудования, параметры режима удовлетворяют всем требованиям по безопасности, надежности функционирования и качеству электроэнергии.

Контролируемое аварийное состояние энергосистемы - состояние энергосистемы, при котором она находится под воздействием возмущения или после него с отклонениями параметров функционирования от нормальных значений, однако обладает необходимыми запасами энергоресурсов, пропускной способности сети, резервами генерирующих мощностей и является управляемым.

Чрезвычайное состояние энергосистемы - состояние энергосистемы, имеющее высокую вероятность нарушения или уже повлекшее нарушение нормальных условий жизни и деятельности людей.

Оперативный резерв мощности

Включенный резерв (ввод требует менее 20 минут при обеспеченности первичными энергоресурсами более 3 часов), Первичный резерв - (с автоматическим вводом до 30 секунд), Вторичный резерв (с автоматическим или ручным вводом до 15 минут (на загрузку и на разгрузку)), Третичный резерв - оперативный и холодный резерв, обеспеченный энергоресурсами и вводимый персоналом.

Режим с высокими рисками

Режим с высокими рисками (РВР) - электроэнергетический режим работы ЕЭС России или ее части, связанный с повышенными технологическими рисками и требующий разработки и выполнения дополнительных организационно-технических мероприятий, направленных на повышение надежности работы энергосистемы на территории операционной зоны диспетчерского центра ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС».

Используемые сокращения

3. Общие положения

Эффективные и согласованные действия технологической и противоаварийной автоматики, оперативно-диспетчерского управления по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима энергосистемы являются основным средством обеспечения безопасности и надежности ее функционирования.

Оперативно-диспетчерское управление должно производиться по общим правилам и инструкциям, что обеспечивает однозначность и согласованность действий персонала множества субъектов управления.

Управление технологическими режимами энергосистемы осуществляется в порядке, установленном Правилами оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, утверждаемыми Правительством РФ.

Управление технологическими режимами энергосистемы может осуществляться одним субъектом оперативно-диспетчерского управления или несколькими субъектами оперативно-диспетчерского управления, находящимися в соподчинении, то есть являющимся вышестоящим и нижестоящим по отношению друг к другу.

Вышестоящим субъектом оперативно-диспетчерского управления является организация, зона диспетчерской ответственности которой включает зоны диспетчерской ответственности иных субъектов оперативно-диспетчерского управления, являющихся нижестоящими по отношению к данной организации.

Вышестоящий субъект оперативно-диспетчерского управления вправе давать соответствующим нижестоящим субъектам оперативно-диспетчерского управления обязательные для исполнения диспетчерские команды и распоряжения.

В каждой операционной зоне (ЕЭС России, изолированно работающие энергосистемы, магистральные электрические сети, распределительные электрические сети, электрические станции и подстанции) прямое или опосредованное (через подчиненный персонал) управление режимами работы и эксплуатационным состоянием объектов электроэнергетики или энергопринимающих установок потребителей электрической энергии осуществляется:

Диспетчерским персоналом субъектов оперативно-диспетчерского управления:

диспетчеры ОАО «СО-ЦЦУ ЕЭС» и всех филиалов ОАО «СО-ЦЦУ ЕЭС».

Оперативным персоналом электрических сетей и электрических станций:

• диспетчерский персонал центров управления электрическими сетями,

• дежурный персонал сетевых объектов,

• начальник смены электростанции,

• начальник смены электроцеха электростанции.

Оперативным персоналом потребителей:

• дежурный инженер электроцеха (службы или отдела главного энергетика)

• дежурный электромонтер.

4. Обязанности, взаимоотношения и ответственность диспетчерского персонала

субъектов оперативно-диспетчерского управления, оперативного персонала

электрических сетей и электрических станций, оперативного персонала

потребителей при ликвидации нарушений нормального режима.

4.1. Диспетчер СО-ЦДУ ЕЭС непосредственно осуществляет ликвидацию технологических нарушений в ЕЭС России (при потере значительной мощности, снижении/повышении частоты или напряжения, перегрузке межсистемных связей, разделении ЕЭС России на части и т.д.), а. также аварий, происшедших на оборудовании, находящемся в диспетчерском управлении диспетчера СО-ЦДУ ЕЭС или технологических нарушений, охватывающих более одной объединенной энергосистемы; в необходимых случаях оказывает помощь диспетчерам ОДУ при ликвидации технологических нарушений в своих энергосистемах; руководит действиями диспетчеров ОДУ при ликвидации технологических нарушений.

Нарушения нормального режима на энергообъекте, в энергосистеме, ОЭС, ликвидируется, соответственно, дежурным работником объекта электроэнергетики, диспетчером РДУ, ОДУ, под координацией диспетчера вышестоящего уровня диспетчерского управления.

Предотвращение или ликвидация нарушения нормального режима на связях ЕЭС России с энергосистемами других государств, осуществляется под руководством диспетчера СО-ЦДУ ЕЭС в соответствии с договорами о параллельной работе энергосистем этих государств с ЕЭС России.

4.2. Персонал всех уровней оперативно-диспетчерского управления (от энергообъекта до СО-ЦДУ ЕЭС) совместными действиями обеспечивают:

а) выявление признаков нарушения нормального режима на энергообъекте и в энергосистеме своей зоны диспетчерского управления;

б) определение объекта (места), характера и вероятных причин нарушения нормального режима, оценку степени его опасности и определение охваченной нарушением территории,

в) немедленное информирование персонала вышестоящего уровня о нарушениях нормального режима;

г) принятие диспетчером соответствующей операционной зоны, включающей в себя всю охваченную нарушением территорию, ответственности за координацию действий оперативно подчиненного персонала в процессе локализации и ликвидации нарушения;

Каждый из оперативно подчиненного персонала охваченной нарушением территории самостоятельно определяет и осуществляет необходимые мероприятия по локализации и ликвидации нарушения в своей операционной зоне, энергообъекте с учетом указаний вышестоящего диспетчера, в необходимых случаях согласовывая с ним свои действия.

4.3. Все оперативные переговоры и распоряжения диспетчеров всех уровней диспетчерского управления, оперативного персонала сетевых компаний, электрических станций и потребителей во время ликвидации нарушения нормального режима должны автоматически фиксироваться (записываться).

О возникновении нарушения нормального режима оперативный персонал сетевых компаний, электрических станций и потребителей, диспетчер РДУ, ОДУ, СО-ЦДУ ЕЭС, не задерживая процесса ликвидации аварии, обязан сообщить по административной принадлежности руководству по списку, утвержденному соответственно руководством сетевых компаний, электрических станций и потребителей, РДУ, ОДУ, СО-ЦДУ ЕЭС, а также, в случае необходимости, информировать оперативно-диспетчерский персонал в соответствии с подведомственностью ЛЭП, электротехнического оборудования, устройств РЗА и ПА, связи по способу диспетчерского управления (ведения).

4.4. Приемка и сдача смены во время ликвидации нарушения нормального режима запрещается.

Пришедший на смену персонал используется по усмотрению лица, руководящего ликвидацией нарушения нормального режима. При затянувшейся ликвидации нарушения в зависимости от степени его тяжести и характера допускается сдача смены с разрешения вышестоящего персонала.

В тех случаях, когда при ликвидации нарушения нормального режима операции производятся на оборудовании, не находящемся в оперативном управлении или ведении вышестоящего персонала, сдача смены допускается с разрешения руководящего административно-технического персонала объекта электроэнергетики, на котором произошло технологическое нарушение.

4.5. Диспетчер, руководящий ликвидацией нарушения нормального режима, обязан зафиксировать в оперативном журнале время начала и окончания аварии в энергосистеме.

4.6. По окончании ликвидации нарушения нормального режима персонал, руководивший ликвидацией, составляет сообщение о нарушении по установленной форме и докладывает о ликвидации своему руководству и, при необходимости диспетчеру соответствующего уровня диспетчерского управления, оперативному персоналу сетевых компаний, электрических станций и потребителей.

4.7. При ликвидации нарушения нормального режима диспетчеры всех уровней диспетчерского управления, оперативный персонал сетевых компаний, электрических станций и потребителей обеспечивается в первую очередь телефонной связью, в случае необходимости прерываются любые переговоры; другим лицам запрещается использовать оперативно-диспетчерские каналы связи.

4.8. Диспетчеры всех уровней диспетчерского управления, персонал сетевых компаний, электрических станций и потребителей, осуществляющий ликвидацию нарушения нормального режима, несет личную ответственность за правильность действий при ликвидации нарушения, независимо от присутствия и указаний лиц из административно-технического персонала.

4.9. При возникновении нарушения нормального режима персонал различных уровней обязан:

1) предотвратить развитие нарушения;

2) устранить опасность травмирования для персонала и повреждение оборудования, не затронутого технологическим нарушением.

3) быстро восстановить электроснабжение потребителей и нормальных параметров отпускаемой потребителям электроэнергии;

4) создать наиболее надежную послеаварийную схему;

5) быстро восстановить режим работы субъектов рынка энергии и мощности;

6) выяснить состояние отключившегося и отключенного оборудования и при возможности включить его в работу и восстановить схему сети;

7) восстановить параллельную работу.

4.10. Распределение функций между персоналом различных уровней оперативно-диспетчерского управления по ликвидации нарушения нормального режима производится на основе следующих основных положений:

а) нижестоящий оперативно-диспетчерский персонал обязан самостоятельно, в пределах своей ответственности, производить операции по ликвидации нарушений и предупреждению их развития, если такие операции не требуют координации действий и не вызовут развития нарушения или задержку в его ликвидации, обо всех самостоятельно произведенных действиях они должны сообщить вышестоящему оперативно-диспетчерскому персоналу;

б) нижестоящий оперативно-диспетчерский персонал обязан во время ликвидации нарушения нормального режима на объекте, в энергосистеме, объединенной энергосистеме поддерживать связь с диспетчером РДУ, ОДУ, СО-ЦДУ ЕЭС, в зависимости от характера подчинения и принадлежности оборудования и информировать его о положении дел на объекте, в энергосистеме, объединенной энергосистеме, в необходимых случаях запрашивать помощь и строго выполнять распоряжения вышестоящего диспетчера;

в) диспетчеру СО-ЦДУ ЕЭС, ОДУ, РДУ предоставляется право корректировать (получать необходимую информацию, изменять, приостанавливать) ход ликвидации нарушения на оборудовании, не находящемся в его оперативном управлении или ведении, если это вызывается технологической необходимостью, или опасностью распространения нарушения на другие энергосистемы, ОЭС, ЕЭС России.

4.11. Нижестоящий оперативно-диспетчерский персонал должен поставить в известность вышестоящий оперативно-диспетчерский персонал о следующих нарушениях режима в объединенной энергосистеме, энергосистеме, на своем объекте в соответствии с принадлежностью оборудования:

- об автоматических отключениях, включениях;

- об исчезновении напряжения;

- о перегрузках и резких изменениях режима работы транзитных линий электропередачи и трансформаторов, по которым осуществляется связь электросетей различных напряжений;

- о возникновении несимметричных режимов на генераторах, линиях электропередачи, трансформаторах, реакторах и др.;

- о снижении напряжения ниже допустимого в контрольных точках;

- о недопустимом повышении напряжения на оборудовании;

- о перегрузке генераторов, синхронных компенсаторов и работе АРВ;

- о работе АЧР;

- о возникновении качаний;

- о внешних признаках короткого замыкания, как на электростанции (подстанции), так и вблизи ее;

- о работе защит на отключение и на сигнал, о работе АВР, АПВ, ЧАПВ, противоаварийной автоматики;

- о резких изменениях напряжения и частоты;

- о потере СН, оперативного тока;

- о неисправностях в системе воздухоснабжения выключателей;

- о неисправностях устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики или их цепей.

