Вопрос. На защиту каких электрических сетей распространяются требования настоящей главы Правил?

Ответ. Распространяются на защиту электрических сетей напряжением до 1 кВ, сооружаемых внутри и вне зданий (3.1.1).

Вопрос. Что называется аппаратом защиты?

Ответ. Называется аппарат, автоматически отключающий защищаемую электрическую цепь при КЗ, перегрузках и других ненормальных режимах (3.1.2).

Вопрос. Какие аппараты применяются в качестве защитных?

Ответ. Применяются автоматические выключатели или предохранители. Рекомендуется применять автоматические выключатели с комбинированным расцепителем.

Для обеспечения требований быстродействия, чувствительности, селективности в необходимых случаях могут применяться устройства защиты с использованием выносных реле (реле косвенного действия). Коэффициент чувствительности этих защит в конце защищаемой зоны должен быть не менее 1,5 (3.1.3).

Вопрос. Как выбираются аппараты защиты по отключающей способности?

Ответ. Выбираются соответственно максимальному значению тока КЗ в начале защищаемого участка электрической сети, то есть стойкими при этом токе в соответствии с определением гл. 1.4 Правил.

Установка аппаратов защиты, не стойких при максимальных значениях токов КЗ, допускается, если защищающий их групповой автоматический выключатель или ближайший автоматический выключатель по направлению к источнику питания является стойким при максимальном токе КЗ, и ток срабатывания его мгновенно действующего расцепителя (отсечки без выдержки времени) меньше, чем ток одноразовой предельной коммутационной способности каждого из группы защищаемых аппаратов, и если такое неселективное отключение всей группы аппаратов не грозит аварией, порчей дорогостоящего оборудования и материалов или расстройством сложного технологического процесса (3.1.4).

Вопрос. Каковы общие требования по выбору номинальных токов плавких вставок предохранителей и номинальных токов или уставок расцепителей автоматических выключателей, служащих для защиты отдельных участков сети?

Ответ. Во всех случаях выбираются по возможности наименьшими по расчетным токам этих участков, но таким образом, чтобы аппараты защиты не отключали электроустановки при кратковременных перегрузках (пусковых токах, пиках технологических нагрузок, токах при самозапуске и т. п.) (3.1.6).

Вопрос. Как присоединяются к сети предохранители и автоматические выключатели пробочного типа?

Ответ. Присоединяются так, чтобы при вывинченной пробке предохранителя (автоматического выключателя) винтовая гильза оставалась без напряжения.

Питающий проводник присоединяется, как правило, к неподвижным контактам автоматического выключателя.

При необходимости присоединения питающего проводника к подвижным контактам автоматического выключателя (например, в схемах с секционным выключателем) следует иметь в виду, что в этом случае предельная коммутационная способность некоторых типов автоматических выключателей уменьшается (3.1.7).

Вопрос. Какая надпись наносится на каждый аппарат защиты?

Ответ. Наносится надпись, указывающая номинальный ток аппарата, уставку расцепителя, значение номинального тока плавкой вставки. Рекомендуется на дверцах шкафов или щитков, в которых устанавливаются аппараты защиты, размещать схемы с указанием необходимых для защиты присоединений уставок расцепителей автоматических выключателей и номинальных токов плавких вставок предохранителей (3.1.7).

Вопрос. При каких условиях предусматривается защита от токов КЗ?

Ответ. Предусматривается, если наименьший расчетный ток в конце защищаемой линии превышает:

в 3 раза номинальный ток плавкой вставки предохранителя;

в 3 раза номинальный ток нерегулируемого расцепителя автоматического выключателя с обратно зависимой от тока характеристикой;

в 3 раза уставку срабатывания по току регулируемого расцепителя автоматического выключателя с обратно зависимой от тока характеристикой;

в 1,1 раза верхнее значение тока срабатывания автоматического выключателя, имеющего только мгновенно действующий или селективный максимальный расцепитель тока (отсечку).

При определении наименьшего значения тока КЗ учитываются активные и индуктивные сопротивления цепи КЗ, включая активное сопротивление электрической дуги, а также увеличение активного сопротивления проводника в результате нагрева.

Защита от токов КЗ по возможности выбирается с наименьшим временем отключения и селективностью действия.

Для кабельных сетей СН электростанций токовая отсечка принимается с наименьшим коэффициентом чувствительности около 1,3 при междуфазных и однофазных КЗ в конце защищаемого кабеля. При этом в случае необходимости для защиты от однофазных КЗ в конце кабеля должна выполняться отдельная защита, не требующая отстройки от пусковых токов присоединения, с коэффициентом чувствительности не менее 1,5. Допускается не охватывать отсечкой всю длину защищаемой КЛ, если при работе расцепителя с обратно зависимой от тока характеристикой обеспечивается термическая стойкость кабеля и селективность.

Для кабельных сетей СН электростанций рекомендуется обеспечивать резервирование защит смежных участков (3.1.8).

Вопрос. Какие аппараты применяются для защиты электроустановок постоянного тока?

Ответ. Применяются автоматические выключатели с комбинированным расцепителем или специальная выносная РЗ. Допускается применение предохранителей (3.1.8).

Вопрос. Какие условия выполняются для обеспечения селективности отключения поврежденного участка?

Ответ. Выполняются следующие условия:

при применении автоматических выключателей все КЗ в основной зоне защиты отключаются токовой отсечкой с коэффициентом чувствительности не менее 1,5;

КЗ в зоне резервирования отключаются с коэффициентом чувствительности не менее 1,3. Допускается осуществлять резервирование с использованием расцепителя с обратно зависимой от тока характеристикой при условии обеспечения термической стойкости кабеля;

при применении выносной РЗ коэффициенты чувствительности: для основной зоны – не менее 1,5; для зоны резервирования – не менее 1,2;

при применении предохранителей коэффициенты чувствительности: для основной зоны – не менее 5; для зоны резервирования – не менее 3 (3.1.9).

Вопрос. Какие присоединения обеспечиваются защитой от перегрузки?

Ответ. Обеспечиваются присоединения, выполненные с использованием СИП (ВЛИ), а также следующие сети внутри помещений:

линии, выполненные открыто проложенными проводниками с горючей наружной оболочкой или с горючей наружной изоляцией;

групповые сети в жилых зданиях, общественных зданиях и сооружениях, в служебно-бытовых помещениях промышленных предприятий, а также в пожароопасных зонах;

присоединения в жилых зданиях, в общественных зданиях и сооружениях, на промышленных предприятиях – только в случаях, когда по режиму работы может возникать длительная перегрузка проводников (3.1.10).

Вопрос. Какой принимается кратность токов аппаратов защиты к длительно допустимым токовым нагрузкам защищаемых проводников в сетях постоянного тока, защищаемых от перегрузки?

Ответ. Принимается не более:

0,8 – для номинального тока плавкой вставки;

1,0 – для номинального тока расцепителя автоматического выключателя с нерегулируемой обратно зависимой от тока характеристикой (независимо от наличия отсечки);

1,25 – для тока срабатывания автоматического выключателя с регулируемой обратно зависимой от тока характеристикой (независимо от наличия отсечки) (3.1.11).

Вопрос. В каких случаях защита не устанавливается?

Ответ. На двухцепных ВЛ в нулевом проводе расцепитель автоматического выключателя или выносная токовая защита не устанавливается (3.1.12).

Вопрос. В каких местах сети устанавливаются аппараты защиты?

Ответ. Аппараты защиты располагаются в удобных для обслуживания местах таким образам, чтобы была исключена возможность их случайных механических повреждений. Установка их выполняется так, чтобы при оперировании с ними или при их действии были исключены опасность для обслуживающего персонала и возможность повреждения окружающих предметов.

К аппаратам защиты с открытыми токоведущими частями обеспечивается доступ только для обслуживания квалифицированным персоналом (3.1.13).

Как правило, аппараты защиты устанавливаются в местах сети, где сечение проводника уменьшается (по направлению к месту потребления электроэнергии) или где это необходимо для обеспечения чувствительности или селективности защиты (3.1.14).

Аппараты защиты устанавливаются непосредственно в местах присоединения защищаемых проводников к питающей линии.

Допускается установка аппарата защиты ответвления на некотором расстоянии от места присоединения ответвления к питающей линии при выполнении следующих условий:

длина участка ответвления от места присоединения к питающей линии до аппарата не превышает 3 м;

ответвления на этом участке выполнены кабелем в оболочке, не распространяющей горение, или проложенным в несгораемых трубах, металлорукавах, коробах;

вблизи этого участка не располагаются горючие вещества (3.1.15).

Вопрос. Где устанавливаются предохранители?

Ответ. При защите сетей предохранителями последние устанавливаются на всех нормально незаземленных проводниках. Установка предохранителей в нулевых проводниках не допускается (3.1.16).

Вопрос. Где устанавливаются расцепители при защите сетей автоматическими выключателями?

Ответ. Расцепители автоматических выключателей устанавливаются во всех нормально незаземленных проводниках.

Расцепители в нулевых рабочих (нейтральных) проводниках допускается устанавливать лишь при условии, что при их срабатывании отключаются от сети одновременно все проводники данного присоединения (3.1.17).

Вопрос. В каких местах допускается не устанавливать аппараты защиты?

Ответ. Допускается не устанавливать, если это признается целесообразным по условиям эксплуатации, в местах:

ответвления проводников от шин щита к аппаратам, установленным на том же щите; при этом проводники выбираются по расчетному току ответвления;

снижения сечения питающей линии по ее длине и на ответвлениях от нее, если защита предыдущего участка линии защищает участок со сниженным сечением;

ответвления от питающей линии проводников цепей измерений, управления и сигнализации, если эти проводники не выходят за пределы соответствующих машин или щита либо эти проводники выходят за их пределы, но проложены в несгораемых трубах или имеют негорючую оболочку.

Не допускается установка аппаратов защиты в местах присоединения к питающей линии таких цепей управления, сигнализации и измерения, отключение которых может повлечь за собой опасные последствия (отключение пожарных насосов, вентиляторов, предотвращающих образование взрывоопасных смесей, некоторых механизмов собственных нужд электростанций и т. п.). Во всех случаях такие цепи выполняются проводниками, не распространяющими горение, или в трубах (3.1.18).

Вопрос. На какие устройства РЗ распространяется настоящая глава Правил?

Ответ. Распространяется на устройства РЗ элементов электрической части энергосистем, промышленных и других электроустановок напряжением выше 1 кВ: генераторов, трансформаторов (автотрансформаторов), блоков генератор-трансформатор, линий электропередачи, шунтирующих реакторов 500 и 750 кВ и компенсационных реакторов, шин и синхронных компенсаторов.

РЗ электроустановок напряжением выше 750 кВ, КЛ напряжением выше 220 кВ и передач постоянного тока в настоящей главе Правил не рассматривается.

Устройства РЗ элементов электроустановок, не рассмотренные в этой и других главах, выполняются в соответствии с общими требованиями настоящей главы (3.2.1).

Вопрос. Для чего предназначены устройства РЗ электроустановок?

Ответ. Устройства РЗ электроустановок предназначены:

для автоматического отключения элемента от остальной части электрической сети (электроустановки) в случае его электрического повреждения или возникновения опасного, ненормального режима работы, который может привести к его повреждению;

для подачи сигнала в случае возникновения ненормального режима, который в течение продолжительного времени не приведет к повреждению элемента (3.2.2).

Вопрос. В каких случаях допустимо вместо автоматических выключателей и РЗ применять предохранители?

Ответ. Допустимо, если они:

могут быть выбраны с требуемыми параметрами (номинальными напряжением и током, предельно отключаемым током и др.);

обеспечивают требуемые селективность и чувствительность;

не препятствуют применению автоматики (АПВ, АВР и т. п.), необходимой по условиям работы электроустановки;

допустимы по условиям эксплуатации.

При использовании предохранителей предусматриваются мероприятия, предотвращающие неполнофазный режим (3.2.3).

Вопрос. Какие результаты обеспечивают устройства РЗ совместно с коммутационными аппаратами, на которые они воздействуют?

Ответ. Обеспечивают требуемую быстроту отключения КЗ в целях сохранения бесперебойной работы неповрежденной части системы (устойчивой работы энергосистемы и нагрузки, надежной работы АЭС, возможности восстановления нормальной работы путем успешного действия АПВ и АВР, самозапуска электродвигателей, втягивания в синхронизм и проч.), предотвращения нарушений технологии особо ответственных производств, требований экологии, электробезопасности и ограничения области и степени повреждения элемента (3.2.4).

Вопрос. Каковы требования к селективности РЗ?

Ответ. РЗ, действующая на отключение, как правило, выполняется селективной, чтобы при повреждении какого-либо элемента отключался только этот поврежденный элемент.

Допускается неселективное действие защиты при КЗ (исправляемое последующим АПВ и АВР) для обеспечения или ускорения отключения КЗ (3.2.5).

Вопрос. Чем обеспечивается надежность функционирования РЗ?

Ответ. Обеспечивается:

достижением максимальной аппаратной надежности за счет применения комплектующих изделий повышенной безотказности, применения рациональных схем и конструкций;

проведением технического обслуживания устройств РЗ с определенной периодичностью с применением внешних специализированных или универсальных устройств проверки, а также встроенных средств контроля исправности, если это необходимо для достижения требуемых значений показателей надежности функционирования или для обеспечения заданного времени восстановления;

применением средств, обеспечивающих ближнее (дублирование защит, распределение их по сердечникам ТТ, разделение/резервирование по цепям напряжения, оперативного тока, управления и др.) и дальнее резервирование (3.2.7).

Вопрос. Какие устройства предусматриваются при наличии РЗ, имеющей цепи напряжения?

Ответ. Предусматриваются устройства:

автоматически выводящие защиту из действия при отключении автоматических выключателей, перегорании предохранителей и других нарушениях цепей напряжения (если эти нарушения могут привести к ложному срабатыванию защиты или к излишнему срабатыванию при КЗ вне защищаемой зоны), а также сигнализирующие о нарушениях этих цепей;

сигнализирующие или блокирующие при нарушениях цепей напряжения, если эти нарушения не приводят к ложному срабатыванию защиты в условиях нормального режима и к излишнему срабатыванию при КЗ вне защищаемой зоны, но могут привести к отказу защиты (3.2.8).

Вопрос. Каковы рекомендации по действию РЗ при наличии на ВЛ трубчатых разрядников?

Ответ. Рекомендуется предусматривать отстройку РЗ ВЛ от времени работы разрядников.

На ВЛ напряжением 110 кВ допускается не отстраивать РЗ от работы трубчатых разрядников (3.2.9).

Вопрос. Какие факторы следует учитывать для РЗ с выдержками времени для исключения отказов срабатывания защиты?

Ответ. Для исключения отказов срабатывания защиты в каждом конкретном случае учитывается затухание токов КЗ во времени, изменение токов КЗ в результате возникновения качаний, появление дуги в месте повреждения (3.2.10).

Вопрос. Какими устройствами снабжаются защиты в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше?

Ответ. Снабжаются устройствами, блокирующими их действие при качаниях или асинхронном ходе, если в указанных сетях возможны такие качания или асинхронный ход, при которых защиты могут срабатывать неправильно.

Допускается применение аналогичных устройств и для линий напряжением ниже 110 кВ, связывающих между собой источники питания (исходя из вероятности возникновения качаний или асинхронного хода и возможных последствий неправильных отключений).

Допускается выполнение защиты без блокировки при качаниях, если защита отстроена от качаний по времени (3.2.11).

Вопрос. Какая основная защита предусматривается на каждом из элементов электроустановки?

Ответ. Предусматривается основная защита, предназначенная для действия при повреждениях в пределах всего защищаемого элемента с временем, меньшим чем у других установленных на этом элементе защит.

На особо ответственных элементах электроустановки: линиях 330–750 кВ, генераторах и трансформаторах блоков АЭС или тепловых и гидравлических станций большой мощности, автотрансформаторах связи станций с высшим напряжением 330–750 кВ, автотрансформаторах подстанций с высшим напряжением 330–750 кВ, шунтирующих реакторах 500 и 750 кВ, синхронных компенсаторах, шинах (ошиновках) 330–750 кВ и элементах КРУЭ, как правило, устанавливаются две основные защиты (3.2.14).

Вопрос. Какая резервная защита предусматривается для действия при отказах защит или выключателей смежных элементов?

Ответ. Предусматривается резервная защита, предназначенная для обеспечения дальнего резервирования. Такая защита предназначена и для выполнения функции ближнего резервирования основной защиты данного элемента, обладающей абсолютной селективностью, в случае ее отказа или выведения из работы. Например, если в качестве основной защиты от всех видов повреждений линий напряжением 110 кВ и выше применена ВЧ защита, то в качестве резервных могут быть применены ступенчатые дистанционная защита и токовая направленная защита нулевой последовательности. На линиях 500–750 кВ, а также на ряде линий 330 кВ резервные ступенчатые защиты ускоряются с помощью передачи ВЧ сигналов для выполнения второй быстродействующей защиты.

На всех элементах сети, прилегающей к АЭС, при многофазных КЗ на которых остаточное напряжение прямой последовательности на стороне высшего напряжения блоков этой станции может снижаться ниже 0,45 номинального, обеспечивается полное время отключения КЗ, не превышающее 1 с при отказе быстродействующей защиты с учетом времени действия устройства резервирования при отказе выключателя (УРОВ).

Во всех случаях, когда при КЗ на линии напряжением 330 кВ и выше не обеспечивается дальнее резервирование, предусматриваются дополнительные меры по ближнему резервированию (3.2.15).

Вопрос. С какой целью может быть предусмотрена токовая отсечка без выдержки времени для линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше?

Ответ. Может быть предусмотрена в качестве дополнительной защиты с целью повышения надежности отключения повреждения в начале линии (3.2.16).

Вопрос. В каких случаях допускается отсутствие резервирования?

Ответ. Если полное обеспечение дальнего резервирования связано со значительным усложнением защиты или технически невозможно, допускается:

не резервировать отключение КЗ на реактированных линиях, в конце длинного смежного участка линии напряжением 6-35 кВ, за трансформаторами напряжением 220 кВ и ниже, а также при наличии ближнего резервирования на линиях напряжением 110–330 кВ, за автотрансформаторами 220 кВ и выше и за трансформаторами с низшим напряжением 6,3 кВ СН электростанций;

обеспечивать полное дальнее резервирование только при наиболее часто встречающихся видах повреждений без учета редких режимов работы и при учете каскадного действия защиты;

предусматривать неселективное действие защиты при КЗ на смежных элементах (например, не согласовывать последнюю ступень защиты по параметру срабатывания с защитами предыдущих элементов и т. п.) с возможностью обесточивания в отдельных случаях подстанций; при этом рекомендуется обеспечивать исправление этих неселективных отключений действием АПВ или АВР;

предусматривать на трансформаторах 110–220 кВ дополнительную максимальную токовую защиту с независимым действием (3.2.17).

Вопрос. В каких электроустановках и в каких случаях предусматриваются УРОВ?

Ответ. Предусматриваются в электроустановках напряжением ПО– 750 кВ. Предусматривается УРОВ отдельных присоединений СН электростанций, если отключение КЗ не резервируется защитами рабочих и резервных трансформаторов СН, а также генераторных выключателей; допускается установка упрощенных УРОВ в РУ напряжением 6-35 кВ с КЛ.

При отказе выключателя элемента электроустановки (линии, трансформатора, шин и др.) УРОВ выполняется с действием на отключение выключателей, смежных с отказавшим, через которые может осуществляться подпитка места КЗ.

Если защиты присоединены к выносным ТТ, то УРОВ выполняется с действием и при КЗ в зоне между этими ТТ и выключателем.

При КЗ на стороне низшего напряжения автотрансформаторов 330 кВ и выше, повреждении рабочего трансформатора СН, подключенного ответвлением без выключателя к блоку, и отказе при этом любого выключателя сторон высшего или среднего напряжения и при недостаточной чувствительности УРОВ выключателей этих сторон рекомендуется принимать меры, обеспечивающие отключение выключателей, смежных с отказавшим.

Отказ от применения УРОВ в каждом отдельном случае обосновывается, например, когда при дальнем резервном действии защит нет потери дополнительных элементов из-за отключения выключателей, непосредственно не примыкающих к отказавшему (отсутствуют секционированные шины, линии с ответвлениями и т. п.) (3.2.18).

Вопрос. Как осуществляется питание оперативных цепей основных и резервных защит?

Ответ. Основная и резервная или две основные защиты подключаются к разным вторичным обмоткам ТТ. При этом цепи тока этих защит прокладываются в разных кабелях. Для защит линий 220–750 кВ предусматривается резервирование питания их цепей напряжения.

Питание оперативных цепей основных и резервных защит линий ПО – 750 кВ и, как правило, каждого из комплектов ступенчатых защит линий 110–220 кВ, каждой из двух групп защит трансформаторов 110 кВ и выше, автотрансформаторов 220 кВ и выше и шунтирующих реакторов 500–750 кВ, каждой из двух дифференциальных токовых защит шин (ошиновок), а также основных и резервных защит на электростанциях с генераторами мощностью 30 МВт и более, генераторов, блоков генератор-трансформатор, трансформаторов связи, трансформаторов СН с низшим напряжением 6,3 кВ осуществляется через разные автоматические выключатели. При этом цепи питания оперативным постоянным током основных и резервных защит или отдельных групп защит прокладываются в разных кабелях. В особо ответственных случаях (например, для линий и автотрансформаторов 500 кВ) рекомендуется прокладывать кабели с цепями отключения от двух групп защит по разным трассам.

На переменном оперативном токе предусматривается разделение выходных цепей основных и резервных защит на разные промежуточные реле.

При наличии на линии, автотрансформаторе, шунтирующем реакторе двух отдельных защит (комплектов) они выполняются так, чтобы была обеспечена возможность раздельной проверки или ремонта защит при работающем элементе (3.2.19).

Вопрос. При помощи какого показателя производится оценка чувствительности РЗ?

Ответ. Производится при помощи коэффициента чувствительности.

Коэффициент чувствительности избирательных органов сопротивления устройства однофазного автоматического повторного включения (ОАПВ) определяется при КЗ на землю в конце защищаемой линии при отсутствии переходного сопротивления; рекомендуется также определять его при замыкании на землю через переходное сопротивление.

Расчетные значения величин необходимо устанавливать исходя из наиболее неблагоприятных режимов (с учетом их реальной возможности) и видов повреждения (3.2.20).

Вопрос. Какие наименьшие коэффициенты чувствительности принимаются при оценке чувствительности основных защит и УРОВ?

Ответ. Принимаются следующие наименьшие коэффициенты чувствительности.

1. Максимальные токовые защиты с пуском и без пуска напряжения, направленные и ненаправленные защиты, включенные на составляющие обратной или нулевой последовательности:

для органов тока и напряжения – 1,5 (в режиме сетевого резервирования допускается 1,3);

для органов направления мощности обратной и нулевой последовательности – 2,0 по мощности и 1,5 по току и напряжению;

для органа направления мощности, включенного на полные ток и напряжение, – не нормируется по мощности (и напряжению) и 1,5 по току.

Для максимальных токовых защит трансформаторов с низшим напряжением 0,23-0,4 кВ наименьший коэффициент чувствительности принимается 1,5; рекомендуется по возможности увеличивать до 2,0, учитывая значительное снижение тока из-за увеличения переходного сопротивления в месте повреждения.

2. Ступенчатые защиты тока или тока и напряжения направленные и ненаправленные, включенные на полные токи и напряжения или на составляющие нулевой последовательности:

для органов тока и напряжения ступени защиты, предназначенной для действия при КЗ в конце защищаемого участка, без учета резервного действия – 1,5, а при наличии чувствительной резервной ступени – 1,3; при наличии на противоположном конце линии отдельной защиты шин соответствующие коэффициенты чувствительности (1,5 и 1,3) для ступени защиты нулевой последовательности допускается обеспечивать в режиме каскадного отключения;

для органов направления мощности нулевой и обратной последовательности – 2,0 по мощности и 1,5 по току и напряжению;

для органа направления мощности, включенного на полные ток и напряжение, – не нормируется по мощности (и напряжению) и 1,5 по току.

3. Дистанционные защиты от многофазных КЗ, КЗ на землю и избирательные органы устройства ОАПВ:

для пускового органа дистанционной защиты от многофазных КЗ и дистанционных органов третьей ступени – 1,5;

для дистанционных органов второй ступени от многофазных КЗ, предназначенных для действия при КЗ в конце защищаемой линии, при отсутствии третьей ступени – 1,5, а при наличии третьей ступени защиты – 1,25; чувствительность указанного органа по току точной работы при КЗ в той же точке – 1,3;

для дистанционных органов второй ступени от КЗ на землю и избирательных органов сопротивления устройства ОАПВ: при металлическом КЗ на землю в конце защищаемой линии – 1,5; при КЗ на землю через переходное сопротивление в конце каскадно отключенной фазы защищаемой линии – 1,15;

для фильтровых избирательных органов по току и напряжению нулевой и обратной последовательностей при металлическом замыкании в конце защищаемой линии – 2,0.

Блокировка при качаниях выполняется не ограничивающей зоны действия блокируемых ступеней дистанционной защиты.

4. Продольные дифференциальные защиты генераторов, трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих и компенсационных реакторов, линий и других элементов, а также полные дифференциальные защиты шин и ошиновки – 2,0; для пускового органа тока неполной дифференциальной дистанционной защиты шин генераторного напряжения – 2,0; для первой ступени неполной дифференциальной токовой защиты шин генераторного напряжения, выполненной в виде отсечки, – 1,5 (при КЗ на шинах).

Для дифференциальной защиты генераторов, трансформаторов, автотрансформаторов, синхронных компенсаторов, токоограничивающих, шунтирующих и компенсационных реакторов чувствительность проверяется при КЗ на выводах (для трансформаторов, автотрансформаторов – с учетом регулирования напряжения). При этом вне зависимости от значений коэффициента чувствительности для турбогенераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток и для гидрогенераторов мощностью более 30 МВт вне зависимости от системы охлаждения ток срабатывания защиты принимается менее номинального тока генератора. Для автотрансформаторов и трансформаторов мощностью 25 МВ·А и выше ток срабатывания дифференциальных защит рекомендуется принимать меньше номинального. Для защит остальных трансформаторов мощностью 4,0-25 МВ·А, выполняемых на постоянном или выпрямленном оперативном токе, ток срабатывания без учета торможения рекомендуется принимать не более 1,5 номинального тока трансформатора.

Допускается снижение коэффициента чувствительности для дифференциальной защиты трансформатора, автотрансформатора или блока генератор-трансформатор до значения 1,5:

в режиме включения трансформатора и автотрансформатора под напряжение, а также для кратковременных режимов его работы (например, при отключении одной из питающих сторон);

для дифференциальной защиты трансформатора при КЗ за токоогра-ничивающим реактором на стороне низшего напряжения; при этом допускается не обеспечивать чувствительность максимальной токовой защиты, установленной на стороне высшего напряжения при КЗ в этой точке.

Для режима подачи напряжения на поврежденные шины (ошиновку) включением одного из питающих элементов допускается снижение коэффициента чувствительности для дифференциальной защиты шин (ошиновки) до значения 1,5.

5. Поперечные дифференциальные направленные защиты параллельных линий:

для реле тока и реле напряжения пускового органа комплектов защиты от междуфазных КЗ и КЗ на землю – 2,0 при включенных выключателях с обеих сторон поврежденной линии (в точке одинаковой чувствительности) и 1,5 при отключенном выключателе с противоположной стороны поврежденной линии;

для органа направления мощности нулевой последовательности – 4,0 по мощности и 2,0 по току и напряжению при отключенном выключателе с противоположной стороны;

для органа направления, включенного на полные ток и напряжение, – не нормируется по мощности и напряжению, 2,0 по току при включенных выключателях с обеих сторон и 1,5 при отключенном выключателе с противоположной стороны.

6. Направленные защиты с высокочастотной блокировкой:

для органа направления мощности обратной или нулевой последовательности, контролирующего цепь отключения, – 4,0 по мощности, 2,0 по току и напряжению;

для пусковых органов, контролирующих цепь отключения, – 2,0 по току и напряжению, 1,5 по сопротивлению.

7. Дифференциально-фазные ВЧ защиты:

для пусковых органов, контролирующих цепь отключения, – 2,0 по току и напряжению, 1,5 по сопротивлению.

8. Токовые отсечки без выдержки времени, устанавливаемые на генераторах и трансформаторах, при КЗ в месте установки защиты – 2,0. На трансформаторах напряжением 35/10 кВ мощностью 1000–4000 кВ А в распределительных сетях допускается иметь коэффициент чувствительности равным 1,7 в нормальном режиме работы подстанции; в режиме сетевого резервирования этот коэффициент не нормируется. При этом в режиме сетевого резервирования действие на отключение КЗ на выводах низшего напряжения трансформаторов возлагается на максимальную токовую защиту с коэффициентом чувствительности не менее 2,0.

9. Защиты от замыканий на землю в сетях с изолированной нейтралью (при полноте замыкания 100 %):

для защит, действующих на сигнал, – 1,5;

для защит, действующих на отключение, – 2,0.

10. Поперечная дифференциальная токовая защита шунтирующих реакторов для реле тока – 2,0. Чувствительность проверяется при КЗ на выводах.

11. Реле тока УРОВ – 2,0. Чувствительность реле тока УРОВ проверяется при КЗ в конце линии и в конце зоны резервирования защит линии (трансформатора, автотрансформатора и шунтирующего и компенсационного реакторов) как для выключателя линии, так и для трансформатора и автотрансформатора, а также на стороне низшего напряжения для выключателей высшего и среднего напряжений трансформатора (автотрансформатора) (3.2.21).

