Законодательная база Российской Федерации

ПРИКАЗ РАО "ЕЭС РОССИИ" от 26.09.2005 N 644 "О ВВЕДЕНИИ В ДЕЙСТВИЕ СТАНДАРТА "ПРАВИЛА ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ РАЗВИТИЯ И ЛИКВИДАЦИИ НАРУШЕНИЙ НОРМАЛЬНОГО РЕЖИМА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ"

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 [11] 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 [8], 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, 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.

5.1.1.1. В поддержании нормального уровня частоты участвуют все области регулирования, выполняя заданный суточный график сальдо перетоков мощности с коррекцией по частоте.

Компенсация возникающих небалансов в синхронной зоне возлагается на одну или несколько электростанций, а обеспечение этим электростанциям необходимого регулировочного диапазона осуществляется загрузкой или разгрузкой других электростанций.

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 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:

- даются команды на подготовку гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) к работе в генераторном режиме;

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

- запрещается вывод в ремонт генерирующего оборудования и 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.

5.1.1.3. При внезапном снижении частоты ниже 49.8 Гц, оператор области регулирования, ответственный за частоту в синхронной зоне, производит следующие действия:

- на основании показаний приборов диспетчерского центра, опроса оперативного персонала и сообщений с мест выясняет причины снижения частоты, состояние и режим контролируемых внешних и внутренних связей,

- в зависимости от причин принимает меры к восстановлению частоты до уровня, установленного стандартом [8], путем использования имеющихся резервов мощности, не допуская при этом превышения допустимых перетоков мощности по контролируемым сечениям.

Операторы операционных зон, в которых произошли потери генерирующей мощности, отключения линий электропередачи или погашение подстанций, немедленно информируют об аварийных отключениях операторов вышестоящих уровней оперативно-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 вводят ограничения потребления электроэнергии и отключают энергопринимающие установки 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) отключают энергопринимающие установки 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 0.5 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 дежурный 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 дежурному персоналу, согласованной с оператором 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 оператором, ответственным за поддержание частоты в синхронной зоне, до уровня на 0.1-0.2 Гц выше верхней уставки ЧАПВ.

Включение отключенных энергопринимающих установок потребителей оператором зоны проводится с контролем частоты и перетоков мощностей по ее внутренним и внешним сечениям.

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.

5.1.2.1. При повышении частоты выше 50.1 Гц, на основании показаний устройств телеизмерения и телесигнализации на диспетчерском пункте, опроса и сообщений оперативного персонала, определяются причины повышения частоты, выясняются состояние и режим внутренних и внешних контролируемых связей зоны. Для понижения частоты разгружаются электростанции (ГЭС, ТЭС, ТЭЦ), агрегаты ГАЭС переводятся в двигательный режим.

5.1.2.2. В случае возникновения перегрузки контролируемых связей принимаются меры к их разгрузке путем разгрузки электростанций в избыточной части зоны, обеспечивающей снижение перетоков мощностей до допустимых значений.

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, разгружают генерирующее оборудование вплоть до технического минимума с контролем частоты и перетоков мощности по внутренним и внешним связям.

5.1.2.4. При исчерпании регулировочных возможностей на ГЭС и ТЭС разгружают энергоблоки АЭС или (и) отключают котлы на дубль - блоках, а также энергоблоки тепловых электростанций.

5.1.2.5. При дальнейшем повышении частоты в энергосистеме (отделившемся районе или изолированно работающем регионе) и при достижении значения 50.4 Гц начинается глубокая разгрузка ТЭС путем перевода энергоблоков с турбонасосами на скользящие параметры пара, проводятся отключения котлов на дубль - блоках, а также отключения энергоблоков. При этом объем и характер разгрузки должен учитывать ожидаемый рост нагрузки.

Напряжение в электрической сети изменяется в зависимости от нагрузки, исполняемых в данный момент программ выработки электроэнергии, указаний оператора зоны по изменению режима и имеющих место на данный момент аварийных нарушений в ней (отключения генераторов, трансформаторов, ЛЭП).

Протяженные линии электропередачи напряжением 330 кВ и выше нуждаются в компенсации вырабатываемой ими реактивной мощности при включениях и режимах малой загрузки.

Особенностью процесса является то обстоятельство, что реактивную мощность нецелесообразно передавать на большие расстояния, поскольку ее передача создает значительные потери мощности и напряжения, поэтому регулирование напряжения для поддержания его отклонений в заранее определенных пределах носит локальный характер.

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 в сети и потоков реактивной мощности, должны находиться в диспетчерском управлении или ведении оператора операционной зоны.

