Устройство резервирования при отказе выключателя

9.11.1 На каждом выключателе 110-750 кВ, а также на выключателях 6-35 кВ присоединений, отказ выключателя которых не резервируется защитами других присоединений, должно предусматриваться устройство резервирования при отказе выключателя (УРОВ) с пуском от защит присоединений.

9.11.2 УРОВ присоединений 110 кВ и выше должно быть реализовано со ступенчатым действием:

- первая ступень – действие без выдержки времени и без контроля тока на отключение своего выключателя;

- вторая ступень – действие с выдержкой времени и с контролем тока на отключение выключателей смежных присоединений с запретом АПВ.

9.11.3 На линиях с ОАПВ должен осуществляться пофазный пуск УРОВ и пофазный контроль тока.

9.11.4 УРОВ присоединений 6-35 кВ допускается выполнять в виде действия защиты присоединения с дополнительной выдержкой времени (времени УРОВ) на отключение питающих присоединений.

Релейная защита и автоматика на обходном выключателе (ОВ)

9.12.1 На ОВ должен быть предусмотрен комплект ступенчатых защит (дистанционной и токовой направленной нулевой последовательности) и АПВ для переводимых на ОВ присоединений, аналогичный комплекту, используемому в нормальном режиме эксплуатации присоединения, а также УРОВ ОВ.

Необходимо использовать возможности микропроцессорных устройств РЗА ОВ по изменению групп уставок.

Релейная защита и автоматика на шиносоединительном (ШСВ) и секционном (СВ) выключателях 110 кВ и выше

9.13.1 На ШСВ и СВ должна быть предусмотрена ступенчатая защита от междуфазных и от однофазных.

9.13.2 На ШСВ (СВ) должно быть предусмотрено однократное АПВ.

Защита и автоматика РУ 6 - 35 кВ

9.14.1 На вводных выключателях необходимо предусматривать:

- максимальную токовую защиту с комбинированным пуском по напряжению;

- дуговую защиту;

- защиту минимального напряжения;

- УРОВ.

9.14.2 На секционном выключателе необходимо предусматривать:

- максимальную токовую защиту;

- дуговую защиту;

- автоматическое включение резерва (АВР).

9.14.3 На каждой секции шин должна быть предусмотрена:

- дуговая защита шин;

- логическая защита шин;

- сигнализация замыканий на землю.

9.14.4 На отходящих линиях необходимо предусматривать:

- максимальную токовую защиту;

- токовую отсечку;

- защиту от перегрузки (на ТСН);

- защиту от замыканий на землю;

- дуговую защиту;

- АПВ (для воздушных линий);

- УРОВ.

9.14.5 Защита от дуговых замыканий должна выполняться с контролем тока.

9.14.6 На линиях, питающих внешних потребителей, должна предусматриваться селективная сигнализация при однофазных замыканиях на землю.

9.14.7 На ЛЭП 35 кВ при условии наличия на противоположном концеЛЭП генерирующего оборудования или если не удовлетворяется требование селективности, возможна установка дистанционных защит от междуфазных коротких замыканий.

Противоаварийная автоматика

10.1 Разработка противоаварийной автоматики (ПА) в проекте новой или реконструируемой ПС должна выполняться на основе результатов расчётов устойчивости энергосистемы. Для этого должны быть выполнены расчёты статической и динамической устойчивости с учётом требований «Методических указаний по устойчивости энергосистем» [19]. На основании анализа результатов расчётов устойчивости должна быть разработана структурная схема комплекса ПА региона или скорректирована существующая структурная схема. В соответствии с новой структурной схемой комплекса ПА региона выполняется размещение требующихся устройств ПА на проектируемой (или реконструируемой) ПС и на других связанных с ней ПС.

При проектировании противоаварийной автоматики (ПА) должны учитываться требования «Руководящих указаний по противоаварийной автоматике энергосистем» [20] и «Общих требований к системам противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и автоматики, телеметрической информации, технологической связи в ЕЭС России» (5). При этом целесообразно придерживаться существующей концепции иерархического построения ПА.

Новый комплекс ПА региона (в том числе заменяющий устаревший) должен либо вписываться либо должен допускать в последующем включение его в иерархическую структуру ПА единой энергосистемы России.

10.2 Для обеспечения требуемой готовности к срабатыванию всего комплекса ПА каналы передачи аварийной и доаварийной информации ПА (ВЧ каналы по проводам ЛЭП; ВОЛС по грозозащитным тросам ЛЭП и др.) должны выполняться дублированными. Причём каналы должны проходить по географически разным трассам. Проектирование каналов связи для ПА должно выполняться в соответствии с «Руководящими указаниями по выбору объемов информации, проектированию систем сбора и передачи информации в энергосистемах» [21].

10.3 Устаревшая морально и физически аппаратура ПА, находящаяся в эксплуатации на подстанциях, должна заменяться технически более совершенной современной аппаратурой отечественного или зарубежного производства с сохранением или c изменением выполняемых ею функций в соответствии с разработанным проектом реконструкции и технического перевооружения ПА.

Применяемая новая аппаратура ПА должна иметь стандартные протоколы обмена информацией по ГОСТ и МЭК и должна отвечать требованиям по надёжности работы и требованиям по электромагнитной совместимости (36).