Вопрос. Какие факторы учитываются при определении коэффициентов чувствительности, указанных выше в пп. 1,2,5?

Ответ. Учитывается следующее:

чувствительность по мощности индукционного реле направления мощности проверяется только при включении его на составляющие токов и напряжений обратной и нулевой последовательностей;

чувствительность реле направления мощности, выполненного по схеме сравнения (абсолютных значений или фаз), проверяется: при включении на полные ток и напряжение – по току; при включении на составляющие токов и напряжений обратной и нулевой последовательностей – по току и напряжению (3.2.22).

Вопрос. Каким принимается коэффициент чувствительности защиты от замыканий на землю в обмотке статора для генераторов?

Ответ. Принимается не менее 2.

При включении защиты на ТТ нулевой последовательности допускается определять чувствительность этой защиты по току срабатывания промышленной частоты, который принимается не более 5 А. Если для защиты генератора от замыканий на землю в обмотке статора применяется защита напряжения нулевой последовательности, ее напряжение срабатывания промышленной частоты выбирается в пределах 10–15 В (3.2.23).

Вопрос. Как проверяется чувствительность аппаратов и защит на переменном оперативном токе?

Ответ. Для аппаратов и защит на переменном оперативном токе с дешунтированием электромагнитов отключения проверяется чувствительность электромагнитов отключения и удерживания дешунтирующих реле по вторичному току. При этом учитывается токовая погрешность ТТ после дешунтирования при первичном токе, соответствующим току срабатывания реле тока защиты. Коэффициент чувствительности электромагнитов отключения принимается не менее 1,2. Коэффициент чувствительности по удерживанию дешунтирующих реле – не менее 1,1.

Для дифференциальной и максимальной токовой защит трансформатора, в которых питание токовых электромагнитов отключения выключателя (включения короткозамыкателя) осуществляется по схеме с дешунтированием, а питание электромагнита напряжения – от предварительно заряженного конденсатора, чувствительность токового электромагнита проверяется с учетом действительной погрешности ТТ при первичном токе расчетного КЗ.

Коэффициенты чувствительности токового электромагнита принимаются не менее коэффициентов чувствительности соответствующих защит (см. 3.2.21).

Для защит с реле прямого действия коэффициент чувствительности определяется по первичному току срабатывания с учетом действительной погрешности ТТ (при вторичном токе, равном току срабатывания реле). Коэффициент чувствительности – не менее 1,8 (3.2.24).

Вопрос. Какими принимаются наименьшие коэффициенты чувствительности для резервных защит при КЗ в конце смежного элемента или наиболее удаленного из нескольких последовательных элементов, входящих в зону дальнего резервирования?

Ответ. Принимаются следующими:

для органов тока и напряжения – 1,2; для органов сопротивления по сопротивлению – 1,2 (для органа сопротивления с многоугольной характеристикой срабатывания рекомендуется при оценке чувствительности по отношению к его сторонам увеличение указанного значения до 1,3); по току точной работы – 1,1;

для органов направления мощности обратной и нулевой последовательности – 1,4 по мощности и 1,2 по току и напряжению;

для органа направления мощности, включенного на полные ток и напряжение, – не нормируется по мощности и напряжению и 1,2 по току (3.2.25).

Вопрос. Каким принимается коэффициент чувствительности для токовых отсечек без выдержки времени, устанавливаемых на линии и выполняющих функции вспомогательных защит?

Ответ. Принимается не менее 1,2 при многофазных КЗ в месте установки защиты в наиболее благоприятном по условию чувствительности режиме (3.2.26).

Вопрос. Как согласовываются чувствительности защит нескольких элементов?

Ответ. Защита последующего элемента, как правило, согласовывается по чувствительности с защитой предыдущего элемента. Допускается не согласовывать между собой ступени этих защит, предназначенные для дальнего резервирования (3.2.27).

Вопрос. Каким требованиям должны удовлетворять ТТ, предназначенные для питания цепей тока устройств РЗ от КЗ?

Ответ. Должны удовлетворять следующим требованиям.

1. В целях предотвращения неправильных срабатываний защиты при КЗ вне защищаемой зоны или при несинхронном включении погрешность (полная или токовая) ТТ, как правило, не допускается более 10 %. Более высокие погрешности допускаются при использовании защит (например, дифференциальной защиты шин или ошиновки с торможением), правильное действие которых при повышенных погрешностях обеспечивается с помощью специальных мероприятий.

Указанные требования принимаются:

для ступенчатых защит – при КЗ в конце зоны действия ступени защиты, с которой производится согласование, а для направленных ступенчатых защит – также и при внешнем КЗ;

для согласуемых между собой защит с обратно зависимыми характеристиками выдержек времени – при токе КЗ, при котором разность выдержек времени этих защит равна ступени выдержки времени;

для остальных защит – при внешнем КЗ или несинхронном включении.

Для дифференциальных токовых защит (шин, трансформаторов, генераторов и т. п.) учитывается полная погрешность, для остальных защит – токовая погрешность, а при включении последних на сумму токов двух или более ТТ и режимах внешних КЗ или несинхронного включения – полная погрешность.

При расчетах допустимых нагрузок на ТТ допускается в качестве исходной принимать полную погрешность.

2. Токовая погрешность ТТ в целях предотвращения отказов защиты при КЗ в начале защищаемой зоны принимается:

по условиям повышенной вибрации контактов реле направления мощности или реле тока – не более значений, допустимых для выбранного типа реле;

по условиям предельно допустимой угловой погрешности для выбранного типа реле направления мощности и направленных реле сопротивления – не более 50 %.

3. Напряжение на выводах вторичной обмотки ТТ при КЗ в защищаемой зоне должно быть не более значения, допустимого для устройства РЗиА.

4. Полная погрешность, вызванная насыщением ТТ при их работе на активную нагрузку при КЗ в защищаемой зоне, должна быть не более 50 % для дифференциальной защиты трансформатора, автотрансформатора, шунтирующего и компенсационного реактора и ошиновок, для защит, выполненных на интегральных микросхемах или микропроцессорной технике, и не более 30 % для защиты шин (3.2.29).

Вопрос. К каким обмоткам ТТ присоединяются цепи тока электроизмерительных приборов (совместно со счетчиками) и РЗ?

Ответ. Присоединяются, как правило, к разным обмоткам ТТ. Цепи тока осциллографов и фиксирующих приборов рекомендуется включать совместно с цепями тока РЗ. Допускается включение цепей РЗ или осциллографов и фиксирующих приборов совместно с электроизмерительными приборами и счетчиками при условии выполнения указаний пп. 1.5.18 и 3.2.29 Правил. При этом включение электроизмерительных приборов в цепи защит допускается только через промежуточные ТТ и при условии, что ТТ удовлетворяют указаниям п. 3.2.29 Правил при разомкнутой вторичной цепи промежуточных ТТ (3.2.30).

Вопрос. На основе каких реле выполняется РЗ на подстанциях без источника оперативного постоянного тока?

Ответ. Выполняется с реле прямого действия или реле косвенного действия с питанием оперативных цепей от ТТ и ТН или от трансформаторов СН (3.2.31).

Вопрос. Как могут выполняться устройства РЗ на подстанциях без источника оперативного постоянного тока?

Ответ. Могут выполняться:

с дешунтированием электромагнита отключения выключателя (включения короткозамыкателя);

с использованием конденсаторов, предварительного заряжаемых от зарядного устройства;

с использованием выпрямительных устройств (3.2.32).

Вопрос. От каких видов повреждений предусматриваются устройства РЗ для генераторов мощностью более 1 МВт напряжением выше 1 кВ?

Ответ. Предусматриваются устройства РЗ от следующих видов повреждений и нарушений нормального режима работы:

многофазных КЗ в обмотке статора и на его выводах;

однофазных замыканий на землю в обмотке статора;

двойных замыканий на землю, одно из которых возникло в обмотке статора, а второе – во внешней сети;

замыканий между витками одной фазы в обмотке статора (при наличии выведенных параллельных ветвей обмотки);

повышения напряжения гидрогенератора;

внешних КЗ;

перегрузки токами обратной последовательности;

перегрузки обмотки ротора током возбуждения (для турбогенераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток и для гидрогенераторов);

симметричной перегрузки обмотки статора;

замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения;

замыканий на землю во второй точке цепи возбуждения турбогенераторов (кроме турбогенераторов с бесщеточной системой возбуждения) и генераторов с форсированным охлаждением;

асинхронного режима;

минимальная защита напряжения при использовании гидроагрегата в режиме синхронного компенсатора или двигателя агрегатов;

обратной мощности;

потери возбуждения (3.2.34).

Вопрос. Какая защита применяется для генераторов мощностью до 1 МВт напряжением до 1 кВ?

Ответ. Для генераторов с изолированной нейтралью применяется защита от всех видов повреждений и ненормальных режимов работы путем установки на выводах генератора автоматического выключателя с максимальными расцепителями или выключателями с максимальной токовой защитой. При наличии выводов со стороны нейтрали указанная защита, если возможно, присоединяется к ТТ, установленным на этих выводах.

Для генераторов с глухозаземленной нейтралью эта защита предусматривается в трехфазном исполнении (3.2.35).

Вопрос. Что предусматривается для защиты от многофазных КЗ в обмотке статора генераторов напряжением выше 1 кВ мощностью более 1 МВт?

Ответ. Предусматривается продольная дифференциальная токовая защита.

Защита выполняется с действием на отключение генератора, на гашение поля, останов агрегата для гидрогенераторов, а также на запрет электроторможения и на пуск автоматического пожаротушения.

В зону действия защиты, кроме генератора, включаются соединения генератора со сборными шинами электростанции (до выключателя).

Продольная дифференциальная токовая защита генераторов с непосредственным охлаждением обмоток статора выполняется с током срабатывания не более 0,2I_ном. Для гидрогенераторов с косвенным охлаждением обмоток – с током срабатывания менее I_ном. Для турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток статора допускается выполнять защиту с током срабатывания (1,3–1,4) I_ном.

Защита выполняется трехфазной трехрелейной. Для генераторов с косвенным охлаждением обмоток статора при наличии защиты от двойных замыканий на землю защиту допускается выполнять двухфазной двух-релейной (3.2.36).

Вопрос. Какая защита предусматривается для защиты от многофазных КЗ в обмотке статора генераторов напряжением выше 1 кВ мощностью до 1 МВт, работающих параллельно с другими генераторами или электрической системой?

Ответ. Предусматривается токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны выводов генератора к сборным шинам. Если токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, вместо нее устанавливается продольная дифференциальная токовая защита.

Применение токовой отсечки взамен дифференциальной защиты допускается и для генераторов большей мощности, не имеющих выводов фаз со стороны нейтрали.

Для одиночно работающих генераторов напряжением выше 1 кВ мощностью до 1 МВт в качестве защиты от многофазных КЗ в обмотке статора допускается использовать защиту от внешних КЗ.

Защита выполняется с действием на отключение генератора, гашение его поля и останов агрегата (3.2.37).

Вопрос. Какая защита предусматривается для защиты от однофазных замыканий на землю в обмотке статора генераторов напряжением выше 1 кВ мощностью 50 МВт и более?

Ответ. Предусматривается селективная защита от замыкания на землю независимо от значения емкостного тока замыкания на землю и защита от двойных замыканий на землю. Защиты отстраиваются от переходных процессов и выполняются с действием: от замыкания на землю с выдержкой времени не более 0,5 с – на отключение генератора, гашение его поля, останов агрегата и запрет электроторможения (для гидрогенератора); от двойных замыканий на землю без выдержки времени – аналогично защите от однофазных замыканий.

Для генераторов мощностью менее 50 МВт в качестве защиты от замыкания на землю можно использовать устройство контроля изоляции, действующее с двумя выдержками времени: с первой – на деление шин генераторного напряжения, со второй – на отключение генератора, гашение его поля, останов агрегата и запрет электроторможения (для гидрогенераторов). При токе замыкания менее 5 А допускается действие защиты на сигнал (3.2.38).

Вопрос. Какая защита предусматривается при установке на генераторах ТТ нулевой последовательности для защиты от однофазных замыканий на землю?

Ответ. Предусматривается токовая защита от двойных замыканий на землю, присоединяемая к этим ТТ. Защита выполняется без выдержки времени (3.2.39).

Вопрос. Какая защита предусматривается для защиты от замыканий между витками одной фазы в обмотке статора генератора, если выведены параллельные ветви?

Ответ. Предусматривается поперечная дифференциальная токовая защита без выдержки времени (3.2.40).

Вопрос. Какая защита предусматривается для защиты генераторов мощностью более 30 МВт от токов, обусловленных внешними несимметричными КЗ, а также от перегрузки током обратной последовательности?

Ответ. Предусматривается токовая защита обратной последовательности, действующая на отключение с двумя выдержками времени.

Токовая защита обратной последовательности, действующая на отключение, дополняется более чувствительным элементом, действующим на сигнал с независимой выдержкой времени. Ток срабатывания этого элемента принимается не более длительно допустимого тока обратной последовательности для данного типа генератора.

Для генераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток защита выполняется с интегрально-зависимой характеристикой, соответствующей заводской характеристике допустимых перегрузок защищаемого генератора. При этом зависимая характеристика при вторых (более высоких) выдержках времени принимается не выше характеристики допустимых перегрузок генератора током обратной последовательности.

Для генераторов с косвенным охлаждением проводников обмоток защита выполняется с независимой выдержкой времени с током срабатывания не более допустимого для генератора при прохождении по нему тока обратной последовательности в течение 2 мин; меньшая выдержка времени защиты принимается не более допустимой длительности двухфазного КЗ на выводах генератора.

На гидроэлектростанциях без постоянного дежурного персонала чувствительный орган токовой защиты обратной последовательности выполняется с действием на отключение с выдержкой времени не более 2 мин (3.2.41).

Вопрос. Какая защита предусматривается для защиты генераторов с непосредственным охлаждением обмотки статора от внешних симметричных КЗ и для резервирования защит генератора от внутренних повреждений?

Ответ. Предусматривается ступенчатая дистанционная защита либо максимальная токовая защита с пуском минимального напряжения.

Ток срабатывания максимальной токовой защиты принимается (1,3–1,5) I_ном, а напряжение срабатывания – для турбогенераторов (0,5–0,6) U_ном, для гидрогенераторов (0,6–0,7) I_ном(3.2.42).

Вопрос. Какая защита применяется для защиты генераторов мощностью от 1 до 30 МВт от внешних КЗ (симметричных и несимметричных) и для резервирования защит генератора от внутренних повреждений?

Ответ. Применяется максимальная токовая защита в двухфазном двухрелейном исполнении с комбинированным пуском напряжения, выполненная с одним минимальным реле напряжения, включенным на междуфазное напряжение, и одним устройством фильтр-реле напряжения обратной последовательности, разрывающим цепь минимального реле напряжения.

Ток срабатывания защиты и напряжение срабатывания минимального органа напряжения принимаются равными указанным в п. 3.2.42 Правил, напряжения срабатывания устройства фильтр-реле напряжения обратной последовательности – (0,1–0,12) U_ном (3.2.43).

Вопрос. Какая защита применяется для генераторов напряжением выше 1 кВ мощностью до 1 МВт в качестве защиты от внешних КЗ?

Ответ. Применяется максимальная токовая защита, присоединяемая к ТТ со стороны нейтрали. Допускается также применение упрощенной минимальной защиты напряжения (без реле тока).

Ток срабатывания защиты (напряжение срабатывания минимальной защиты напряжения) принимается как указано в п. 3.2.42 Правил (3.2.44).

Вопрос. С соблюдением каких указаний выполняется защита генераторов мощностью более 1 МВт оттоков, обусловленных внешними КЗ?

Ответ. Выполняется с соблюдением следующих указаний:

защита, как правило, присоединяется к ТТ, установленным на выводах генератора со стороны нейтрали;

при наличии секционирования шин генераторного напряжения защита выполняется с двумя выдержками времени: с меньшей – на отключение соответствующих секционных и шиносоединительных выключателей, с большей – на отключение генератора и гашение поля.

Допускается присоединять токовую защиту обратной последовательности и дистанционную защиту к ТТ, установленным со стороны подключения генератора к сборным шинам. В этом случае предусматривается дополнительная резервная защита, включаемая на ТТ со стороны нейтрали генератора и предназначенная для резервирования дифференциальной защиты при повреждениях генератора, отключенного от сети (3.2.45).

Вопрос. Какая защита предусматривается на турбогенераторах с непосредственным охлаждением проводников обмоток?

Ответ. Предусматривается защита ротора от перегрузки при работе генератора как с основным, так и с резервным возбуждением. Защита выполняется с интегрально-зависимой выдержкой времени от тока в обмотке ротора, которая соответствует характеристике допустимых перегрузок генератора током возбуждения.

При необходимости (например, в случае использования резервного электромашинного возбудителя и отсутствии трансформатора постоянного тока в цепи ротора) защита выполняется с независимой выдержкой времени, реагирующей на повышение напряжения обмотки ротора.

Защита выполняется с действием на отключение генератора и гашение поля. С меньшей выдержкой времени от защиты производится разгрузка ротора (3.2.46).

Вопрос. Как выполняется защита от симметричных перегрузок генераторов с непосредственным охлаждением?

Ответ. Выполняется с интегрально-зависимой выдержкой времени от тока одной фазы. Защита выполняется с действием на разгрузку и при необходимости – на отключение генератора.

Защита дополняется чувствительным органом, действующим на сигнал с независимой выдержкой времени.

Защита от симметричных перегрузок генератора с косвенным охлаждением может быть выполнена в виде максимальной токовой защиты от тока одной фазы, действующей на сигнал с независимой выдержкой времени (3.2.47).

Вопрос. Как выполняется защита от замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения для турбогенераторов с косвенным охлаждением обмотки ротора?

Ответ. Выполняется с действием на сигнал с выдержкой времени, а для гидрогенераторов – на отключение генератора.

Защита от замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения генераторов с непосредственным охлаждением обмотки ротора выполняется с двумя ступенями по снижению уровня изоляции. Первая ступень выполняется с действием на предупредительный сигнал с выдержкой времени, вторая – на аварийный сигнал или на отключение генератора в соответствии с указаниями завода-изготовителя (3.2.48).

Вопрос. Какие защиты от асинхронного режима устанавливаются на генераторах?

Ответ. На турбогенераторах устанавливается защита от асинхронного режима с потерей возбуждения. На генераторах, допускающих асинхронный режим, защита выполняется с действием на сигнал и разгрузку по активной мощности.

На гидрогенераторах предусматривается защита от асинхронного хода.

Генераторы, не допускающие асинхронного режима, а в условиях дефицита реактивной мощности в системе – и остальные генераторы, потерявшие возбуждение, при действии защиты отключаются от сети.

На гидрогенераторах предусматривается защита от потери возбуждения, предназначенная для предотвращения асинхронного хода. Защита может быть выполнена:

по факту отключения АГП;

по значениям тока ротора и статора. Уставка по току ротора отстраивается от уставки ограничителя минимального возбуждения регулятора возбуждения;

по принципу защиты минимального сопротивления (3.2.49).

Вопрос. Какая защита предусматривается на гидрогенераторах для предотвращения повышения напряжения при сбросах нагрузки?

Ответ. Предусматривается защита от повышения напряжения. Уставка защиты выбирается равной 1,5 U_ном. Защита выполняется с действием на отключение генератора, гашение его поля; допускается также воздействие на останов агрегата.

Для ликвидации перехода генератора в двигательный режим при самопроизвольном закрытии направляющего аппарата или неплотном закрытии стопорных клапанов турбины рекомендуется устанавливать защиту обратной мощности (3.2.50).

Примечание: здесь и далее в разд. 3, если в тексте не делается специальной оговорки, термин «трансформаторы» распространяется и на автотрансформаторы (соответствующих напряжений и мощностей), на добавочные трансформаторы, включаемые в нейтраль трансформатора (автотрансформатора), трансформаторы поперечного регулирования и линейные добавочные трансформаторы.

Вопрос. От каких видов повреждений предусматриваются устройства РЗ для трансформаторов?

Ответ. Предусматриваются устройства РЗ от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

многофазных КЗ в обмотках и на выводах (ошиновке);

однофазных КЗ на землю в обмотке и на выводах (ошиновке), присоединенных к сети с глухо и эффективно заземленной нейтралью;

витковых замыканий в обмотках;

токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

понижения уровня масла;

снижения уровня изоляции вводов 500 и 750 кВ;

однофазных замыканий на землю на стороне 6-35 кВ трансформаторов;

неполнофазного режима (для автотрансформаторов и блоков генератор-трансформатор);

перевозбуждения трансформатора (превышения индукции) – при необходимости (3.2.51).

Вопрос. От каких видов повреждений предусматриваются устройства РЗ для шунтирующих реакторов напряжением 110–750 кВ?

Ответ. Предусматриваются устройства РЗ от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

однофазных КЗ на землю в обмотке и на выводах;

витковых замыканий в обмотке;

понижения уровня масла;

снижения уровня изоляции вводов.

Для компенсационного реактора, устанавливаемого в цепи заземления нейтрали шунтирующего реактора 750 кВ, предусматриваются устройства РЗ от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

КЗ на землю в обмотках и на выводах;

витковых замыканий в обмотке;

понижения уровня масла (3.2.52).

Вопрос. Для какого электрооборудования предусматривается газовая защита от повреждений внутри бака, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла?

Ответ. Предусматривается:

для трансформаторов мощностью 4,0 МВ·А и более;

для шунтирующих реакторов напряжением 110–750 кВ;

для компенсационных реакторов.

Газовую защиту рекомендуется устанавливать также на трансформаторах мощностью 1–2,5 МВ·А.

Газовая защита предусматривается также для кабельных вводов трансформаторов.

Газовая защита выполняется с действием на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

Защита от повреждений внутри бака трансформатора, сопровождающихся выделением газа, может быть выполнена с использованием реле давления.

Защита от понижения уровня масла может быть выполнена также в виде отдельного реле уровня в расширителе трансформатора.

Для защиты контактора устройства регулирования под нагрузкой (РПН) с разрывом дуги в масле предусматривается отдельное реле (струйное или давления).

Для защиты устройства РПН, размещаемого в отдельном объеме масла, предусматривается газовое реле.

Предусматривается возможность перевода действия отключающего элемента газовой защиты трансформатора на сигнал и выполнения раздельной сигнализации от сигнального и отключающего элементов газового реле (различающейся характером сигнала).

Не допускается перевод действия отключающего контакта реле защиты контактора устройства РПН (струйного или давления) на сигнал.

Допускается выполнение газовой защиты с действием отключающего элемента только на сигнал:

на трансформаторах, которые установлены в районах, подверженных землетрясениям;

на понижающих трансформаторах мощностью 2500 кВ А и менее, не имеющих выключателей со стороны высшего напряжения (3.2.53).

Вопрос. Какая защита предусматривается от внутренних повреждений, а также от повреждений на выводах трансформаторов (автотрансформаторов)?

Ответ. Предусматривается:

продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени на трансформаторах мощностью 4,0 MB А и более, на шунтирующих реакторах 110–750 кВ и на компенсационных реакторах.

При наличии на стороне низшего напряжения автотрансформатора линейного добавочного трансформатора или при работе автотрансформатора в блоке с синхронным компенсатором предусматривается дифференциальная токовая защита цепей стороны низшего напряжения автотрансформатора; последняя может не предусматриваться на автотрансформаторах 220 кВ, если общая дифференциальная защита обеспечивает необходимую чувствительность.

В целях повышения эффективности ближнего резервирования защиты автотрансформатора с высшим напряжением 220 кВ и выше выполняются с разделением на две группы так, чтобы указанные дифференциальные защиты входили в одну из групп, а газовые – в другую.

Аналогичное выполнение рекомендуется и на трансформаторах напряжением 110 кВ и выше. На автотрансформаторах 330 кВ и выше и реакторах 500 и 750 кВ рекомендуется установка второй продольной дифференциальной токовой защиты.

Дифференциальную защиту допускается предусматривать на трансформаторах меньшей мощности, но не менее 1 МВ·А, если:

токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, а максимальная токовая защита имеет выдержку времени более 0,5 с;

трансформатор установлен в районе, подверженном землетрясениям;

поперечная дифференциальная токовая защита без выдержки времени на шунтирующих реакторах 110–750 кВ с выведенными фазными параллельными обмотками;

токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита. Указанные защиты (дифференциальная токовая защита или токовая отсечка) выполняются с действием на снятие напряжения с поврежденного оборудования, воздействуя на отключение соответствующих выключателей (трансформатора, шунтирующего реактора, линий);

на стороне высшего напряжения устанавливаются предохранители (3.2.54).

Вопрос. Как выполняется продольная дифференциальная токовая защита?

Ответ. Выполняется с отстройкой от бросков намагничивающего тока, переходных и установившихся токов небаланса (например, с насыщающимися ТТ, тормозными обмотками и др.).

Продольная дифференциальная защита выполняется, как правило, так, чтобы в зону ее действия входили соединения трансформатора со сборными шинами.

При использовании для продольной дифференциальной защиты ТТ, встроенных во вводы трансформатора (автотрансформатора), предусматривается продольная дифференциальная токовая защита ошиновки либо охват соединений трансформатора (автотрансформатора) со сборными шинами дифференциальной токовой защитой этих шин (3.2.55).

Вопрос. Какие функции датчиков могут возлагаться на дифференциальную и газовую защиту трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов при отсутствии специальных датчиков?

Ответ. Могут возлагаться функции датчиков пуска установки пожаротушения (3.2.56).

Вопрос. С какими функциями выполняется устройство контроля и защиты изоляции вводов 500 и 750 кВ?

Ответ. Выполняется с действием:

на сигнал – при снижении уровня изоляции вводов, не требующем немедленного отключения;

на отключение – при повреждении изоляции ввода (до того, как произойдет полный пробой изоляции).

Предусматривается блокировка, предотвращающая ложные срабатывания устройства при обрывах в цепях присоединения этого устройства к выводам (3.2.57).

Вопрос. Какие мероприятия предусматриваются для отключения повреждений в трансформаторе в случаях присоединения трансформаторов к линиям без выключателей (например, по схеме блока линия-трансформатор)?

Ответ. Предусматривается одно из следующих мероприятий:

установка короткозамыкателя (одного или двух) для искусственного замыкания на землю одной фазы (для сети с глухо и эффективно заземленной нейтралью) или двух фаз между собой (для сети с изолированной нейтралью) и, если это необходимо, отделителя, автоматически отключающегося в бестоковую паузу АПВ линии. Короткозамыкатель устанавливается вне зоны дифференциальной защиты трансформатора;

установка на стороне высшего напряжения понижающего трансформатора открытых плавких вставок (как правило, на передвижных и временных подстанциях) в сочетании с АПВ линии и установкой защиты от несимметричного режима на стороне низшего напряжения, обусловленного перегоранием плавкой вставки не во всех фазах;

передача отключающего сигнала на выключатель (или выключатели) линии; при этом, если необходимо, устанавливается отделитель. Резервирование передачи отключающего сигнала осуществляется установкой короткозамыкателя или дублированием передачи отключающего сигнала по другому каналу.

Передача отключающего сигнала рекомендуется для трансформаторов подстанций напряжением 110 кВ и выше. При этом выполняется непрерывной контроль исправности канала связи, предназначенного для передачи отключающего сигнала;

установка предохранителей на стороне высшего напряжения понижающего трансформатора.

Повреждения на выводах высшего напряжения трансформаторов допускается ликвидировать защитой линии.

Допускается применение выносных ТТ.

Если резервные защиты линии не обеспечивают дальнее резервирование при повреждениях за трансформатором, на подстанции с переменным оперативным током предусматривается токовая защита трансформатора с автономным источником питания оперативного тока, действующая на включение короткозамыкателя (3.2.58).

Вопрос. Какие защиты с действием на отключение предусматриваются на трансформаторах мощностью 1 МВ·А и более в качестве резервной защиты от внешних многофазных КЗ?

Ответ. Предусматриваются следующие защиты с действием на отключение:

на повышающих трансформаторах с двусторонним питанием – как правило, токовая защита обратной последовательности от несимметричных КЗ и максимальная токовая защита с пуском минимального напряжения от симметричных КЗ или максимальная токовая защита с пуском напряжения; допускается применение дистанционной защиты;

на понижающих трансформаторах – максимальная токовая защита с пуском напряжения или без него; допускается применение дистанционной защиты (например, для трансформаторов СН блочных электростанций);

на автотрансформаторах напряжением 330 кВ и выше (кроме их блочной работы с линией) предусматривается дистанционная защита от внешних многофазных или от всех видов КЗ (двухступенчатая на каждой из сторон высшего и среднего напряжения). На автотрансформаторах напряжением 220 кВ предусматривается дистанционная защита от внешних многофазных КЗ (в случаях, когда это требуется для обеспечения дальнего резервирования или согласования защит смежных напряжений) или токовая направленная защита обратной последовательности от несимметричных КЗ и максимальная токовая защита с пуском минимального напряжения от симметричных КЗ. На стороне низшего напряжения автотрансформаторов 220 кВ и выше предусматривается максимальная токовая защита с пуском минимального напряжения.