Оператор операционной зоны 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 [3].

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.

5.2.1.1. Электрические сети должны быть оснащены автоматикой ограничения снижения напряжения.

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

При снижении напряжения на энергообъектах одной из зон операторами смежных зон должна оказываться помощь в его повышении следующими мерами:

- использованием резервов реактивной мощности смежных областей 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 узлах сети снижается до или ниже аварийного предела, установленного стандартами организации, 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 в том узле, где произошло снижение напряжения, до повышения напряжения выше минимально допустимого значения.

5.2.1.6. В случае снижения напряжения на каких-либо объектах ниже установленных минимально допустимых значений, на основе опроса оперативного персонала, показаний устройств телеизмерений и телесигнализации определяют причины снижения напряжения и, в зависимости от их характера, оператор соответствующей зоны совместно с персоналом энергообъектов принимает следующие меры:

- отключают шунтирующие реакторы;

- включают батареи статических конденсаторов;

- изменяют коэффициенты трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН;

- снижают перетоки активной мощности по линиям электропередачи;

- увеличивают 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.

После получения сообщений о перегрузке генераторов (СК) принимают 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;

- 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 дежурному персоналу, согласованной с оператором 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 мощностей, действия устройств релейной защиты и автоматики, опроса оперативного персонала и сообщений с мест определяется место КЗ и производится его отключение.

5.2.2.1. Напряжения в контрольных пунктах сети должны поддерживаться 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, на основе сообщений с мест, показаний устройств телеизмерений и телесигнализации выявляются причины повышения напряжения (односторонне отключены 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 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.

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 наибольшего рабочего 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, 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.

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.

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. 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. Для этого используют резервы активной мощности, отключение энергопринимающих установок потребителей в дефицитных частях зоны регулирования или разгрузку электростанций в избыточных частях, а также 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.

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

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;

- 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.

Перегрузки сверх аварийно допустимых значений перетоков мощности (токов) по связям, линиям и оборудованию при отсутствии оперативного резерва устраняются незамедлительно за счет использования графика отключений и дистанционных отключений по каналам противоаварийной автоматики.

5.3.3. Отключение энергопринимающих установок потребителей дистанционно по каналам ПА осуществляется согласно утвержденному перечню в следующих случаях:

а) если мероприятия по п. 5.3.2 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.

5.3.4. Энергопринимающие установки потребителей, отключенные 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 и дополнительного снижения перетоков мощности по контролируемым связям.

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. 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.

5.4.3. 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.

5.4.4. В случае возникновения длительного асинхронного режима, он должен быть ликвидирован оператором зоны вручную без превышения его допустимого времени путем отключения линий электропередачи, связывающих асинхронно работающие части зоны, в местах установки устройств АЛАР. Допустимое время существования асинхронного режима должно быть указано в местной инструкции

5.4.5. 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.

5.5.1 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 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.

5.6.1. 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. Для ускорения восстановления синхронной зоны в местной инструкции операторов зоны должен быть перечень мест (электростанций и подстанций), на которых имеются устройства синхронизации.

5.6.3. При разделении синхронной зоны оперативный персонал энергообъектов обязан обеспечить передачу оператору зоны следующей информации:

- о произошедших отключениях на энергообъектах;

- о значении частоты;

- об уровнях напряжения на основных энергообъектах;

- о фактической загрузке и наличии перегрузок контролируемых сечений.

5.6.4. На основании показаний устройств телеизмерения и телесигнализации диспетчерского пункта, сообщений с мест, опроса оперативного персонала и анализа действий устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики оператору зоны необходимо:

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

- установить место повреждения;

- определить на какие несинхронные части разделилась зона;

- определить уровни частоты и напряжения в раздельно работающих частях зоны;

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

5.6.4. Оператору синхронной зоны необходимо назначить ответственных за регулирование частоты операторов в каждой из несинхронно работающих частей.

5.6.5. При отключении от сети шин высокого напряжения электростанции дежурному 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 зоны за счет скоординированных действий операторы разных операционных зон 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 зоны необходимо определить частоту несинхронно работающих частей, при которой будет производиться синхронизация, и осуществлять руководство действиями операторов, ответственных за регулирование частоты в этих частях по созданию условий для синхронизации.

5.6.9. При использовании всех возможных мероприятий по повышению частоты и невозможности повысить частоту в дефицитной части 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), 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, 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 зоны 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, оператору зоны необходимо обеспечить их ручное включение с контролем частоты и загрузки линий электропередачи, оборудования и перетоков мощности по внутренним и внешним сечениям (связям).