Действующий
116. На блоках "генератор-трансформатор" с турбогенераторами мощностью 160 МВт и более для предотвращения повышения напряжения в режиме холостого хода должна устанавливаться защита от повышения напряжения, которая автоматически выводится из действия при работе генератора параллельно с энергосистемой. Защита должна действовать на отключение блока (генератора) и гашение поля генератора.
На блоках "генератор-трансформатор" с гидрогенераторами для предотвращения повышения напряжения при сбросах нагрузки должна быть предусмотрена защита от повышения напряжения. Защита должна действовать на отключение блока "генератор-трансформатор" (генератора) и гашение поля генератора. Допускается действие защиты на останов агрегата.
117. Защита от замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения должна устанавливаться на гидрогенераторах, на турбогенераторах с водяным охлаждением обмотки ротора и на всех турбогенераторах мощностью 300 МВт и выше. На гидрогенераторах указанная защита должна действовать на отключение, а на турбогенераторах - на сигнал.
Защита от замыканий на землю во второй точке цепи возбуждения турбогенераторов должна устанавливаться на блоках мощностью менее 160 МВт. Указанная защита должна действовать в соответствии с пунктом 100 настоящих требований.
118. На блоках "генератор-трансформатор" с турбогенераторами, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток, и с гидрогенераторами должны быть предусмотрены устройства защиты от асинхронного режима с потерей возбуждения, за исключением случаев, указанных в абзаце втором настоящего пункта.
На блоках "генератор-трансформатор" с турбогенераторами мощностью менее 160 МВт с непосредственным охлаждением проводников обмоток вместо защиты от асинхронного режима с потерей возбуждения допускается предусматривать автоматическое выявление асинхронного режима по положению устройств автоматического гашения поля.
При срабатывании защиты от асинхронного режима с потерей возбуждения или при отключении АГП на генераторах, допускающих асинхронный режим, должны выдаваться сигнализация о потере возбуждения и производиться автоматическое переключение нагрузки собственных нужд, подключенных ответвлением к блоку, генератор которого потерял возбуждение, на резервный источник питания.
Генераторы, не допускающие асинхронного режима, должны отключаться от энергосистемы при срабатывании защиты от асинхронного режима с потерей возбуждения или при отключении АГП.
119. На генераторах должна устанавливаться защита от работы в двигательном режиме (режиме потребления активной мощности из энергосистемы), если по условиям работы турбины указанный режим недопустим.
120. При срабатывании устройств РЗ от внутренних повреждений статора генератора и Т блока "генератор-трансформатор", а также защит ротора генератора должны производиться отключение поврежденного блока "генератор-трансформатор" (генератора), гашение поля генератора, пуск УРОВ и передача управляющего воздействия в технологические защиты блока.
Если отключение приводит к обесточиванию нагрузки собственных нужд, присоединенной ответвлением к блоку, защита должна действовать также на отключение выключателей в цепи рабочего источника питания собственных нужд для их перевода на питание от резервного источника с помощью АВР.
На ТЭС и АЭС с блочной схемой в тепловой части в случаях отключения блока при внутренних повреждениях должен обеспечиваться полный останов блока "генератор-трансформатор". При внешних повреждениях, а также при действии защит в случаях, когда время восстановления работы блока "генератор-трансформатор" не превышает время включения блока после его полного останова, блок должен переводиться в режим холостого хода, если этот режим допускается тепломеханическим оборудованием.
На ГЭС при внутренних повреждениях блока кроме отключения блока должен производиться останов агрегата. Действие на останов агрегата допускается осуществлять также при отключении блока в результате внешних повреждений.
121. Объекты электроэнергетики, на которых необходимо устанавливать комплексы АПНУ, должны определяться проектными решениями с учетом требований к устойчивости энергосистемы, предусмотренных требованиями к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Методические указания по устойчивости энергосистем", утвержденными приказом Минэнерго России от 3 августа 2018 г. N 630 (зарегистрирован Минюстом России 29 августа 2018 г., регистрационный N 52023).
ПТК верхнего уровня, устанавливаемого в диспетчерском центре субъекта оперативно-диспетчерского управления;
оборудования и каналов передачи данных для обмена информацией между ПТК верхнего уровня ЦСПА и устройством ЛАПНУ, входящим в состав каждого комплекса АПНУ.
123. АРО СГО должна обеспечивать фиксацию отключения ЛЭП, сетевого и генерирующего оборудования, фиксацию состояния ЛЭП, сетевого и генерирующего оборудования, контроль предшествующего режима, выбор вида, объема и мест (направлений) реализации УВ, выдачу УВ, прием и передачу аварийных сигналов и команд ПА.
Для выполнения контроля предшествующего режима, выбора вида, объема и мест (направлений) реализации УВ и выдачи УВ должны использоваться устройства ЛАПНУ. На объекте электроэнергетики должно устанавливаться два устройства ЛАПНУ, резервирующих друг друга.
Измерение перетока активной мощности для контроля предшествующего режима должно осуществляться двумя датчиками мощности.
Для выполнения функций фиксации отключения и (или) фиксации состояния ЛЭП должны использоваться устройства ФОЛ. Устройства ФОЛ должны устанавливаться с двух сторон ЛЭП, отключение которых является пусковым органом АРО СГО, а также с двух сторон ЛЭП, состояние которых учитывается при выборе УВ от АРО СГО.
Для выполнения функций фиксации отключения и (или) фиксации состояния сетевого и генерирующего оборудования должны использоваться по два устройства ФОТ, ФОБ, ФОСШ. Устройства ФОТ, ФОБ, ФОСШ должны устанавливаться на сетевом и генерирующем оборудовании, отключение которого является пусковым органом АРО СГО или состояние которого учитывается при выборе УВ от АРО СГО.