Резервные защиты автотрансформаторов 220 кВ и выше и трансформаторов 110–220 кВ на сторонах высшего и среднего напряжения для обеспечения селективности выполняются с действием с первой выдержкой времени на деление схемы (например, на отключение шиносоединительного или секционного выключателя). При согласовании резервных защит допускается не учитывать, при необходимости, выдержки времени на деление схемы (3.2.59).

Вопрос. Какая защита от внешних многофазных КЗ предусматривается на трансформаторах мощностью менее 1 MB·А (повышающих и понижающих)?

Ответ. Предусматривается максимальная токовая защита.

Защита от внешних многофазных КЗ устанавливается:

на понижающих двухобмоточных трансформаторах – со стороны основного питания, а также на стороне низшего напряжения при необходимости обеспечения селективности и АПВ шин;

на многообмоточных трансформаторах, присоединенных тремя и более выключателями, – со всех сторон трансформатора;

на понижающем трансформаторе, питающем секции, – со стороны питания и со стороны каждой секции.

Допускается не предъявлять к защите от внешних КЗ требования действовать при отказе основных защит трансформатора, если ее выполнение для такого действия приводит к значительному усложнению (3.2.60, 3.2.61).

Вопрос. Какую защиту допускается использовать в случае, если защита повышающего трансформатора от тока, обусловленного внешними многофазными КЗ, не обеспечивает необходимой чувствительности?

Ответ. В этом случае для защиты трансформатора допускается использовать соответствующую защиту генератора (3.2.62).

Вопрос. Какие защиты предусматриваются на повышающих трансформаторах мощностью 1 МВ·А и более, на трансформаторах с двух– и трехсторонним питанием и на автотрансформаторах для резервирования отключения КЗ на землю на смежных элементах, а на автотрансформаторах также и для обеспечения селективности защит от КЗ на землю сетей разных напряжений?

Ответ. Предусматриваются, как правило, токовые защиты нулевой последовательности от внешних КЗ на землю, устанавливаемые на сторонах обмоток, присоединенных к сети с глухо и эффективно заземленной нейтралью (3.2.63).

Вопрос. Как выполняется защита от внешних КЗ на автотрансформаторах (многообмоточных трансформаторах) с питанием с нескольких сторон?

Ответ. Выполняется направленной, если это требуется по условиям селективности (3.2.64).

Вопрос. Что предусматривается на автотрансформаторах напряжением 220–750 кВ подстанций, блоках генератор-трансформатор 220–750 кВ и автотрансформаторах связи 220–750 кВ электростанций?

Ответ. Предусматривается возможность оперативного ускорения защит от внешних КЗ при выводе из действия дифференциальной защиты автотрансформатора, шин или ошиновки, обеспечивающего отключение повреждений на элементе, оставшемся без быстродействующей защиты.

Допускается не предусматривать оперативного ускорения защит от внешних КЗ при наличии двух дифференциальных защит шин, ошиновки, автотрансформаторов и блоков генератор-трансформатор, а также ошиновки высшего напряжения автотрансформаторов 220 кВ подстанций (3.2.65).

Вопрос. Какая защита предусматривается на понижающих трансформаторах и блоках трансформатор-линия с высшим напряжением до 35 кВ

и соединением обмотки низшего напряжения в звезду с заземленной нейтралью?

Ответ. Предусматривается защита от однофазных КЗ на землю в сети низшего напряжения, осуществляемая с помощью:

максимальной токовой защиты от внешних КЗ в трехрелейном исполнении, устанавливаемой на стороне высшего напряжения;

автоматических выключателей или предохранителей на выводах низшего напряжения;

специальной защиты нулевой последовательности, устанавливаемой на нулевом выводе трансформатора (на PEN-проводнике).

При применении защиты последнего типа допускается не согласовывать ее с защитами элементов, отходящих от сборки на стороне низшего напряжения.

Для схемы линия-трансформатор в случае применения такой защиты допускается не прокладывать специальный контрольный кабель для обеспечения действия этой защиты на выключатель стороны высшего напряжения и выполнять ее с действием на автоматический выключатель, установленный на стороне низшего напряжения.

Эти указания распространяются также на защиту указанных трансформаторов предохранителями, установленными на стороне высшего напряжения (3.2.66).

Вопрос. Какая защита устанавливается на стороне низшего напряжения понижающих трансформаторов с высшим напряжением 3-10 кВ, питающих сборки с присоединениями, защищенными предохранителями?

Ответ. Устанавливается предохранитель или автоматический выключатель (3.2.67).

Вопрос. Как выполняется защита от однофазных замыканий на землю?

Ответ. Выполняется в виде устройства контроля изоляции, действующего на сигнал (3.2.68).

Вопрос. Какую защиту рекомендуется предусматривать на трансформаторах мощностью более 0,63 МВ·А?

Ответ. Рекомендуется предусматривать максимальную токовую защиту от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.

Для подстанций без постоянного дежурства персонала допускается предусматривать действие этой защиты на автоматическую разгрузку или отключение (при невозможности ликвидации перегрузки другими средствами) (3.2.69).

Вопрос. Как выполняется защита от неполнофазного режима, возникающего при отключении или включении выключателей со стороны высшего или среднего напряжения автотрансформатора или со стороны высшего напряжения блока генератор-трансформатор?

Ответ. Выполняется с пуском от защиты от непереключения фаз выключателей и с контролем тока (при необходимости – и с контролем отключенного положения тех выключателей, отключение любого из которых при непереключениях фаз данного выключателя приводит к возникновению неполнофазного режима). Защита выполняется с действием с выдержкой времени на отключение автотрансформатора, блока или секции шин, примыкающей к отказавшему выключателю (3.2.70).

Вопрос. Какие защиты предусматриваются при наличии со стороны нейтрали автотрансформатора отдельного добавочного трансформатора для регулирования напряжения под нагрузкой?

Ответ. В дополнение к указанным в пп. 3.2.51-3.2.57, 3.2.59, 3.2.63 Правил предусматриваются следующие защиты:

газовая защита добавочного трансформатора;

максимальная токовая защита с торможением при внешних КЗ от повреждений в первичной обмотке добавочного трансформатора, за исключением случаев, когда эта обмотка включается в зону действия дифференциальной токовой защиты цепей стороны низшего напряжения автотрансформатора;

дифференциальная защита, которая охватывает вторичную обмотку добавочного трансформатора.

Для трансформатора поперечного регулирования, имеющего компенсационную обмотку и включаемого со стороны нейтрали автотрансформатора, предусматривается максимальная токовая защита от повреждений на выводах компенсационной обмотки, выполняемая с торможением при внешних однофазных КЗ.

Защита линейного добавочного трансформатора, установленного со стороны низшего напряжения автотрансформатора, осуществляется:

газовой защитой собственно добавочного трансформатора и защитой контакторного устройства РПН;

дифференциальной токовой защитой цепей стороны низшего напряжения автотрансформатора или дифференциальной токовой защитой автотрансформатора (последнее допускается, если при этом обеспечивается бо'лыная чувствительность) (3.2.71).

Вопрос. От каких видов повреждений и нарушений нормального режима работы блоков генератор-трансформатор предусматриваются устройства РЗ?

Ответ. Предусматриваются:

от многофазных КЗ в обмотке статора генератора и на его выводах;

многофазных КЗ в обмотках и на выводах трансформатора;

однофазных КЗ на землю в обмотке статора генератора и на стороне генераторного напряжения;

однофазных КЗ на землю в обмотке трансформатора и на ее выводах, присоединенных к сети с большими токами замыкания на землю;

замыканий между витками одной фазы в обмотке статора генератора (при наличии выведенных параллельных ветвей обмотки);

замыканий между витками в обмотках трансформатора;

внешних КЗ;

перегрузки генератора токами обратной последовательности;

симметричной перегрузки обмотки статора генератора и обмоток трансформатора;

перегрузки обмотки ротора генератора током возбуждения (для турбогенераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток и гидрогенераторов);

повышения напряжения на статоре генератора и трансформаторе блока (для блоков с турбогенераторами с непосредственным охлаждением обмоток статора и для всех блоков с гидрогенераторами);

замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения;

асинхронного режима;

минимального напряжения при использовании гидрогенератора в режиме синхронного компенсатора и двигателя;

обратной мощности;

потери возбуждения;

снижения уровня пробоя изоляции выводов 500 и 750 кВ трансформаторов;

понижения уровня масла в трансформаторе;

перевозбуждения (превышения индукции) трансформатора (3.2.72).

Вопрос. Какая защита предусматривается для защиты от многофазных КЗ в генераторах и в трансформаторах блоков, состоящих из одного генератора и одного трансформатора и имеющих выключатели в цепи генератора?

Ответ. Предусматривается отдельная продольная дифференциальная защита генератора и отдельная продольная дифференциальная защита трансформатора.

При отсутствии выключателя в цепи генератора для блоков рекомендуется также предусматривать отдельную продольную дифференциальную защиту генератора и отдельную продольную дифференциальную защиту трансформатора.

Для резервирования указанных защит допускается предусматривать общую резервную дифференциальную защиту, охватывающую генератор и трансформатор блока вместе с ошиновкой на стороне высшего напряжения блока.

При использовании в блоке двух трансформаторов и более вместо одного, а также при работе двух генераторов и более в блоке с одним трансформатором (укрупненный блок) на каждом генераторе и трансформаторе также предусматривается отдельная продольная дифференциальная защита. При отсутствии встроенных ТТ на вводах низшего напряжения трансформаторов допускается применение общей дифференциальной защиты для двух и более трансформаторов блока.

Со стороны высшего напряжения дифференциальная защита трансформатора (блока) включается на ТТ, встроенные в трансформатор блока. При этом для защиты ошиновки между выключателями на стороне высшего напряжения и трансформатором блока устанавливается отдельная дифференциальная защита.

Все отдельные дифференциальные защиты блока выполняются трехфазными, трехрелейными.

При наличии выключателя в цепи генератора резервная дифференциальная защита выполняется с выдержкой времени, превышающей время затухания тока генератора при отключении выключателя генератора (3.2.74).

Вопрос. Какая защита предусматривается на блоках с турбогенераторами мощностью более 30 МВт (с гидрогенераторами мощностью более 50 МВт)?

Ответ. Предусматривается защита от замыкания на землю в цепи генераторного напряжения, охватывающая 100 % обмотки статора.

При мощности турбогенератора 30 МВт и менее (гидрогенератора 50 МВт и менее) применяются устройства, защищающие не менее 85 % обмотки статора.

Защита выполняется с действием на отключение с выдержкой времени 0,5 с на всех блоках без ответвлений на генераторном напряжении и с ответвлениями к трансформаторам СН.

На блоках, имеющих электрическую связь с сетью СН или сетью потребителей, устанавливаются действующие на отключение селективные защиты от замыканий на землю в обмотке статора генератора и от двойных замыканий на землю, как это предусматривается на генераторах, работающих на сборные шины.

На укрупненных блоках допускается отключение всех генераторов данного блока при замыкании на землю в сети генераторного напряжения.

При наличии выключателя в цепи генератора дополнительно предусматривается сигнализация замыканий на землю на стороне генераторного напряжения трансформатора блока (3.2.75).

Вопрос. Какая защита предусматривается для защиты от замыканий между витками на генераторах, если выведены параллельные ветви обмотки статора?

Ответ. Предусматривается поперечная дифференциальная защита от витковых замыканий в одной фазе, действующая без выдержки времени (3.2.76).

Вопрос. Какая защита предусматривается на блоках с турбогенераторами с непосредственным охлаждением проводников обмоток?

Ответ. Предусматривается токовая защита обратной последовательности с интегрально-зависимой характеристикой, соответствующей характеристике допустимых перегрузок обмоток статора защищаемого генератора токами обратной последовательности. На блоках с гидрогенераторами может быть предусмотрена токовая защита обратной последовательности со ступенчатой характеристикой выдержки времени.

На блоках с турбогенераторами с косвенным охлаждением обмоток статора токовую защиту обратной последовательности допускается выполнять с независимыми выдержками времени.

Кроме защит, действующих на отключение, на всех блоках с генераторами предусматривается сигнализация перегрузки токами обратной последовательности (3.2.77).

Вопрос. Какая защита предусматривается для защиты от токов, обусловленных внешними симметричными повреждениями, на блоках с турбогенераторами, а также с гидрогенераторами мощностью 100 МВт и более?

Ответ. Предусматривается двухступенчатая дистанционная защита.

Первая ступень этой защиты, осуществляющая в основном ближнее резервирование, при необходимости выполняется с блокировкой при качаниях.

Вторая ступень осуществляет дальнее резервирование.

На блоках с генераторами, имеющими косвенное охлаждение обмоток статора, и блоках с гидрогенераторами допускается выполнение защиты от внешних симметричных КЗ (3.2.78).

Вопрос. Какая защита может быть дополнительно предусмотрена на блоках генератор-трансформатор с выключателем в цепи генератора?

Ответ. Может быть дополнительно предусмотрена максимальная токовая защита со стороны высшего напряжения блока, предназначенная для резервирования основных защит трансформатора блока при работе с отключенным генератором.

Защита выполняется с действием на отключение трансформатора блока от сети. При включении генератора эта защита автоматически выводится из действия (3.2.80).

Вопрос. С учетом каких факторов выполняются резервные защиты блоков генератор-трансформатор?

Ответ. Выполняются с учетом следующего:

на стороне генераторного напряжения трансформатора блока защита не устанавливается, а используется защита генератора;

при дальнем резервировании защита выполняется с действием с тремя выдержками времени: с первой – на деление схемы на стороне высшего напряжения блока, со второй – на отключение блока, с третьей – на полный останов блока;

при ближнем резервировании производится отключение блока (генератора) от сети, гашение поля генератора и останов блока, запрет электрического торможения генератора, если это требуется;

пусковые органы напряжения защит рекомендуется предусматривать со стороны генераторного напряжения и со стороны сети;

допускается присоединять токовую защиту обратной последовательности и дистанционную защиту к ТТ, установленным со стороны линейных выводов генератора, если предусматривается резервная дифференциальная защита блока или дополнительная резервная защита генератора, включенная на ТТ со стороны нейтрали;

для основных и резервных защит блока предусматриваются отдельные выходные реле и питание оперативным постоянным током от разных автоматических выключателей и подключение их по возможности к разным ТТ и ТН (3.2.81).

Вопрос. Как выполняется защита от перегрузки обмотки ротора током возбуждения на турбогенераторах с непосредственным охлаждением проводников обмоток?

Ответ. Выполняется с интегрально-зависимой выдержкой времени, которая соответствует характеристике допустимых перегрузок генератора током возбуждения. Эта защита выполняется с действием с меньшей выдержкой времени на снижение тока возбуждения, с большей – на отключение генератора.

При установке в системе возбуждения защиты от перегрузки ротора с действием на разгрузку (с двумя выдержками времени) и отключение, защита ротора от перегрузки с интегрально-зависимой характеристикой может не устанавливаться.

При невозможности включения защиты на ток ротора используются косвенные методы измерения тока ротора (с помощью датчика тока ротора по диаграмме Потье и др.).

При наличии устройств группового управления возбуждением на генераторах рекомендуется выполнять защиту с зависимой выдержкой времени.

При работе турбогенераторов с резервным возбудителем защита ротора от перегрузки остается в работе. При невозможности использования защиты с зависимой выдержкой времени допускается предусматривать на резервном возбудителе защиту с независимой выдержкой времени (3.2.83).

Вопрос. Какая защита от повышения напряжения предусматривается на блоках?

Ответ. На блоках с турбогенераторами предусматривается защита от повышения напряжения в режиме холостого хода с напряжением срабатывания около 1,2 номинального, которая автоматически выводится из действия при работе генератора на сеть. При действии защиты обеспечивается гашение поля генератора и возбудителя.

На блоках с гидрогенераторами для предотвращения повышения напряжения при сбросах нагрузки предусматривается защита от повышения напряжения с напряжением срабатывания около 1,5 номинального. Защита действует на отключение блока (генератора) и гашение поля генератора. Допускается действие защиты на останов агрегата (3.2.84).

Вопрос. Какая защита от асинхронного режима предусматривается на блоках с турбогенераторами, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток, и гидрогенераторах?

Ответ. Предусматривается защита от асинхронного режима с потерей возбуждения.

При переходе в асинхронный режим турбогенератора указанные устройства защиты выполняются с действием на сигнал и производят автоматическое переключение нагрузки СН с ответвления блока, генератор которого потерял возбуждение, на резервный источник питания.

Все гидрогенераторы и турбогенераторы, не допускающие асинхронного режима в условиях дефицита реактивной мощности в системе, при действии указанных устройств отключаются от сети.

На блоках с турбогенераторами 500 МВт и более предусматривается защита от асинхронного режима генератора без потери возбуждения. Указанная защита отстраивается от переходных процессов в энергосистеме (синхронных качаний, КЗ и др.).

Характеристики защиты от асинхронного режима генератора без потери возбуждения согласовываются по уставкам срабатывания с устройствами противоаварийной автоматики энергосистемы для прекращения асинхронного режима.

Уставки срабатывания защиты блока от асинхронного режима генератора, работающего с возбуждением, задаются соответствующими службами энергопредприятий (3.2.86).

Вопрос. Какое устройство предусматривается при наличии выключателя в цепи генератора?

Ответ. Предусматривается УРОВ (3.2.87).

Вопрос. С учетом каких факторов выполняется УРОВ 110 кВ и выше на электростанциях?

Ответ. Выполняется с учетом следующего:

для предотвращения излишнего отключения нескольких блоков резервной защитой при возникновении на одном из них неполнофазного режима в результате отказа выключателя с пофазным приводом при его отключении

на электростанциях с генераторами, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток, предусматривается ускоренный запуск УРОВ (например, от токовой защиты нулевой последовательности трансформатора блока со стороны сети с большим током замыкания на землю с контролем неполнофазного отключения выключателя);

для электростанций, на которых блоки генератор-трансформатор и линии имеют общие выключатели (например, при применении полуторной схемы или схемы многоугольника), предусматривается устройство телеотключения для отключения выключателя и запрета АПВ на противоположном конце линии при действии УРОВ в случае его пуска от защиты блока. Кроме того, предусматривается действие УРОВ на останов передатчика ВЧ защиты;

обеспечивается необходимая чувствительность УРОВ при КЗ на выводах низшего напряжения от паечного трансформатора СН и отказе выключателей блока на стороне его высшего напряжения (3.2.88).

Вопрос. Какие защитные действия производятся при действии на отключение защит статора генератора и трансформатора блока от внутренних повреждений, а также резервной дифференциальной защиты блока и защит ротора генератора?

Ответ. Производится отключение поврежденного элемента от сети, гашение поля генератора и возбудителя, пуск УРОВ, останов агрегата, запрет электрического торможения при его наличии. Отключение генератора (блока) и пуск УРОВ осуществляется также при получении импульса от соответствующих технологических защит блока.

Если отключение от защиты приводит к обесточиванию нагрузки трансформатора СН, подключенного ответвлением к блоку, защита действует также на отключение выключателей в цепи рабочего источника питания СН для их перевода на питание от резервного источника с помощью АВР.

На тепловых электростанциях с блочной схемой в тепловой части в случаях отключения блока при внутренних повреждениях в генераторе или трансформаторе обеспечивается полный останов блока. При внешних повреждениях, а также при действии защит в тех случаях, когда может быть быстро восстановлена работа блока, блок переводится в режим холостого хода, если этот режим допускается тепломеханическим оборудованием (3.2.89).

Вопрос. Как выполняется защита блока?

Ответ. Выполняется согласно приведенным выше указаниям, за исключением того, что токовая защита обратной последовательности действует на отключение блока генератор-трансформатор-линия от сети независимо от наличия генераторного выключателя.

Действие защиты блока на отключение выключателя и пуск УРОВ со стороны энергосистемы передается с помощью двух взаиморезервируемых устройств телеотключения по ВЧ каналу или по проводам связи. Кроме того, рекомендуется предусматривать одновременное действие защиты блока на останов передатчика ВЧ защиты.

Для блоков с турбогенераторами (при блочной схеме в тепловой части) со стороны энергосистемы с помощью двух взаиморезервируемых устройств телеотключения на противоположный конец линии при действии защиты шин (при двойной системе шин) или действие УРОВ (при полуторной схеме или схеме многоугольника) передаются сигналы соответственно на перевод блока в режим холостого хода или на гашение поля генератора и останов блока. Кроме того, рекомендуется использовать устройства телеотключения для ускорения гашения поля генератора и отключения СН при действии резервных защит со стороны энергосистемы.

При неполнофазном отключении выключателя со стороны сети с большим током замыкания на землю производится ускоренный запуск УРОВ.

При необходимости на блоках может устанавливаться защита от перевозбуждения трансформатора. Защита реагирует на отношение напряжения к частоте и действует с зависимой выдержкой времени на отключение трансформатора.

Защита от обратной мощности выполняется в соответствии с п. 3.2.50 Правил.

Защита от снижения уровня изоляции выводов 500 кВ выполняется в соответствии с п. 3.2.57 Правил (3.2.90).

Вопрос. Какие устройства РЗ предусматриваются для линий в сетях напряжением 6-10 кВ с изолированной нейтралью, а также с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор или резистор?

Ответ. Предусматриваются устройства защиты от многофазных КЗ и от однофазных замыканий на землю (3.2.91).

Вопрос. Как выполняется защита от многофазных КЗ?

Ответ. Выполняется, как правило, с отключением одного места повреждения в большинстве случаев двойных замыканий на землю (3.2.92).

Вопрос. Какая защита от многофазных КЗ устанавливается на одиночных линиях с односторонним питанием?

Ответ. Устанавливается, как правило, двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки, а вторая – в виде максимальной токовой защиты с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени. На линии группового питания силовых трансформаторов зона действия первой ступени защиты, по возможности, охватывает всю линию до выводов высшего напряжения питаемых трансформаторов. При необходимости обеспечения термической стойкости линии или устойчивости нагрузки допускаются действие первой ступени защиты без выдержки времени и неселективная ее работа по отношению к предохранителям, установленным для защиты трансформаторов, а также поочередное АПВ. Рекомендуется, чтобы вторая ступень защиты обеспечивала отключение КЗ на выводах низшего напряжения трансформаторов, присоединенных к линии.

На нереактированных КЛ с односторонним питанием, отходящих от шин генераторного напряжения электростанций, токовые отсечки выполняются без выдержки времени, и зона их действия определяется из условия отключения КЗ, сопровождающихся снижением напряжения на шинах указанных электростанций ниже 0,5–0,6 номинального. Для выполнения указанного условия допускается выполнять защиту неселективной в сочетании с устройствами АПВ и АВР, исправляющими полностью или частично неселективное действие защиты. Допускается устанавливать указанные отсечки также на линиях, отходящих от шин подстанций, питающих крупные синхронные электродвигатели.

Если на нереактированных КЛ с односторонним питанием, отходящих от шин электростанций, неселективные токовые отсечки не могут быть применены по условию надежности питания потребителя, то для обеспечения быстродействия допускается предусматривать защиты по п. 3.2.94 Правил, п. 2 или п. 3. Применение этих защит допускается также для рабочих линий СН тепловых электростанций и подстанций, питающих синхронные электродвигатели.

На реактированных линиях, выключатели которых не рассчитаны на отключение КЗ до реактора, токовые отсечки не допускаются (3.2.93).

Вопрос. Какие защиты рекомендуется применять на одиночных линиях с двухсторонним питанием при наличии или отсутствии обходных связей, входящих в кольцевую сеть с одним источником питания?

Ответ. Рекомендуется применять те же защиты, что и на одиночных линиях с односторонним питанием, выполняя их, при необходимости, направленными.

В целях упрощения защит и обеспечения их селективного действия допускается применять автоматическое деление сети на радиальные участки в момент возникновения повреждения с последующим автоматическим ее восстановлением.

Если ненаправленная или направленная токовая ступенчатая защита не обеспечивает требуемых быстродействия и селективности, допускается предусматривать следующие защиты:

дистанционную;

поперечную дифференциальную токовую (для сдвоенных КЛ);

продольную дифференциальную токовую для коротких участков линий; при необходимости прокладки специального кабеля только для продольной дифференциальной защиты длина его должна быть не более 3 км.

Для указанных защит в качестве резервной защиты предусматривается максимальная токовая защита (3.2.94).

Вопрос. В каком виде выполняется защита от однофазных замыканий на землю?

Ответ. Выполняется в виде:

селективной защиты, действующей на сигнал; допускается также выполнение селективной защиты с действием на отключение линий, питающих электроустановки, имеющие резервное питание, а также электроустановки сети СН электростанций;

селективной (устанавливающей поврежденное присоединение или направление) и неселективной резервной защит, действующих на отключение, когда это необходимо по требованиям безопасности; селективная защита устанавливается на всех отходящих линиях, питающих сеть, где отключение необходимо по требованиям безопасности;

устройства контроля изоляции; при этом отыскание поврежденного элемента осуществляется специальными устройствами (3.2.96).

Вопрос. Как выполняется селективная защита от однофазных замыканий на землю?

Ответ. Выполняется, как правило, с использованием ТТ нулевой последовательности.

Защита в первую очередь реагирует на установившиеся замыкания на землю; допускается также применение устройств, регистрирующих кратковременные замыкания, без обеспечения повторности действия.

Защита от однофазных замыканий на землю, действующая на отключение без выдержки времени по требованиям безопасности, отключает только линию поврежденного направления; при этом резервная защита, выполненная в виде защиты напряжения нулевой последовательности, действует с выдержкой времени около 0,5 с на отключение шин или питающего трансформатора с запрещением АПВ и АВР.

Увеличение тока промышленной частоты специально для обеспечения действия защиты в сети с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор (например, с помощью расстройки реактора), как правило, не допускается (3.2.97).

Вопрос. Какие устройства РЗ предусматриваются для линий в сетях напряжением 20 и 35 кВ?

Ответ. Предусматриваются устройства защиты от многофазных КЗ и однофазных замыканий на землю (3.2.98).

Вопрос. Как выполняется защита от многофазных КЗ?

Ответ. Выполняется, как правило, с отключением одного места повреждения в большинстве случаев двойных замыканий на землю. В целях повышения чувствительности к повреждениям за трансформаторами с соединением обмоток «треугольник/звезда» и «звезда/треугольник» допускается выполнение трехрелейной защиты (3.2.99).

Вопрос. Какие требования учитываются при выборе типа основной защиты?

Ответ. Учитываются требования обеспечения устойчивости работы энергосистемы и надежной работы потребителя, аналогично тому, как это учитывается для защиты линий напряжением 110 кВ (3.2.100).

Вопрос. Какие защиты от многофазных замыканий устанавливаются на одиночных линиях с односторонним питанием?

Ответ. Устанавливаются преимущественно токовые ступенчатые защиты или ступенчатые защиты тока и напряжения, а если такие защиты не удовлетворяют требованиям чувствительности или быстроты отключения повреждения, например, на головных участках, – дистанционная ступенчатая защита. В последнем случае в качестве вспомогательной защиты рекомендуется использовать токовую отсечку без выдержки времени.

Для линий, состоящих из нескольких последовательных участков, в целях упрощения допускается использование неселективных ступенчатых защит тока и напряжения в сочетании с устройствами поочередного АПВ (3.2.101).

Вопрос. Какие защиты рекомендуется применять на одиночных линиях, имеющих питание с двух сторон или более (последнее – на линиях с ответвлениями), как при наличии, так и при отсутствии обходных связей, а также на линиях, входящих в кольцевую сеть с одним источником питания?

Ответ. Рекомендуется применять те же защиты, что и на одиночных линиях с односторонним питанием, выполняя их, при необходимости, направленными. При этом допускается неселективное отключение смежных элементов при КЗ в «мертвой» зоне по напряжению реле направления мощности, когда токовая отсечка, используемая в качестве вспомогательной защиты, не устанавливается, например, из-за недостаточной ее чувствительности (3.2.102).

Вопрос. Применение какой защиты допускается на коротких одиночных линиях с двусторонним питанием, когда это требуется по условию быстродействия?

Ответ. Допускается применение продольной дифференциальной защиты в качестве основной. Для контроля исправности вспомогательных проводов защиты предусматриваются специальные устройства.

В дополнение к продольной дифференциальной защите в качестве резервной применяется одна из защит по п. 3.2.102 Правил (3.2.103).

Вопрос. Какие защиты могут быть использованы на параллельных линиях, имеющих питание с двух или более сторон, а также на питающем конце параллельных линий с односторонним питанием?

Ответ. Могут быть использованы те же защиты, что и на соответствующих одиночных линиях.

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

На приемном конце двух параллельных линий с односторонним питанием, как правило, используется поперечная дифференциальная направленная защита (3.2.104).

Вопрос. Какая защита в качестве основной защиты (при работе двух параллельных линий) применяется на двух параллельных линиях с двухсторонним питанием и на питающем конце двух параллельных линий с односторонним питанием?

Ответ. Применяется поперечная дифференциальная направленная защита, если защита по п. 3.2.104 Правил не удовлетворяет требованиям быстродействия, а защита с контролем направления мощности в параллельной линии неприменима или нежелательна.

При этом в режиме работы одной линии, а также в качестве резервной при работе двух линий используется ступенчатая защита по пп. 3.2.101 и 3.2.102 Правил. Допускается включение этой защиты или отдельных ее ступеней на сумму токов обеих линий (например, резервной ступени – в целях увеличения ее чувствительности к повреждениям на смежных элементах). Допускается также использование поперечной дифференциальной направленной защиты в дополнение к ступенчатым токовым защитам для уменьшения времени отключения повреждения на защищаемых линиях, если по условию быстродействия ее установка не обязательна. В отдельных случаях на коротких параллельных линиях допускается применение продольной дифференциальной защиты (3.2.105).