Необходимость реконструкции и технического перевооружения ПА определяется на основе обследования, анализа и оценки её технического состояния.

Физический износ аппаратуры ПА определяется её нормативным сроком службы, установленным техническими условиями, а также увеличением затрат на её обслуживание.

Моральное устаревание эксплуатируемой аппаратуры ПА определяется наличием новой аппаратуры ПА с более высокими техническими характеристиками (селективность, надёжность, диагностика исправности, удобство и простота обращения с ней, интеграция в АСУТП ПС), позволяющими обеспечить более высокую эффективность противоаварийного управления и снижение ущерба.

10.4 Потребность в реконструкции и техническом перевооружении ПА возникает не только при реконструкции и техническом перевооружении ПС, но и при таком изменении режимов работы электрических связей, при котором имеющихся функций ПА недостаточно для предотвращения нарушения устойчивости или предотвращения развития и ликвидации технологического нарушения. В этом случае расширение функций существующей ПА, а также увеличение объёмов и видов её управляющих воздействий, должно быть подтверждено расчетами устойчивости, выполненными с учётом требований «Методических указаний по устойчивости энергосистем».

10.5 В тех случаях, когда ПА является системной и затрагивает не только одну вновь проектируемую или реконструируемую ПС, но и несколько других подстанций и электростанций энергосистемы, на которых размещены отдельные устройства ПА, связанные с помощью резервированных каналов связи в один комплекс ПА (АПНУ) района противоаварийного управления, необходимо обеспечить стыковку новых устройств ПА новой ПС со старыми устройствами других подстанций.

Кроме устаревших устройств АПНУ, на подстанциях должны заменяться устаревшие и выработавшие ресурс отдельные устройства ПА, такие как АЛАР, АОПН, АОСН, АОПО, АОСЧ (АЧР и ЧАПВ), предназначенные для прекращения развития аварии в энергосистеме и ограничения отклонений частоты и напряжения. Замена этих местных устройств ПА новыми может предусматриваться отдельно от всего комплекса ПА (АПНУ) района энергосистемы при реконструкции и техническом перевооружении релейной защиты, системы управления, телемеханики и связи на каждой отдельной ПС.

10.6 Должны быть определены требования противоаварийной автоматики к главной схеме электрических соединений новой (или реконструируемой) ПС и связанных с ней других действующих подстанций в части простоты и надёжности реализации возникших новых управляющих воздействий ПА, например таких, как деление системы, отключение только специально выделенной из общего объёма неответственной нагрузки потребителей и др. Эти требования должны быть согласованы с Генеральными проектировщиками этих подстанций.

10.7 Проект реконструкции и технического перевооружения ПА может выполняться как в составе проекта реконструкции и технического перевооружения отдельной ПС, так и по отдельному самостоятельному титулу.

Задание на проектирование реконструкции и технического перевооружения ПА района должно быть согласовано с Системным оператором и ОАО «ФСК ЕЭС».

10.8 При оценке объёмов реконструкции и технического перевооружения ПА должны учитываться все устройства ПА, размещённые на объектах электрической сети, принадлежащих разным хозяйствующим субъектам.

Реконструкция и техническое перевооружение этих устройств ПА, являющихся неотъемлемой частью системной противоаварийной автоматики, должна координироваться или должна вестись одновременно.

10.9 Разработка проекта реконструкции и технического перевооружения ПА в зависимости от сложности задачи должна выполняться в один или в два этапа. При двухстадийном проектировании выполняется проект и рабочая документация. При одностадийном проектировании выполняется рабочий проект, имеющий в своем составе утверждаемую часть и рабочую документацию. В составе проекта должны быть приведены требования к аппаратуре для тендерной документации. Разработка рабочей документации должна выполняться после проведения тендера.

10.10 В проекте должна быть выполнена разработка оптимального плана реконструкции и технического перевооружения устаревшего комплекса АПНУ региона, замена его технических средств новыми микропроцессорными средствами с новым программным обеспечением.

При этом следует рассматривать два варианта:

1) одноэтапная замена (с выводом из работы комплекса ПА) центрального устройства и периферийных устройств вместе с аппаратурой каналов связи;

2) поэтапная замена (без вывода из работы на длительный срок всего в целом комплекса ПА) таких отдельных устройств как:

- устройство автоматической дозировки управляющих воздействий ПА (АДВ) вместе с устройством автоматического запоминания дозировки управляющих воздействий ПА (АЗД); оно должно быть дублированным с целью поэтапной замены;

- устройство контроля мощности в предшествующем режиме (КПР);

- пусковые и исполнительные устройства ПА;

- устройства телемеханики и каналообразующие устройства телепередачи доаварийной и аварийной информации.

10.11 При сооружении на ПС АСУТП должна предусматриваться интеграция в АСУТП на информационном уровне всех устройств ПА, размещаемых на ПС.

С помощью АСУТП ПС должны осуществляться следующие функции для каждого из устройств ПА:

- отображение и регистрация факта срабатывания и факта неисправности с привязкой к астрономическому времени с разрешающей способностью 1 мс;

- диагностика состояния;

- настройка параметров.

Для осуществления связи устройств ПА и устройств АСУТП требуется обеспечить сопряжение этих устройств.