4.12. При ликвидации нарушения нормального режима персонал всех уровней оперативно-диспетчерского управления обязан:

а) принимать все меры к устранению недопустимой перегрузки транзитных линий и трансформаторов, связывающих сети различных классов напряжения, если такая перегрузка не устранена нижестоящим персоналом;

б) принимать все меры к восстановлению в кратчайший срок синхронной работы отделившихся от ЕЭС объединенных энергосистем, энергосистем, частей энергосистемы и нормального электроснабжения потребителей;

в) отдавать распоряжения оперативно подчиненному персоналу о включении отключившихся во время нарушения транзитных линий и трансформаторов, осуществляющих связь между сетями различных классов напряжения, в соответствии с оперативной принадлежностью оборудования.

г) подавать напряжение на обесточенные участки сети, подстанции и электростанции;

д) принимать меры по поддержанию частоты в пределах, допустимых ГОСТом с учетом требований приказа ОАО РАО «ЕЭС России» от 18.09.2002 № 524;

е) принимать меры по поддержанию напряжения в контрольных пунктах, в пределах установленных графиком.

4.13. Диспетчер СО-ЦДУ ЕЭС, ОДУ, РДУ, оперативный персонал сетевых компаний, электрических станций и потребителей при ликвидации нарушения нормального режима обязаны координировать действия непосредственно подчиненного ему персонала и отдавать распоряжения о производстве операций, требующих согласованных действий персонала двух или более объектов, на оборудовании, находящимся в его оперативном управлении или ведении.

4.14. Диспетчер СО-ЦДУ ЕЭС, ОДУ, РДУ, оперативный персонал сетевых компаний, электрических станций и потребителей должен производить ликвидацию нарушений нормального режима, не отвлекаясь на операции, связанные с решением второстепенных задач, сосредоточив свое внимание на ликвидации нарушения.

4.15. Ликвидацией нарушения нормального режима в ЕЭС, ОЭС, энергосистеме, объекте руководит старший в смене (диспетчер СО-ЦДУ ЕЭС, ОДУ, РДУ, оперативный персонал сетевых компаний, электрических станций и потребителей), который, распределив обязанности между персоналом в смене, выдает им задание по сбору необходимой информации или поручает выполнить необходимые операции (действия). Осуществляя план ликвидации нарушения, старший диспетчер осуществляет контроль за действиями своих подчиненных, которые обязаны своевременно докладывать ему о полученных с мест сообщениях или произведенных действиях (выполненных как по заданию, так и самостоятельно).

В случае необходимости оперативные руководители или административные руководители лиц, указанных выше, имеют право поручить руководство ликвидацией технологического нарушения другому лицу или взять руководство на себя, сделав запись в оперативном журнале.

4.16. Все переключения в аварийных условиях производятся оперативно-диспетчерским персоналом в соответствии с ПТЭ, правилами техники безопасности, местными инструкциями и программами переключений при обязательном применении всех защитных средств без специального напоминания об этом со стороны вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала, отдающего распоряжения.

При ликвидации нарушения нормального режима оперативно-диспетчерский персонал обязан производить необходимые операции с релейной защитой и противоаварийной автоматикой в соответствии с инструкциями и указаниями служб РЗА объектов электроэнергетики, РДУ, ОДУ, СО-ЦДУ ЕЭС.

4.17. При принятии решений по ликвидации нарушений нормального режима диспетчер СО-ЦДУ ЕЭС, ОДУ, РДУ должен учитывать самостоятельные действия оперативно-диспетчерского персонала нижестоящего уровня, выполняемые как при наличии связи, так и при ее отсутствии. При восстановлении связи оперативно-диспетчерский персонал обязан немедленно доложить о выполненных действиях по ликвидации нарушения вышестоящему диспетчеру СО-ЦДУ ЕЭС, ОДУ, РДУ.

4.18. Диспетчер СО-ЦДУ ЕЭС, отдавая команду начальнику смены АЭС, имеет право изменять график нагрузки АЭС в аварийных режимах работы энергосистемы для предотвращения недопустимых для АЭС отклонений частоты, а также при аварийных отключениях или перегрузке отдельных линий электропередачи или оборудования подстанций, неисправности устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, влияющих на надежность работы или выдачу мощности АЭС с последующим уведомлением оперативного персонала Концерна Росэнергоатом начальником смены АЭС.

4.19. При необходимости предотвращения или ликвидации аварийного состояния энергосистемы, связанного со снижением запаса устойчивости, превышения допустимых перетоков мощности по линиям электропередачи и перегрузкой оборудования, а также уровней частоты и напряжения, диспетчер СО-ЦДУ ЕЭС имеет право и обязан дать команду на аварийную разгрузку или загрузку АЭС по активной мощности, а начальник смены АЭС неукоснительно ее выполнить при соблюдении требований регламента эксплуатации энергоблоков с последующим уведомлением оперативного персонала Концерна Росэнергоатом.

4.20. В случае недопустимого (в соответствии с проектом и эксплуатационной документацией энергоблоков атомных станций) снижения или повышения напряжения или частоты в энергосистеме, при которых возможны нарушения в работе оборудования собственных нужд АЭС и которые не удалось устранить в результате срабатывания в энергосистеме противоаварийной автоматики (автоматическое ограничение повышения частоты, автоматическое ограничение повышения напряжения, автоматическое ограничение снижения напряжения, автоматическое ограничение снижения частоты) и, если предпринятыми мерами со стороны начальника смены АЭС и диспетчера СО-ЦДУ ЕЭС не удалось привести напряжение или частоту к предельно допустимым для АЭС значениям в течение допустимого времени из условий обеспечения безопасной эксплуатации конкретного энергоблока АЭС, то начальник смены АЭС должен уведомить диспетчера СО-ЦДУ ЕЭС о невозможности дальнейшей работы энергоблока (энергоблоков) АЭС в энергосистеме.

Диспетчер СО-ЦДУ ЕЭС, получив такое сообщение и продолжая принимать меры по приведению частоты и напряжения в допустимые для АЭС пределы, разрешает начальникам смены АЭС в выделившейся части ЕЭС России, режим которой характеризуется как аварийный, приступить в указанной им последовательности к отключению или выделению энергоблоков АЭС на нагрузку собственных нужд. После того как значения напряжения и частоты вошли в пределы допустимых для АЭС значений, начальник смены АЭС обязан немедленно прекратить процесс разгрузки (остановки) энергоблоков АЭС, начать подготовку энергоблоков АЭС к синхронизации и подъему нагрузки по команде (распоряжению) диспетчера СО-ЦДУ ЕЭС.

4.21. Для предотвращения излишней разгрузки АЗС предварительная разгрузка энергоблоков АЭС при операциях с разъединителями, выключателями и другими элементами сети на случай их возможного отказа и последующего нарушения устойчивости или опасной перегрузки оборудования не выполняется, если указанные нарушения предотвращаются действием противоаварийной автоматики на разгрузку турбин или отключение генераторов АЭС.

4.22. Предотвращение нарушения и его ликвидация в ОРУ АЭС, затрагивающая режимы энергосистемы, производится под руководством диспетчера СО-ЦДУ ЕЭС.

5. Предотвращение развития и ликвидация нарушений режима Единой энергетической системы России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем

5.1 Предотвращение и ликвидация аварийных небалансов активной мощности

Общие положения

В нормальных и расчетных аварийных условиях частота в энергосистеме поддерживается системой регулирования частоты, состоящей из подсистем первичного, вторичного и третичного регулирования.

Первичное регулирование частоты (время мобилизации до 30 с) является основным средством ограничения отклонений частоты. Оно осуществляется регуляторами скорости генерирующих установок, которые инициируют быстрое изменение моментов турбин энергоблоков на электростанциях в зависимости от направления и величины отклонения скорости вращения турбин от заданной.

Вторичное регулирование частоты (время мобилизации до 15 мин) корректирует действие регуляторов скорости на электростанциях, выделенных для астатического регулирования частоты и внешних перетоков в зоне регулирования. Оно обеспечивает спустя некоторое время восстановление частоты в энергосистеме, диапазонов первичного регулирования.

Третичное регулирование частоты восстанавливает возможности вторичного регулирования, оптимизирует распределение возникшего в зоне регулирования небаланса между электростанциями с использованием расчетов, основанных на измерениях, проводимых в режиме реального времени.

При внезапном возникновении больших небалансов мощности, как правило, связанных с разделением энергосистемы на несбалансированные части, для поддержания частоты предусматривается и используется противоаварийная автоматика (частотной разгрузки и предотвращения недопустимого повышения частоты). Она ограничивает отклонения частоты в аварийных ситуациях, сохраняя работоспособность электростанций и предотвращая развитие нарушений баланса мощности.

Для скорейшего восстановления электроснабжения потребителей, энергопринимающие установки которых были отключены действием АЧР, предусматривается автоматика их частотного повторного включения (ЧАПВ). Она подключает потребителей по мере восстановления частоты за счет ввода резервов генерирующих мощностей.

Глубокое снижение или значительное повышение частоты, прежде всего, недопустимо по режимам работы электрических станций. В частности, для тепловых электростанций снижение частоты ниже 49.0 Гц недопустимо по режиму работы котлов, имеющих питательные электронасосы. При длительном, более 1 мин, снижении частоты ниже 48 Гц возникает угроза срыва режимов питательных насосов и останова энергоблоков от технологических защит. Работа на пониженной частоте может приводить к разрушению лопаточного аппарата паровых турбин.

На атомных электрических станциях без ограничений по времени допускается работа энергоблоков в составе энергосистемы при частоте от 49.0 до 50.4 Гц. Работа с частотой ниже 49.0 допускается:

при частоте 49.0 - 48.0 Гц до 2-х минут, но не более 20 минут в год,

при частоте 48.0 - 47.0 Гц до одной минуты, но не более 20 минут в год,

при частоте 47.0 - 46.0 не более 10 секунд.

В нормальных режимах ЕЭС частота нормируется в диапазонах:

для длительных отклонений 50.0±0.05 Гц;

для отклонений длительностью не более 15 минут 50.0±0.2 Гц.

При невозможности поддержания в ЕЭС частоты в этих пределах в послеаварийных и вынужденных режимах, а также в изолированно работающих энергосистемах применяются нормы отклонения частоты, которые составляют для 20-секундных средних значений:

± 0.2 Гц - нормально допустимое значение отклонения частоты;

± 0.4 Гц - предельно допустимое значение отклонения частоты,

причем допустимое время работы энергосистемы с отклонением частоты в диапазоне от 0.2 до 0.4 Гц не должно превышать 72 мин. в сутки.

Ограничение электроснабжения потребителей, в том числе, путем отключения их энергопринимающих установок (по графику аварийных отключений), может применяться при возникновении аварийного режима с внезапно образовавшимся недостатком электрической мощности, вызвавшем снижение частоты электрического тока в ЕЭС России или изолированно работающих энергосистем ниже 49.8 Гц:

после исчерпания резервов генерации,

незамедлительно, если частота снизится ниже 49.6 Гц.