Вопрос. Какие устройства РЗ предусматриваются для линий напряжением 110–750 кВ, работающих в сетях с глухо и эффективно заземленной нейтралью?

Ответ. Предусматриваются устройства защиты от многофазных КЗ, от КЗ на землю, а на линиях, оборудованных выключателями с пофазным приводом, – отнеполнофазного режима (3.2.106).

Вопрос. Какие системы защит предусматриваются для обеспечения надежного отключения КЗ при возникновении одного отказа в срабатывании любого из устройств (систем) РЗ в расчетном режиме на всех элементах сети 500–750 кВ?

Ответ. Предусматриваются две независимые системы защит.

Для линий напряжением 500–750 кВ предусматриваются две быстродействующие защиты от всех видов КЗ на всей длине линии. В качестве одной из этих защит применяется защита абсолютной селективности (например, ВЧ), в качестве второй – например, ускоряемые с помощью передачи ВЧ сигналов ступени резервных защит линии. При этом ВЧ каналы этих защит осуществляются по разным фазам.

Для ВЧ защит и передачи сигналов на ускорение действия защит используется аппаратура и ВЧ каналы, удовлетворяющие указаниям гл. 3.6 Правил.

Случай одновременного отказа в срабатывании обеих систем защиты (по одному отказу в каждой из систем; вывод защиты одной системы и отказ второй системы) принимается нерасчетным.

Для отключения КЗ в нерасчетных случаях, а также для обеспечения отключения КЗ в особых условиях предусматривается дальнее резервирование.

В случае недостаточной чувствительности части защит, осуществляющих дальнее резервирование, допускается их поочередное действие.

Если дальнее резервирование не обеспечивается по чувствительности с учетом поочередного действия, предусматривается разделение сети на линиях станции (подстанции).

В отдельных случаях (например, при наличии секционных выключателей) может предусматриваться разделение с целью повышения селективности дальнего резервирования.

При недостаточной эффективности деления или невозможности его осуществления (например, деление с отключением большого количества выключателей) на данном объекте предусматриваются дополнительные резервные защиты на линии, при повреждении которой не обеспечивается дальнее резервирование (3.2.107).

Вопрос. Как определяется необходимость установки основной быстродействующей защиты абсолютной селективности для линий напряжением 110–220 кВ?

Ответ. Необходимость установки такой защиты определяется исходя из следующих указаний:

сохранение устойчивости работы энергосистемы. При этом может быть принято, что указанное требование, как правило, удовлетворяется, когда трехфазные КЗ на линии, при которых остаточное напряжение на шинах электростанций и подстанций для линий напряжением 110–220 кВ ниже (0,6–0,7) U_ном, отключаются без выдержки времени;

сохранение устойчивости синхронной нагрузки;

обеспечение надежной работы электроустановок потребителей. С этой целью должны отключаться без выдержки времени, например, повреждения с остаточным напряжением прямой последовательности на шинах электростанций и подстанций ниже 0,6 U_ном, если отключение их с выдержкой времени может привести к саморазгрузке вследствие лавины напряжения, или повреждения с остаточным напряжением прямой последовательности 0,6 U_ном и более, если отключение их с выдержкой времени может привести к нарушению технологии или значительному сбросу нагрузки;

допускается применение быстродействующих защит в сложных сетях и при отсутствии изложенных выше условий, если необходимая селективность не обеспечивается ступенчатыми защитами (3.2.108).

Вопрос. Чем необходимо руководствоваться при оценке обеспечения требований устойчивости исходя из значений остаточного напряжения?

Ответ. Необходимо руководствоваться следующим:

для одиночной связи между электростанциями или энергосистемами остаточное напряжение проверяется на шинах подстанций и электростанций, входящих в данную связь, при КЗ на линиях, отходящих от этих шин, кроме линий, образующих связь; для связи, содержащей часть участков с параллельными линиями, также при КЗ на каждой из этих параллельных линий;

при наличии нескольких связей между электростанциями или энергосистемами значение остаточного напряжения проверяется на шинах только тех подстанций или электростанций, где соединяются эти связи, при КЗ на связях и на других линиях, питающихся от этих шин, а также на линиях, питающихся от шин подстанций связей;

остаточное напряжение проверяется при КЗ в конце зоны, охватываемой защитой (ступенью) без выдержки времени в режиме каскадного отключения повреждения, то есть после отключения выключателя с противоположного конца линии защитой без выдержки времени (3.2.109).

Вопрос. Какие защиты устанавливаются на одиночных линиях напряжением 110–220 кВ с односторонним питанием?

Ответ. Устанавливаются ступенчатые токовые защиты или ступенчатые защиты тока и напряжения от многофазных КЗ. Если такие защиты не удовлетворяют требованиям чувствительности или быстродействия, например, на головных участках, или если это целесообразно по условию согласования защит смежных участков с защитой рассматриваемого участка, предусматривается ступенчатая дистанционная защита. В последнем случае в качестве вспомогательной защиты рекомендуется дополнительно использовать токовую отсечку без выдержки времени.

От КЗ на землю предусматривается, как правило, ступенчатая токовая направленная или ненаправленная защита нулевой последовательности.

Защита устанавливается, как правило, только с тех сторон, откуда может быть подано питание. В необходимых случаях предусматривается ближнее резервирование защит.

Для сетей, состоящих из нескольких последовательных линий, с целью упрощения допускается использование неселективных ступенчатых защит тока и напряжения от многофазных КЗ и ступенчатых токовых защит нулевой последовательности от КЗ на землю в сочетании с устройствами поочередного АПВ (3.2.110).

Вопрос. Какие защиты рекомендуется применять на одиночных линиях, имеющих питание с двух или более сторон (на линиях с ответвлениями), как при наличии, так и при отсутствии обходных связей, а также на линиях, входящих в кольцевую сеть с одной точкой питания?

Ответ. Рекомендуется применять ступенчатые защиты от междуфазных КЗ и КЗ на землю, например: от многофазных КЗ – дистанционную защиту; от КЗ на землю – токовую направленную или ненаправленную защиту нулевой последовательности; эти защиты могут использоваться в качестве резервных или (и) основных (последнее – только на линиях напряжением 110–220 кВ).

В качестве вспомогательной защиты рекомендуется использовать токовую отсечку без выдержки времени (3.2.111).

Вопрос. Какие защиты рекомендуется устанавливать на приемном конце головных участков кольцевой сети с одной точкой питания, не содержащих ответвлений?

Ответ. Рекомендуется устанавливать одноступенчатые направленные защиты без выдержки времени (токовую или дистанционную от многофазных КЗ и токовую нулевой последовательности от КЗ на землю) (3.2.112).

Вопрос. Какие защиты предусматриваются для одиночных и параллельных линий напряжением 110–220 кВ с двух– и многосторонним питанием?

Ответ. Предусматриваются основные защиты абсолютной селективности (ВЧ или продольные дифференциальные).

При необходимости прокладки специального кабеля использование продольной дифференциальной защиты обосновывается.

Предусматривается контроль исправности вспомогательных проводников защиты.

В отдельных случаях, когда это требуется по условиям быстродействия или чувствительности (например, на линиях с ответвлениями), вместо вышеуказанных защит рекомендуется предусматривать быстродействующую защиту линии, выполненную с ускорением ступеней резервных защит линии с помощью передачи ВЧ сигналов.

Для особо ответственных линий напряжением 110–220 кВ на случай отказа или выведения из действия основной быстродействующей защиты, когда отключение КЗ на линии резервной защитой с выдержкой времени может привести к нарушению устойчивости нагрузки, к нарушению технологии особо ответственных производств, надежной работы АЭС, а также требований экологии, предусматривается, при наличии обоснования, вторая быстродействующая защита линии (например, выполненная с ускорением ступеней резервных защит линии с помощью передачи ВЧ сигналов).

На кабельных и кабельно-воздушных линиях, а также на ВЛ напряжением 110–220 кВ в местах массовой застройки (при достаточном обосновании) устанавливаются две основные быстродействующие защиты и максимальная защита от перегрузки (3.2.115).

Вопрос. Какие защиты применяются в качестве резервных при выполнении основной защиты?

Ответ. В качестве резервных применяются:

от многофазных КЗ – как правило, ступенчатые дистанционные защиты;

от КЗ на землю – ступенчатые токовые направленные или ненаправленные защиты нулевой последовательности.

На случай длительного выведения из действия основной защиты, когда эта защита установлена по требованию быстроты отключения повреждения, допускается предусматривать оперативное ускорение отдельных ступеней резервных защит.

На линиях 330–750 кВ предусматривается защита от неполнофазного режима, возникающего при отключении или включении линии не всеми фазами.

Защита выполняется с пуском от защит от непереключения фаз каждого выключателя линии с контролем по току нулевой последовательности в линии и с контролем положения тех выключателей, отключение любого из которых при непереключении фаз данного выключателя приводит к возникновению неполнофазного режима. Защита действует с выдержкой времени на отключение линии с запретом трехфазного АПВ (ТАПВ), передачу отключающего сигнала с запретом ТАПВ на другой конец линии и пуск УРОВ.

Допускается предусматривать защиту от неполнофазного режима на линиях напряжением 110–220 кВ с выключателями с пофазным приводом, если ложное срабатывание защит смежных линий в этом режиме не может быть предотвращено другими средствами (например, согласованием защит в неполнофазном режиме). Защита выполняется с действием на данном конце линии на останов передатчика ВЧ защиты и на отключение выключателей (3.2.116).

Вопрос. В каком исполнении применяются измерительные органы основных защит, быстродействующих ступеней резервных защит и устройств ОАПВ для линий напряжением 330–750 кВ?

Ответ. Применяются специального исполнения, которое обеспечивает нормальное функционирование защит и ОАПВ в условиях интенсивных переходных электромагнитных процессов и значительных емкостных проводимостей линий.

При включении быстродействующих защит на сумму токов двух ТТ или более в случае невозможности выполнения указаний п. 3.2.29 Правил или в случаях, когда защита может излишне срабатывать вследствие влияния тока небаланса при внешних повреждениях, рекомендуется предусматривать специальные мероприятия для исключения излишнего срабатывания (например, устанавливать в цепи линии отдельный комплект ТТ для питания защиты).

На электропередачах, оборудованных устройствами продольной емкостной компенсации, в защитах линий в случае необходимости предусматриваются мероприятия, обеспечивающие правильное функционирование защит при КЗ (3.2.117).

Вопрос. Как выполняются устройства РЗ в случае применения ОАПВ?

Ответ. Выполняются так, чтобы:

при КЗ на землю одной фазы было обеспечено отключение только одной фазы (с последующим ее АПВ);

при неуспешном повторном включении на повреждения одной фазы производилось отключение одной или трех фаз в зависимости от того, предусматривается длительный неполнофазный режим работы линии или не предусматривается;

при других видах повреждений защита действовала на отключение трех фаз (3.2.118).

Вопрос. Для каких шин предусматриваются отдельные устройства РЗ?

Ответ. Для сборных шин электростанций и подстанций напряжением 110 кВ и выше (3.2.119).

Вопрос. В каких случаях предусматриваются отдельные устройства РЗ для сборных шин электростанций и подстанций напряжением 35 кВ?

Ответ. Отдельные устройства РЗ предусматриваются:

по условиям, приведенным в п. 3.2.108 Правил;

для двух систем или секций шин, если при использовании для их разделения защиты, установленной на шиносоединительном (секционном) выключателе, или защит, установленных на элементах, которые питают данные шины, не удовлетворяются требования надежности питания потребителей (с учетом возможностей, обеспечиваемых устройствами АПВ и АВР);

для секций шин КРУ (3.2.120).

Вопрос. Какая защита предусматривается для сборных шин электростанций и подстанций напряжением 35 кВ и выше?

Ответ. Предусматривается дифференциальная токовая защита, охватывающая все элементы, которые присоединены к системе или секции шин.

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

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

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

В отдельных случаях допускается установка двух защит шин (ошиновок) напряжением 35-330 кВ по условию сохранения устойчивости нагрузки, обеспечения надежной работы АЭС, а также предотвращения нарушения технологии особо ответственных производств и обеспечения требований экологии (3.2.121).

Вопрос. Какая защита предусматривается для секционированных шин генераторного напряжения 6-10 кВ электростанций?

Ответ. Предусматривается двухступенчатая неполная дифференциальная защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки, отсечки по току и напряжению или дистанционной защиты, а вторая – в виде максимальной токовой защиты. Защита выполняется с действием на отключение питающих элементов и трансформатора СН.

Если при указанном выполнении второй ступени защиты не обеспечивается требуемая чувствительность при КЗ в конце питаемых реактиро-ванных линий (нагрузка на шинах генераторного напряжения большая, выключатели питаемых линий установлены за реакторами), то эта защита выполняется в виде отдельных комплектов максимальных токовых защит с пуском или без пуска напряжения, устанавливаемых в цепях реакторов; действие этих комплектов на отключение питающих элементов контролируется дополнительным устройством, срабатывающим при возникновении КЗ. Предусматриваются дифференциальная токовая защита секционного реактора, а также токовая защита в цепи секционного выключателя.

При выделении части питающих элементов на резервную систему шин предусматривается неполная дифференциальная защита шин в исполнении для фиксированного распределения элементов.

Рекомендуется выполнять защиту шин с учетом перевода генераторов с одной секции на другую в ремонтных режимах (3.2.124).

Вопрос. Следует ли предусматривать специальные устройства РЗ для одиночной секционированной и двойной систем шин напряжением 6-10 кВ, не размещенных в КРУ и КРУН понижающих подстанций?

Ответ. Как правило, не следует. Ликвидация КЗ на шинах осуществляется действием защит трансформаторов от внешних КЗ и защит, установленных на секционном или шиносоединительном выключателе. В целях повышения чувствительности и ускорения действия защиты шин мощных подстанций допускается применять защиту, включенную на сумму токов питающих элементов. При наличии реакторов на линиях, отходящих от шин подстанций, допускается защиту шин выполнять по аналогии с защитой шин электростанций.

Для ячеек 6-35 кВ КРУ и КРУН используются устройства защиты, обеспечивающие локализационную способность ячейки при отключении КЗ, сопровождающегося горением дуги (3.2.126).

Вопрос. Как используются ТТ в защите шин?

Ответ. При наличии ТТ, встроенных в выключатели, для дифференциальной защиты шин и для защит присоединений, отходящих от этих шин, используются ТТ, размещенные с разных сторон выключателя, чтобы повреждения в выключателе входили в зоны действия этих защит.

Если выключатели не имеют встроенных ТТ, то предусматриваются выносные ТТ только с одной стороны выключателя и устанавливаются, по возможности, так, чтобы выключатели входили в зону действия дифференциальной защиты шин. При этом в защите двойной системы шин с фиксированным распределением элементов предусматривается использование двух сердечников ТТ в цепи шиносоединительного выключателя.

При применении отдельных дистанционных защит в качестве защиты шин ТТ этих защит в цепи секционного выключателя устанавливаются между секцией шин и реактором (3.2.127).

Вопрос. Какие устройства защиты предусматриваются для обходного выключателя 110–220 кВ?

Ответ. Предусматриваются устройства защиты на случай замены этим выключателем выключателя любой из линий и вывода из работы устройств защиты этой линии. Как правило, для обходного выключателя предусматриваются следующие защиты:

ступенчатая дистанционная защита и токовая отсечка от междуфазных КЗ;

ступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от КЗ на землю (3.2.129).

Вопрос. Какие защиты предусматриваются на шиносоединительном и секционном выключателях?

Ответ. Предусматриваются защиты для резервирования защиты шин на случай ее отказа или вывода ее из работы, а также для разделения систем или секций шин при КЗ на присоединениях с целью обеспечения селективной ликвидации КЗ. Как правило, на шиносоединительном и секционном выключателях предусматриваются:

ступенчатая токовая защита от многофазных КЗ;

ступенчатая токовая защита нулевой последовательности от КЗ на землю.

В случае необходимости допускается применение направленных токовых или дистанционных защит.

На шиносоединительном и секционном выключателях 35 кВ предусматривается ступенчатая токовая защита от многофазных КЗ.

На шиносоединительном и секционном выключателях 110–220 кВ, предназначенных для выполнения также и функции обходного выключателя, предусматриваются те же защиты, что и для отдельного обходного выключателя.

Рекомендуется предусматривать перевод основных быстродействующих защит линий и трансформаторов 110–220 кВ на обходной выключатель.

На шиносоединительном и секционном выключателях 6-10 кВ предусматривается максимальная токовая защита от многофазных КЗ (3.2.130).

Вопрос. Как выполняются устройства РЗ синхронных компенсаторов?

Ответ. Выполняются аналогично предусматриваемым для генераторов соответствующих мощностей со следующими отличиями:

защита оттоков, обусловленных симметричной перегрузкой, действующая на сигнал, выводится на период пуска, если в этом режиме возможно ее действие;

предусматривается минимальная защита напряжения, действующая на отключение выключателя синхронного компенсатора. Напряжение срабатывания защиты принимается равным (0,1–0,2) U_ном, выдержка времени – около 10 с;

предусматривается защита, действующая при кратковременном исчезновении питания подстанции (например, в бестоковую паузу АПВ питающей линии). Защита выполняется в виде минимальной защиты частоты и выполняется с действием на отключение выключателя синхронного компенсатора или на АГП. Допускается использование защиты, выполненной на других принципах, например, реагирующей на скорость снижения частоты;

на синхронных компенсаторах мощностью 50 Мвар и более предусматривается защита от потери возбуждения (снижения тока возбуждения ниже допустимого предела) с действием на отключение синхронного компенсатора или на сигнал.

Для синхронных компенсаторов, на которых предусматривается возможность перевода в режим работы с отрицательным током ротора, эту защиту допускается не применять (3.2.131).

Вопрос. Как выполняется защита от перегрузки синхронного компенсатора на подстанциях без постоянного дежурства персонала?

Ответ. Выполняется с независимой выдержкой времени и с действием с меньшей выдержкой времени на сигнал и снижение тока возбуждения, а с большей – на отключение синхронного компенсатора (если предотвращение длительных перегрузок не обеспечивается устройствами автоматического регулирования возбуждения) (3.2.132).

Вопрос. Как выполняется защита от замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения синхронного компенсатора?

Ответ. Выполняется с действием на отключение. Защита обеспечивается выдержкой времени для отстройки от переходных режимов (3.2.133).

Вопрос. По какому условию выбираются устройства РЗ?

Ответ. Выбираются по условию помехозащищенности, достаточной для выполнения ее основных функций при наихудших возможных параметрах электромагнитной обстановки. Устройства РЗ, содержащие микроэлектронные и микропроцессорные элементы, проходят испытания по ЭМС согласно действующим нормативным документам (3.2.134).

Вопрос. Как выполняется защитное заземление устройств РЗ?

Ответ. Выполняется путем присоединения всех шкафов, панелей и корпусов устройств РЗиА к закладным протяженным элементам (полосам, швеллерам), проложенным в полу, к которым крепятся эти устройства (3.2.136).

Закладные части присоединяются к заземлению здания стальной шиной сечением не менее 100 мм² (3.2.137).

Рабочее заземление устройств РЗиА допускается осуществлять присоединением рабочих (схемных) точек заземления устройств кратчайшим путем к зажимам защитного заземления панелей (шкафов) и корпусов этих устройств (3.2.138).

Вопрос. Какие требования предъявляются к закладным элементам, проложенным в полу параллельно, для снижения входного сопротивления рабочего заземления?

Ответ. Закладные элементы должны быть соединены друг с другом по концам и в промежуточных точках с шагом 4–6 м стальной полосой сечением не менее 100 мм с помощью сварки (3.2.139).

Вопрос. Какие помещения допускается использовать для размещения устройств РЗ?

Ответ. Допускается использовать помещения, электромагнитная обстановка которых по одному или нескольким параметрам не удовлетворяет предъявленным требованиям. Однако в этом случае все устанавливаемые в таком помещении устройства РЗ испытываются на ЭМС со степенями жесткости, гарантирующими нормальную работу этих устройств в данном помещении (3.2.141).

Вопрос. На какие средства автоматики распространяется настоящая глава Правил?

Ответ. Распространяется на средства автоматики, предназначенные для осуществления:

автоматического повторного включения (АПВ) линий или фаз линий, шин и прочих электроустановок после их автоматического отключения;

автоматического включения резервного питания или оборудования (АВР);

автоматического включения синхронных генераторов на параллельную работу;

автоматического регулирования возбуждения, напряжения и реактивной мощности;

автоматического регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ); автоматического противоаварийного управления, в том числе: автоматического предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ);

автоматической ликвидации асинхронного режима (АЛАР); автоматического ограничения снижения частоты (АОСЧ), в том числе автоматической частотной разгрузки (АЧР);

автоматического ограничения повышения частоты (АОПЧ); автоматического ограничения снижения напряжения (АОСН); автоматического ограничения повышения напряжения (АОПН); автоматической разгрузки оборудования (АРО) (ограничение перегрузки).

На средства противоаварийной автоматики (ПА) возлагается задача предотвращения и ограничения развития аварийных процессов в энергосистеме с целью сведения к минимуму ущерба у потребителей. Важнейшей задачей ПА является предотвращение общесистемных аварий, сопровождающихся нарушением электроснабжения потребителей на значительной территории.

В качестве аварийных процессов рассматриваются:

процесс нарушения устойчивости, вызванный аварийным возмущением, то есть внезапным резким и существенным изменением состояния энергосистемы в результате КЗ, непредвиденного отключения элементов из-за их повреждения или ошибочных действий защиты, автоматики или персонала;

асинхронный режим, аварийное снижение или повышение частоты или напряжения, вне зависимости от вызывающей его причины.

Все энергообъекты, электростанции и подстанции оснащаются устройствами автоматики в соответствии с указаниями данной главы Правил применительно к конкретным условиям работы (3.3.1).

Вопрос. С какой целью и для каких электросетей и электрооборудования предусматривается АПВ?

Ответ. Предусматривается для быстрого восстановления питания потребителей, межсистемных и внутренних связей, а также для улучшения условий сохранения устойчивости путем автоматического включения выключателей, отключенных устройствами РЗ или отключившимися самопроизвольно тремя фазами.

Предусматривается АПВ:

воздушных и кабельно-воздушных (смешанных) линий напряжением выше 1 кВ. Отказ от применения АПВ должен быть в каждом отдельном случае обоснован;

шин и ошиновок электростанций и подстанций.

Рекомендуется также предусматривать АПВ трансформаторов (кроме случаев отключения трансформаторов защитами от внутренних повреждений), ответственных электродвигателей, отключаемых для обеспечения самозапуска других электродвигателей, КЛ 35 кВ и ниже в случаях, когда оно может быть эффективным при повреждениях вне кабеля (например, наличие нескольких промежуточных сборок, питание по одной линии нескольких подстанций).

На КЛ 110–220 кВ АПВ, как правило, не применяется.

Как правило, предусматриваются также устройства АПВ на обходных, шиносоединительных и секционных выключателях, если на них не предусматривается АВР (3.3.2).

Вопрос. Как выполняются устройства АПВ?

Ответ. Устройства АПВ выполняются так, чтобы они не действовали:

при отключении выключателя персоналом дистанционно или при помощи телеуправления;

отключении выключателя от РЗ непосредственно после включения его персоналом при опробовании;

при повторном отключении выключателя от РЗ до истечения времени готовности устройства АПВ к повторному действию, выбираемого исходя из допустимых циклов работы выключателя и отсчитываемого от момента последнего включения выключателя;

отключении выключателя защитой от внутренних повреждений трансформатора, шунтирующего реактора и вращающихся машин устройствами ПА, УРОВ, а также в других случаях отключения выключателей, когда действие АПВ недопустимо.

Устройства АПВ выполняются так, чтобы была исключена возможность многократного включения на КЗ (кроме случаев двукратного АПВ).

Устройства АПВ выполняются с автоматическим возвратом.

Предусматривается возможность ввода и вывода устройств АПВ персоналом (3.3.3).

Вопрос. Что предусматривается при применении АПВ?

Ответ. Как правило, предусматривается ускорение действия (и, при необходимости, повышение чувствительности) РЗ включаемого под напряжением оборудования на случай неуспешного АПВ.

Ускорение действия защиты при неуспешном АПВ выполняется с помощью тех же элементов, которые используются при включении выключателя оперативным персоналом или устройствами АВР.

Не рекомендуется ускорять защиту элемента сети, на котором уже имеется рабочее напряжение.

Допускается не ускорять после АПВ действие защит линий 35 кВ и ниже, выполненных с реле прямого действия (3.3.4).

Вопрос. Какие устройства ТАПВ могут применяться?

Ответ. Могут применяться устройства ТАПВ однократного и двукратного действия (последнее – если это допустимо по условиям работы выключателя). Устройства ТАПВ двукратного действия рекомендуется применять для ВЛ, в особенности одиночных с односторонним питанием. Допускается его применение на ВЛ с двусторонним питанием, если это целесообразно для упрощения РЗ (например, на линиях с промежуточной подстанцией типа «мостик с выключателем в перемычке», оборудованной упрощенной делительной защитой, отключающей этот выключатель после неуспешного АПВ первого цикла с питающих концов). В сетях 35 кВ и ниже устройства ТАПВ двукратного действия рекомендуется применять в первую очередь для линий, не имеющих резервирования по сети. При подключении на ответвлениях к линии 110–220 кВ с двусторонним питанием двух или более трансформаторов и наличии в составе нагрузки синхронных двигателей допускается применять устройства ТАПВ двукратного действия для обеспечения восстановления питания потребителей при неустойчивых КЗ на линии с минимальной возможной выдержкой времени первого цикла, а при повреждении трансформатора – со временем второго цикла, учитывающим время отключения синхронных двигателей и последующего отключения отделителя поврежденного трансформатора.

В сетях с изолированной или заземленной через дугогасящий реактор (резистор) нейтралью, как правило, применяется блокировка второго цикла АПВ в случае замыкания на землю после АПВ первого цикла (например, по наличию напряжения нулевой последовательности). Выдержка времени второго цикла принимается не менее 15–20 с (3.3.6).

Вопрос. Какой должна быть выдержка времени устройства ТАПВ (для двукратного действия на линиях с двусторонним питанием – выдержка времени первого цикла АПВ)?

Ответ. Должна быть минимально возможной с учетом времени погасания дуги и деионизации среды в месте повреждения, а также с учетом времени готовности выключателя и его привода к повторному действию.

Выдержка времени однократного ТАПВ и первого цикла устройства двукратного ТАПВ на линии с двусторонним питанием выбирается также с учетом возможного неодновременного отключения повреждения с обоих концов линии; при этом время действия защит, предназначенных для дальнего резервирования, не учитывается.

С целью повышения эффективности ТАПВ однократного действия допускается увеличивать его выдержку времени (с учетом особенностей работы потребителя).

Выдержка времени ТАПВ во втором цикле принимается не менее 15–20 с (3.3.7).

Вопрос. Какие устройства ТАПВ устанавливаются на одиночных линиях 110 кВ и выше с односторонним питанием, для которых в случае неуспешного ТАПВ предусматривается переход на длительную работу двумя фазами?

Ответ. Устанавливается ТАПВ двукратного действия на питающем конце линии (3.3.8).

Вопрос. Какие устройства ТАПВ устанавливаются на одиночных линиях с односторонним питанием при наличии на приемной подстанции синхронной нагрузки?

Ответ. Устанавливаются устройства ТАПВ с проверкой отсутствия напряжения на линии (3.3.9).

Вопрос. Какие виды ТАПВ предусматриваются на линиях с двух– и многосторонним питанием?

Ответ. Предусматривается один из следующих видов ТАПВ:

с контролем синхронизма;

ускоренное;

несинхронное;

с улавливанием синхронизма;

с самосинхронизацией;

без контроля синхронизма.

Возможны также сочетания этих видов ТАПВ.

При всех видах ТАПВ на конце линии, включаемом первым, может применяться в зависимости от конкретных условий устройство АПВ с контролем отсутствия напряжения, отсутствия симметричного напряжения и без контроля напряжения (3.3.10).

Вопрос. На каких линиях применяется ТАПВ с контролем синхронизма?

Ответ. Применяется на линиях с двусторонним питанием при наличии двух шунтирующих связей, а также при наличии трех шунтирующих связей, если вероятно одновременное длительное отключение двух из этих связей, например, двухцепной линии. При применении ТАПВ с контролем синхронизма измерение скольжения и формирование команды на включение производится в зоне допустимых углов включения.

АПВ с контролем синхронизма выполняется на одном конце линии с контролем отсутствия напряжения и с контролем наличия синхронизма (с проверкой наличия напряжения на линии и на шинах), на другом конце – только с контролем наличия синхронизма (с контролем наличия напряжения на линии и на шинах).

При применении АПВ с контролем синхронизма схемы устройств выполняются одинаковыми на обоих концах с учетом возможности изменения очередности включения линии при АПВ.

Рекомендуется использовать устройства АПВ с контролем синхронизма в схемах полуавтоматического включения линии в транзит персоналом (3.3.11).

Вопрос. На каких линиях рекомендуется предусматривать ускоренное ТАПВ?

Ответ. Рекомендуется предусматривать преимущественно на линиях 330 кВ и выше с целью снижения выдержки времени включения отключившейся линии с обеих сторон, когда это необходимо по условию сохранения устойчивости энергосистем. Ускоренное ТАПВ пускается при срабатывании быстродействующих защит, защищающих всю линию.