Факт отключения генерирующего оборудования должен фиксироваться в устройстве ФОБ при ручном и автоматическом (в том числе при работе технологических защит, действующих на закрытие стопорных клапанов турбины) отключении генерирующего оборудования.
124. АРПМ должна обеспечивать измерение перетока активной мощности в сечении или фазового угла между векторами напряжения на шинах объектов электроэнергетики, выбор вида, объема и мест (направлений) реализации УВ, выдачу и передачу УВ.
Использование АРПМ для предотвращения недопустимой по величине и длительности токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования не допускается.
125. АРКЗ должна обеспечивать фиксацию тяжести короткого замыкания, контроль предшествующего режима (в случаях, когда объем УВ зависит от параметров доаварийного режима), выбор вида, объема и мест (направлений) реализации УВ, выдачу УВ.
Фиксация тяжести короткого замыкания в АРКЗ должна выполняться путем непосредственного и прямого измерения одного или нескольких из следующих параметров во время короткого замыкания с учетом длительности короткого замыкания:
величины сброса активной мощности электростанции (отдельных генераторов или групп генераторов электростанции);
Фиксация тяжести короткого замыкания должна осуществляться на электростанции. Допускается фиксировать тяжесть короткого замыкания на подстанции, если электростанция не имеет собственного РУ или требуется обеспечивать динамическую устойчивость генерирующего оборудования нескольких электростанций.
126. Автоматическая ликвидация асинхронных режимов должна реализовываться совокупностью устройств АЛАР, устанавливаемых на всех электрических связях, по которым возможен асинхронный режим.
На каждой электрической связи, по которой возможен асинхронный режим, должно обеспечиваться селективное выявление и ликвидация асинхронного режима двумя устройствами АЛАР при нахождении ЭЦК в любой точке связи.
Асинхронный режим с ЭЦК на ЛЭП должен выявляться двумя устройствами АЛАР, установленными на разных объектах электроэнергетики. На ЛЭП, обеспечивающих межгосударственные перетоки электрической энергии, при отсутствии возможности установки устройств АЛАР на разных объектах электроэнергетики по согласованию с субъектом оперативно-диспетчерского управления допускается установка двух устройств АЛАР на одном объекте электроэнергетики.
На всех генераторах АЭС и на всех генераторах мощностью 500 МВт и выше ТЭС и ГЭС должны устанавливаться два устройства АЛАР.
На генераторах ТЭС и ГЭС мощностью менее 500 МВт необходимость установки устройств АЛАР должна определяться проектными решениями. В случае установки устройств АЛАР на двух и более генераторах, подключенных к общим шинам посредством одного выключателя, допускается установка двух устройств АЛАР, включенных на суммарный ток данных генераторов.
Алгоритм функционирования устройств АЛАР в электрической сети напряжением 220 кВ и выше и устройств АЛАР на генераторах должен обеспечивать выявление ЭЦК. В электрической сети напряжением 150 кВ и ниже допускается применение устройств АЛАР, не обеспечивающих выявление ЭЦК.
Устройства АЛАР должны действовать на ДС или отключение генераторов. Реализация УВ с целью ресинхронизации не допускается.
Действие устройств АЛАР на ДС должно производиться посредством отключения ЛЭП и (или) AT с запретом АПВ всех отключаемых выключателей. Отключение должно осуществляться:
ЛЭП классом напряжения 220 кВ и ниже - с двух сторон при наличии каналов для передачи команды на телеотключение;
127. При оснащении объектов электроэнергетики устройствами, реализующими функцию АОСЧ, и обеспечении их функционирования должны соблюдаться требования национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 58335-2018 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Автоматическое ограничение снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности. Нормы и требования", утвержденного и введенного в действие приказом Росстандарта от 28 декабря 2018 г. N 1181-ст (Стандартинформ, 2018).
При оснащении объектов электроэнергетики устройствами, реализующими функцию ЧДА, и обеспечении их функционирования в дополнение к требованиям, указанным в абзаце первом настоящего пункта, должны соблюдаться следующие требования:
ЧДА должна реализовываться на всех ТЭС установленной мощностью 25 МВт и более и осуществлять выделение электростанций, их частей или отдельных энергоблоков (генераторов) на собственные нужды. При проектном обосновании допускается осуществлять выделение электростанций, их частей или отдельных энергоблоков (генераторов) на изолированный район нагрузки;
при невозможности реализации ЧДА по условиям работы ТЭС на электростанциях должны устанавливаться РИСЭ для обеспечения живучести электростанции и электроснабжения собственных нужд. Мощность РИСЭ должна определяться проектными решениями с учетом требований к живучести электростанции и нагрузки собственных нужд.
128. Объекты электроэнергетики, на которых необходимо устанавливать устройства АОПЧ, должны определяться проектными решениями с учетом необходимости обеспечения отсутствия срабатывания технологических защит генерирующего оборудования в энергорайонах, в которых при их отделении от энергосистемы возможно повышение частоты электрического тока.
129. Объекты электроэнергетики, на которых необходимо устанавливать устройства АОСН, должны определяться проектными решениями с учетом необходимости обеспечения допустимого по величине и длительности снижения напряжения на шинах объектов электроэнергетики.
130. Устройства АОПН должны устанавливаться с каждой стороны ЛЭП классом напряжения 500 кВ и выше длиной более 200 км. На ЛЭП классом напряжения 500 кВ меньшей длины, а также на ЛЭП классом напряжения 330 кВ и ниже необходимость установки АОПН должна определяться проектными решениями с учетом необходимости обеспечения допустимого по величине и длительности повышения напряжения на оборудовании объектов электроэнергетики.