5.1.1 Предотвращение и ликвидация недопустимого снижения частоты электрического тока

5.1.1.1. В поддержании нормального уровня частоты участвуют все области регулирования, выполняя заданный суточный график сальдо перетоков мощности с коррекцией по частоте. Задачей диспетчера СОЦДУ ЕЭС является организация регулирования (поддержания) частоты в ЕЭС в пределах установленных ГОСТом, с учетом требований приказа ОАО РАО «ЕЭС России» от 18.09.2002 № 524 и прочих директивных документов.

Компенсация возникающих небалансов в синхронной зоне возлагается на одну или несколько электростанций, а обеспечение этим электростанциям необходимого регулировочного диапазона осуществляется диспетчером СО-ЦДУ ЕЭС загрузкой или разгрузкой других электростанций. Мероприятия по восстановлению нормального уровня частоты после ее внезапного изменения должны производиться диспетчерами СО-ЦДУ ЕЭС и его филиалов - ОДУ, РДУ, диспетчерами диспетчерских центров энергосистем зарубежных государств, синхронно работающих с ЕЭС, и оперативным персоналом электрических станций за минимально короткое время.

При снижении частоты в синхронной зоне, в области регулирования, в которой произошла потеря генерирующей мощности, для ее компенсации используются все имеющиеся собственные резервы мощности, а также резервные мощности других областей (в том числе других государств) с учетом пропускной способности электрических связей.

5.1.1.2. Для предотвращения возможного снижения частоты в энергосистеме, перегрузки внешних или внутренних связей с необходимой заблаговременностью до предстоящего прохождения максимума нагрузки (утреннего или вечернего), после разработки и анализа ожидаемого баланса мощности и, при выявленной необходимости диспетчерами ОДУ и РДУ под координацией диспетчера СО-ЦДУ ЕЭС, либо непосредственно диспетчером СО-ЦДУ ЕЭС:

• даются команды на подготовку гидроаккумулирующих электростанций (ГА-ЭС) к работе в генераторном режиме;

• даются команды на пуск энергоблоков, находящихся в холодном резерве;

• запрещается вывод в ремонт генерирующего оборудования в дефицитной зоне, для исключения превышения максимально допустимого, либо разрешённого перетока в контролируемом сечении (независимо от наличия разрешенных заявок);

• запрещается вывод в ремонт линий электропередачи, снижающих пропускную способность перегружаемых сечений (независимо от наличия разрешенных заявок);

• выводится из ремонта и приостанавливается вывод в ремонт линий и энергетического оборудования, ограничивающих выдачу мощности из избыточных районов

• согласовываются изменения графиков сальдо-перетоков мощности энергосистем государств, работающих параллельно с ЕЭС России.

5.1.1.3. При внезапном снижении частоты в течение нескольких секунд на 0,05 Гц и более от предшествующего установившегося значения, диспетчеры СО-ЦДУ ЕЭС, ОДУ, РДУ, должны произвести следующие действия:

• на основании показаний приборов диспетчерского центра, опроса персонала и сообщений с мест выяснить причины снижения частоты, состояние и режим контролируемых внешних и внутренних связей;

• в зависимости от причин принимает меры к восстановлению частоты до уровня, установленного стандартом с учетом требований приказа ОАО РАО «ЕЭС России» от 18.09.2002 № 524, путем использования имеющихся резервов мощности, не допуская при этом превышения допустимых перетоков мощности по контролируемым сечениям.

Диспетчеры операционных зон, в которых произошла потеря генерирующей мощности, отключение линий электропередачи или погашение подстанций, немедленно информируют об аварийных отключениях диспетчеров вышестоящих уровней диспетчерского управления и принимают меры к ликвидации возникших нарушений.

Если, несмотря на принятые меры, снижение частоты продолжается, то дополнительно:

используются разрешенные аварийные перегрузки генерирующих установок с контролем их продолжительности и загрузки линий электропередачи;

повышается электрическая нагрузка на ТЭЦ за счет снижения расхода пара на промышленные и тепловые отборы путем понижения температуры сетевой воды.

5.1.1.4. Если проведение мероприятий по предыдущему пункту не обеспечило повышения частоты выше 49.8 Гц, то по команде диспетчера СО-ЦДУ ЕЭС (диспетчера отделившейся ОЭС, энергосистемы с разрешения диспетчера СО-ЦДУ ЕЭС) вводятся ограничения потребления и отключение потребителей с контролем перетоков мощности по внутренним и внешним связям.

5.1.1.5. При большой потере генерирующей мощности и глубоком снижении частоты (ниже 49.6 Гц) производится отключение потребителей, не допуская превышений значений максимально допустимых перетоков мощности по внутренним и внешним связям областей регулирования.

Объем отключений энергопринимающих установок потребителей определяется крутизной статической частотной характеристики (СЧХ) энергосистемы. При отсутствии иных данных объем необходимых отключений определяется как 1% мощности нагрузки потребления синхронной зоны на 0.05 Гц восстанавливаемой частоты.

5.1.1.6. При больших дефицитах мощности, недостаточности АЧР, ее отказе вследствие глубокого снижения напряжения, как правило, связанных с разделением энергосистемы на несбалансированные части, вероятно снижение частоты ниже 47 Гц.

В таких случаях, для сохранения работоспособности электростанций предусматривается их автоматическое выделение на работу со сбалансированной нагрузкой.

При отказе системы автоматического выделения электростанции на работу со сбалансированным районом персонал электростанции должен самостоятельно провести мероприятия по выделению электростанции и обеспечить надежную работу механизмов собственных нужд, вплоть до их выделения на резервное питание при снижении частоты ниже уровня, допустимого для оборудования собственных нужд.

Эти действия производятся в соответствии с местной инструкцией оперативному персоналу, согласованной с диспетчерским центром операционной зоны, в которой находится электростанция.

5.1.1.7. После аварии со срабатыванием АЧР и стабилизации режима для автоматического включения отключенных энергопринимающих установок потребителей частота должна быть повышена диспетчером, ответственным за поддержание частоты в синхронной зоне, до уровня на 0.1-0.2 Гц выше верхней уставки ЧАПВ.

Включение отключенных энергопринимающих установок потребителей проводится диспетчерами ОДУ, РДУ, оперативный персонал сетевых компаний, электрических станций и потребителей по согласованию с диспетчером СО-ЦДУ ЕЭС, ОДУ, РДУ с контролем частоты и перетоков мощностей по внутренним и внешним сечениям энергосистемы, ОЭС, ЕЭС.

5.1.1.8. При работе энергосистемы с пониженной частотой (ниже 49.6 Гц) в электрических сетях и на электростанциях запрещается проведение плановых переключений в РУ, устройствах релейной защиты и противоаварийной автоматики, устройствах технологической автоматики энергоблоков, кроме необходимых для ликвидации аварий.

5.1.2. Предотвращение и ликвидация недопустимого повышения частоты электрического тока

5.1.2.1. При внезапном (в течение нескольких секунд) повышении частоты на 0,05 Гц и более от установившегося значения, диспетчеры СО-ЦДУ ЕЭС, ОДУ, РДУ, энергосистем государств, работающих параллельно с ЕЭС России, оперативный персонал сетевых компаний, электрических станций и потребителей должны на основании показаний устройств телеизмерения и телесигнализации на диспетчерском пункте, опроса и сообщений персонала, определить причины повышения частоты, выяснить состояние и режим внутренних и внешних контролируемых связей зоны. При этом диспетчеры СО-ЦДУ ЕЭС, ОДУ, РДУ, энергосистем государств, работающих параллельно с ЕЭС России, должны проверить перетоки по контролируемым межсистемным и внутрисистемным связям, не допуская превышения установленных инструкциями величин. Для понижения частоты разгружаются электростанции (ГЭС, ТЭС, ТЭЦ), агрегаты ГАЭС переводятся в двигательный режим.

5.1.2.2. В случае возникновения перегрузки контролируемых связей диспетчеры ОДУ должны самостоятельно принять меры по разгрузке или перераспределению нагрузок электростанций, обеспечивающих снижение перетоков мощности по межсистемным связям до допустимых величин. Обо всех произведенных действиях диспетчеры ОДУ немедленно докладывают диспетчеру СО-ЦДУ ЕЭС.

5.1.2.3. Для недопущения повышения частоты выше 50.2 Гц, при повышении частоты выше 50.1 Гц и наличии тенденции ее дальнейшего роста, диспетчером СО-ЦДУ ЕЭС даются команды на разгрузку генерирующего оборудования вплоть до технического минимума с контролем частоты и перетоков мощности по внутренним и внешним связям.

При этом, для сохранения устойчивости по конкретным межсистемным связям диспетчеры СО-ЦДУ ЕЭС, ОДУ, РДУ, энергосистем государств, работающих параллельно с ЕЭС России, должны разгружать электростанции в избыточных частях ЕЭС, добиваясь понижения уровня частоты и сохранения устойчивой параллельной работы энергосистем.

5.1.2.4. При исчерпании регулировочных возможностей на ГЭС и ТЭС и при дальнейшем повышении частоты в энергосистеме (отделившемся районе или изолированно работающем регионе) и при достижении значения 50.4 Гц диспетчером СО-ЦДУ ЕЭС (диспетчером отделившейся ОЭС, энергосистемы) даются команды на глубокую разгрузку ТЭС путем перевода энергоблоков с турбонасосами на скользящие параметры пара, проводятся отключения котлов на дубль - блоках, отключения энергоблоков, а также аварийная разгрузка блоков АЭС, в первую очередь энергоблоков с реакторами типа ВВЭР. При этом объем и характер разгрузки должен учитывать ожидаемый рост нагрузки.

5.1.2.5. О выполненных действиях по изменению нагрузок электростанций, о состоянии оборудования электростанций и загрузке межсистемных и внутрисистемных связей персонал должен немедленно докладывать персоналу вышестоящего уровня диспетчерского управления, а диспетчеры энергосистем государств, работающих параллельно с ЕЭС России, диспетчеру СО-ЦДУ ЕЭС.

5.2 Предотвращение и ликвидация недопустимых отклонений напряжения

Общие положения

Напряжение в электрической сети изменяется в зависимости от нагрузки, исполняемых в данный момент диспетчерских графиков выработки электроэнергии, согласованных межгосударственных сальдо перетоков, указаний диспетчеров СО-ЦДУ ЕЭС, ОДУ, РДУ по изменению режима и имеющих место на данный момент аварийных нарушений в ней (отключения генераторов, трансформаторов, ЛЭП).

Обеспечение резервов реактивной мощности.

При планировании режимов работы энергосистемы для обеспечения требуемого уровня напряжения в сети должны быть предусмотрены достаточное число генераторов и/или синхронных компенсаторов, батарей конденсаторов и/или реакторов, связанных с сетью на напряжении классов 220 кВ и выше, которые могут участвовать в выработке или потреблении реактивной мощности.

На всех электростанциях должно быть предусмотрено автоматическое регулирование напряжения и реактивной мощности.

Необходимые для обеспечения допустимости режима в зоне регулирования устройства, используемые для регулирования напряжения сети и потоков реактивной мощности, должны находиться в диспетчерском управлении или ведении диспетчера соответствующей операционной зоны.

Диспетчер СО-ЦДУ ЕЭС, ОДУ, РДУ должен определять необходимый резерв реактивной мощности в соответствии с установленными критериями и обеспечивать регулирование напряжения в контрольных пунктах сети.

Система регулирования напряжения

Первичное регулирование напряжения является основным средством ограничения отклонений напряжений предельно допустимыми значениями. Оно осуществляется автоматическими регуляторами возбуждения (генераторов, синхронных компенсаторов, синхронных двигателей) и устройствами управления режимами статических компенсаторов реактивной мощности при изменении напряжения на выводах генератора, трансформатора или в других контролируемых пунктах.