Устройство ускоренного ТАПВ выполняется с возможностью включения линии на конце, включаемом первым, с контролем отсутствия напряжения, отсутствия симметричного напряжения или без контроля напряжения; на конце, включаемом вторым, используется контроль синхронизма, включающий в себя контроль напряжения на линии и шинах.

Устройство ускоренного ТАПВ выполняется с возможностью осуществления ТАПВ с контролем синхронизма при выведении из действия быстродействующих защит или при их отказе в срабатывании.

Выдержка времени ТАПВ выбирается по условию погасания дуги и деионизации среды в месте КЗ. На линиях 750 кВ с шунтирующими реакторами допускается применять выдержку времени с учетом затухания переходного процесса.

Ускоренное ТАПВ кратковременно блокируется на время работы УРОВ.

На линиях напряжением не выше 330 кВ допускается осуществлять ускоренное ТАПВ, выполняемое на обоих концах с пуском от быстродействующих защит без контроля напряжения и синхронизма. Ускоренное ТАПВ может применяться на одиночных линиях, если после включения обеспечивается сохранение синхронной параллельной работы систем и при этом максимальный электромагнитный момент синхронных генераторов и компенсаторов меньше (с учетом необходимого запаса) электромагнитного момента, возникающего при трехфазных КЗ на выводах машины (3.3.12).

Вопрос. На каких линиях рекомендуется применять несинхронное АПВ?

Ответ. Рекомендуется применять на одиночных линиях 110–220 кВ, если:

максимальный электромагнитный момент синхронных генераторов и компенсаторов, возникающий при несинхронном включении, меньше (с учетом необходимого запаса) электромагнитного момента, возникающего при трехфазном КЗ на выводах машины; при этом в качестве практических критериев оценки допустимости несинхронного АПВ применяются расчетные начальные значения периодических составляющих токов статора при угле включения 180°;

максимальный ток через трансформатор (автотрансформатор) при угле включения 180° меньше допустимого тока КЗ на его выводах;

после АПВ обеспечивается достаточно быстрая ресинхронизация (если в результате несинхронного АПВ возможно возникновение длительного асинхронного режима, применяются специальные мероприятия для его предотвращения или ликвидации).

Рекомендуется также рассматривать возможность использования несинхронного АПВ с учетом загрубления токовых защит нулевой последовательности при отстройке их от токов небаланса при несинхронном включении.

При соблюдении этих условий, но для случая отключения всех связей, несинхронное АПВ рекомендуется применять для линий 110–220 кВ при наличии двух связей, а также при наличии трех связей, если вероятно одновременное длительное отключение двух из них (например, двухцепной линии).

При выполнении несинхронного АПВ применяются меры по предотвращению излишнего срабатывания защиты. С этой целью рекомендуется, в частности, выполнять в дистанционной защите блокировку при качаниях с возвратом через заданное время и осуществлять включение выключателей в определенной последовательности: с одной из сторон – с контролем отсутствия напряжения на линии, и в случае успешного АПВ – с другой стороны с контролем наличия напряжения (3.3.13).

Вопрос. На каких линиях рекомендуется применять устройство ТАПВ с улавливанием синхронизма?

Ответ. Рекомендуется применять на одиночных линиях с двусторонним питанием при допустимых значительных (примерно до 6 %) скольжениях и допустимом угле. Устройство АПВ с улавливанием синхронизма рекомендуется применять на линиях, имеющих шунтирующие связи, когда последние могут быть длительно отключены или их пропускная способность недостаточна для обеспечения устойчивости параллельной работы связываемых ими частей энергосистемы. На первом конце линии включение выключателя осуществляется с контролем отсутствия напряжения, на втором – с улавливанием синхронизма и наличием напряжения (3.3.14).

Вопрос. Какие устройства АПВ могут применяться на одиночных линиях с двусторонним питанием, связывающих систему с электростанцией небольшой мощности?

Ответ. Могут также применяться ТАПВ:

с автоматической самосинхронизацией гидрогенераторов – для гидроэлектростанций;

в сочетании с делительными устройствами – для гидро– и теплоэлектростанций (3.3.15).

Вопрос. На каких линиях применяется АПВ без проверки синхронизма?

Ответ. Применяется на линиях с двусторонним питанием при наличии четырех шунтирующих связей и более, а также при наличии трех шунтирующих связей, если в последнем случае одновременное длительное отключение двух из этих связей маловероятно (например, если все линии одноцепные) (3.3.17).

Вопрос. На каких линиях допускается применение ОАПВ?

Ответ. ОАПВ применяется, как правило, на линиях 330 кВ и выше; допускается применение ОАПВ также и на линиях 220 кВ.

Устройство ОАПВ применяется:

на одиночных межсистемных или внутрисистемных линиях электропередачи;

на межсистемных линиях с двумя шунтирующими связями и более при условии, что отключение одной из них и отключение рассматриваемой линии тремя фазами может привести к нарушению устойчивости энергосистемы;

на межсистемных и внутрисистемных линиях, если трехфазное отключение линии может привести к недопустимой перегрузке других линий с возможностью нарушения статической устойчивости энергосистемы;

на линиях, связывающих с системой крупные блочные электростанции;

на линиях электропередачи, где осуществление ТАПВ сопряжено со значительным сбросом нагрузки.

Пуск устройства ОАПВ осуществляется, как правило, при срабатывании быстродействующих защит линии. При этом обеспечивается выбор и отключение поврежденной фазы и ее АПВ при однофазном КЗ (с одновременным воздействием на автоматику шунтирующих реакторов) и отключение трех фаз линии при многофазных КЗ.

Устройство ОАПВ осуществляет также следующие функции:

отключение трех фаз при неуспешном ОАПВ или при отказе срабатывания избирательного органа;

использование избирательного органа в качестве самостоятельной неселективной защиты линии при ТАПВ и оперативном включении линии, а также в неполнофазном режиме цикла ОАПВ, если избирательные органы отстроены от качания и неполнофазных режимов;

пофазный пуск УРОВ линейных выключателей;

блокировку в цикле ОАПВ ступеней токовой защиты от КЗ на землю, не отстроенных от неполнофазного режима;

автоматический перевод действия защит линии на отключение трех фаз помимо устройства ОАПВ при выводе его из работы, исчезновении на нем оперативного постоянного тока;

пуск ВЧ сигналов ускорения резервных защит и останов передачи блокирующих сигналов ВЧ защиты при действии устройства на отключение трех фаз;

ввод дополнительного замедления в защиту от непереключения фаз каждого линейного выключателя в цикле ОАПВ. Выдержка времени ОАПВ отсчитывается от момента срабатывания быстродействующей защиты и отстраивается от времени погасания дуги и деионизации среды в месте однофазного КЗ в неполнофазном режиме с учетом возможности неодновременного срабатывания защиты по концам линии, а также каскадного действия избирательных органов.

Для снижения выдержки времени ОАПВ и повышения его эффективности рекомендуется применение устройства контроля погасания дуги (3.3.18).

Вопрос. Допускается ли сочетание ТАПВ с неселективными быстродействующими защитами для исправления неселективного действия последних?

Ответ. Такое сочетание допускается в сетях, состоящих из ряда последовательно включенных линий, при применении для них неселективных быстродействующих защит; для исправления их действия рекомендуется применять поочередное АПВ; могут также применяться устройства АПВ с ускорением защиты до АПВ или с кратностью действия не более двух, возрастающей по направлению к источнику питания (3.3.20).

Вопрос. В каких случаях время действия устройства АПВ отстраивается от суммарного времени включения короткозамыкателя и отключения отделителя?

Ответ. Отстраивается при применении однократного ТАПВ линий с подключенными к ним трансформаторами, со стороны высшего напряжения которых устанавливаются короткозамыкатели и отделители, для отключения отделителя в бестоковую паузу (3.3.21).

Вопрос. Как выполняется АПВ шин (ошиновки) электростанций и подстанций при наличии специальной защиты шин (ошиновки)?

Ответ. Выполняется автоматической сборкой схемы. При этом первым от устройства АПВ включается один из питающих элементов (например, линия, трансформатор). При успешном включении этого элемента производится последующее, возможно более полное, автоматическое восстановление схемы доаварийного режима путем включения других элементов. При автоматической сборке схемы не допускается включение от АПВ блоков генератор-трансформатор. Допускается в отдельных случаях дополнение АПВ шин (ошиновки) автоматическим опробованием (постановкой шин под напряжение выключателем от АПВ одного из питающих элементов).

При выполнении АПВ шин (ошиновки) применяются меры, исключающие несинхронное включение (если оно является недопустимым).

На случай неуспешного АПВ обеспечивается достаточная чувствительность защиты шин (ошиновки).

Включение от АПВ шин и ошиновок КРУЭ не допускается (3.3.23).

Вопрос. Какие устройства АПВ предусматриваются на двухтрансформаторных и однотрансформаторных понижающих подстанциях?

Ответ. Предусматриваются, как правило, устройства АПВ шин среднего и низшего напряжений. При этом на стороне раздельной работы трансформаторов (автотрансформаторов) двухтрансформаторной подстанции предусматриваются также устройства АВР; при внутренних повреждениях трансформаторов, а также при исчезновении питания вводится в действие устройство АВР, при прочих повреждениях – АПВ.

Для двухтрансформаторной подстанции, в нормальном режиме которой предусматривается параллельная работа трансформаторов на шинах данного напряжения, допускается дополнительно к устройству АПВ устанавливать устройство АВР, предназначенное для режима, когда один из трансформаторов выведен в резерв.

При применении шкафов КРУ (КРУН) АПВ шин, как правило, не допускается (3.3.24).

Вопрос. Какие подстанции и при каком условии допускается оборудовать устройствами АПВ?

Ответ. Допускается оборудовать одиночные понижающие трансформаторы мощностью 1 МВ·А и более на подстанциях энергосистем, когда отключение трансформатора приводит к обесточению электроустановок потребителей (3.3.25).

Вопрос. Какими приборами фиксируется действие устройств АПВ?

Ответ. Фиксируется сигнальными приборами (3.3.28).

Вопрос. Для каких целей предусматриваются устройства АВР?

Ответ. Предусматриваются для восстановления питания потребителей путем автоматического присоединения резервного источника питания при отключении рабочего источника питания, приводящем к обесточению электроустановок потребителя. Устройства АВР предусматриваются также для автоматического включения резервного оборудования при отключении рабочего оборудования, приводящем к нарушению нормального технологического процесса.

Устройства АВР могут предусматриваться также для снижения токов КЗ.

Устройства АВР могут устанавливаться на трансформаторах, линиях, секционных и шиносоединительных выключателях, электродвигателях и т. п. (3.3.29).

Вопрос. Как действует устройство АВР питания?

Ответ. Выполняется с действием при исчезновении напряжения на шинах питаемого элемента.

Действие устройств АВР КРУ и КРУН напряжением 6 кВ и выше, а на электростанциях и КРУ 0,4 кВ (кроме секций надежного питания 6,3 и 0,4 кВ на АЭС) блокируется в случае отключения рабочего питания при КЗ на шинах питаемого элемента или на отходящих от этих шин присоединениях (3.3.30).

Вопрос. Как выполняется устройство АВР при отключении выключателя приемной стороны рабочего источника питания?

Ответ. Выполняется с включением, как правило, без дополнительной выдержки времени, выключателя резервного источника питания; при этом обеспечивается однократность действия устройства. Допускается включать выключатель резервного источника с выдержкой времени, не приводящей к нарушению основного технологического процесса (3.3.31).

Вопрос. Какое дополнительное устройство предусматривается для обеспечения действия АВР при исчезновении напряжения со стороны рабочего источника?

Ответ. Предусматривается пусковой орган напряжения с действием с выдержкой времени на отключение рабочего источника питания с приемной стороны при исчезновении напряжения на питаемом элементе и при наличии напряжения со стороны резервного источника.

Допускается не предусматривать контроль наличия напряжения со стороны резервного источника в системах электроснабжения СН электростанций (3.3.32).

Вопрос. От какого режима отстраивается орган минимального напряжения АВР, реагирующий на исчезновение напряжения рабочего источника?

Ответ. Отстраивается от режима самозапуска электродвигателей и, по возможности, от снижения напряжения при удаленных КЗ. Время действия органа минимального напряжения АВР выбирается больше времени отключения КЗ, при котором снижение напряжения вызывает срабатывание минимального элемента напряжения пускового органа. Рекомендуется принимать указанное время срабатывания больше времени действия АПВ со стороны питания. При необходимости сокращения перерыва электроснабжения ответственных потребителей допускается принимать время действия АВР меньше времени действия АПВ.

Орган минимального напряжения АВР выполняется так, чтобы исключалась его ложная работа:

при перегорании одного из предохранителей ТН со стороны обмотки высшего напряжения;

при отключении автоматического выключателя ТН;

при выкатывании тележки с ТН в КРУ и КРУН (3.3.33).

Вопрос. Какое дополнение к пусковому органу напряжения рекомендуется применять, если при использовании пуска устройства АВР по напряжению время его действия может оказаться недопустимо большим (например, при наличии в составе нагрузки значительной доли синхронных электродвигателей)?

Ответ. Рекомендуется применять пусковые органы других типов (например, реагирующие на исчезновение тока, снижение частоты, изменение направления мощности и т. п.).

В случае применения пускового органа частоты последний при снижении частоты на стороне рабочего источника питания до заданного значения и при нормальной частоте со стороны резервного питания выполняется с действием с выдержкой времени на отключение выключателя рабочего источника питания (3.3.34).

Вопрос. Какая РЗ выполняется для трансформаторов и линий малой протяженности (не более 1000 м) с целью ускорения действия АВР?

Ответ. Выполняется РЗ с действием на отключение не только выключателей со стороны питания, но и выключателей с приемной стороны. С этой же целью в наиболее ответственных случаях, например, на СН электростанций, при отключении по каким-либо причинам выключателей только со стороны питания, как правило, выполняется немедленное отключение выключателей с приемной стороны. На блочных электростанциях такое отключение выключателей, как правило, также выполняется с приемной стороны рабочих трансформаторов СН с низшим напряжением 6,3 кВ при отключении возбуждения генератора (3.3.35).

Вопрос. Какие условия проверяются при выполнении устройств АВР?

Ответ. Проверяются условия перегрузки резервного источника питания и самозапуска электродвигателей и, если имеет место чрезмерная перегрузка или не обеспечивается самозапуск, выполняется разгрузка при действии АВР, например, отключение неответственных электродвигателей, переключение на низшую скорость вращения двухскоростных электродвигателей, а в некоторых случаях и отключение части ответственных электродвигателей; для последних рекомендуется применение АПВ (3.3.37).

Вопрос. Что следует учитывать при применении устройств АВР?

Ответ. Следует учитывать недопустимость их действия на включение потребителей, отключенных устройствами АЧР и ПА. С этой целью применяются специальные мероприятия (например, блокировка по частоте); в отдельных случаях, при специальном обосновании невозможности выполнения указанных мероприятий, допускается не предусматривать АВР (3.3.38).

Вопрос. В каком случае предусматривается ускорение действия защиты выключателя на КЗ?

Ответ. Предусматривается, как правило, при действии устройства АВР, когда возможно включение выключателя на КЗ, например, в ОРУ. При этом принимаются меры для предотвращения отключений резервного питания по цепи ускорения защиты за счет броска тока при включении (3.3.39).

Вопрос. В каких случаях выполняется автоматическое отключение синхронных машин или перевод их в асинхронный режим отключением АГП с последующим автоматическим включением или ресинхронизацией после восстановления напряжения в результате успешного АВР?

Ответ. Выполняется в случаях, когда в результате действия устройства АВР возможно несинхронное включение синхронных компенсаторов или синхронных электродвигателей и если оно для них недопустимо, а также для исключения подпитки от этих машин места повреждения при исчезновении напряжения. Для предотвращения включения резервного источника от устройства АВР до отключения синхронных машин допускается применять замедление АВР или выполнять его с контролем встречного напряжения. Если эти мероприятия недопустимы для остальной нагрузки, допускается при обосновании отключать от пускового органа устройства АВР линию, связывающую шины рабочего питания с нагрузкой, содержащей синхронные электродвигатели.

Для подстанций с синхронными компенсаторами или синхронными электродвигателями, как правило, применяются меры, предотвращающие или исправляющие неправильную работу устройства АЧР в процессе действия АВР (3.3.40).

Вопрос. Какое мероприятие рекомендуется после восстановления питания со стороны рабочего источника?

Ответ. Рекомендуется обеспечивать возможно более полное автоматическое восстановление схемы доаварийного режима подстанции, например, для подстанций с упрощенными схемами электрических соединений со стороны высшего напряжения – отключение включенного при действии АВР секционного выключателя на стороне низшего напряжения после успешного АПВ питающей линии (3.3.41).

Вопрос. При каких условиях осуществляется пуск резервного оборудования (электроприводов механизмов)?

Ответ. Осуществляется при отключении рабочего оборудования, а также при недопустимом изменении технологических параметров (давления, уровня и т. п.).

При технологической необходимости обеспечивается возможность использования любого из однотипных механизмов в качестве резервного.

Вопрос. Какими способами может производиться включение генераторов на параллельную работу?

Ответ. Может производиться одним из следующих способов:

точной синхронизации (автоматической, полуавтоматической, ручной);

самосинхронизации (автоматической, полуавтоматической, ручной) (3.3.44).

Вопрос. Для каких агрегатов способ точной автоматической или полуавтоматической синхронизации предусматривается как основной в нормальных режимах?

Ответ. Предусматривается для:

турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток;

гидрогенераторов мощностью 20 000 кВт и более;

турбогенераторов мощностью более 3000 кВт с косвенным охлаждением обмоток (3.3.45).

Вопрос. Каким способом может производиться включение на параллельную работу генераторов при аварийных режимах в энергосистеме?

Ответ. Может производиться способом самосинхронизации для:

турбогенераторов мощностью до 3000 кВт;

турбогенераторов мощностью более 3000 кВт с косвенным охлаждением обмоток, если периодическая составляющая переходного тока при включении в сеть способом самосинхронизации не превосходит 3 I_ном;

гидрогенераторов мощностью до 20 000 кВт (3.3.46).

Вопрос. Установка каких устройств предусматривается при использовании способа точной синхронизации в качестве основного способа включения генераторов на параллельную работу?

Ответ. Предусматривается установка на гидрогенераторах устройств автоматической, а на турбогенераторах – полуавтоматической точной синхронизации.

Для генераторов мощностью до 6000 кВт допускается применение только ручной синхронизации (3.3.47).

Вопрос. Установка каких устройств предусматривается при использовании способа самосинхронизации для включения генераторов на параллельную работу?

Ответ. Предусматривается установка на гидрогенераторах устройств автоматической самосинхронизации, на турбогенераторах – устройств полуавтоматической самосинхронизации. Устройства ручной самосинхронизации обеспечиваются блокировкой, исключающей возможность включения в сеть остановленного или вращающегося в режиме выбега генератора (3.3.48).

Вопрос. Какими устройствами оборудуются все генераторы вне зависимости от применяемого способа синхронизации?

Ответ. Все генераторы оборудуются устройствами, позволяющими в необходимых случаях производить ручную точную синхронизацию с блокировкой от несинхронного включения (3.3.49).

Вопрос. Каким способом может производиться включение всех генераторов на параллельную работу при аварийных режимах в энергосистеме?

Ответ. Включение на параллельную работу всех генераторов, вне зависимости от системы охлаждения и мощности, может производиться способом самосинхронизации. Для этого предусматриваются устройства автоматической или полуавтоматической самосинхронизации. В случаях, когда включение на параллельную работу способом самосинхронизации не допускается техническими условиями на генераторы, устройства самосинхронизации не предусматриваются (3.3.50).

Вопрос. Как синхронизируются с сетью и между собой генераторы при включении в сеть способом точной синхронизации двух гидрогенераторов и более, работающих через один выключатель?

Ответ. Генераторы предварительно синхронизируются между собой способом самосинхронизации и с сетью – способом точной синхронизации (3.3.51).

Вопрос. Какие устройства предусматриваются на транзитных подстанциях и электростанциях, где производится синхронизация отдельных частей электрической системы?

Ответ. Предусматриваются устройства для полуавтоматической или ручной точной синхронизации с блокировкой от несинхронного включения (3.3.52).

Вопрос. Для каких целей предназначаются системы и устройства автоматического регулирования возбуждения, напряжения и реактивной мощности?

Ответ. Предназначаются для:

поддержания необходимых уровней напряжения по заданным характеристикам в электроэнергетической системе при ее нормальной работе;

распределения реактивной нагрузки между источниками реактивной мощности по заданному закону;

повышения статической и динамической устойчивости электроэнергетических систем и демпфирования колебаний в переходных режимах.

Для автоматического регулирования напряжения и реактивной мощности применяются автоматические регуляторы, воздействующие на генераторы, синхронные компенсаторы, трансформаторы (автотрансформаторы) с РПН, а также статические компенсирующие устройства (3.3.53).

Вопрос. Какими автоматическими устройствами оборудуются синхронные машины (генераторы, компенсаторы и электродвигатели)?

Ответ. Оборудуются устройствами автоматического регулирования возбуждения, входящими в состав систем возбуждения. Автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) должны соответствовать требованиям государственных стандартов на системы возбуждения и технических условий на оборудование систем возбуждения (3.3.54).

Вопрос. Какие системы возбуждения рекомендуется применять для генераторов мощностью 60 МВт и выше?

Ответ. Рекомендуется применять быстродействующие системы возбуждения с АРВ сильного действия (с использованием стабилизирующих каналов по режимным параметрам энергосистемы). Для генераторов меньшей мощности допускается применение автоматических регуляторов напряжения без стабилизирующих каналов по режимным параметрам энергосистемы либо регуляторов другого типа в составе быстродействующих или медленнодействующих систем возбуждения (3.3.55).

Вопрос. На каком оборудовании устанавливаются АРВ сильного действия или автоматические регуляторы напряжения?

Ответ. Устанавливаются на синхронных компенсаторах с реверсивными и нереверсивными системами возбуждения в зависимости от условий их работы в энергосистеме.

В отдельных случаях, в зависимости от условий работы синхронных компенсаторов в энергосистеме, допускается устанавливать на них АРВ другого типа в составе медленнодействующих систем возбуждения (3.3.56).

Вопрос. На каких агрегатах устанавливаются АРВ сильного действия?

Ответ. Устанавливаются на асинхронизированных турбогенераторах мощностью 100 МВт и более при оборудовании их быстродействующими системами возбуждения (3.3.57).

Вопрос. Что обеспечивают система возбуждения и устройства автоматического регулирования возбуждения?

Ответ. Обеспечивают устойчивое регулирование в пределах допустимых значений тока возбуждения для данного класса машин, осуществляя поддержание напряжения на выводах генератора или на шинах электростанции с заданным статизмом по полному току статора или его составляющим (3.3.58).

Вопрос. Какие устройства предусматриваются в составе АРВ генераторов и синхронных компенсаторов?

Ответ. Предусматриваются устройства для автоматического ограничения перегрузки по токам ротора или статора с выдержкой времени, зависящей от значения перегрузки в соответствии с заданными тепловыми характеристиками электрических машин.

Для синхронных машин с непосредственным охлаждением обмотки возбуждения, кроме турбогенераторов мощностью менее 60 МВт, а также для машин, устанавливаемых на автоматизированных станциях и подстанциях без дежурного персонала, ограничение выполняется на интегральном принципе (интегрирование по времени квадрата тока возбуждения), обеспечивающем использование полной перегрузочной способности синхронных машин; для остальных машин зависимость от кратности перегрузки может обеспечиваться применением нескольких ступеней ограничения.

Устройство для автоматического ограничения перегрузки не препятствует форсировке возбуждения в течение времени, которое допускается для соответствующего исполнения машины (3.3.59).

Вопрос. Что предусматривается в АРВ синхронных генераторов мощностью 60 МВт и более?

Ответ. Предусматривается автоматическое ограничение минимального тока ротора с уставкой, зависящей от активной мощности генератора в данном режиме.

Если конструкция генератора исключает перегрев торцевых зон в режиме потребления реактивной мощности, то уставка ограничения минимального тока ротора выбирается из условий устойчивости работы генератора в энергосистеме.

В АРВ синхронных генераторов мощностью от 2,5 до 60 МВт предусматривается автоматическое ограничение минимального тока ротора с независимой от активной мощности генератора уставкой.

Работа в режиме ограничения минимального тока ротора не препятствует форсировке возбуждения в течение времени, которое допускается для соответствующего исполнения машины.

Для синхронных машин с реверсивной системой возбуждения предусматривается автоматическое ограничение максимального значения отрицательного тока ротора (3.3.60).

Вопрос. Какова особенность выполнения АРВ?

Ответ. Выполняются так, чтобы в случае сброса нагрузки при исправном регуляторе скорости и исправных устройствах системы возбуждения исключалось срабатывание защиты от повышения напряжения. При необходимости АРВ дополняется устройством быстродействующего развозбуждения, если оно отсутствует в штатном регуляторе (3.3.61).

Вопрос. Какая возможность предусматривается в АРВ для синхронных генераторов и компенсаторов, работающих в блоке с трансформаторами?

Ответ. Предусматривается возможность токовой компенсации потери напряжения в трансформаторе.

Устройства токовой компенсации присоединяются к ТТ со стороны выводов генератора или синхронного компенсатора (3.3.62).

Вопрос. Какие системы управления устанавливаются на электростанциях (подстанциях) с тремя генераторами и более (синхронными компенсаторами), работающими на общие шины?

Ответ. Устанавливаются системы группового управления возбуждением генераторов (синхронных компенсаторов).

При наличии АСУ ТП станции (подстанции) система группового управления возбуждением включается в состав АСУ ТП.

Установка системы группового управления возбуждением выполняется с учетом особенностей схемы первичных соединений электростанции (подстанции) и ее роли в энергосистеме.

Система группового управления возбуждением выполняется с обеспечением автоматического поддержания на заданном уровне или изменения по заданному графику во времени напряжения на шинах электростанции (подстанции) или суммарной реактивной мощности электростанции (подстанции) и распределения реактивной мощности между генераторами (синхронными компенсаторами) по выбранному критерию путем воздействия на изменение уставок автоматического регулирования возбуждения.

Нормальное функционирование системы группового управления возбуждением обеспечивается во всех эксплуатационных режимах выдачи и потребления реактивной мощности, в режимах пуска и останова генераторов (синхронных компенсаторов) и не зависит от числа генераторов (синхронных компенсаторов), подключенных к системе группового управления возбуждением.

Наличие группового управления возбуждением ухудшает реакцию АРВ генераторов и синхронных компенсаторов на внешние возмущения.

Система группового управления возбуждением обеспечивает прием команд и заданий от систем регулирования верхнего уровня, предназначенных для регулирования параметров режима группы электростанций (подстанций).

Система группового управления возбуждением содержит элементы сигнализации, блокировки и защиты, предотвращающие неправильные действия системы при нарушении нормальных режимов работы объектов управления и при неисправностях самой системы (3.3.63).

Вопрос. С какой целью допускается перевод генераторов в режим синхронных компенсаторов?

Ответ. При необходимости для регулирования уровня напряжения в энергосистеме допускается перевод генераторов в режим синхронных компенсаторов. В этом случае на электростанциях устанавливается дополнительное оборудование, необходимое для перевода гидрогенераторов или турбогенераторов в режим синхронного компенсатора в соответствии с инструкцией по эксплуатации генераторов.

Системы автоматического регулирования напряжения при необходимости предусматривают использование генераторов в режиме синхронных компенсаторов (на ГЭС) и их автоматический обратный перевод в генераторный режим в зависимости от параметров режима энергосистемы (3.3.64).

Вопрос. С какой целью в системе РПН устанавливаются автоматические регуляторы коэффициентов трансформации трансформаторов (автотрансформаторов) распределительных подстанций и СН электростанций?

Ответ. Устанавливаются для изменения коэффициентов трансформации. При необходимости эти регуляторы обеспечивают встречное регулирование напряжения.

Подстанции, на которых предусматривается параллельная работа трансформаторов (автотрансформаторов) с регулированием коэффициента трансформации, оснащаются устройствами группового регулирования коэффициентов трансформации. При наличии на подстанции АСУ ТП такие устройства входят в ее состав (3.3.65).

Вопрос. В каких системах управления устанавливаются автоматические регуляторы напряжения и реактивной мощности?

Ответ. Устанавливаются в системах управления параметрами статических компенсирующих устройств (статических тиристорных компенсаторов реактивной мощности, управляемых шунтирующих реакторов и др.).

При наличии нескольких регулируемых статических компенсирующих устройств на энергообъекте устанавливаются устройства группового управления параметрами статических компенсирующих устройств в составе АСУ ТП энергообъекта или отдельно с возможностью приема команд и заданий от систем регулирования верхнего уровня (3.3.66).

Вопрос. Какой контроль обеспечивается во всех системах возбуждения генераторов?

Ответ. Обеспечивается непрерывный контроль исправности основного АРВ, находящегося в работе, автоматическое слежение уставки резервного регулятора за уставкой основного и автоматический переход на работу с резервным регулятором при возникновении неисправности в основном АРВ.

Обеспечивается высокая надежность питания АРВ и других устройств системы возбуждения от ТН, а также высокая надежность соответствующих цепей.

Обеспечивается контроль исправности цепей питания АРВ от ТН (например, путем применения устройства сравнения напряжения, подающегося на АРВ, с напряжением другого аналогичного ТН).