Вторичное регулирование напряжения координирует работу устройств регулирования напряжения и реактивной мощности в пределах данной зоны для того, чтобы поддерживать требуемый уровень напряжения в "контрольных пунктах" сети действиями персонала или автоматически, восстанавливая диапазоны первичного регулирования напряжения на объектах.

Третичное регулирование напряжения восстанавливает возможности вторичного регулирования, оптимизирует уровень напряжения в «контрольных пунктах» системы с использованием расчетов, основанных на измерениях, проводимых в режиме реального времени, для того чтобы провести настройку устройств, которые влияют на распределение реактивной мощности (регуляторы генерирующих установок, трансформаторов, устройства компенсации реактивной мощности, реакторы и батареи конденсаторов).

Допустимые отклонения напряжения от номинальных значений в узлах электрической сети

В узлах электрической сети 110 кВ и выше допустимые отклонения напряжения от номинальных значений определяются нормами для установленного оборудования электрических станций и сетей с учетом допустимых эксплуатационных повышений напряжения промышленной частоты на электрооборудовании (в соответствии с данными заводов-изготовителей и циркуляров), требованиями по устойчивости параллельной работы генераторов, частей синхронной зоны, устойчивости работы двигателей.

Минимально допустимые и аварийно допустимые напряжения в узлах с мощными электродвигателями или высокой долей электродвигательной нагрузки определяются через нормируемые коэффициенты запаса и критические по устойчивости напряжения.

Критическое напряжение в узлах такой нагрузки 110 кВ и выше при отсутствии более точных данных следует принимать равным: 0,7·Uном.

Коэффициенты запаса в нормальном режиме должны быть не ниже 1.15,

в послеаварийном режиме не ниже 1.1.

Минимально допустимым напряжением является величина Uкр·1.15,

аварийно допустимым напряжением - величина Uкр·1.1.

5.2.1 Предотвращение и ликвидация недопустимых снижений напряжений

5.2.1.1. Регулирование напряжения в заданных контрольных пунктах сети должно осуществляться в соответствии с утвержденными графиками напряжений.

При снижении напряжения на энергообъектах одной из операционных зон, диспетчером РДУ, ОДУ, СО-ЦДУ ЕЭС, энергосистем государств, работающих параллельно с ЕЭС России, должна оказываться помощь в его повышении следующими мерами:

• использованием резервов реактивной мощности смежных операционных зон с повышением напряжения до максимально допустимых значений;

• использованием разгрузки генераторов по активной мощности и увеличением загрузки по реактивной в зонах с пониженным напряжением с контролем частоты и перетоков мощности по внутренним и внешним связям.

5.2.1.2. Основные мероприятия по повышению напряжения, за исключением взятия перегрузки и отключения потребления, следует проводить при снижении напряжения ниже графика, а взятие перегрузок и отключение потребления - ниже минимально допустимого. Снижение напряжения ниже аварийно допустимого значения не должно допускаться.

5.2.1.3. Если напряжение в контрольных пунктах сети снижается до или ниже аварийного предела, допускается использование перегрузочной способности генераторов и компенсаторов. При этом напряжения в других пунктах сети не должны превышать максимально допустимых значений для оборудования.

5.2.1.4. При работе с пониженным напряжением и возникновении тенденции снижения напряжения со скоростью более 5 кВ за 5 мин принимаются меры по ограничению электропотребления.

5.2.1.5. Если после принятых мер к восстановлению напряжения оно остается ниже аварийно допустимого значения, отключают очередями энергопринимающие установки потребителей (по графикам отключения потребителей с питающих центров, согласно Положению об ограничении или временном прекращении подачи электрической энергии (мощности) потребителям при возникновении или угрозе возникновения аварии в работе систем электроснабжения) в том узле, где произошло снижение напряжения, до повышения напряжения выше минимально допустимого значения.

5.2.1.6. В случае понижения напряжения ниже минимальных установленных уровней на одном или нескольких объектах, находящихся в управлении или ведении соответствующего диспетчера, диспетчер СО-ЦДУ ЕЭС, ОДУ, РДУ, обязан на основе опроса подчиненного персонала и сообщений с мест, показаний телеизмерений и телесигнализации определить причины понижения напряжения, оценить степень загрузки отходящих от узла линий электропередачи и принять следующие меры:

отключить шунтирующие реакторы;

включить батареи статических конденсаторов;

изменить коэффициенты трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН;

снизить перетоки активной мощности по линиям электропередачи;

увеличить загрузку СК и генераторов по реактивной мощности вплоть до уровня предельных аварийных перегрузок. При этом предусматриваются меры, предотвращающие возможное отключение генераторов защитой от перегрузки по току ротора;

запросить помощь в повышении напряжения в прилегающей к ЕЭС России электрической сети диспетчеров энергосистем государств, работающих параллельно с ЕЭС.

После получения сообщений о перегрузке генераторов (СК) принять меры к их разгрузке до истечения допустимых сроков перегрузки, не допуская снижения напряжения. Если эти меры не будут своевременно приняты, то перегрузки снимаются оперативным персоналом электростанций (подстанций), генераторы (синхронные компенсаторы) разгружаются до номинальных токов статора и ротора, что может привести к дальнейшему глубокому снижению напряжения и возможному разделению энергосистемы с отключением энергопринимающих установок потребителей.

5.2.1.7. Если в результате снижения напряжения в электрической сети напряжение на шинах собственных нужд (СН) электростанций снизится ниже аварийно допустимого значения, то для предотвращения нарушения нормального режима механизмов СН и полного останова агрегатов электростанций генераторы разгружаются по активной и загружаются по реактивной мощности с контролем частоты и перетоков мощности по внутренним и внешним связям (сечениям) или напряжение повышается до уровня, обеспечивающего нормальный режим собственных нужд:

• отключением части шунтирующих реакторов;

• изменением потокораспределения активной мощности, в том числе посредством привлечения помощи диспетчеров энергосистем государств, работающих параллельно с ЕЭС;

• повышением напряжения на прилегающих к ЕЭС России подстанциях и электростанциях диспетчеров энергосистем государств, работающих параллельно с ЕЭС;

• перераспределением потоков реактивной мощности с помощью изменения коэффициентов трансформации на трансформаторах с РПН;

• изменением схемы электрической сети;

• отключением энергопринимающих установок потребителей.

5.2.1.8. Если действия по пунктам 5.2.1.6, 5.2.1.7. не привели к повышению напряжения на шинах собственных нужд электростанции выше аварийно допустимого уровня, то для предотвращения нарушения нормального режима механизмов СН и полного останова агрегатов электростанции осуществляется выделение генератора на питание собственных нужд или выделение электростанции на работу со сбалансированной нагрузкой.

При отсутствии или отказе системы автоматического выделения электростанции на работу со сбалансированной нагрузкой дежурный персонал электростанции должен самостоятельно провести мероприятия по выделению электростанции и обеспечить надежную работу механизмов собственных нужд, вплоть до их выделения на резервное питание или на питание от выделенного генератора.

Эти действия производятся в соответствии с местной инструкцией оперативному персоналу, согласованной с диспетчерским центром операционной зоны, в которой находится электростанция.

5.2.1.9. При снижении напряжения, вызванном неотключившимся КЗ в электрической сети, на основании анализа уровней напряжения, перетоков активной и реактивной мощностей, действия устройств релейной защиты и автоматики, опроса оперативного персонала и сообщений с мест диспетчером РДУ, ОДУ, СО-ЦДУ ЕЭС определяется место КЗ и производится его незамедлительное отключение ближайшими к месту короткого замыкания коммутационными аппаратами.

5.2.1.10. При выполнении мероприятий по нормализации уровней напряжения соответствующей зоны управления персонал обязан постоянно контролировать загрузку линий электропередачи и электротехнического оборудования по току и мощности не допуская превышения допустимых величин.

5.2.2 Предотвращение и ликвидация недопустимых повышений напряжений

5.2.2.1. Диспетчеры СО-ЦДУ ЕЭС, ОДУ, РДУ, оперативный персонал сетевых компаний, электрических станций и потребителей должны поддерживать напряжения в контрольных пунктах сети в соответствии с заданными графиками, при этом напряжения на оборудовании не должны превышать максимально допустимых значений, установленных правилами технической эксплуатации и нормами заводов-изготовителей.

5.2.2.2. В случае повышения напряжения на объектах сверх допустимых значений, диспетчеры СО-ЦДУ ЕЭС, ОДУ, РДУ, оперативный персонал сетевых компаний, электрических станций и потребителей обязаны на основе сообщений с мест, показаний устройств телеизмерений и телесигнализации выявить причины повышения напряжения (одностороннее отключение или разгружены линии электропередачи, отключены шунтирующие реакторы) и принимаются меры к его снижению путем:

• отключения батарей статических конденсаторов;

• включения шунтирующих реакторов, находящихся в резерве;

• снижения загрузки по реактивной мощности генераторов электростанций и СК, работающих в режиме ее выдачи, перевода их в режим потребления (или увеличения потребления) реактивной мощности;

• изменения потокораспределения активной мощности, в том числе посредством привлечения помощи диспетчеров энергосистем государств, работающих параллельно с ЕЭС;

• понижения напряжения на прилегающих к ЕЭС России подстанциях и электростанциях диспетчеров энергосистем государств, работающих параллельно с ЕЭС;

• изменения коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН;

• вывода в резерв линий электропередачи в районе повышенного напряжения (только выключателями), дающих наибольший эффект снижения напряжения, определяемый по стоку реактивной мощности с контролем напряжения и перетоков мощности по внутренним и внешним связям.

5.2.2.3. При одностороннем отключении линии электропередачи и повышении напряжения сверх допустимого значения эта линия включается в транзит, а при отсутствии такой возможности - с нее снимается напряжение по команде диспетчера, в чьем диспетчерском управлении она находится.

5.2.2.4. При управлении режимами, производстве оперативных переключений на оборудовании, ликвидации нарушений нормального режима энергосистемы для энергообъектов 500-750 кВ необходимо руководствоваться представленными в таблице 1 значениями кратности повышения напряжения промышленной частоты (линейного и фазного) по отношению к наибольшему рабочему напряжению и их продолжительностями.

Наибольшими рабочими напряжениями для объектов разных номинальных напряжений являются:

7.2 для 6 кВ, 12.0 для 10 кВ, 40.5 для 35.кВ, 126.0 для 110 кВ, 169.4 для 154 кВ, 252.0 для 220 кВ, 363.0 для 330 кВ, 525.0 для 500 кВ, 787.0 для 750 кВ, 1200.0 для 1150 кВ.

Таблица 1.

Характеристики допустимого повышения напряжения на оборудовании 500-750 кВ.

Случаи повышения напряжения регистрируются отдельно по каждому столбцу таблицы.

5.3 Ликвидация перегрузки оборудования, внешних и внутренних сечений зоны

Перегрузка оборудования (трансформаторов, автотрансформаторов), внешних и внутренних сечений зоны регулирования может возникнуть при потере генерирующей мощности, повышении потребляемой мощности при отсутствии резерва в дефицитной части зоны регулирования, отключении отдельных линий электропередачи (или иного оборудования) и сохранении в работе шунтирующих связей.

Максимальные допустимые нагрузки связей, находящихся в управлении и ведении диспетчера РДУ, ОДУ и СО-ЦДУ ЕЭС, по условиям надежности и устойчивости энергосистемы указаны в инструкциях по режимам работы отдельных электростанций, узлов, линий электропередачи и по режимам параллельной работы ОЭС с ЕЭС.