АРВ и другие устройства системы возбуждения подключаются к вторичным выводам ТН через автоматические выключатели. К этим ТН не подключаются другие устройства и приборы, в их цепях не устанавливаются рубильники. В отдельных случаях допускается присоединение этих устройств и приборов через отдельные автоматические выключатели, при этом их включение и отключение не изменяет режим электрической машины, возбуждение которой регулируется данным и другими устройствами регулирования возбуждения.

В системах возбуждения со 100 %-ным резервированием каждый АРВ подключается к отдельному ТН.

Предусматриваются мероприятия, исключающие форсировку либо другие аварийные режимы работы системы возбуждения при отключении автоматического выключателя в цепи ТН либо при нарушении контакта в одной из фаз этой цепи и срабатывании устройства контроля исправности цепей питания АРВ от ТН.

АРВ и другие устройства регулирования возбуждения, выполненные с применением микросхемной или микропроцессорной техники, помимо основного питания напряжением переменного тока 380 В обеспечиваются также резервным питанием от сети 220 В постоянного тока. При этом обеспечивается автоматический переход на резервное питание при исчезновении или снижении напряжения основного питания и обратный переход при восстановлении основного питания. Питание АРВ от сети 380 и 220 В осуществляется через автоматические выключатели (3.3.67).

Вопрос. Для каких целей предназначены устройства системы АРЧМ?

Ответ. Предназначены для:

автоматического регулирования частоты в ЕЭС и изолированных ОЭС и энергосистемах в нормальных и послеаварийных режимах согласно требованиям государственных стандартов на качество электрической энергии;

автоматического регулирования заданных (плановых) перетоков обменных мощностей ЕЭС, ОЭС и энергосистем с коррекцией по частоте;

автоматического ограничения перетоков мощности по контролируемым внешним и внутренним связям ЕЭС, ОЭС и энергосистем в целях предотвращения нарушения статической устойчивости или термической перегрузки;

автоматического изменения мощности выделенных для вторичного регулирования электростанций (энергоблоков) по командам соответствующих устройств АРЧМ уровней энергосистемы, ОЭС и ЕЭС в целях вторичного регулирования и поддержания заданной регуляторами мощности с коррекцией по частоте, определяемой их участием в первичном регулировании частоты (3.3.68).

Вопрос. Какие функции обеспечивают в нормальном режиме устройства АРЧМ?

Ответ. Обеспечивают (при наличии необходимого регулировочного диапазона на выделенных для вторичного регулирования электростанциях):

поддержание отклонения среднего значения небаланса мощности в каждом контролируемом районе в пределах ±0,5 % вращающейся мощности этого района и устранение ступенчатого нарушения баланса мощности за 5-10 мин;

поддержание среднего отклонения частоты от заданного (согласованного) значения в пределах ±0,02 Гц и устранение ступенчатого отклонения частоты за 5-10 мин;

поддержание среднего отклонения перетока обменной мощности контролируемого района от заданного (планового) значения в пределах ±0,25 % вращающейся мощности этого района и устранение ступенчатого отклонения обменной мощности за 5-10 мин;

устранение ступенчатого превышения перетоком мощности заданного значения уставки по любой контролируемой связи за время не более 1 мин при наличии быстродействующих каналов телемеханики и не более 5 мин при наличии обычных каналов телемеханики (3.3.69).

Вопрос. Какие устройства входят в систему АРЧМ?

Ответ. В систему АРЧМ входят:

устройства автоматического регулирования перетока обменной мощности и частоты и автоматического ограничения перетоков, автоматические вторичные регуляторы на диспетчерских пунктах ЕЭС, ОЭС и энергосистем;

устройства управления активной мощностью на электростанциях, привлекаемых к участию в автоматическом вторичном регулировании;

каналы и средства связи и телемеханики для передачи контролируемых параметров и управляющих воздействий;

датчики перетоков активной мощности и частоты (3.3.70).

Вопрос. Какие функции обеспечивают устройства АРЧМ на диспетчерских пунктах?

Ответ. Обеспечивают автоматическое вторичное регулирование режима собственной энергосистемы и участие в скоординированном вторичном регулировании ОЭС и ЕЭС.

Устройства АРЧМ на диспетчерских пунктах ОЭС обеспечивают выявление отклонений фактического режима работы объединенной энергосистемы от заданного, формирование и передачу управляющих воздействий в виде задания неплановой мощности для электростанций, привлекаемых к автоматическому регулированию режима ОЭС, и в виде сигналов блокировки или форсировки регуляторов обменной мощности энергосистем при осуществлении селективного (с учетом места возникновения и знака возмущения) ограничения перетоков по внутренним контролируемым связям данной ОЭС.

Устройство АРЧМ на диспетчерском пункте ЕЭС обеспечивает выявление отклонения сальдо перетоков, формирование и передачу управляющих воздействий для электростанций, привлекаемых к автоматическому регулированию режима ЕЭС и селективному, скоординированному ограничению перетоков мощности по транзитным связям энергосистем, ОЭС, ЕЭС в виде задания активной мощности, а для регуляторов обменной мощности ОЭС и энергосистем – в виде сигналов блокировки или форсировки их действия.

Устройства АРЧМ увеличивают интенсивность регулирования при отклонениях регулируемых параметров (частоты, обменных активных мощностей, небаланса мощности) от заданных значений при превышении определенных пороговых значений, а также по командам форсировки с верхнего уровня управления, обусловленным необходимостью ограничения перетоков.

Регулирующие электростанции, привлекаемые к автоматическому регулированию режимов энергосистем, ОЭС и ЕЭС, поддерживают регулировочный диапазон, составляющий не менее ±2,5 % мощности соответствующего района регулирования. Для обеспечения двустороннего сбалансированного ограничения перетоков по всей совокупности контролируемых связей этот регулировочный диапазон распределяется между электростанциями, расположенными по разные стороны всех контролируемых связей.

При отсутствии регулировочных возможностей отдельных энергосистем допускается объединение ряда энергосистем в энергозону для регулирования обменной мощности этой энергозоны с коррекцией по частоте, выполняемого одним общим для этих энергосистем регулятором и подключенными к нему электростанциями (3.3.71).

Вопрос. Какие функции обеспечивают устройства автоматического управления мощностью электростанций?

Ответ. Обеспечивают следующие функции:

прием и преобразование управляющих воздействий и сигналов, поступающих с диспетчерских пунктов верхних уровней управления (энергосистем, ОЭС и ЕЭС);

формирование управляющих воздействий на отдельные агрегаты (энергоблоки);

поддержание мощности агрегатов (энергоблоков) в соответствии с полученными управляющими воздействиями и со статизмом по частоте. Управление мощностью электростанции осуществляется со статизмом по частоте, изменяемым в пределах от 3 до 6 % (3.3.72).

Вопрос. Какие управляющие воздействия отрабатывают и распределяют между блоками подключенные к устройствам АРЧМ системы автоматического управления мощностью тепловых электростанций?

Ответ. Отрабатывают и распределяют между энергоблоками управляющие воздействия в виде непланового изменения мощности с учетом допустимых скоростей изменения нагрузки и технологических ограничений. При поступлении команды форсировки с верхнего уровня управления в системе автоматического управления мощностью ТЭС производится снятие ограничения по допустимой скорости изменения нагрузки и, при необходимости, изменяется структура системы.

Динамические характеристики ТЭС при отсутствии технологических ограничений, в том числе по темпу регулирования, принимаются существенно не изменяющимися в зависимости от количества и состава подключенных энергоблоков и уровня их загрузки.

Для энергоблоков большой единичной мощности возможен вариант поблочного управления (3.3.73).

Вопрос. Какие управляющие воздействия отрабатывают подключенные к устройствам АРЧМ групповые регуляторы активной мощности гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций?

Ответ. Отрабатывают подаваемые на них управляющие воздействия в виде задания изменения мощности с максимальной скоростью задатчика открытия направляющего аппарата во всем регулировочном диапазоне электростанции. При этом рекомендуется, чтобы групповой регулятор активной мощности ГЭС одновременно решал задачу выбора оптимального состава подключенных агрегатов, их автоматический пуск, останов и перевод в режим синхронного компенсатора и обратно с учетом имеющихся ограничений в работе агрегатов.

Динамические характеристики электростанций принимаются существенно не изменяющимися в зависимости от количества и состава подключенных агрегатов и уровня их загрузки.

Гидроэлектростанции, мощность которых определяется режимом водотока, рекомендуется оборудовать автоматическими регуляторами мощности по водотоку (3.3.74).

Вопрос. Какие изменения параметров настройки обеспечивают устройства АРЧМ?

Ответ. Обеспечивают оперативное и (или) автоматическое изменение параметров настройки при изменении режимов работы объекта управления, оснащаются элементами сигнализации, блокировками и защитами, предотвращающими их неправильные действия при нарушении нормальных режимов работы объектов управления, при неисправностях в самих устройствах, а также исключающими те их действия, которые могут помешать функционированию устройств ПА.

Устройство АРЧМ на каждом уровне управления отрабатывает управляющие воздействия и команды от устройств АРЧМ более высокого уровня лишь в той степени, в какой они не вызывают недопустимых отклонений технологических параметров и возникновения аварийных ситуаций на данном уровне управления (3.3.75).

Вопрос. Какие функции обеспечивают средства телемеханики?

Ответ. Обеспечивают передачу всей необходимой для эффективной работы устройств АРЧМ информации о работе энергообъединения и управляющих воздействий и команд между всеми уровнями управления системой АРЧМ (3.3.76).

Вопрос. Для каких целей предназначен комплекс устройств АПНУ?

Ответ. Предназначен для предотвращения нарушения динамической устойчивости при аварийных возмущениях и обеспечения в послеаварийных условиях нормативного запаса статической устойчивости для заданных основных сечений охватываемого района. Рекомендуется к применению в зависимости от конкретных условий там, где это технически и экономически целесообразно (3.3.77).

Вопрос. В каких случаях рекомендуется предусматривать комплекс устройств АПНУ?

Ответ. Рекомендуется предусматривать для действия в следующих случаях:

отключение элемента сети без повреждения или несимметричное КЗ с действием основной РЗ и выполнением ТАПВ или ОАПВ при нормальной схеме и повышенной загрузке сети или при ремонтной схеме и нормальной загрузке сети. С учетом возникающего понижения надежности и возможных отрицательных последствий область применения АПНУ может быть расширена на нормальную схему и нормальный режим сети, особенно при наиболее тяжелых из указанных повреждений, связанных с трехфазным отключением элемента, если оно произошло на одном из немногих элементов высшего в данной сети напряжения;

отказ выключателя с действием УРОВ при однофазном КЗ при нормальной схеме и нормальном режиме сети;

деление энергосистемы на несинхронно работающие части, в частности, в результате нарушения устойчивости и действия устройств АЛАР или в результате действия ПА на деление системы при нормальной схеме и нормальном режиме сети;

возникновение значительного дефицита или избытка мощности в одной из соединяемых частей энергообъединения в результате отключения генератора, нагрузки, элемента с передачи постоянного тока и т. п.

Допустимо также предусматривать АПНУ при редких, более тяжелых, чем расчетные, сочетаниях схем, режимов и возмущений, если это достигается без существенного усложнения автоматики (3.3.78).

Вопрос. В каких случаях допускается срабатывание устройств АПНУ, выбранных для расчетных условий?

Ответ. Допускается в следующих случаях:

при условиях, более тяжелых, чем расчетные;

медленной перегрузке связи, не вызванной аварийным возмущением, но не предотвращенной действием системы АРЧМ.

При возникновении нерасчетного ремонтного состояния схемы, являющегося сочетанием расчетных ремонтных схем, допускается действие устройства АПНУ, соответствующее одной из расчетных схем, по возможности более тяжелой.

Подлежат автоматической и оперативной фиксации ремонтные схемы, отличающиеся от нормальных тем, что из-за отключенного состояния одного из элементов электрической сети существенно уменьшен предельный переток в данном сечении в возможных послеаварийных схемах. Для каждого сечения или нескольких сечений, имеющих взаимозависимые пределы устойчивости, учитывается свой набор ремонтных схем.

Допускается действие устройств АПНУ для заданных сечений энергосистемы путем ее разделения по другому сечению на несинхронно работающие части.

Допускается временная работа при недостаточной эффективности устройств АПНУ, если средства ПА обеспечивают предотвращение опасного развития аварий после нарушения устойчивости. Для ремонтной схемы в силу кратковременности ремонта допускается упрощенное выполнение автоматики (3.3.79).

Вопрос. Какими устройствами выявляются аварийные возмущения?

Ответ. Выявляются пусковыми устройствами АПНУ, которые фиксируют существенные изменения схемы сети и, при необходимости, оценивают тяжесть аварийного возмущения, контролируя сброс мощности в момент КЗ, длительность КЗ, вид КЗ (однофазное, многофазное), действие устройств АПВ и т. д.

В случае невозможности непосредственной фиксации аварийного возмущения в виде аварийного небаланса мощности применяются пусковые устройства, реагирующие на вызванное возмущением изменение режимных параметров: передаваемую мощность, угол. Дополнительно в этих устройствах могут применяться сигналы по производным мощности и угла (3.3.80).

Вопрос. Какие типы управляющих воздействий следует применять для целей ПА?

Ответ. Следует применять следующие типы управляющих воздействий:

разгрузка турбин;

отключение генераторов;

отключение нагрузки;

программная форсировка возбуждения генераторов;

управление установками продольной и поперечной компенсации: форсировка компенсации, включение шунтовых реакторов, отключение шунтовых реакторов;

деление энергосистемы на несинхронно работающие части;

ввод резерва.

Кроме того, устройства ПА могут производить отключения отдельных линий и трансформаторов связи, секционных и междушинных выключателей, не приводящие к делению энергосистемы, а также включение ранее отключенной нагрузки, нормально отключенных линий, трансформаторов, выключателей.

При необходимости допустимо применение других типов управляющих воздействий:

электрическое торможение генераторов;

увеличение вращающего момента паровых турбин путем отключения отборов высокого давления или теплофикационных отборов, разгрузка и загрузка гидротурбин;

управление мощностью передач и вставок постоянного тока и проч. (3.3.81).

Вопрос. Каким образом снимаются управляющие воздействия?

Ответ. Снимаются вручную за исключением кратковременной разгрузки турбин, форсировки возбуждения и электрического торможения, а также отключения нагрузки после АЧР. Автоматический съем управляющих воздействий следует применять, если это не ведет к существенному усложнению ПА (3.3.82).

Вопрос. Какие состояния схемы сети контролирует устройство автоматической дозировки управляющих воздействий?

Ответ. Контролирует исходное состояние схемы сети и режима охватываемого района, определяет управляющие воздействия для фиксируемых аварийных возмущений, запоминает или выдает их для запоминания в устройство автоматического запоминания дозировки.

Интенсивность управляющих воздействий (например, мощность отключаемых генераторов или глубина разгрузки турбин) определяется интенсивностью возмущающего воздействия (например, сброс передаваемой активной мощности при возникновении КЗ и продолжительность последнего) или переходного процесса, фиксируемых автоматически, а также исходным состоянием схемы сети и тяжестью исходного режима, фиксируемых также автоматически или, в исключительных случаях, персоналом (3.3.84).

Вопрос. Каким образом может решаться задача автоматической дозировки управляющих воздействий?

Ответ. Может решаться децентрализованно и централизованно. Последнее рекомендуется с целью сокращения капитальных затрат и эксплуатационных издержек в условиях, когда для достижения требуемой точности управляющие воздействия определяются с использованием большого объема информации и сложных алгоритмов, причем для разных аварийных возмущений значительная часть указанных воздействий, информации и алгоритмов одинаковы. Состав охватываемого централизацией района противоаварийного управления должен выбираться так, чтобы в нем имелся достаточный набор функций АПНУ и управляющих воздействий, требуемых для их выполнения, а также обеспечивалась требуемая надежность комплекса при приемлемых капитальных затратах и эксплуатационных издержках (3.3.85).

Вопрос. Каким образом выбираются объемы управляющих воздействий и допустимый небаланс при делении энергосистемы?

Ответ. Выбираются таким образом, чтобы их реализация не создавала опасности каскадного развития аварии вследствие нарушения устойчивости в других районах ОЭС (ЕЭС), не контролируемых данным комплексом АПНУ. При необходимости применяется балансирующее противоаварий-ное управление, дополняющее требуемые управляющие воздействия в целях решения указанной задачи (3.3.86).

Вопрос. Как рекомендуется производить дозировку управляющих воздействий?

Ответ. Рекомендуется производить ступенями определенной интенсивности, заранее подготовленными к действию по соответствующему сигналу. Допускается для относящихся к одному району различных устройств ПА одного и того же или разных видов использовать одни и те же типы и ступени управляющих воздействий по интенсивности и по распределению между объектами, если при этом обеспечивается выполнение ими требуемых функций (3.3.87).

Вопрос. Какими устройствами осуществляется АЛАР?

Ответ. Осуществляется устройствами, отличающими асинхронный режим от синхронных качаний, КЗ или других ненормальных режимов работы в любом из сечений асинхронного режима, возможных в охватываемом районе, как правило, путем деления района по этому сечению на несинхронно работающие части.

В отдельных случаях ликвидация асинхронного режима может осуществляться с восстановлением синхронной работы энергосистемы (ресинхронизацией) или комбинированным способом (разрывом части связей и последующей ресинхронизацией). В последнем случае с целью облегчения ресинхронизации могут быть разорваны все связи по некоторому сечению, не совпадающему с сечением асинхронного режима.

Управляющее воздействие с целью ресинхронизации выбирается в следующем порядке:

разгрузка турбин;

отключение генераторов;

деление системы в избыточной части энергосистемы;

отключение нагрузки;

деление системы в дефицитной части энергосистемы.

Допустимая длительность асинхронного режима ограничивается опасностью повреждения оборудования энергосистемы, нарушения работы ответственных приемников (особенно приемников 1-й категории) и дополнительных нарушений устойчивости.

Ресинхронизация может применяться:

если допускаемая длительность асинхронного режима достаточна для осуществления ресинхронизации;

асинхронный режим и ресинхронизация не приводят к дополнительным нарушениям устойчивости;

объем отключаемой нагрузки при ресинхронизации существенно меньше, чем при делении (3.3.89).

Вопрос. Какими видами устройств обеспечивается АЛАР в каждом сечении?

Ответ. Обеспечивается двумя видами устройств: основными и резервными.

Основные и резервные устройства осуществляют деление, действуя на разные выключатели, и устанавливаются на разных подстанциях. Резервное устройство рекомендуется выполнять на других, более простых по сравнению с основными принципах.

Устанавливаются также дополнительные устройства, выявляющие асинхронный ход в неполнофазных режимах, в частности, на линиях 330 кВ и выше, оборудованных ОАПВ (3.3.90).

Вопрос. Для каких целей предназначен комплекс устройств АОСЧ?

Ответ. Предназначен для предотвращения работы потребителей и оборудования охватываемого района при недопустимом снижении частоты. Характеристики АОСЧ согласуются с допустимыми режимами работы электростанций. Кроме этого, устройства АОСЧ обеспечивают:

восстановление частоты (после ее снижения) до определенного уровня;

полную (но не более чем на значение возникшего дефицита) мобилизацию имеющегося в районе резерва генерирующей мощности;

автоматическое включение отключенных выключателей потребителей по мере восстановления нормальной частоты, при этом исключается повторное снижение частоты после их включения, приводящее к повторному отключению включенных потребителей;

отсутствие срабатывания при допустимых кратковременных снижениях частоты, в том числе обусловленных синхронными качаниями.

Устройства АОСЧ размещаются и настраиваются таким образом, чтобы они, по возможности:

действовали на отключение любого из потребителей;

не способствовали нарушению устойчивости параллельной работы по межсистемным связям;

способствовали автоматической ресинхронизации дефицитного района или, в случае его полного отделения, автоматической синхронизации с использованием АПВ с улавливанием синхронизма (3.3.91).

Вопрос. Какие функции осуществляет комплекс устройств АОСЧ?

Ответ. Осуществляет:

автоматический частотный ввод резерва;

АЧР;

дополнительную разгрузку;

восстановление питания отключенных потребителей при восстановлении частоты;

выделение электростанций или генераторов со сбалансированной нагрузкой, выделение генераторов на питание СН электростанций (3.3.92).

Вопрос. Что обеспечивает автоматический частотный ввод резерва?

Ответ. Обеспечивает уменьшение объема отключения потребителей и сокращение времени перерыва электроснабжения потребителей, отключенных действием АЧР.

Автоматический частотный ввод резерва предусматривает автоматический частотный пуск гидрогенераторов, находящихся в резерве, автоматический перевод в генераторный режим гидрогенераторов, работающих в режиме синхронного компенсатора, автоматическую загрузку турбин после их пуска и т. п. (3.3.93).

Вопрос. В каком порядке предусматривается отключение потребителей с помощью АЧР?

Ответ. Предусматривается отключение потребителей небольшими порциями (очередями) по мере снижения частоты (с целью прекращения снижения частоты – АЧР-I) или по мере увеличения продолжительности существования пониженной частоты (с целью восстановления длительно допустимого значения частоты – АЧР-II).

Очередность отключения выключателей потребителей при действии устройств АЧР устанавливается с учетом отрицательных последствий, связанных с прекращением электроснабжения потребителей, и, как правило, обеспечивает наименьший суммарный ущерб от перерыва электроснабжения.

С целью повышения эффективности разгрузки предусматривается совмещение действия очередей АЧР-I и АЧР-II (кроме части начальных по времени очередей АЧР-II) на отключение одних и тех же потребителей.

При совмещении объединяется действие очередей АЧР-1, имеющих меньшие уставки по частоте, с очередями АЧР-II, имеющими большие уставки по времени.

Допускается присоединение одних и тех же потребителей к устройствам дополнительной разгрузки и АЧР (I и II) при обеспечении выполнения всех функций обоими видами разгрузки.

Устройства АЧР устанавливаются, как правило, на энергообъектах энергосистемы. Допускается их установка непосредственно у потребителей.

Срабатывание устройств АЧР во время паузы АПВ и в цикле автоматического ввода резерва, а также в случае обесточивания подстанций с двигательной нагрузкой, блокируется или исправляется последующим частотным АПВ.

Уменьшение объема АЧР за счет работы устройств автоматического ввода резерва не допускается (3.3.94).

Вопрос. С какой целью разгрузка предусматривает отключение потребителей?

Ответ. Предусматривает с целью ускорения разгрузки и увеличения ее объема при особо больших местных дефицитах мощности, когда эффективность АЧР оказывается недостаточной (3.3.95).

Вопрос. С какой целью используется частотное АПВ?

Ответ. Используется для уменьшения перерыва питания отключенных потребителей в условиях восстановления частоты в результате реализации резерва генерирующей мощности, ресинхронизации или автоматической синхронизации по отключившейся связи.

Очередность включения потребителей от устройств частотного АПВ устанавливается с учетом ответственности потребителей, вероятности их отключения действием АЧР, сложности и длительности неавтоматического восстановления их питания, как правило, обратной по сравнению с принятой для АЧР (3.3.96).

Вопрос. Для чего применяется автоматическое выделение электростанций или генераторов со сбалансированной нагрузкой, выделение генераторов на питание СН?

Ответ. Применяется:

для сохранения в работе СН и предотвращения полного погашения электростанции при отказе или недостаточной эффективности других устройств АОСЧ;

обеспечения питания наиболее ответственных потребителей. В отдельных случаях выделение электростанций или генераторов может производиться с дефицитом активной мощности, устраняемым последующим действием АЧР в отделившемся районе. Допускается предварительная (автоматическая) подготовка схемы к выделению (3.3.97).

Вопрос. По каким параметрам действуют устройства АОСЧ?

Ответ. Устройства АОСЧ действуют:

по снижению частоты и (или) скорости ее снижения;

по факторам, непосредственно свидетельствующим о возникновении дефицита мощности (отключение питающего элемента сети с контролем его нагрузки до отключения, сброс активной мощности и т. д.).

Комплекс устройств АОСЧ охватывает любой район, работающий изолированно, или такой, который может быть отделен от энергосистемы сечениями асинхронного режима, самопроизвольного или управляемого деления и т. п. с аварийным дефицитом мощности, приводящим к понижению частоты. Устройство АОСЧ может ограничивать снижение частоты как при местном, так и при различных общесистемных дефицитах (3.3.98).

Вопрос. Для каких целей предназначены устройства АОПЧ?

Ответ. Предназначены для предотвращения недопустимого повышения частоты (до 55 Гц), при котором возможно срабатывание автоматов безопасности турбин ТЭС или АЭС, а также для ограничения длительного повышения частоты на ТЭС или АЭС значением, при котором нагрузка блоков не выходит за пределы диапазона допустимых нагрузок.

В узлах, где нет ТЭС или АЭС, устройства АОПЧ применяются для ограничения повышения частоты значением 60 Гц для обеспечения нормальной работы двигательной нагрузки (3.3.99).

Вопрос. Какой район охватывает комплекс устройств АОПЧ?

Ответ. Охватывает любой район, который работает изолированно, или такой, который может быть отделен от остальной энергосистемы сечениями асинхронного режима, самопроизвольного или управляемого деления и т. п. с аварийным избытком мощности, приводящим к упомянутым выше последствиям. Комплекс устройств АОПЧ выполняет свою функцию при возможных для данного района (узла) аварийных избытках мощности.

При этом действие устройства АОПЧ не происходит при эксплуатационном повышении частоты, не создающем условия по предыдущему пункту, а также в режиме синхронных качаний. Действие устройств АОПЧ не приводит к последующему действию устройств АОСЧ (3.3.100).

Вопрос. В каких случаях действуют устройства АОПЧ?

Ответ. Действуют при опасности повышении частоты энергосистемы и (или) скорости ее повышения с контролем, если требуется, выхода режима котлов за пределы регулировочного диапазона.

Для обеспечения несрабатывания при синхронных качаниях может использоваться контроль загрузки возможного сечения деления в доаварийном режиме (3.3.101).

Вопрос. Как устройства АОПЧ ликвидируют аварийный избыток активной мощности района?

Ответ. Ликвидируют, в основном, за счет отключения генераторов и деления системы. Деление системы используется для отделения ТЭС с примерно сбалансированной нагрузкой от остальной части энергосистемы с целью резервирования действия остальных устройств АОПЧ.

С целью предотвращения выхода блоков ТЭС или АЭС за регулировочный диапазон возможна разгрузка части блоков до нагрузки холостого хода (3.3.102).

Вопрос. Для каких целей предназначены устройства АОСН?

Ответ. Предназначены для предотвращения снижения напряжения в узлах энергосистемы в послеаварийных режимах до значения, опасного по условиям устойчивости нагрузки и надежности работы электростанций. Опасный уровень напряжения, с учетом длительности его существования, определяется конкретными условиями. Устройства АОСН применяются с учетом зависимости потребления от напряжения, наличия РПН на понижающих трансформаторах, наличия конденсаторных батарей и длинных сильнозагруженных линий электропередачи (3.3.103).

Вопрос. Каков принцип действия устройства АОСН?

Ответ. Устройства АОСН действуют непосредственно по признаку снижения напряжения с учетом его длительности. Для ускорения действия устройства АОСН могут содержать также цепи контроля производной напряжения. В тех случаях, когда при использовании местных сигналов по напряжению устройства не обеспечивают достаточной эффективности, применяются более сложные устройства, дополненные фиксацией повреждения с телепередачей сигналов (3.3.104).

Вопрос. Как действуют устройства АОСН для ликвидации дефицита реактивной мощности?

Ответ. Устройства АОСН увеличивают ее генерацию (форсировка компенсации) и (или) уменьшают ее потребление (отключение шунтирующих реакторов, отключение нагрузки). Управляющее воздействие выбирается в следующем порядке: отключение шунтирующих реакторов, форсировка компенсации. Кроме того, может применяться деление сети для ликвидации потерь реактивной мощности от транзитных перетоков. Применение отключения нагрузки допускается в случае невозможности или неэффективности применения других мероприятий. При отсутствии в данном узле потребителя, который может быть отключен, допускается применение отключения менее ответственных потребителей в смежных узлах (3.3.105).

Вопрос. Для каких целей предназначены устройства АОПН?

Ответ. Предназначены для ограничения длительности повышения напряжения на электрооборудовании энергосистемы, вызванного односторонним отключением линий электропередачи. Если напряжение не превосходит уровень, допустимый более 20 мин, применение АОПН не требуется.

Устройства АОПН устанавливаются на линиях напряжением 330 кВ и выше, а иногда на линиях 220 кВ большой протяженности (3.3.107).

Вопрос. На какие параметры реагируют устройства АОПН?

Ответ. Реагируют на повышение напряжения на шинах подстанции или на примыкающем конце линии и контролируют значение и направление реактивной мощности на линиях электропередачи, отходящих от подстанции. Контроль реактивной мощности обеспечивает выявление линии электропередачи, зарядная мощность которой явилась причиной повышения напряжения, и способствует несрабатыванию устройств в режиме синхронных качаний и в асинхронном режиме.

При необходимости устройство АОПН отключенного конца ВЛ действует без контроля реактивной мощности (3.3.108).

Вопрос. С какой выдержкой времени действуют устройства АОПН?

Ответ. Действуют с выдержкой времени, учитывающей допустимую длительность перенапряжений и отстроенной от длительности коммутационных и атмосферных перенапряжений и качаний, в первую очередь на включение шунтирующих реакторов; если же шунтирующие реакторы, имеющие выключатели, отсутствуют или включение реакторов не приводит к требуемому снижению напряжения, устройства действуют на отключение линии, вызвавшей повышение напряжения (3.3.109).

Вопрос. Для каких целей предназначены устройства АРО?

Ответ. Предназначены для ограничения повышения тока в электрооборудовании сверх допустимого уровня с учетом длительности его повышения. Если ток не превосходит уровень, допустимый в течение 20 мин и более, применение АРО не требуется (3.3.111).

Вопрос. Как выполняются устройства АРО?

Ответ. Выполняются реагирующими непосредственно на повышение тока в электрооборудовании (3.3.111).

Вопрос. Какое исполнение может иметь устройство АРО?

Ответ. Может иметь ступенчатое исполнение по контролируемому току и выдержке времени. Оно действует на разгрузку электростанций (разгрузка турбин, отключение генераторов), а также на отключение нагрузки, деление сети. В случае технической и экономической целесообразности допускается действие устройств АРО только на отключение перегруженного оборудования (в том числе линии электропередачи после отключения шунтирующей ее линии более высокого напряжения при условии, что это действие не приводит к перегрузке и отключению других линий) (3.3.112).

Вопрос. Что представляют собой вторичные цепи электроустановок?

Ответ. Представляют собой совокупность кабелей и проводов, соединяющих устройства управления, автоматики, сигнализации, защиты и измерения.

Вторичная система электроустановок – совокупность устройств управления, автоматики, сигнализации, защиты и измерения, связанных между собой вторичными цепями (3.4.1).

Вопрос. Каким принимается рабочее напряжение вторичных цепей присоединения, которое не имеет связи с другими присоединениями и аппаратура которого расположена отдельно от аппаратуры других присоединений?

Ответ. Принимается не выше 1 кВ. Во всех остальных случаях рабочее напряжение вторичных цепей – не выше 500 В (3.4.2).

Вопрос. Какие кабели и провода применяются для вторичных цепей?

Ответ. Применяются кабели и провода с медными жилами.

Кабели и провода с алюминиевыми жилами из полутвердого алюминия допускается применять во вторичных цепях на объектах вспомогательных сооружений электростанций и подстанций, не влияющих на выработку и передачу электрической энергии: очистные и инженерно-бытовые сооружения, механические мастерские, котельные и др.

На промышленных предприятиях (в цехах, распределительных пунктах, подстанциях) для вторичных цепей также допускается применять контрольные кабели и провода с алюминиевыми жилами из полутвердого алюминия, если это не противоречит дополнительным указаниям.

Не допускается применение кабелей и проводов с алюминиевыми жилами во вторичных цепях электроприемников I категории, особой группы I категории, агрегатов бесперебойного питания, автоматизированных дизельных электростанций, установок пожаротушения и пожарной сигнализации, а также во вторичных цепях с рабочим напряжением до 60 В (3.4.3).

Вопрос. Какие сечения жил выбираются по условию механической прочности?

Ответ. Выбираются следующие сечения жил:

жилы контрольных кабелей для присоединения под винт к зажимам панелей и аппаратов выбираются сечением не менее 1,5 мм² (а при применении специальных зажимов – не менее 1,0 мм²) для меди и 2,5 мм² для алюминия; для токовых цепей – 2,5 мм² для меди и 4 мм² для алюминия; для неответственных вторичных цепей, для цепей контроля и сигнализации допускается присоединение под винт кабелей с медными жилами сечением 1 мм²;

в цепях с рабочим напряжением 100 В и выше сечение медных жил кабелей, присоединяемых пайкой, накруткой, принимается не менее 0,5 мм²;

в цепях с рабочим напряжением 60 В и ниже диаметр медных жил кабелей, присоединяемых пайкой, накруткой, принимается не менее 0,5 мм. В устройствах связи, телемеханики и им подобных линейные цепи присоединяются к зажимам под винт.

Присоединение однопроволочных жил (под винт или пайкой) допускается осуществлять только к неподвижным элементам аппаратуры. Присоединение жил к подвижным или выемным элементам аппаратуры (втычным соединителям, выемным блокам и др.), а также к панелям и аппаратам, подверженным вибрации, выполняется гибкими (многопроволочными) жилами (3.4.4).

Вопрос. С учетом каких факторов выбирается сечение жил кабелей и проводов?

Ответ. Выбирается с учетом:

допустимых длительных токов;

защиты от КЗ без выдержки времени;

обеспечения термической стойкости для вторичных цепей ТТ при КЗ в силовых цепях;

обеспечения работы аппаратов в заданном классе точности.

Вопрос. Как размещаются цепи устройств РЗ, автоматики, управления, измерения и сигнализации, выполненных с применением микроэлектроники (микропроцессоров), и оперативные цепи включения и отключения, а также цепи переменного тока напряжением выше 60 В одного присоединения?

Ответ. По условиям ЭМС размещаются в разных кабелях.

В одном кабеле допускается объединение цепей защиты, автоматики, управления, измерений и сигнализации постоянного и переменного тока напряжением выше 60 В устройств, выполненных на электромеханической элементной базе.

Допускается применение общих кабелей для цепей разных присоединений, за исключением взаимно резервируемых.

Во избежание увеличения индуктивного сопротивления жил кабелей все жилы вторичных цепей от обмоток комплекта ТТ или ТН проходят в кабелях вместе на всем пути с тем, чтобы сумма токов этих цепей в каждом кабеле была практически равна нулю.

Кабели вторичных цепей ТН 110 кВ и выше, прокладываемые от ТН до щита, выбираются с металлической оболочкой или броней, заземленной с обеих сторон. Кабели цепей основных и дополнительных обмоток одного ТН 110 кВ и выше прокладываются рядом по всей длине трассы.

Для присоединений напряжения 110 кВ и выше, для генераторов мощностью 60 МВт и выше, рабочих и резервных трансформаторов питания шин СН 6,3 (10,5) кВ цепи оперативного постоянного тока и вторичные цепи от ТТ одного присоединения, как правило, размещаются в разных кабелях.

При раздельном питании оперативным током основных и резервных защит их оперативные цепи размещаются в разных кабелях. В этом случае, как правило, в разных кабелях находятся и вторичные цепи от ТТ основных и резервных защит; допускается объединять в одном кабеле оперативные цепи и цепи тока одной и той же защиты (3.4.6).

Вопрос. Как осуществляется подключение жил контрольных кабелей?

Ответ. Жилы, как правило, присоединяются к сборкам зажимов.

Под один винтовой зажим допускается подключение не более двух медных и не более одной алюминиевой жилы.

Допускается присоединение двух алюминиевых жил (при втычном способе), если конструкция зажима это позволяет.

Не допускается присоединение более двух жил под один пластинчатый зажим.

Допускается присоединять жилы контрольных кабелей непосредственно к выводам аппаратов, приборов и сервомеханизмов.

Исполнение зажимов применяется соответствующим материалу и сечению жил кабелей (3.4.8).

Вопрос. Какими проводами или кабелями выполняются монтаж цепей постоянного и переменного тока в пределах низковольных комплектных устройств (НКУ – панели, пульты, шкафы, ящики и т. п.), а также внутренние схемы соединений приводов выключателей, разъединителей и других устройств по условиям механической прочности?

Ответ. Выполняются проводами или кабелями с медными жилами сечением не менее:

для однопроволочных жил, присоединяемых винтовыми зажимами, – 1,5 мм²;

для однопроволочных жил, присоединяемых пайкой или накруткой, – 0,5 мм²;

для многопроволочных жил, присоединяемых пайкой, накруткой или под зажим с помощью специальных наконечников, – 0,35 мм²; в технически обоснованных случаях допускается применение проводов с многопроволочными медными жилами, присоединяемыми пайкой или накруткой сечением менее 0,35 мм², но не менее 0,2 мм²;

для жил, присоединяемых пайкой или накруткой в цепях напряжением до 60 В (диспетчерские щиты и пульты, устройства телемеханики и т. п.), – 0,197 мм² (диаметр – не менее 0,5 мм).

Механические нагрузки на места пайки проводов не допускаются.

Для переходов на подвижные части устройства, например, дверцы, применяются многопроволочные провода сечением не менее 0,5 мм².

Сечение проводов в НКУ и других изделиях заводского изготовления определяется:

допустимыми длительными токовыми нагрузками согласно гл. 1.3 Правил;

защитой от КЗ без выдержки времени;

термической стойкостью для вторичных цепей ТТ при КЗ в силовых цепях.

Для монтажа применяются провода и кабели с изоляцией, не распространяющей горение.

Применение проводов и кабелей с алюминиевыми или алюмомедными жилами для внутреннего монтажа НКУ не допускается (3.4.12).

Вопрос. Как выполняются соединения аппаратов между собой в пределах одного НКУ?

Ответ. Выполняются, как правило, непосредственно без выведения соединяющих проводов на промежуточные зажимы.

Рекомендуется выводить на ряд зажимов цепи, переключение которых требуется для изменения режима работы устройства, а также цепи, требующие отсоединения при проведении испытаний, проверок и наладок.

Цепи, в которые включаются испытательные, проверочные аппараты и приборы, должны быть выведены на измерительные зажимы или на испытательные блоки (3.4.13).

Вопрос. В каких местах устанавливаются промежуточные зажимы?

Ответ. Устанавливаются только там, где:

провод переходит в кабель;

объединяются одноименные цепи (сборка зажимов цепей отключения, цепей напряжения и т. п.);

включаются переносные испытательные и измерительные аппараты, если нет испытательных блоков или аналогичных устройств;

несколько кабелей переходит в один кабель или перераспределяются цепи различных кабелей (3.4.14).

Вопрос. Какие дополнительные элементы предусматриваются в устройствах защиты и автоматики, для проверки которых выполняется подключение испытательных и проверочных устройств?

Ответ. Предусматриваются испытательные блоки или измерительные зажимы, обеспечивающие без отсоединения проводов и кабелей:

отключение от источника оперативного тока;

отключение цепей напряжения и цепей тока от их потребителей с возможностью предварительного закорачивания цепей тока;

возможность присоединения испытательных аппаратов для проверки и наладки.

Устройства РЗиА, периодически выводимые из работы по требованиям режима сети, условиям селективности и другим причинам, снабжаются специальными приспособлениями для вывода их из работы оперативным персоналом.

Для устройств, выполненных на микропроцессорной базе, допускается вывод из работы (ввод в работу) осуществлять программными средствами (3.4.16).

Вопрос. Как осуществляется питание оперативным током вторичных цепей каждого присоединения?

Ответ. Осуществляется через отдельные предохранители или автоматические выключатели (применение последних предпочтительно).

Питание оперативным током цепей РЗ и управления выключателями каждого присоединения предусматривается через отдельные автоматические выключатели или предохранители, не связанные с другими цепями (предупредительная сигнализация, электромагнитная блокировка и т. п.). Допускается совместное питание цепей защиты и управления одного и того же присоединения, а также цепей управления и ламп сигнализации положения управляемого аппарата через один общий автоматический выключатель (или предохранители).

Для всех присоединений напряжением 220 кВ и выше и для генераторов (блоков) мощностью 60 МВт и более предусматривается раздельное питание оперативным током (от разных индивидуальных автоматических выключателей) основных защит, резервных защит, цепей управления (в том числе каждой из двух групп электромагнитов отключения у тех выключателей, где они имеются), УРОВ, дифференциальной защиты шин и др.

Указанное рекомендуется выполнять также для особо ответственных присоединений и более низких напряжений, например, для рабочих и резервных трансформаторов питания шин 6,3 (10,5) кВ СН электростанций, линий межсистемных связей и др. (3.4.19).

Вопрос. Каким контролем снабжаются устройства РЗиА и управления ответственных элементов?

Ответ. Снабжаются постоянно действующим контролем состояния цепей питания оперативным током, обеспечивающим звуковую и визуальную сигнализацию.

Для менее ответственных устройств контроль питания может осуществляться подачей сигнала об отключенном положении автоматического выключателя в цепи оперативного тока.

Для коммутационных аппаратов (выключателей, короткозамыкателей, включателей-отключателей) выполняется контроль исправности цепи последующей операции. При этом контроль исправности цепи отключения выполняется во всех случаях, а контроль исправности цепи включения – на коммутационных аппаратах, включаемых под действием устройств автоматики (АВР, АПВ) или телеуправления.

Если параметры цепей включения и отключения привода не обеспечивают возможность контроля исправности этих цепей, контроль может не выполняться (3.4.20).

Вопрос. В каком месте предусматривается заземление во вторичных цепях ТТ?

Ответ. Предусматривается в одной точке на ближайшей от ТТ сборке зажимов или на зажимах ТТ.

Для защит, объединяющих несколько комплектов ТТ, заземление предусматривается также в одной точке (в месте установки защиты).

Вторичные обмотки промежуточных разделительных ТТ допускается не заземлять (3.4.23).

Вопрос. Как заземляются вторичные обмотки ТН?

Ответ. Заземляются соединением фазы В обмотки «звезды» и одного из концов обмоток «разомкнутого треугольника» с заземляющим устройством.

Заземление вторичных обмоток ТН выполняется, как правило, на ближайшей от ТН сборке зажимов или на зажимах ТН (до коммутационных аппаратов).

Для ТН, используемых в качестве источников оперативного переменного тока, если не предусматривается рабочее заземление одного из полюсов сети оперативного тока, защитное заземление вторичных обмоток ТН осуществляется через пробивной предохранитель (3.4.24).

Вопрос. Какими аппаратами ТН защищаются от КЗ во вторичных цепях?

Ответ. Защищаются автоматическими выключателями. Автоматические выключатели устанавливаются во всех проводниках, за исключением цепи нулевой последовательности (разомкнутого треугольника) ТН в сетях с эффективно и глухозаземленной нейтралью.

Для неразветвленных цепей напряжения, например, в пределах одного НКУ, автоматические выключатели допускается не устанавливать.

Во вторичных цепях ТН обеспечивается возможность создания видимого разрыва (рубильники, разъемные соединители и т. п.).

Установка устройств, которыми может быть создан разрыв проводников между ТН и местом заземления его вторичных цепей, не допускается (3.4.25).

Вопрос. Каковы требования настоящей главы Правил в части взаимного резервирования ТН систем (секций) шин?

Ответ. Для РУ 6 кВ и выше, имеющих схему «Две системы шин» или «Секционированные системы шин» предусматривается взаимное резервирование ТН систем (секций) шин при достаточной их мощности по вторичной нагрузке.

Для линий электропередачи напряжением 220 кВ и выше предусматривается резервирование питания нагрузки ТН, присоединенных к линиям электропередачи, при достаточной мощности по вторичной нагрузке резервирующего ТН (3.4.27).

Вопрос. Каковы правила маркировки во вторичных цепях?

Ответ. На НКУ (панели, шкафы) наносятся надписи с обслуживаемых сторон о назначении, а также порядковый номер или код на съемном козырьке панели. На установленной в НКУ аппаратуре наносятся надписи согласно электрической схеме и сквозная нумерация независимо от числа монтажных единиц:

для панелей с задним присоединением – справа налево сверху вниз со стороны фасада;

для панелей с передним присоединением – слева направо сверху вниз со стороны фасада.

При размещении на НКУ нескольких монтажных единиц они располагаются по фасаду слева направо и сверху вниз по номерам монтажных единиц с присвоением аппаратуре сквозных панельных номеров (3.4.31).

Вопрос. По каким конструкциям рекомендуется прокладывать кабели цепей управления, измерения и сигнализации микроэлектронных (микропроцессорных) устройств?

Ответ. Рекомендуется прокладывать по полкам, отдельным от полок силовых и контрольных кабелей, с рабочим напряжением 220 В и более (3.4.32).

Вопрос. На каком расстоянии от основания фундаментов прокладываются трассы кабелей с цепями управления, измерения и сигнализаций микроэлектронных (микропроцессорных) устройств в ОРУ (ЗРУ)?

Ответ. Как правило, прокладываются на расстоянии не менее 10 м в свету от основания фундаментов (заземлителей) с разрядниками и молниеотводами.

Допускается в стесненных условиях уменьшать это расстояние до 5 м, но при этом между фундаментом (заземлителем) и кабелями прокладывается дополнительный продольный заземлитель длиной не менее 15 м на расстоянии 0,5 м от кабельной трассы. Этот продольный заземлитель располагается симметрично относительно фундамента (заземлителя) и соединяется с заземляющим устройством по концам и в точках пересечения с другими горизонтальными заземлителями (3.4.33).

Вопрос. В каком месте заземляются металлические оболочки и броня кабелей цепей управления, измерения и сигнализации для микропроцессорных устройств РЗиА и телемеханики?

Ответ. Заземляются на ОРУ и ЗРУ при входе в помещение, в котором они установлены. При этом присоединение металлических оболочек и брони кабелей к заземляющему устройству выполняется в месте их ввода в здание, а также в местах концевых разделок кабеля на территории ОРУ и ЗРУ.

Экраны типа фольги заземляются только в местах концевой разделки кабелей в помещении релейного щита. При заземлении металлических экранов с двух сторон выполняется их проверка на термическую стойкость при КЗ в сети напряжением 110 кВ и выше (3.4.34).

Металлические корпуса коробов, в которых прокладываются кабели для микроэлектронных (микропроцессорных) устройств в ОРУ (ЗРУ) и в помещениях релейных щитов, заземляются по концам и в промежуточных точках с шагом 5-10 м (3.4.35).

Окончание табл.

Вопрос. На какие системы управления распространяется настоящая глава Правил?

Ответ. Распространяется на автоматизированное управление электроустановками, осуществляемое при оперативном и диспетчерском управлении как электроэнергетическими объектами, так и электрическими сетями, энергосистемами.

Вопрос. Как организовывается управление электроустановками?

Ответ. Организовывается как автоматизированное или автоматическое.

Неавтоматизированное управление допускается для низковольтных электроустановок, а для высоковольтных может использоваться либо в качестве резервного, либо при невозможности установки необходимых средств автоматизации (3.5.8).

Вопрос. Какие элементы ТОУ являются управляемыми?

Ответ. Управляемыми элементами являются коммутационные аппараты и задающие устройства систем автоматического регулирования.

Управление коммутационными аппаратами и другими управляемыми элементами ТОУ осуществляется с рабочего места, оборудованного для формирования и выдачи оперативных команд в схему управления.

Предусматривается также возможность оперативного управления электроустановками непосредственно с места установки их органов управления.

В устройствах и программах автоматического управления коммутационными аппаратами и другими управляемыми элементами ТОУ предусматривается возможность перехода на режим автоматизированного управления (3.5.9).

Вопрос. Каковы общие требования к техническим средствам управления?

Ответ. Общими являются следующие требования.

Выбор технических средств управления и построение из них систем управления осуществляется с учетом требуемой надежности управления. Наивысшие требования предъявляются к функциям реализации управляющих воздействий (при этом предусматриваются меры по исключению выдачи ложных команд на органы управления ТОУ), а также аварийной и предупредительной сигнализации.

Для технических средств управления обеспечивается непрерывное бесперебойное электропитание. Состав устройств, требующих организации системы бесперебойного электропитания, ее структура и технические характеристики определяются с учетом указаний изготовителей технических средств.

На энергообъектах применяются технические средства управления, удовлетворяющие требованиям по ЭМС устройств РЗиА, связи и телемеханики.

Программные средства, используемые для управления ТОУ, снабжаются специальными компонентами для обеспечения защиты программ и данных от несанкционированного доступа, вирусов, «зависания» при сбоях. Обеспечивается также возможность перезапуска программ после сбоев и перерывов в работе без потери технологической информации (3.5.10).

Вопрос. Какие группы технологических объектов выделяются при организации управления?

Ответ. Выделяются четыре группы ТОУ:

объекты без постоянного дежурного оперативного персонала, находящиеся в оперативном ведении диспетчеров предприятия или района электрических сетей: подстанции 6-35 кВ и 110 кВ, а также подстанции 220 кВ, работающие преимущественно на местные электрические сети и слабо влияющие на режимы сетей высшего напряжения;

подстанции, телеуправляемые с диспетчерского пункта предприятия (или района) электрической сети, диспетчерского пункта энергосистемы (в отдельных случаях) или с другой подстанции;

системообразующие объекты, управление которыми осуществляется с участием постоянного дежурного оперативного персонала: электростанции, подстанции 220 кВ и выше с несколькими питающими напряжениями и сложной схемой первичных соединений, подстанции 110 кВ, питающие распределительные подстанции низшего класса напряжений;

электрические сети и энергосистемы в целом, управление которыми осуществляется персоналом соответствующего диспетчерского пункта (3.5.11).

Вопрос. Каким персоналом осуществляется управление объектами первой группы?

Ответ. Осуществляется персоналом оперативно-выездных бригад или вызванным «дежурным на дому» с использованием технических средств, обеспечивающих, как правило:

местное управление коммутационными аппаратами и другими управляемыми элементами;

регистрацию и передачу информации о несанкционированных отключениях и технологических нарушениях на объекте к месту расположения обслуживающего персонала.

На подстанциях с достаточно большим числом присоединений рекомендуется оборудовать оперативный пункт управления, с которого осуществляется дистанционное управление выключателями сетевого уровня (35 кВ и выше), а также выключателями вводов и секционными выключателями напряжения 6-10 кВ.

На не оборудованных оперативным пунктом управления подстанциях или РУ 10 кВ и ниже управление осуществляется с помощью командных элементов, устанавливаемых в приборном отсеке (шкафу) ячейки выключателя, куда выводится необходимая информация (3.5.12).

Вопрос. С помощью каких средств осуществляется управление подстанциями второй группы?

Ответ. Осуществляется с помощью средств телемеханики, обеспечивающих, как правило:

контроль текущего режима и состояния главной схемы подстанции и схемы СН;

обобщенную сигнализацию: работы устройств РЗиА, ПА; недопустимого отклонения режимных параметров; неисправностей оборудования;

телеуправление коммутационными аппаратами питающих и отходящих присоединений главной схемы (3.5.13).

Вопрос. С использованием каких средств осуществляется управление объектами третьей группы?

Ответ. Осуществляется, как правило, с использованием:

для электростанций – системы управления, охватывающей электротехническое оборудование станции в целом и ее компонентов (например, энергоблоков, агрегатов, общестанционных технологических комплексов);

для подстанций – АСУ ТП подстанции (3.5.14).

Вопрос. Что входит в состав основных информационных и управляющих функций системы управления?

Ответ. Рекомендуемый состав включает следующие функции:

сбор и обработка текущей информации от ТОУ;

контроль и сигнализация текущего состояния и режима основного оборудования;

регистрация и архивирование событий, параметров электрического режима и аварийных процессов;

двусторонний обмен информацией с высшими уровнями управления в энергосистеме;

обеспечение взаимосвязи со средствами РЗиА;

обеспечение взаимосвязи с системами автоматического управления;

технический учет и контроль электроэнергии и мощности (во взаимодействии с АСКУЭ);

дистанционное управление коммутационными аппаратами и другими управляемыми элементами главной электрической схемы объекта (3.5.15).

Вопрос. Каковы общие требованиям к отдельным функциям системы управления?

Ответ. Общими являются следующие требования.

При вводе аналоговой информации производится первичная обработка, включающая, как правило: масштабирование, фильтрацию, контроль и обеспечение достоверности. Допускается использование определенной изменяемой зоны нечувствительности, значение которой выбирается таким образом, чтобы не нарушалась технологическая логика обнаружения различных событий.

При вводе дискретной информации проверяется достоверность информации о состоянии коммутационных аппаратов (в том числе несоответствие поданной команде управления). Для этого рекомендуется с каждого коммутационного аппарата вводить по два сигнала, соответствующих его включенному и отключенному положению. Для коммутационных аппаратов, положение которых отображается на мнемосхеме или участвующих в работе ПА, это условие является обязательным.

В качестве основного средства организации контроля и сигнализации текущего состояния и режима оборудования ТОУ используются мнемосхемы, которые представляются оперативному персоналу в виде схем электрических соединений с отображением положения коммутационных аппаратов и других управляемых элементов ТОУ в динамике, а также – при необходимости – текущих значений режимных параметров.

Динамическая аналоговая информация на мнемосхемах обновляется с периодичностью, достаточной для решения задач управления.

Предупредительная и аварийная сигнализации различаются по характеру сигнала, по формам и способам визуального представления.

Регистрируются, как правило, следующие события:

реализация команд управления персоналом или устройствами блокировки и автоматического управления (но не автоматического регулирования);

изменение положения коммутационных аппаратов, автоматов и ключей вторичных цепей;

выход параметров за установленные допустимые пределы;

появление, квитирование и прекращение аварийной и предупредительной сигнализации;

запуск и срабатывание устройств РЗиА, ПА;

отказы базовых технических средств системы управления.

Регистрация событий осуществляется с указанием времени возникновения, наименований событий и их принадлежности к соответствующим объектам управления. Точность фиксации времени событий согласовывается со средствами регистрации аварийных процессов и позволяет однозначно распознавать последовательность событий, в частности, два последовательных переключения коммутационных аппаратов.

При регистрации значений параметров электрического режима и их отклонений за допустимые пределы предусматриваются меры для защиты зарегистрированной техническими средствами информации от несанкционированного изменения персоналом.

Архивированию подлежат, как правило, информация о событиях и процессах, а также фиксируемые в оперативном журнале сообщения, выданные оперативным персоналом объекта на высшие уровни иерархии управления, и распоряжения по проведению коммутаций в главной схеме и других оперативных действий.

Данные архива сохраняются по установленному на объекте или в системе диспетчерского управления регламенту (в том числе по срокам хранения).

Осуществляется сбор, обработка и передача информации, необходимой высшим уровням диспетчерского и технологического управления, как в штатном автоматическом режиме, так и по запросу верхнего уровня иерархии управления. Осуществляется также прием информации, поступающей с высших уровней управления.

Обеспечивается возможность получения информации о действии устройств РЗиА, а в случае использования микропроцессорных устройств РЗиА – также о текущем состоянии, отказах, значениях и изменениях уставок устройств РЗиА, аварийных процессах.

В системе управления ТОУ, как правило, предусматриваются средства, обеспечивающие:

получение текущей информации о функционировании систем автоматического управления и ее представление персоналу;

изменение персоналом уставок систем автоматического управления;

отключение систем автоматического управления по инициативе оперативного персонала и переход (если это возможно) на режим дистанционного управления соответствующими органами управления ТОУ (3.5.16).

Вопрос. Какие средства синхронизации предусматриваются при выполнении системы управления ТОУ на базе микропроцессорных устройств?

Ответ. Предусматриваются средства синхронизации отдельных устройств с сигналами точного астрономического времени. Точность синхронизации, а также точность привязки к астрономическому времени фиксируемых системой событий выбираются достаточными для регистрации и анализа быстропротекающих процессов (3.5.18).

Вопрос. Между какими иерархическими уровнями управления распределяются функции управления электроустановками на электростанциях?

Ответ. Распределяются между:

общестанционным уровнем;

блочным уровнем (управление энергоблоками тепловых и атомных электростанций, агрегатами гидро– и гидроаккумулирующих электростанций, а также другими объектами, определяемыми особенностями технологического процесса электростанций);

местным уровнем (3.5.19).

Вопрос. Какие задачи решаются на каждом из выделенных уровней управления?

Ответ. Решаются, как правило, следующие задачи.

На общестанционном уровне:

обмен технологической (прежде всего, оперативно-диспетчерской) информацией с высшими уровнями управления;

распределение заданной активной нагрузки станции между энергоблоками (агрегатами), если такое распределение не производится средствами соответствующей системы автоматического управления;

для гидро– и гидроаккумулирующих электростанций – выбор агрегатов для выполнения заданий по активной и реактивной мощностям и формирование управляющих воздействий или рекомендаций оперативному персоналу по пуску, останову, переводу в режим синхронного компенсатора и обратно агрегатов (пуску в насосный режим агрегатов на гидроаккумулирующих электростанциях);

управление режимом станции по напряжению и реактивной мощности (если такое управление не осуществляется соответствующей общестанционной системой автоматического управления);

контроль общестанционного электрооборудования;

управление главной электрической схемой станции (ОРУ/ЗРУ высшего и среднего напряжения, автотрансформаторами и др.), а также общестанционными устройствами;

обмен технологической информацией с устройствами и системами управления блочного и – при необходимости – местного уровней управления.

На блочном (агрегатном) уровне:

сбор, обработка и представление информации по блочному (агрегатному) электрооборудованию оперативному персоналу энергоблока тепловой или атомной электростанции (генератор, электрооборудование СН блока и др.) или агрегата гидро– и гидроаккумулирующей электростанции (предтурбинный затвор, турбина, генератор и др.);

контроль основного и вспомогательного электрооборудования энергоблока (агрегата);

управление электрооборудованием энергоблока (агрегата) в различных режимах, включая режимы пуска, нормальной эксплуатации, планового останова и аварийных ситуаций;

управление элементами схемы СН станции (в том числе для атомной станции – управление системой аварийного электроснабжения);

обмен технологической информацией с устройствами и системами управления общестанционного и местного уровней управления.

На местном уровне – управление отдельными единицами электротехнического оборудования или отдельной функцией ТОУ (3.5.20).

Вопрос. Какие пункты управления предусматриваются с целью обеспечения указанного разделения функций управления между уровнями на электростанциях?

Ответ. Предусматриваются следующие пункты управления.