Перетоки мощности по внешним и внутренним связям (сечениям) зоны во всех режимах не должны превышать максимально допустимых значений, а также длительно допустимых и аварийно допустимых токовых нагрузок по нагреву проводов и оборудования. Работа с перетоками, превышающими максимально допустимые, допускается, как следствие аварийного возмущения в энергосистеме, в пределах, соответствующих аварийно допустимому режиму продолжительностью не более 20 мин.

Превышение допустимого перетока ликвидируется за минимально возможное время.

Длительная работа с перетоками, превышающими максимально допустимые значения - вплоть до аварийно допустимых значений, допускается специальным разрешением в послеаварийных режимах. Разрешение дается на высшем уровне диспетчерского управления и оформляется в установленном порядке с указанием величины разрешенного перетока.

5.3.1. При возникновении перегрузки внешних или внутренних связей, оборудования электростанций и подстанций должны приниматься меры по их разгрузке до величин, не превышающих максимально допустимых или разрешенных аварийно допустимых значений,

5.3.2. Средства диспетчерского и технологического управления должны обеспечивать сигнализацию персоналу о превышении максимально допустимых значений.

5.3.3. Превышения максимально допустимых значений перетоков мощности (токов) по связям, линиям и оборудованию устраняются:

• при наличии резерва - немедленной загрузкой электростанций в приемной части зоны регулирования и разгрузкой их в передающей части, изменением сальдо-перетока мощности других государств, работающих параллельно по связям с ЕЭС России;

• при отсутствии резерва - за счет использования допустимых аварийных перегрузок генерирующего оборудования, ограничений электроснабжения потребителей в приемной части зоны регулирования в том числе, за счет применения графика отключений и дистанционных отключений по каналам противоаварийной автоматики.

• скорейшее включение аварийно отключившихся линий или оборудования. При этом допускается повторное включение трансформатора (автотрансформатора), отключившегося резервной защитой (если защиты от внутренних повреждений не действовали) при недопустимой перегрузке оставшегося в работе трансформатора.

5.3.4. Перегрузки сверх аварийно допустимых значений перетоков мощности (токов) по связям, линиям и оборудованию при отсутствии оперативного резерва устраняются незамедлительно за счет использования графика экстренных отключений и дистанционных отключений по каналам противоаварийной автоматики. Диспетчеру СО-ЦДУ ЕЭС разрешается давать команду диспетчеру ОДУ, РДУ на отключение энергопринимающих установок потребителей дистанционно по каналам ПА согласно «Таблице САОН, управляемой дистанционно от кнопки в энергосистемах ЕЭС России»(15) следующих случаях:

а) если мероприятия по п. 5.3.1 из-за низкой эффективности не привели к снижению перетока мощности ниже аварийно допустимого значения;

б) при отказе автоматики разгрузки при перегрузке по мощности (АРПМ) в условиях, когда она действует на отключение энергопринимающих установок потребителей (САОН);

в) после срабатывания АРПМ, когда переток активной мощности вновь приближается к уставке срабатывания.

5.3.5. Энергопринимающие установки потребителей, отключенные от САОН (устройствами ПА или дистанционно по каналам ПА), включаются повторно, если при этом перетоки активной мощности по контролируемым связям не превысят максимально допустимых значений.

Если они не могут быть включены по указанной причине, то включить их можно после ограничения электроснабжения других потребителей по графику аварийных отключений и дополнительного снижения перетоков мощности по контролируемым связям.

5.3.6. Для предотвращения возможного превышения максимально допустимых перетоков мощности по контролируемым сечениям в период прохождения максимумов нагрузки диспетчер СО-ЦДУ, ОДУ, РДУ после анализа баланса мощности на предстоящий максимум нагрузки должен при необходимости:

• подготовить ГАЭС к работе в генераторном режиме;

• дать команду на разворот генерирующего оборудования из холодного резерва;

• вывести из ремонта в пределах аварийной готовности и приостановить вывод в ремонт линий и другого оборудования, снижающих пропускную способность перегружаемых сечений, независимо от наличия разрешенной заявки;

• согласовать графики сальдо-перетоков мощности государств, работающих параллельно с ЕЭС России;

• ввести графики ограничения потребителей в соответствующих ОЭС и энергосистемах.

5.3.7. В целях предотвращения и устранения перегрузки по условиям нагрева проводов линий и допустимой нагрузки оборудования, входящего в транзит (выключатели, трансформаторы тока, разъединители и др.), диспетчер СО-ЦДУ ЕЭС, ОДУ, РДУ должен действовать в соответствии с п.п. 5.3.1, 5.3.3 и 5.3.4 настоящей Инструкции.

5.3.8. При ликвидации возникшего превышения максимального допустимого перетока в сечениях (связях) и исчерпании регулировочного диапазона на загрузку электростанций в дефицитной части ЕЭС необходимо произвести разгрузку в избыточной части ЕЭС со снижением частоты, а при исчерпании регулировочного диапазона на разгрузку в избыточной части - произвести загрузку электростанций в дефицитной части ЕЭС с повышением частоты. Изменение частоты допускается в пределах диапазонов, установленных ГОСТом с учетом требований приказа ОАО РАО «ЕЭС России» от 18.09.2002 № 524;

5.4 Предотвращение и ликвидация асинхронных режимов

5.4.1. Для асинхронного режима электроэнергетической системы характерно наличие знакопостоянного скольжения взаимных электрических углов роторов синхронных машин.

Асинхронные режимы могут возникать вследствие:

• перегрузки линий электропередачи по условиям статической устойчивости;

• нарушений динамической устойчивости в результате аварийных возмущений;

• несинхронного включения линий электропередачи, генераторов;

• потери возбуждения генератора.

Основными признаками асинхронного режима являются:

устойчивые глубокие периодические колебания напряжений, токов и мощностей. Напряжения на энергообъектах вблизи электрического центра качаний (ЭЦК) могут снижаться до нулевых значений;

периодическое изменение взаимного угла ЭДС генераторов хотя бы одной электростанции по отношению к ЭДС генераторов любой другой электростанции энергосистемы на угол, больший 360 град;

возникновение разности частот между частями синхронной зоны, вышедшими из синхронизма, при сохранении электрической связи между ними.

В результате снижения напряжения вблизи ЭЦК ниже аварийно допустимых значений возможно отключение ответственных механизмов собственных нужд электростанций.

5.4.2 Персоналу всех уровней оперативно-диспетчерского управления на основе анализа изменения параметров режима необходимо определить характер асинхронного режима из наиболее возможных:

- генератор относительно других генераторов данной станции и ЕЭС;

- совокупность станций (генераторов) относительно энергосистемы;

- энергорайон, энергосистема, ОЭС относительно ЕЭС;

- одной части ЕЭС относительно другой ее части

и в зависимости от характера асинхронного режима принять меры по ликвидации

5.4.3. Ликвидация асинхронного режима может быть выполнена путем:

• разделения энергосистемы,

• ресинхронизации частей энергосистемы, вышедших из синхронизма,

• комбинированно - предварительным разделением энергосистемы по сечению деления с последующей ресинхронизацией частей энергосистемы.

5.4.4. Асинхронный режим нормально должен ликвидироваться автоматически устройствами автоматической ликвидации асинхронного режима, устанавливаемыми в местах возможного возникновения асинхронного режима. Устройства АЛАР должны находиться в работе постоянно. Вывод из работы АЛАР допустим только с одной стороны линии.

5.4.5. В случае возникновения длительного асинхронного режима, он должен быть ликвидирован диспетчером СО-ЦДУ ЕЭС, ОДУ, РДУ вручную путем отключения линий электропередачи, связывающих асинхронно работающие части ЕЭС, ОЭС, энергосистемы, в местах установки устройств АЛАР.

5.4.6. При ликвидации асинхронного режима путем ресинхронизации рекомендуется предусматривать выполнение мероприятий, улучшающих условия втягивания в синхронизм (например, разгрузку генераторов электростанций в избыточной части энергосистемы и отключение нагрузки в дефицитной) сразу же после его выявления.

5.5. Ликвидация режимов синхронных качаний

5.5.1 Синхронные качания обычно являются затухающими и, в связи с этим, ликвидация режима синхронных качаний путем разделения энергосистемы, как правило, не производится.

5.5.2. Ликвидация режима синхронных качаний в зоне регулирования производится диспетчером путем изменения режима имеющимися в ней устройствами регулирования (в частности, активной, реактивной мощности, напряжения и др.).

5.5.3. Для ликвидации возникшего режима синхронных качаний генераторов необходимо выполнять разгрузку генераторов по активной мощности и увеличение загрузки по реактивной мощности в пределах установленных для них ограничений с контролем частоты и перетоков мощности по связям. При этом необходимо осуществлять контроль загрузки сечений (связей), не допуская их перегрузки выше максимально допустимых значений.

5.5.4. При возникновении качаний в синхронной зоне по определенным сечениям (связям) необходимо выполнить мероприятия по повышению напряжения в ее приемной части, а также по уменьшению перетока мощности по этим сечениям (связям). Снижение перетока производится за счет использования резервов мощности генераторов электростанций на разгрузку в избыточной части и на загрузку в приемной части зоны или отключения энергопринимающих установок потребителей в приемной части.

5.6. Восстановление нормального режима после разделения энергосистемы

5.6.1. Разделение синхронной зоны на изолированные части может происходить в результате отключения линий электропередачи, разделения шин на электростанциях и подстанциях, вызванных действием устройств релейной защиты и автоматики, ошибках персонала при проведении оперативных переключений.

5.6.2. При разделении синхронной зоны оперативно-диспетчерский персонал обязан обеспечить передачу диспетчеру РДУ, ОДУ, СО-ЦДУ ЕЭС следующей информации:

• о произошедших отключениях на энергообъектах;

• об уровнях напряжения на основных энергообъектах;

• о фактической загрузке и наличии перегрузок контролируемых сечений.

5.6.3. На основании показаний устройств телеизмерения и телесигнализации диспетчерского пункта, сообщений с мест, опроса оперативно-диспетчерского персонала и анализа действий устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики диспетчеру РДУ, ОДУ, СО-ЦДУ ЕЭС необходимо:

• выявить характер аварии и причины ее возникновения (см. 5.6.1);

• установить место повреждения;

• определить на какие несинхронные части разделилась ЕЭС, ОЭС, зоны;

• определить уровни частоты и напряжения в раздельно работающих частях ЕЭС, ОЭС, зоны;

• определить состояние и загрузку контролируемых внешних и внутренних связей зоны.

5.6.4. Диспетчеру СО-ЦДУ ЕЭС (ОДУ, РДУ) необходимо назначить ответственных за регулирование частоты диспетчеров в каждой из несинхронно работающих частей.

5.6.5. При отключении от сети шин высокого напряжения электростанции начальнику смены станции необходимо обеспечить работу генераторов на холостом ходу. Крупные энергоблоки электростанций, не допускающие работы на холостом ходу, должны поддерживаться в состоянии готовности к быстрому развороту и включению в сеть с набором нагрузки.

5.6.6. При восстановлении синхронной работы ЕЭС, ОЭС, энергосистемы за счет скоординированных действий, диспетчеры СО-ЦДУ ЕЭС, ОДУ, РДУ обязаны:

• принять меры к восстановлению частоты и напряжения;

• ликвидировать перегрузки линий электропередачи, оборудования и контролируемых сечений;

• обеспечить надежную работу механизмов собственных нужд электростанций, вплоть до их выделения на резервное питание при снижении частоты ниже допустимого для оборудования уровня;

• синхронизировать отделившиеся во время разделения зоны отдельные генераторы и электростанции.