Центральный щит управления (ЦЩУ) предназначен для управления станцией в целом, а также для связи станции с высшим (диспетчерским) уровнем управления энергосистемой. В помещении ЦЩУ устанавливаются технические средства, обеспечивающие дежурному оперативному персоналу отображение текущей информации о ходе технологического процесса станции и состоянии электрооборудования. Организовываются, как правило, два рабочих места: начальника смены станции; начальника смены электроцеха. Оба рабочих места снабжаются:

органами контроля и дистанционного управления электроустановками;

устройствами связи с диспетчером энергосистемы;

устройством записи оперативных распоряжений;

громкоговорящей внутристанционной связью и др.

Блочные (агрегатные и др.) щиты управления предназначены для управления технологическим процессом соответствующих объектов (энергоблоков тепловых и атомных станций; агрегатов гидро– и гидроаккумулирующих электростанций и др.). В помещении блочного (агрегатного) щита управления устанавливаются технические средства, обеспечивающие дежурному оперативному персоналу отображение текущей информации о ходе технологического процесса энергоблока (агрегата) и состоянии его оборудования.

На энергоблоках тепловых и атомных станций управление электрооборудованием осуществляется, как правило, с двух рабочих мест: старшего машиниста – оператора энергоблока; начальника смены энергоблока (зам. начальника смены станции). Оба рабочих места организовываются в целом аналогично рабочим местам начальника смены станции и начальника смены электроцеха.

Для эксплуатационного персонала, обслуживающего электротехническое оборудование нескольких энергоблоков или агрегатов (например, старшего дежурного электромонтера, дежурных электромонтеров), рекомендуется предусматривать рабочее место, на которое выводится информация о работе соответствующего электрооборудования. Управление с этого поста не осуществляется. Аналогичные рабочие места рекомендуется организовывать для дежурного персонала, обслуживающего электроснабжение различных сооружений электростанции.

На крупных электростанциях рекомендуется организовывать местные пункты (или щиты) управления, предназначенные для управления удаленным оборудованием, а также для использования при пусконаладочных работах, аварийных ситуациях на объекте, отказах в системе управления. Присутствие на местных щитах постоянного дежурного оперативного персонала не требуется.

Рекомендуется организация специального рабочего места инженера-релейщика, в составе которого предусматриваются средства для анализа аварийных ситуаций и процессов, а также доступа к устройствам РЗиА с возможностью просмотра их уставок и конфигурации.

Рекомендуется также организация специального рабочего места системного инженера, обслуживающего программно-технический комплекс системы управления, в составе которого предусматриваются соответствующие средства контроля, диагностики, запуска и перезапуска технических средств системы и др. (3.5.21).

Вопрос. Какие пункты управления электрооборудованием организовываются на подстанциях?

Ответ. Организовываются следующие пункты управления с соответствующими рабочими местами:

центральный пункт управления, на котором размещается дежурный персонал и с которого осуществляется управление подстанцией в целом во всех режимах функционирования, а также оперативная связь с верхним уровнем диспетчерского управления энергосистемы и с соответствующим предприятием электрических сетей;

автоматизированное рабочее место инженера-релейщика (службы РЗиА), на котором осуществляется анализ аварийных ситуаций, контроль правильности работы устройств РЗиА, управление их уставками (в соответствии с действующими инструкциями);

рекомендуется организация пункта управления оборудованием СН и прочим вспомогательным оборудованием, находящимся в ведении дежурного электромонтера подстанции; в противном случае управление указанным оборудованием осуществляется с рабочего места дежурного персонала центрального пункта управления;

рекомендуется также организация специального рабочего места системного инженера, обслуживающего программно-технический комплекс АСУ ТП подстанции (3.5.23).

Вопрос. Какая функция диспетчерского управления на системообразующих подстанциях может быть возложена на дежурный оперативный персонал?

Ответ. Может быть возложено выполнение диспетчерских функций управления режимом нескольких подстанций, входящих в концентрированный узел или куст сетевых объектов энергосистемы. В этом случае на центральном пункте управления подстанцией организуется рабочее место диспетчера, оборудованное средствами телеуправления удаленными объектами по каналам связи (3.5.24).

Вопрос. С помощью каких средств осуществляется оперативно-диспетчерское управление объектами четвертой группы – электрическими сетями и энергосистемами?

Ответ. Осуществляется с помощью средств АСДУ.

АСДУ включает технические и программные средства, обеспечивающие:

разработку и ведение в реальном масштабе времени режимов работы электрических сетей и энергосистем для надежного энергоснабжения потребителей;

требуемый уровень устойчивости электрических сетей и энергосистем;

эффективность производства энергии;

требуемое качество отпускаемой энергии;

ликвидацию разного рода аварийных ситуаций.

С этой целью предусматриваются средства, обеспечивающие полноту, достоверность и своевременность получаемой в центрах управления информации:

о текущих параметрах режимов электрической сети;

схеме контролируемой сети, ее слабых и потенциально опасных элементах;

запасах пропускной способности сети в контролируемых сечениях;

ресурсах управления в нормальных и аварийных условиях;

состоянии систем управления и каналов связи;

действиях устройств РЗ и ПА (3.5.25).

Вопрос. Какие задачи решаются с помощью технических и программных средств АСДУ?

Ответ. Осуществляется решение задач следующих временных уровней управления.

В нормальных режимах диспетчерам обеспечивается возможность контроля текущего режима и участие в управлении режимами электрических сетей или энергосистемы, выполняемом средствами автоматических систем. Осуществляется контроль исправности средств диспетчерского и автоматического управления с предоставлением персоналу необходимых сведений о состоянии устройств.

При краткосрочном планировании режимов (с упреждением от одних суток до недели) обеспечиваются, как правило:

прогнозирование суточных графиков нагрузки;

прием и учет заявок на ввод в работу и вывод из работы и резерва оборудования электростанций и электрических сетей, а также устройств РЗиА и управления;

составление и проверка балансов мощности с учетом ограничений по сети и др.

При долгосрочном планировании режимов (на месяц, квартал, год) обеспечиваются, как правило:

прогнозирование потребления электроэнергии и характерных графиков нагрузки;

разработка балансов мощности и электроэнергии;

оптимизация графиков использования энергоресурсов и проведения капитальных ремонтов оборудования и др. (3.5.26).

Вопрос. На основе какой системы строится АСДУ?

Ответ. Строится на основе иерархической системы сбора и передачи текущей информации и оперативного информационного (или информационно-управляющего) комплекса.

Система сбора и передачи текущей информации включает как объектные средства, входящие в состав систем управления подстанций и электростанций данного уровня диспетчерского управления, так и средства, реализуемые в соответствующем диспетчерском пункте.

Информационный (или информационно-управляющий) комплекс АСДУ обеспечивает персонал диспетчерского пункта энергосистемы или сетевого предприятия, а также системы технологического управления текущей информацией о состоянии и режиме основной системообразующей сети. Ввод информации в информационный (или информационно-управляющий) комплекс осуществляется через центральную приемно-передающую станцию, которая обеспечивает обмен информацией с устройствами телемеханики, диспетчерским щитом (в случае его установки) и с компьютерами, осуществляющими обработку информации, формирование базы данных реального времени и решение различных циклических задач (3.5.27).

Вопрос. Какие задачи решаются в составе информационного (или информационно-управляющего) комплекса АСДУ?

Ответ. Как правило, решаются следующие задачи:

прием, обработка и ретрансляция телеинформации;

контроль текущего режима и диспетчерского графика;

обработка и регистрация событий, в том числе: изменения состояния контролируемых объектов, выдача диспетчером сигнала телеуправления, выход телеизмерений за аварийные пределы и т. п.;

формирование аварийных сообщений;

обмен оперативной информацией с другими системами управления;

формирование оперативной базы данных и архивов;

обеспечение диалога и отображения информации на автоматизированных рабочих местах оперативно-диспетчерского персонала и диспетчерском щите;

контроль за состоянием оборудования;

ведение диспетчерской документации;

поддержка системы единого времени.

Для каждого события фиксируются: дата и время события с разрешающей способностью, как правило, не менее 1 с; место возникновения и описание события; для сигналов о превышении пределов – значение нарушенного предела и фактическое значение измерения.

В базах данных (и архивах) АСДУ хранится информация: текущего состояния и режима электрической сети; учета энергопотребления; расчетные модели сети; данные аварийных режимов; данные об отказах в системе; информация о выдаче команд диспетчерского управления, а также различная нормативно-справочная информация и отчетные документы (3.5.28).

Окончание табл.

Вопрос. На какие сооружения электросвязи распространяется настоящая глава Правил?

Ответ. Распространяется на линейные сооружения электросвязи, заходящие на территории электрических станций и подстанций и выходящие с них, а также на средства связи, размещенные на их территории (3.6.1).

Вопрос. Какими каналами связи обеспечивают средства электросвязи энергетические объекты?

Ответ. Обеспечивают необходимыми каналами связи для нужд диспетчерского, технологического, административно-хозяйственного управления, а также для ремонтно-эксплуатационного обслуживания ВЛ.

Требования по надежности, достоверности и времени передачи принимаются в соответствии с действующими указаниями по выбору объемов информации, проектированию систем сбора и передачи информации в энергосистемах (3.6.14).

Вопрос. По каким трактам организовываются оперативно-диспетчерская связь, передача телемеханической информации, сигналов РЗ, ПА и автоматического регулирования?

Ответ. Организовываются по двум независимым трактам, за исключением сигналов дифференциально-фазной защиты, которые передаются только по одному тракту (3.6.15).

Вопрос. На какие группы разделяются каналы электросвязи по способу установления соединения?

Ответ. Разделяются на коммутируемые и некоммутируемые.

Диспетчерская связь обеспечивает приоритет диспетчеру. В качестве основного тракта при организации оперативно-диспетчерской связи и каналов передачи телеинформации допускается использовать ведомственные или арендованные каналы передачи, отвечающие требованиям по надежности. Дублирующий тракт выполняется независимым от основного тракта.

Диспетчерскую телефонную связь допускается организовывать по коммутируемым и некоммутируемым каналам с обеспечением резервирования.

Резервирование диспетчерской телефонной связи осуществляется по каналам производственной технологической телефонной сети, организованным по независимым от прямого диспетчерского канала трактам. Допускается осуществлять резервирование по общегосударственной сети и по сетям других ведомств (3.6.16).

Вопрос. Куда включаются основной и резервный диспетчерские каналы электросвязи?

Ответ. Включаются в диспетчерскую телефонную станцию, которая, как правило, имеет резервированное управление, или в учрежденческо-производственную АТС с резервированным управлением и диспетчерским коммутатором в своем составе. Вызов по каналам диспетчерской телефонной связи осуществляется без набора номера, вручную. При этом диспетчер имеет возможность контроля занятости канала, вмешательства и принудительного освобождения канала электросвязи.

Если в составе существующего аналогового оборудования учрежденческо-производственной АТС нет специализированного комплекта дальней автоматической связи энергетики, то допускается применение аппаратуры дальней автоматической связи энергетики. Включение аналоговых каналов дальней автоматической связи в цифровые учрежденческо-производственные АТС осуществляется через специализированные четырехпроводные комплекты.

При наличии пучка каналов предусматривается выделение канала для диспетчерской связи.

Телефонные диспетчерские переговоры записываются на носители информации и архивируются в соответствии с действующими правилами (3.6.17).

Вопрос. На какое оборудование распространяются настоящие указания?

Ответ. Распространяются на оборудование, входящее в состав ВЧ каналов передачи информации: аппаратуру уплотнения, конденсатор связи, фильтр присоединения, ВЧ кабель, ВЧ заградитель, разделительный фильтр, модем (3.6.19).

Вопрос. В каком диапазоне выбираются рабочие частоты каналов ВЧ связи?

Ответ. Выбираются в диапазоне от 24 до 1000 кГц. Граничные частоты рабочих полос частот каналов принимаются кратными четырем (3.6.20).

Вопрос. Какая рабочая частота используется для организации одного ВЧ канала в одном направлении передачи?

Ответ. Используется рабочая полоса частот 4 кГц с граничными частотами, выбранными согласно п. 3.6.20 Правил. Для многоканальной аналоговой ВЧ аппаратуры занимается полоса частот, равная 4n, в каждом направлении передачи, где n – число каналов. Для цифровой аппаратуры ВЧ связи с временным разделением каналов может использоваться полоса частот, равная 4k, в каждом направлении передачи, где k может принимать значения от 1 до 4 (3.6.21).

Вопрос. Для каких целей может быть использован канал тональной частоты, образуемый аналоговой аппаратурой ВЧ связи по линии электропередачи, в рабочей полосе частот 4 кГц?

Ответ. Может быть использован:

для передачи телефонных разговоров и сигналов телефонной автоматики канала или факсимиле с занятием всей полосы канала (двух– или четырехпроводные окончания);

передачи сигналов телемеханики, данных и электронной почты с занятием всей полосы канала (четырехпроводные окончания);

передачи сигналов РЗ и ПА с занятием всей полосы канала;

комбинированной передачи с разделением полосы частот канала на две части: телефонный канал – в полосе частот 300-2400 Гц (2000 Гц), канал телемеханики – в полосе частот 2400 (2000) – 3400 (3800) Гц (3.6.22).

Вопрос. По каким схемам осуществляется ВЧ тракт по линии электропередачи?

Ответ. Как правило, осуществляется по схемам присоединения «провод-земля», «провод-провод» и «два провода-земля» (под термином «провод» понимается фаза или грозозащитный трос). Для линий с расщепленными фазами (грозозащитными тросами) допускается использование внутрифазного (внутритросового) присоединения к изолированным проводам расщепленной фазы (грозозащитного троса). Допускается осуществление ВЧ тракта с использованием присоединения к трем фазам не-транспонированной ВЛ. При выборе схемы присоединения отдается предпочтение схемам присоединения, обеспечивающим большую стабильность параметров ВЧ тракта при коммутационных переключениях и изменении условий окружающей среды (3.6.27).

Вопрос. Через какие устройства осуществляется присоединение ВЧ аппаратуры к фазам и грозозащитным тросам?

Ответ. Осуществляется через устройства присоединения, включаемые между фазами (грозозащитными тросами) и землей, содержащие конденсаторы связи, фильтры присоединения и разъединители, заземляющие нижнюю обкладку конденсатора связи.

В схемах присоединения, использующих более одного провода, рекомендуется выполнять устройства присоединения для каждого провода отдельно (3.6.28).

Вопрос. К какой категории надежности электроснабжения относится аппаратура связи?

Ответ. Относится к электроприемникам первой категории надежности (3.6.30).

Вопрос. Что обеспечивает емкость конденсаторов связи?

Ответ. Обеспечивает необходимую полосу пропускания фильтра присоединения с учетом обеспечения требуемой симметрии фазных напряжений для сети с изолированной или заземленной через дугогасящий реактор нейтралью. Фильтр присоединения и конденсатор связи выдерживают грозовые и коммутационные перенапряжения (3.6.32).

Вопрос. Какое расстояние принимается между точками присоединения к контуру заземления заземляющих проводников молниеотводов, разрядников (ОПН) и заземляющих проводников фильтров присоединения?

Ответ. Принимается не менее 10 м (3.6.33).

Вопрос. Какой кабель применяется для соединения фильтра присоединения с аппаратурой связи?

Ответ. Применяется коаксиальный кабель. Допускается применение симметричного экранированного кабеля (3.6.35).

Вопрос. Какие разделительные фильтры устанавливаются при параллельной работе аппаратуры нескольких ВЧ каналов через одно устройство присоединения?

Ответ. Как правило, устанавливаются разделительные фильтры, разделяющие входы-выходы всех параллельно работающих аппаратов и ВЧ трактов. При наличии каналов РЗ и ПА установка разделительных фильтров обязательна (3.6.36).

Вопрос. Какой принимается длина ошиновки между местом включения ВЧ заградителя и точкой подключения конденсатора связи (для ВЧ заградителей на концах линии) или точкой разветвления (для ВЧ заградителей, включаемых в ответвления)?

Ответ. Принимается не более 1/10 длины волны максимальной частоты полосы запирания ВЧ заградителя (3.6.38).

Вопрос. Что обеспечивают каналы для передачи сигналов и команд РЗ и ПА?

Ответ. Каналы обеспечивают:

надежную и своевременную передачу сигналов и команд при всех предусмотренных видах повреждений на линиях электропередачи и в РУ;

защиту от формирования ложных команд и сигналов при всех видах помех (в том числе при коммутациях выключателями и разъединителями);

отсутствие нарушений или неправильных действий при производстве работ или повреждениях на других каналах (3.6.39).

Вопрос. Как выполняются каналы РЗ и ПА?

Ответ. Выполняются с превышением уровня нормально принимаемого сигнала над минимально необходимым, достаточным для перекрытия прироста затухания канала при наиболее неблагоприятных погодных и иных условиях (для каналов передачи разрешающих и отключающих команд РЗ и команд ПА – при повреждениях на защищаемой линии) (3.6.40).

Вопрос. Какие каналы создаются для передачи сигналов РЗ?

Ответ. Создаются каналы по одной линии электропередачи. Для дифференциально-фазных и направленных дифференциально-фазных защит создаются отдельные каналы на специализированной аппаратуре. Ускоряющие, разрешающие и отключающие сигналы и команды РЗ могут передаваться в общем канале совместно с командами ПА (3.6.41).

Вопрос. По каким каналам осуществляется передача команд ПА?

Ответ. Осуществляется по дублированным каналам от места формирования до места реализации команд. Дублированные каналы выполняются по разным трассам либо с использованием разных средств передачи, исключающих возможность их выхода из действия по одной общей причине.

При наличии каналов, образованных по разным линиям электропередачи, на пункте стыковки организовывается трансляция либо релейный переприем команд ПА с минимальной задержкой (3.6.42).

Вопрос. Как выполняются каналы для передачи сигналов РЗ и ПА?

Ответ. Как правило, каналы выполняются выделенными, то есть используют собственную полосу частот и специализированную аппаратуру уплотнения и устройства присоединения.

Допускается совместное использование устройств обработки и присоединения для каналов РЗ, ПА и каналов другого назначения (связи, телемеханики, передачи данных) с применением разделительных фильтров и других мер для предотвращения взаимного влияния.

Для передачи сигналов РЗ и ПА допускается использование выделенных прямых некоммутируемых каналов многоканальной аппаратуры связи при условии удовлетворения специфических требований РЗиА.

Для передачи сигналов РЗ и ПА допускается также использование занятых или уплотненных каналов телефонной связи при выполнении следующих условий:

учет специфических требований систем РЗиА;

передача сигналов РЗ и ПА по прямому некоммутируемому тракту;

запрет передачи сигналов телефонии и телемеханики на время передачи сигналов РЗ и ПА;

защита канала от ложного действия или блокирования, вызванных воздействием телефонных сигналов при отсутствии передачи сигналов РЗ и ПА;

достаточная для каналов РЗ и ПА надежность телефонного канала и аппаратуры уплотнения (3.6.43).

Вопрос. Какими средствами автоматического контроля оборудуются каналы передачи сигналов РЗ и ПА?

Ответ. Оборудуются средствами автоматического контроля исправности канала и готовности его к действию. Контроль осуществляется непрерывно либо периодически. При появлении неисправности канала автоматически осуществляются меры, препятствующие неправильному действию защиты и автоматики, и включается аварийная сигнализация (3.6.44).

Вопрос. Какие условия учитываются при выборе аппаратуры для ВОЛС-ВЛ?

Ответ. Учитываются условия ее применения (одномодовые или многомодовые волокна в кабеле, количество волокон, исходные параметры кабеля, расчетные значения затухания и дисперсии оптического сигнала в кабеле на регенерационном участке, скорость передачи информации, требуемое количество каналов, необходимость ввода или ответвления каналов и т. д.) (3.6.46).

Вопрос. В каких пунктах размещаются регенерационные пункты на трассе ВОЛС-ВЛ?

Ответ. Размещаются в пунктах, где может быть обеспечено их надежное электроснабжение (3.6.48).

Вопрос. В каких помещениях размещается аппаратура связи?

Ответ. Размещается, как правило, в помещении линейно-аппаратных цехов, а коммутационные станции – в отдельном приспособленном помещении. В отдельных случаях допускается размещение коммутационной станции совместно с аппаратурой связи, а также с аппаратурой оборудования установок питания.

Каналообразующая аппаратура для систем РЗ и ПА размещается, как правило, в помещении релейного щита (3.6.50).

Вопрос. Какие возможности обеспечиваются при размещении аппаратуры и коммутационных станций в помещениях?

Ответ. Обеспечивается:

минимальная протяженность кабелей от места их ввода в помещение до вводно-кабельного оборудования аппаратуры или коммутационной станции;

минимальная протяженность кабелей электропитания от установок питания до стоек аппаратуры связи;

минимальная протяженность станционных кабелей;

удобство эксплуатационно-технического обслуживания (3.6.51).

Вопрос. Как размещаются аппаратура связи и коммутационные станции?

Ответ. Размещаются рядами перпендикулярно главному проходу. Между рядами предусматриваются эксплуатационные проходы (3.6.52).

Вопрос. На какие устройства распространяются настоящие указания?

Ответ. Распространяются на устройства, предназначенные для электропитания аппаратуры средств диспетчерского и технологического управления, размещаемых на электрических станциях, подстанциях и узлах диспетчерского и технологического управления.

Вопрос. Как выбираются электропитающие установки?

Ответ. Выбираются в соответствии с указаниями по проектированию электроснабжения технических средств диспетчерского и технологического управления и инструкций по проектированию электроустановок предприятий и сооружений электросвязи (3.6.55).

Вопрос. Каким может быть электропитание аппаратуры связи?

Ответ. Может быть централизованным или децентрализованным.

Централизованная система предусматривает оборудование электропитающей установки, общее для нескольких цехов, и размещается в специальных отдельных помещениях.

Децентрализованная система предусматривает оборудование электропитающей установки для каждого цеха или части аппаратуры и размещается непосредственно в помещении цеха (3.6.56).

Вопрос. По каким схемам выполняется электроснабжение устройств диспетчерского и технологического управления I категории?

Ответ. Выполняется по следующим основным схемам:

на переменном токе от установок гарантированного питания;

на постоянном токе от выпрямителей, работающих в буферном режиме с аккумуляторными батареями. Допускается размещение герметичных аккумуляторов в общем помещении с преобразовательными устройствами (3.6.58).

Вопрос. Какими устройствами автоматики комплектуются дизельные генераторы резервного электроснабжения?

Ответ. Комплектуются устройствами автоматики, обеспечивающими их запуск не более чем за 1 мин, поддержание напряжения и частоты на выходе в заданных пределах и возможность дистанционного пуска и останова агрегата с рабочего места дежурного персонала (3.6.59).

Вопрос. Как выполняются устройства связи и телемеханики?

Ответ. Выполняются помехозащищенными со степенью, достаточной для обеспечения их надежной работы как в нормальных, так и аварийных режимах работы электроустановки (энергосистемы). Устройства связи и телемеханики проходят испытания по ЭМС согласно государственным стандартам и другим нормативным документам (3.6.61).

Вопрос. В каком месте заземляются металлические оболочки и броня кабелей связи и телемеханики?

Ответ. Заземляются при вводе в здание в соответствии с методическими и руководящими документами (3.6.63).

Вопрос. В каких местах заземляются металлические корпуса коробов, используемые для прокладки кабелей в ОРУ и в помещении релейного щита или оперативного пункта управления?

Ответ. Заземляются по концам и в промежуточных точках с шагом 5-10 м (3.6.64).

Вопрос. От каких опасных воздействий защищаются КЛ, выходящие за пределы электрических станций и подстанций?

Ответ. Защищаются в соответствии с действующими правилами защиты устройств проводной связи, железнодорожной сигнализации и телемеханики от опасного и мешающего влияния линий электропередачи, рекомендациями по защите оптических кабелей связи с металлическими элементами от опасных влияний линий электропередачи, электрифицированных железных дорог переменного тока и энергоподстанций (3.6.66).

Вопрос. На какие устройства распространяется настоящая глава Правил?

Ответ. Распространяется на устройства телемеханики, используемые для контроля и управления электростанциями, электрическими сетями и энергосистемами (3.7.1).

Вопрос. Для каких целей применяется телемеханика?

Ответ. Применяется для оперативно-диспетчерского контроля и управления территориально рассредоточенными электроустановками, связанными общим режимом работы, а также для автоматического регулирования и управления энергообъектами, энергосистемами и электрическими сетями с целью повышения надежности, оптимизации режимов и производственных процессов, ускорения ликвидации нарушений и аварий, повышения экономичности и надежности работы электроустановок, улучшения качества вырабатываемой энергии, снижения численности эксплуатационного персонала и отказа от постоянного дежурства персонала (3.7.7).

Вопрос. Каковы рабочие функции устройств телемеханики?

Ответ. Передают с энергетических объектов в необходимом объеме данные телеконтроля (в том числе телеизмерений и телесигнализации) на пункты управления, а также передают от пунктов управления к объектным устройствам сигналы управления (или регулирования) с необходимой скоростью и достоверностью (3.7.8).

Вопрос. Где устанавливаются и как используются устройства телемеханики для контроля и управления (регулирования) в энергосистемах и электрических сетях?

Ответ. Устанавливаются как на энергообъектах, так и в соответствующих диспетчерских пунктах и используются в качестве составной части автоматизированных и автоматических систем:

диспетчерского управления;

противоаварийной автоматики;

регулирования частоты и активной мощности;

регулирования напряжения и реактивной мощности;

контроля и учета электроэнергии и мощности.

При создании на энергообъекте АСУ ТП функции телемеханики реализуются с помощью программно-технических средств, включаемых в состав АСУ ТП (3.7.9).

Вопрос. Какие системы предусматриваются на подстанциях и электростанциях с территориально рассредоточенными объектами контроля и управления?

Ответ. Предусматриваются распределенные системы сбора и передачи информации (внутриобъектная телемеханика). При создании на таких объектах АСУ ТП средства внутриобъектной телемеханики входят в ее состав (3.7.12).

Вопрос. Что обеспечивает телесигнализация?

Ответ. Обеспечивает отображение в пунктах управления: положений основного коммутационного оборудования; событий срабатывания устройств РЗ и ПА; состояния электроустановок, вспомогательных устройств, локальных цепей автоматики, аварийных сигналов, а также ввод сигналов в устройства систем диспетчерского и технологического управления (регулирования).

Каждому телесигналу (событию) в объектном устройстве телемеханики присваивается метка времени его возникновения, которая вместе с телесигналом передается на соответствующий пункт управления.

В качестве датчика телесигнала положения выключателя (разъединителя) используется блок-контакт выключателя (разъединителя) или контакт реле контроля цепи отключения.

Телесигнализация работы аварийной, предупредительной сигнализации, а также работы автоматических устройств осуществляется от контактов выходных реле. При необходимости предусматриваются реле-повторители. Допускается использовать в качестве датчика телесигнала бесконтактные элементы.

Предусматривается возможность отключения цепей телесигнализации от передающего устройства телемеханики.

В микропроцессорных устройствах телемеханики предусматривается контроль исправности цепей телесигнализации с извещением персонала объекта и пункта управления (3.7.14).

Вопрос. Что обеспечивает телеизмерение?

Ответ. Обеспечивает преобразование и передачу текущих значений параметров, необходимых для контроля и управления режимами и состоянием электроустановок, а также для предотвращения или ликвидации возможных нарушений нормальных режимов.

Для обеспечения идентичности телеизмерений, используемых в пунктах управления и на энергообъектах, используются одни и те же источники и средства измерения (3.7.15).

Вопрос. В каком объеме предусматривается телеуправление энергообъектами, осуществляемое с диспетчерских пунктов?

Ответ. Предусматривается в объеме, обеспечивающем централизованное оперативное установление надежных и экономически выгодных схем и режимов работы электроустановок в сетях и системах электроснабжения, если эти цели не могут быть достигнуты средствами автоматики.

Предусматривается возможность отключения исполнительных цепей телеуправления при проведении испытаний, проверок и других работах на объектных устройствах телемеханики, а также блокировка выходных исполнительных реле телеуправления с помощью одного общего сигнала (ключа) (3.7.16).

Вопрос. Что обеспечивает телерегулирование?

Ответ. Обеспечивает передачу сигналов, используемых в системах автоматического регулирования технологических процессов на объекте, в том числе:

регулирующих воздействий на исполнительные механизмы органов управления;

цифровых значений (уставок) для задания значений регулируемых параметров и величин диапазонов регулирования (3.7.17).

Вопрос. Что обеспечивают устройства телемеханики?

Ответ. Как правило, обеспечивают передачу информации по основному и резервному каналам связи на несколько пунктов управления в двух и более (при необходимости) направлениях. Выбор способов организации и резервирования трактов и каналов передачи информации и средств связи определяются требуемыми скоростью передачи и надежностью соответствующих систем контроля и управления.

Устройства телемеханики сопрягаются по входам-выходам с внешними модемами или имеют встроенные модемы для сопряжения с оборудованием связи (3.7.19).

Вопрос. От каких источников осуществляется резервное электроснабжение устройств телемеханики, установленных на диспетчерских пунктах энергосистем и предприятий электросетей?

Ответ. Осуществляется от независимых источников – от аккумуляторной батареи с агрегатами бесперебойного питания, дизель-генератора (3.7.20).

Вопрос. Где устанавливаются устройства телемеханики?

Ответ. Устанавливаются на панелях (в шкафах) в ряду панелей управления и защиты энергообъекта.

Модули ввода-вывода распределенных устройств телемеханики устанавливаются непосредственно на присоединениях.

На устройства телемеханики, модули ввода-вывода информации наносится соответствующая маркировка. Устройства телемеханики устанавливаются в местах, удобных для эксплуатации и производства контрольных испытаний и проверок (3.7.22).