5.6.7. Синхронизация, как правило, должна производиться при разности частот не более 0,1 Гц. Для частей и контролируемых сечений, технологически позволяющих проведение синхронизации с большей разностью частот, могут быть установлены другие значения максимальной разности частот, с учетом допустимости увеличения передаваемой мощности по контролируемым сечениям. При этом не должна допускаться работа устройств противоаварийной автоматики (АРПМ, АРО, АЛАР).

5.6.8. Для восстановления синхронной работы ЕЭС, ОЭС, энергосистемы диспетчеру СО-ЦДУ ЕЭС, ОДУ, РДУ необходимо определить частоту несинхронно работающих частей ЕЭС, ОЭС, энергосистемы, при которой будет производиться синхронизация, и осуществлять руководство действиями оперативно подчиненного персонала, ответственного за регулирование частоты в этих частях с целью создания условий для синхронизации.

5.6.9. При использовании всех возможных мероприятий по повышению частоты в дефицитной части и невозможности повысить частоту до необходимого для осуществления синхронизации уровня, дальнейший ее подъем может осуществляться за счет отключения энергопринимающих установок потребителей.

5.6.10. Для максимального снижения мощности отключаемых энергопринимающих установок в дефицитной области и ускорения процесса синхронизации допускается:

• производить синхронизацию несинхронно работающих частей при сниженной (не ниже 49.8 Гц) частоте;

• переводить, с кратковременным перерывом питания, участки электрической сети с несколькими подстанциями, находящиеся в дефицитной по мощности области, на питание от смежной области, если это допустимо по режиму ее работы;

• отделять от избыточной области отдельные генераторы или электростанции и синхронизировать их с дефицитной областью.

5.6.11. При регулировании частоты должен осуществляться контроль загрузки линий электропередачи, оборудования и контролируемых сечений для недопущения превышения перетоками максимально допустимых перетоков мощности.

5.6.12. При полной потере напряжения на основных электростанциях (подстанциях), диспетчеру РДУ, ОДУ, СО-ЦДУ ЕЭС необходимо в первую очередь обеспечить восстановление питания собственных нужд электростанций с крупными энергоблоками, а затем подстанций путем подачи напряжения от смежных областей, если это допустимо по режиму их работы или от электростанций, оставшихся в работе за счет действия ЧДА и АСАРБ.

5.6.13. По мере набора нагрузки генераторами электростанций, диспетчеру РДУ, ОДУ, СО-ЦДУ ЕЭС необходимо обеспечивать подачу напряжения на обесточенные участки электрической сети.

5.6.14. Напряжение на обесточенные участки электрической сети должно подаваться таким образом, чтобы исключить недопустимое снижение частоты и перегрузку линий электропередачи, оборудования и контролируемых сечений.

5.6.15. Включение энергопринимающих установок потребителей после восстановления целостности синхронной работы ЕЭС, ОЭС, энергосистемы при наличии резервов мощности и запасов пропускной способности в контролируемых сечениях и токовой загрузки линий электропередачи (оборудования), может быть осуществлено с помощью ЧАПВ. Для этого необходимо кратковременно повысить частоту на 0,1 - 0,2 Гц выше верхней уставки срабатывания ЧАПВ.

5.6.16. В случае невозможности включения энергопринимающих установок потребителей в соответствии с п. 5.6.15, диспетчеру СО-ЦДУ ЕЭС, ОДУ, РДУ необходимо обеспечить их ручное включение с контролем частоты и загрузки линий электропередачи, оборудования и перетоков мощности по внутренним и внешним сечениям (связям).

6. Предотвращение развития и ликвидация нарушений нормального режима на объектах энергосистемы

6.1. Ликвидация аварийных последствий при отказах линий электропередачи основной сети

6.1.1. Повреждения линий электропередачи напряжением 330 кВ и выше приводят к снижению пропускной способности сети, надежности энергосистемы, возникновению угрозы развития аварии, поэтому они должны ликвидироваться в кратчайший срок с последующим вводом линии электропередачи в работу.

6.1.2. Протяженные линии электропередачи напряжением 330 кВ и выше при включении под напряжение выдают в сеть большую зарядную реактивную мощность, что может привести к срабатыванию устройств автоматики ограничения повышения напряжения (АОПН). При включении такой линии электропередачи необходимо контролировать:

• уровни напряжения в сети;

• наличие подключенных к линии шунтирующих реакторов;

• схему прилегающей сети и объекта, от которого подается напряжение на линию.

6.1.3. При автоматическом отключении линии электропередачи линейными защитами независимо от работы устройств автоматического повторного включения (АПВ), отключившуюся линию допускается опробовать напряжением, если к моменту опробования не выявлено ее повреждений или повреждений присоединений линии.

6.1.4. В случае одностороннего отключения линии электропередачи (линия находится под напряжением), необходимо включить линию в транзит.

6.1.5. При аварийном отключении линий электропередачи, персонал, в чьем оперативном ведении или управлении находится оборудование, обязан:

а) отрегулировать допустимый режим работы контролируемых связей (допустимые перетоки мощности для создавшейся схемы, уровни напряжения), особо обратив внимание на режим работы связей АЭС с энергосистемой, и провести, если это необходимо, операции по перестройке релейной защиты и ПА в соответствии с инструкцией или программой переключений;

б) принять срочные меры по включению потребителей отключенных от САОН и, при невозможности, заменить их отключением по графикам аварийных отключений (или ограничениями);

При необходимости быстрейшего включения линии по условиям надежности схемы электроснабжения или избежания (уменьшения объема) ограничений потребителей допускается неоднократное опробование ее напряжением (особенно при гололедообразовании или грозе), когда отключения линии часто вызываются неустойчивым коротким замыканием.

Перед опробованием линии напряжением следует иметь в виду, что при отказе выключателя, которым подается напряжение на линию возможно отключение других элементов сети (СШ, AT, ВЛ), сопровождающееся развитием аварии и возможным отключением потребителей. Опробование напряжением линии, отключившейся от короткого замыкания, со стороны АЭС запрещается.

6.1.6. После создания режима, допустимого для отключенного состояния отказавшей ВЛ (для ремонтной схемы сети при отключении линии), должен быть определен порядок ее включения под напряжение с учетом допустимых режимных параметров (перетоков мощности в сечениях, уровней напряжений, нагрузок электростанций), состояния схемы присоединений линии на объектах к прилегающей сети (наличие в ремонте выключателей, систем шин, количество подключаемых шунтирующих реакторов).

6.1.7. Включение отказавшей линии под напряжение, как правило, производится со стороны подстанции с нормальной схемой распределительного устройства (РУ). В регламентированных случаях (например, при выводе в ремонт шунтирующих реакторов) допускается включение под напряжение отказавшей линии со стороны электростанции.

6.1.8. На основе анализа действия защит, показаний фиксирующих измерительных устройств должно быть определено расчетное место повреждения и участок отказавшей линии, подлежащий осмотру. Осмотр расчетного места повреждения отказавшей линии должен быть произведен и в случае успешного ее включения под нагрузку (в том числе устройствами АПВ). При обнаружении повреждения принимается решение о выводе линии в ремонт.

6.1.9. Допускается повторное опробование отказавшей линии напряжением, если не выявлены причины ее отказа.

6.1.10. Для линий электропередачи, находящихся в районах, подверженных интенсивному гололедообразованию, налипанию мокрого снега на провода и грозозащитные тросы должны быть разработаны схемы и режимы плавки гололеда.

При получении сообщения от гидрометеорологических служб о возможности образования гололеда, налипания мокрого снега необходимо:

• проверить готовность схемы и устройств плавки гололеда на проводах, грозозащитных тросах;

• установить контроль интенсивности гололедообразования, в том числе по информации и сигнализации оперативно-информационных комплексов на пультах диспетчерских центров.

• При достижении толщиной (диаметра) гололеда величины, установленной инструкцией для данного класса линий, должна быть произведена плавка гололеда.

6.1.11. На линиях электропередачи напряжением 220-750 кВ при образовании гололеда на грозозащитных тросах под действием весовой нагрузки трос растягивается и опускается между проводами фаз линии электропередачи, что может вызвать КЗ при разрыве троса или приближении его к проводу линии под действием ветра.

Для предотвращения отключения линии электропередачи плавку гололеда на тросах следует производить своевременно, в любое время суток.

В случае отключения линии электропередачи ее периодически опробуют напряжением и включают под нагрузку.

6.1.12. При моросящем дожде, поперечном ветре и температуре воздуха от 0 до -5°С на проводах линий электропередачи может образовываться односторонний гололед толщиной более 15 мм, что увеличивает «парусность» проводов, и при скорости поперечного ветра 5-15 м/с и более возникает «пляска» проводов. Необходимо максимально разгрузить линию, на которой «пляска» проводов происходит с амплитудой более 5 м (для минимизации последствий ее возможного отключения), и принять меры для исключения условий работы противоаварийной автоматики при отключения этой линии.

6.1.13. В случае неоднократных отключений линии, на которой возникла «пляска» проводов, ее включение под нагрузку производится через один выключатель на объектах.

6.1.14. Если при нескольких попытках включения под напряжение линия электропередачи снова отключается, необходимо проверить ее работоспособность устройством определения мест повреждения.

6.1.15. Если устройством определено повреждение на линии электропередачи, организовывается ее ремонт. Если измерение покажет отсутствие повреждения, линию электропередачи периодически опробуют напряжением, учитывая погодные условия на трассе.

6.1.16. При необходимости срочного отключения линий и оборудования, связанного с угрозой жизни людей или повреждения оборудования, и невозможности быстрой подготовки режима допускается отключение их без подготовки режима (в расчете на срабатывание ПА).

6.2. Ликвидация нарушений в главных схемах электрических станций и подстанций

Оперативно-диспетчерский персонал при ликвидации нарушений в главных схемах электрических станций и подстанций должен руководствоваться следующим:

6.2.1. Повреждение силовых трансформаторов (автотрансформаторов), шунтирующих реакторов, генераторов

6.2.1.1. В случае отключения трансформатора действием защит с нарушением энергоснабжения потребителей, собственных нужд электростанции, должен быть незамедлительно введен в работу резервный трансформатор.

6.2.1.2. Там, где АПВ предусмотрено по проекту, допускается однократное повторное включение выключателями трансформатора, отключившегося резервной защитой (защиты от внутренних повреждений не действовали), в случае:

• отказа устройства АПВ;

• нарушения электроснабжения потребителей;

• перегрузки оставшихся в работе трансформаторов.

Повторное включение трансформатора допускается производить без его осмотра.

При автоматическом отключении резервными защитами (защиты от внутренних повреждений не действовали) автотрансформатора напряжением 330 кВ и выше, шунтирующего реактора напряжением 500 кВ и выше их повторное включение производится только после осмотра.

Запрещается включение трансформатора без установления причины отключения, если в распределительном устройстве производятся ремонтные работы или оперативные переключения.

6.2.1.3. Отключение трансформатора может произойти при коротком замыкании на отходящей от распределительного устройства линии и отказе ее выключателя. В этом случае для повторного включения трансформатора необходимо:

• убедиться в отсутствии срабатывания защит от внутренних повреждений трансформатора (срабатывание резервных защит трансформатора допускается);

• отключить отказавший выключатель линии разъединителями выключателя с нарушением блокировки;

• подать напряжение на шины (при отсутствии других повреждений в распределительном устройстве);

• включить отключенный трансформатор;

• синхронизировать отключившийся генератор (при отключении блочного трансформатора).

Включение трансформатора в транзит должно производиться после проверки синхронности напряжений шин, связываемых трансформатором (по схеме или по колонке синхронизации).

В случае несинхронности напряжений связываемых трансформатором шин, производится синхронизация.

6.2.1.4. Включение трансформатора отпаечной подстанции, отключившегося действием резервной защиты, допускается после определения и устранения причины отключения. Включение под напряжение производится разъединителем (отделителем с предварительным отключением короткозамыкателя), если такое включение регламентировано инструкцией.

Если причина отключения не выявлена, то необходимо:

• отключить линию (снять напряжение);

• включить разъединитель (отделитель);

• опробовать трансформатор напряжением от линии.

Допускается опробование трансформатора напряжением со стороны низкого напряжения при наличии защит.

6.2.1.5. Запрещается включение в работу трансформатора (автотрансформатора, шунтирующего реактора), отключившегося действием защит от внутренних повреждений (газовой, дифференциальной или отсечки), без испытаний, анализа газа, масла и устранения выявленных нарушений.

6.2.1.6. При отключении трансформатора действием дифференциальной защиты ошиновки необходимо произвести его внешний осмотр, обращая особое внимание на целостность высоковольтных вводов, а также выключателей, проводов и гирлянд изоляторов. Если повреждений не обнаружено, трансформатор опробуется напряжением и включается в работу.

6.2.1.7. В случае срабатывания газовой защиты на сигнал, трансформатор (автотрансформатор, шунтирующий реактор) должен быть отключен для выявления причин срабатывания газовой защиты.

Внешний осмотр трансформатора (автотрансформатора, шунтирующего реактора), отбор проб газа из газового реле и масла необходимо производить после его отключения.

Возможность ввода в работу трансформатора (автотрансформатора, шунтирующего реактора) определяется на основании результатов анализа газа, масла, измерений и испытаний.

6.2.1.8. Для предотвращения повреждения высоковольтных маслонаполненных вводов напряжением 500 кВ и выше устанавливаются устройства контроля изоляции вводов (КИВ), действующие на сигнал и отключение трансформаторов (автотрансформаторов, шунтирующих реакторов).

При появлении сигнала устройства КИВ показания прибора должны быть проверены методами, исключающими несрабатывание защиты при дальнейшем ухудшении изоляции вводов.

Если показание прибора имеет фиксированное значение, необходимо действовать в соответствии с инструкцией.

В случае непрерывного увеличения показания прибора трансформатор (автотрансформатор, шунтирующий реактор) должен быть немедленно отключен.

6.2.3. Повреждение выключателей и разъединителей

6.2.3.1. В случае отказа в отключении одной или двух фаз выключателя на присоединении возникшая несимметрия фаз должна быть ликвидирована:

включением второго выключателя присоединения, который был отключен ранее;

включением отключенных ранее фаз отказавшего выключателя.

Допускается отключение присоединения (линии) с другой стороны.

Если невозможно включить (отключить) фазы отказавшего выключателя при отсутствии второго выключателя на присоединении генератора, то для ликвидации недопустимой несимметрии токов в фазах, необходимо разгрузить генератор до нуля по активной мощности и до холостого хода по току ротора.

При сохранении недопустимости несимметрии режима она должна быть устранена отключением соответствующей системы (секции) шин.

6.2.3.2. Необходимо произвести осмотр отказавшего выключателя. При отсутствии признаков зависания контактов повторно подать импульс на отключение выключателя от ключа управления.

6.2.3.3. В случае невозможности отключения дефектного выключателя его необходимо вывести из работы:

В схеме с двумя шинами и более одного выключателя на цепь:

• в случае раздельной работы шин необходимо перейти к работе шин по замкнутой схеме (если позволяют токи короткого замыкания, селективность защит, режимные условия);

• отключить все выключатели шин, к которым присоединен дефектный выключатель;

• отключить шинные и линейные разъединители дефектного выключателя. Допускается вывод из работы блокировки безопасности дефектного выключателя с его разъединителями в порядке, установленном правилами переключений в электроустановках.

• допускается дистанционно отключить разъединителями дефектный выключатель, зашунтированный выключателями других присоединений к шинам.

В схемах многоугольников:

• собрать полную схему многоугольника;

• включить все выключатели:

• дистанционно отключить разъединителями дефектный выключатель.

В схеме с двумя шинами, одним выключателем на присоединение и включенным шиносоединительным выключателем:

• все неповрежденные присоединения переключить шинными разъединителями на другие шины;

• присоединение с поврежденным выключателем отключить шиносоединительным выключателем.

В схемах с обходным выключателем:

• включить присоединение с дефектным выключателем на опробованные напряжением обходные шины разъединителями;

• включить обходной выключатель;

• отключить линейные и шинные разъединители дефектного выключателя.

Допускается вывод из работы блокировки безопасности дефектного выключателя с его разъединителями.

Запрещается при производстве операций разъединителями отключать оперативный ток и выводить из действия защиты с обходного выключателя.

В схемах без шиносоединительного (обходного) выключателя:

• выполнить перевод потребителей на другой источник питания;

• отключить шины;

• отключить линейные и шинные разъединители дефектного выключателя.

Допускается вывод из работы блокировки безопасности дефектного выключателя с его разъединителями.

6.2.3.4. Запрещается проводить операции с выключателем, имеющим признаки зависания контактов.

Присоединение, выключатель которого имеет признаки зависания контактов, необходимо разгрузить для того, чтобы ослабить или погасить дугу (разгрузка или отключение отдельных элементов сети, шунтирование обходным выключателем и т.д.).

Должна быть подготовлена схема, дающая возможность отключить дефектный выключатель шиносоединительным, обходным выключателем, разъединителями (дистанционно).

Запрещается производить операции с воздушным выключателем кнопкой местного управления, используемой только при наладке, ремонте.

6.2.3.5. Запрещаются операции масляным выключателем с пониженным уровнем масла. С выключателя должен быть снят оперативный ток. Выключатель должен быть выведен в ремонт.

6.2.3.6. Выключатель с неисправной воздушной системой должен быть выведен из работы.

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

• осуществить запрет действия всех видов устройств автоматического повторного включения (АПВ) на включение выключателей, к которым прекратилась подача сжатого воздуха;

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

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

• ввести в работу отключенные резервные защиты линий электропередачи;

• проверить включенное состояние резервных защит на блочном оборудовании электростанции;

• не производить без крайней необходимости операции с воздушными выключателями в распределительном устройстве с неисправной системой воздухоснабжения;

• принять меры для восстановления подачи воздуха в ресиверы системы воздухоснабжения воздушных выключателей.

Необходимо учитывать, что при коротком замыкании на оборудовании или линии электропередачи возможно полное погашение распределительного устройства с неисправной системой воздухоснабжения дальним резервированием защит.

6.2.3.8. 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.

6.2.3.9. При потере постоянного оперативного тока на всех присоединениях распределительного устройства необходимо определить и устранить повреждение.

Если определить и устранить повреждение в кратчайший срок невозможно, то:

• проверить включенное состояние всех резервных защит на противоположных концах линий электропередачи, подключенных к распределительному устройству;

• проверить включенное состояние всех резервных защит на противоположных концах линий электропередач другого класса напряжения, связанных с распределительным устройством через трансформатор (автотрансформатор);

• ввести в работу отключенные резервные защиты линий электропередачи;

• проверить включенное состояние резервных защит на блочном оборудовании электростанции;

• не производить без крайней необходимости операции с воздушными выключателями в распределительных устройствах на противоположных концах линий электропередачи объектов.

Необходимо учитывать, что при коротком замыкании на оборудовании или линии электропередачи возможно полное погашение распределительного устройства дальним резервированием защит,

6.2.4. Отказы разъединителей

6.2.4.1. Устранение нагрева разъединителя производится разгрузкой присоединения путем:

• регулирования режима энергосистемы;

• отключения выключателя.

6.2.4.2. Для устранения нагрева разъединителя в схеме с двумя шинными разъединителями необходимо:

• включить шиносоединительный выключатель (при раздельной работе шин);

• снять оперативный ток с шиносоединительного выключателя;

• включить отключенный разъединитель присоединения на другие шины.

Если создание такой схемы не приводит к снижению нагрева разъединителя, необходимо:

• все присоединения, кроме присоединения с нагревшимся разъединителем, перевести на другие шины;

• отключить шиносоединительный выключатель.

6.2.4.3. Для устранения нагрева разъединителя в схемах с обходным выключателем необходимо:

• перевести присоединение на работу через обходной выключатель;

• отключить выключатель в цепи с дефектными разъединителями.

Отключать поврежденные разъединители допускается только после снятия с них напряжения.

Недопустимый нагрев разъединителей внутренней установки может привести к короткому замыканию. Присоединение (генератор, трансформатор) должно быть отключено и выведено в ремонт.

Повреждения разъединителей при производстве операций по их включению и отключению происходит главным образом вследствие поломки опорных, изоляторов.

Перед производством операций с разъединителями необходимо произвести внешний осмотр целости изоляторов, состояния контактов и механизма привода.

Запрещается производство операций дефектными разъединителями. Присоединение с дефектным разъединителем необходимо вывести из работы.

6.2.5. Автоматическое отключение синхронного компенсатора

6.2.5.1. При отключении синхронного компенсатора защитой от внутренних повреждений его включение в сеть возможно только после определения и устранения причины отключения и проведения испытаний.

6.2.5.2. Синхронный компенсатор, отключившийся защитой минимального напряжения при глубоком понижении напряжения во время аварии, должен быть включен в сеть в кратчайший срок.

6.2.6. Возникновение неисправностей измерительных трансформаторов

6.2.6.1. Возникновение неисправностей измерительных трансформаторов тока и напряжения и их цепей приводят к отказам или ложным срабатываниям устройств РЗА, недостоверным показаниям измерительных приборов.

Измерительный трансформатор, у которого обнаружены признаки начальной стадии повреждения, должен быть немедленно отключен.

6.2.6.2. В случае возникновения неисправности трансформатора напряжения необходимо:

• выполнить операции в цепях напряжения устройств РЗА в соответствии с инструкцией;

• отключить трансформатор напряжения с низкой стороны;

• отключить разъединитель трансформатора.

6.2.6.3. В случае возникновения неисправности трансформатора тока, необходимо отключить присоединение или выключатель, в цепи которого находится неисправный трансформатор тока.

6.2.7. Выход генератора из синхронизма

6.2.7.1. Выход из синхронизма генератора может быть вызван коротким замыканием (КЗ) в сети. Выход генератора из синхронизма сопровождается изменением значений (качаниями) токов, напряжения, активной и реактивной мощности. Из-за неравномерного ускорения и изменяющегося магнитного поля вышедший из синхронизма генератор издает гул. Частота электрического тока в сети остается практически неизменной.

При выходе генератора из синхронизма он должен быть отключен от сети. После отключения генератора необходимо:

• произвести регулирование режима работы электростанции;

• определить и устранить причину нарушения синхронизма;

• синхронизировать генератор, включить в сеть и поднять нагрузку.

6.2.7.2.Отключение устройства АРВ генератора должно производиться с предварительным переводом возбуждения на ручное регулирование. При потере возбуждения генератор может быть оставлен в работе и нести активную нагрузку, если это разрешено заводом-изготовителем.

6.2.7.3. На электростанции и в энергосистеме должен быть составлен перечень всех генераторов, допускающих работу без возбуждения, с указанием допустимой активной мощности и длительности работы.

Генератор, допускающий работу без возбуждения, в случае потери возбуждения должен быть разгружен по активной мощности до установления нормального тока статора.

6.2.7.4. Одновременно с принятием мер к восстановлению возбуждения или переводу генератора на резервное возбуждение, выполняются следующие мероприятия:

• снижается активная мощность генератора до установления нормального тока статора;

• обеспечивается повышение напряжения за счет увеличения реактивной мощности других работающих генераторов, вплоть до достижения допустимых перегрузок;

• при питании собственных нужд СН отпайкой от блока генератор-трансформатор обеспечивается нормальное напряжение на его шинах использованием регулирования напряжения на трансформаторах СН или переводом питания с помощью устройства АВР на резервный трансформатор.

6.2.7.5. Если, в течение регламентированного инструкцией организации времени, восстановить возбуждение не удается, то генератор следует разгрузить и отключить от сети.

7. Особенности ликвидации нарушений при отказах средств связи и возникновении чрезвычайных ситуаций

7.1. Под отказом средств связи понимается не только нарушение всех видов связи, но и невозможность связаться с оперативно-диспетчерским персоналом длительное время из-за плохой слышимости и перебоев в работе связи.

7.2. При отсутствии связи, наряду с производством операций, указанных в настоящем разделе, принимаются все меры к восстановлению связи. При этом используются любые виды связи (междугородная, сотовая, ведомственная, телетайпная, телефакс и т. д.), а также передача сообщений через другие объекты энергосистемы и, при необходимости, через другие ведомства.

При восстановлении связи диспетчеру СО-ЦДУ ЕЭС, (ОДУ, РДУ) оперативно-диспетчерский персонал докладывает о самостоятельно предпринятых действиях.

7.3. При отсутствии (отказе) средств связи оперативный персонал и диспетчеры операционных зон могут осуществлять самостоятельные действия:

• по загрузке и разгрузке генерирующего оборудования;

• по ограничению или отключению потребителей;

• по производству оперативных переключений на оборудовании, если такие действия не приводят к развитию нарушений из-за возможных перегрузок транзитных связей, отключения межсистемных линий и срабатывания противоаварийной автоматики.

7.4. При отсутствии (отказе) средств на электростанциях не выполняются самостоятельно следующие операции:

• включение без проверки синхронизма транзитных линий и трансформаторов, несинхронное включение которых может привести к аварии;

• отключение транзитных линий и трансформаторов системного или межсистемного значения при исчезновении напряжения на шинах, за исключением случаев повреждения шин, оборудования, отказа выключателей;

• отключение выключателей отходящих линий при обесточивании шин и отсутствии повреждений на оборудовании, кроме случаев, допустимых инструкциями;

• включение линий, питающих потребителей, отключенных по графикам аварийных отключений, а также потребителей, отключенных в связи с дефицитом мощности действием устройств АЧР при частоте ниже уставок ЧАПВ;

• загрузка генераторов, автоматически разгружаемых действием противоаварийной автоматики.

7.5. Ликвидация нарушений, связанных с отключением транзитных линий, несинхронное включение которых недопустимо, производится путем подачи на них напряжения только с одной стороны с предварительной проверкой отсутствия на них напряжения с другой стороны. Включение линии на противоположном конце производится с обязательной проверкой или улавливанием синхронизма.

7.6. На электростанциях (подстанциях) не подается напряжение от своей подстанции на те отключившиеся транзитные линии, по которым, согласно инструкциям, подается напряжение с противоположной подстанции. Исключение составляют случаи полной потери напряжения на каком-нибудь объекте при сохранении связи с другими объектами. В этом случае, по просьбе дежурного работника объекта электроэнергетики, на котором исчезло напряжение, на его шины подается напряжение со стороны другого источника питания.

7.7. Включение в транзит отключившихся транзитных линий электропередачи, несинхронное включение которых может привести к аварии, после получения по ним напряжения производится только с проверкой синхронизма.

При исчезновении нагрузки по транзитной линии электропередачи без отпайки (одностороннее отключение линии с противоположной стороны) отключают выключатель линии, если это предусмотрено технологической инструкцией, и подготавливают режим и схему для приема напряжения по отключившейся линии с последующей синхронизацией выключателем этой линии.

7.8. Если при исчезновении нагрузки по одной или нескольким транзитным линиям без отпаек (из-за их отключения с противоположных сторон), несинхронное включение которых может привести к аварии, произойдет отделение электростанции на несинхронную работу с возможным сохранением нагрузки по другим линиям, то проверяется синхронность электростанции с энергосистемой путем небольшого изменения мощности.

Изменение частоты при изменении нагрузки генераторов указывает на несинхронную работу электростанции.

В этом случае, убедившись в полном отсутствии передачи мощности по транзитным линиям без отпаек, отключают их выключатели.

После выполнения этих операций подготавливается схема синхронизации электростанции.

Если изменение нагрузки на электростанции не приводит к изменению частоты, то, в большинстве случаев, это свидетельствует о сохранении связи электростанции с системой. В этом случае включение оставшихся без нагрузки транзитных линий производится с проверкой синхронизма на подстанциях с противоположного конца линий.

При исчезновении нагрузки по одной или нескольким транзитным линиям, выключатели которых остались включенными, никаких операций не производится, а только контролируется появление нагрузки.

7.9. Если в результате аварии электростанция (подстанция) разделится на несинхронно работающие части с разными частотой и напряжением, часть нагрузки с шин, работающих с недопустимо низкой частотой, переводится с кратковременным погашением на шины с нормальной частотой, если другие способы повысить частоту не дают результатов.

7.10. При исчезновении напряжения на шинах электростанций (подстанций) отключение выключателей транзитных линий производится в случае повреждения шин, оборудования или отказа (повреждения) выключателя одного из присоединений.

В этом случае путем отключения всех присоединений быстро отделяется поврежденный участок и подготавливается схема к приему напряжения.

7.11. При выделении электростанций, не имеющих собственных потребителей, на несинхронную работу с частью нагрузки прилегающей электрической сети при понижении частоты до опасного по работе СН уровня, а также при недопустимой перегрузке генераторов инструкциями предусматривается отключение тупиковых линий или повышение частоты и разгрузка генераторов электростанции отключением потребителей.

При наличии резерва мощности при необходимости подается напряжение для питания потребителей по любой линии, включение которой не может привести к несинхронному включению.

7.12. Самостоятельные действия оперативного персонала электростанции или диспетчерского персонала РДУ допустимы, если известно, что снижение частоты вызвано потерей генерирующей мощности в этой области регулирования и при мобилизации резервов мощности не возникнет опасной перегрузки межсистемных и внутрисистемных транзитных связей.

7.13. Действия оперативно-диспетчерского персонала объектов электроэнергетики при возникновении или угрозе возникновения ЧС должны быть направлены на обеспечение бесперебойного электроснабжения потребителей, не затронутых ЧС, предотвращения угрозы жизни и здоровью людей и минимизации потерь материальных ресурсов.

7.14. В чрезвычайных ситуациях допускается изменение текущего режима работы или эксплуатационного состояния объекта диспетчеризации без диспетчерской команды или согласования (разрешения) соответствующего диспетчерского центра с последующим незамедлительным его уведомлением о произведенных изменениях и причинах, их вызвавших.

8. Действия диспетчера по изменению генерации гидроэлектростанций

в аварийных режимах

Режим работы гидроэлектростанций устанавливается Министерством природных ресурсов Российской Федерации (МПР России) в соответствии со складывающейся гидрологической и водохозяйственной обстановкой.

Оперативное управление режимами работы гидроэлектростанций должно осуществляться в соответствии с факсограммами ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», оперативными указаниями на суточном диспетчерском графике, распоряжениями в «Журнале распоряжений по оперативным и режимным вопросам» оперативно-диспетчерской службы ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», Инструкциями по диспетчерскому управлению режимами работы ГЭС, с учетом действующих «Основных правил использования водных ресурсов».

В условиях возникновения аварийных перетоков в системообразующей сети и необходимости изменения мощности гидроэлектростанций величина допустимой кратковременной разгрузки ГЭС определяется следующими условиями:

- установленным минимальным внутрисуточным расходом воды через гидроэлектростанцию;

- необходимостью поддержания уровня нижнего бьефа на отметках не ниже минимальной установленной.

В навигационный период Нижегородская и Воткинская ГЭС должны работать по заданному диспетчерскому графику в целях обеспечения безаварийной проводки судов.

Минимальные нагрузки гидроэлектростанций, до которых в период летне-осенней и зимней межени можно разгрузить ГЭС Волжско-Камского каскада, приведены в Приложении 1 настоящей Инструкции.

В аварийных режимах, в случае возникновения необходимости кратковременного увеличения нагрузки гидроэлектростанций, нагрузка ГЭС может быть увеличена вплоть до рабочей мощности.

При аварийной разгрузке и загрузке гидроэлектростанций установленные интегральные ограничения на режим работы ГЭС должны быть выполнены.

9. Взаимодействия диспетчерского персонала с оперативным штабом

при объявлении режима с высокими рисками

При объявлении РВР в операционной зоне диспетчерского центра ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» создается оперативный штаб РВР (согласно приказу ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» от 11.08.2005 № 149), который определяет основные направления и задачи, обязательные для всех субъектов электроэнергетики данной операционной зоны.

Приложение 1

МИНИМАЛЬНАЯ НАГРУЗКА ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ВОЛЖСКО-КАМСКОГО КАСКАДА В СООТВЕТСТВИИ С ОСНОВНЫМИ ПРАВИЛАМИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВОДНЫХ РЕСУРСОВ ВОДОХРАНИЛИЩ И С УЧЕТОМ ОПЫТА ЭКСПЛУАТАЦИИ

Содержание

Введение

1. Область применения

2. Термины и определения, классификация и сокращения

3. Общие положения

4. Обязанности, взаимоотношения и ответственность операторов СО-ЦДУ ЕЭС, ОДУ, РДУ, электрических сетей, электростанций, систем электроснабжения потребителей при ликвидации нарушений нормального режима

5. Предотвращение развития и ликвидация нарушений нормального режима Единой энергетической системы России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем

5.1.Предотвращение возникновения и ликвидация аварийных небалансов активной мощности

5.1.1. Предотвращение возникновения и ликвидация недопустимого снижения частоты электрического тока

5.1.2. Предотвращение возникновения и ликвидация недопустимого повышения частоты электрического тока

5.2. Предотвращение возникновения и ликвидация недопустимых отклонений напряжений

5.2.1.Предотвращение возникновения и ликвидация недопустимых снижений напряжений

5.2.2. Предотвращение возникновения и ликвидация недопустимых повышений напряжений

5.3. Предотвращение возникновения и ликвидация перегрузки оборудования, внешних и внутренних связей (сечений) зоны

5.4. Ликвидация асинхронных режимов

5.5. Ликвидация режимов синхронных качаний

5.6. Восстановление нормального режима после разделения энергосистемы

6. Предотвращение развития и ликвидация нарушений нормального режима на объектах энергосистемы

6.1. Ликвидация нарушений при отказах линий электропередачи основной сети

6.2. Ликвидация нарушений в главных схемах подстанций и электрических станций

7. Особенности ликвидации нарушений при отказах средств связи и возникновении чрезвычайных ситуаций

8. Действия диспетчера по изменению генерации гидроэлектростанций в аварийных режимах.

9. Взаимодействия диспетчерского персонала с оперативным штабом при объявлении режима с высокими рисками.