Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации
ОАО РАО «ЕЭС России»

ПРИКАЗ

О введении в действие Стандарта
«Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений
нормального режима электрической части энергосистем»

СТО 17330282.29.240.001-2005

В связи с утверждением Правлением ОАО РАО «ЕЭС России» 26.07.2005 (протокол № 1263 пр) Стандарта ОАО РАО «ЕЭС России» «Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем»

ПРИКАЗЫВАЮ:

1. Ввести в действие Стандарт ОАО РАО «ЕЭС России» «Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем» (далее - Стандарт) с 15.09.2005.

2. Установить, что Инструкция «По предотвращению и ликвидации аварий в электрической части энергосистем», утвержденная приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 289, а также раздел 3 инструкции «По предупреждению и ликвидации аварий на тепловых электростанциях», утвержденной приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 265, подлежащие обязательному применению в соответствии с приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 14.08.2003 № 422 «О пересмотре нормативно-технических документов (НТД) и порядке их действия в соответствии с ФЗ «О техническом регулировании», имеют рекомендательный характер и применяются в части не противоречащей Стандарту, указанному в п. 1 настоящего приказа.

3. Отменить действие Циркуляра № Ц-1-95(э) РАО «ЕЭС России» от 15.03.95 «О допустимых эксплуатационных повышениях напряжений промышленной частоты на электрооборудовании 500-750 кВ ЕЭС России».

4. Корпоративному центру, Бизнес-единице № 1, Бизнес-единице № 2, Бизнес-единице «Гидрогенерация», Бизнес-единице «Сервис», Бизнес-единице «Сети» обеспечить вынесение Стандарта на утверждение Советами директоров подведомственных ДЗО.

5. Бизнес-единице № 1, Бизнес-единице № 2, Бизнес-единице «Гидрогенерация», Бизнес-единице «Сети», ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС»:

5.1. Обеспечить до 30.11.2005 внесение изменений в действующую нормативно-техническую документацию с учетом требований указанного Стандарта.

5.2. Организовать изучение переработанных документов и проведение инструктажей персонала, акцентировав внимание на особенностях действий персонала при нарушении нормального режима электрической части энергосистемы с учетом требований Стандарта.

6. Дирекции организации, методологии конкурсных закупок и стандартизации:

6.1. Обеспечить регистрацию Стандарта и включение его в систему учета нормативной базы ОАО РАО «ЕЭС России».

6.2. Подготовить предложения по порядку предоставления стандартов ОАО РАО «ЕЭС России» сторонним организациям и лицам.

7. Руководителю Рабочей группы по организации и координации разработки нормативно-правовой документации технического регулирования Зубакину В.А., Департаменту по взаимодействию со СМИ КЦ обеспечить размещение на интернет-сайте ОАО РАО «ЕЭС России» уведомления об утверждении и вводе в действие Стандарта в соответствии с действующим порядком.

8. Службе технического контроллинга обеспечить контроль за действием Стандарта на энергопредприятиях Холдинга в соответствии с указанными в приказе сроками.

9. Департаменту технического аудита и генеральной инспекции, директорам региональных предприятий «Энерготехнадзор» при проведении проверок готовности ДЗО Холдинга к ОЗП 2005/2006 года отмечать степень внедрения Стандарта на рабочих местах.

10. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на члена Правления, Технического директора ОАО РАО «ЕЭС России» Вайнзихера Б.Ф.

Председатель Правления                                            А.Б. Чубайс

ОАО РАО «ЕЭС России»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем

СТО 17330282.29.240.001-2005

Предисловие

Задачи, основные принципы организации предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем, а также стандартизации соответствующих правил установлены Федеральными законами от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике», от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническом регулировании», Постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 № 854 «Об утверждении Правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике».

Сведения о стандарте

1. РАЗРАБОТАН ОАО «Системный оператор - Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы», ОАО «Энергетический институт им. Г.М. Кржижановского».

2. ВНЕСЕН ОАО «Системный оператор - Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы».

3. ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Правления РАО «ЕЭС России» Приказом № 644 от 26.09.2005

4. Настоящий Стандарт ОАО РАО «ЕЭС России» (далее по тексту - Стандарт) содержит основные правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части Единой энергетической системы (ЕЭС) России, а также технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем. По основным понятиям и технологии он согласован с правилами работы объединения европейских энергосистем UCTE (The Union for the Coordination of Transmission of Electricity), представленными в UCTE Operation Handbook [10].

Содержание

Введение

Настоящий стандарт разработан в соответствии с требованиями Федерального закона № 184-ФЗ «О техническом регулировании», гармонизирован с основными понятиями, принятыми в европейских энергосистемах и представленными в правилах работы UCTE (The Union for the Coordination of Transmission of Electricity).

Стандарт направлен на обеспечение безопасного функционирования электроэнергетики.

Данная редакция Стандарта содержит действующие правила и рекомендации. Дальнейшие редакции будут отражать и новые требования.

1. Область применения

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

Стандарт регламентирует действия оперативно-диспетчерского и дежурного персонала Системного оператора, сетевых организаций, электростанций оптовых и территориальных генерирующих компаний, электростанций концерна «Росэнергоатом», потребителей электрической энергии и других субъектов оперативно-диспетчерского управления по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима энергосистем.

При ликвидации нарушений нормального режима, не отраженных в настоящем стандарте, персонал должен действовать на основе этих правил с учетом реальной обстановки.

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

Стандарт определяет правила и порядок действий по предотвращению развития и ликвидациям нарушений нормального режима энергосистем в общем виде, не учитывая особенностей их выполнения на конкретном оборудовании, поэтому в развитие данного стандарта субъектами электроэнергетики могут быть разработаны собственные стандарты организаций, учитывающие эти особенности.

2. Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты и иные нормативные документы:

1. Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике».

2. Постановление Правительства РФ от 27.12.2004 № 854 «Об утверждении Правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике».

3. Методические указания по устойчивости энергосистем. (Утв. Приказом Минэнерго России № 277 от 30.06.2003.).

4. Правила устройства электроустановок. Раздел 1. (Утв. Приказом Минэнерго РФ № 264 от 30.06.2003.).

5. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ. (Утв. Приказом Минэнерго России № 229 от 19.06.2003, зарегистрированы Минюстом РФ № 4799 20.06.2003.).

6. Руководящие указания по противоаварийной автоматике энергосистем (основные положения). (Утв. Минэнерго СССР 23.09.1986.).

7. Правила разработки и применения графиков ограничения потребления и временного отключения электрической энергии (мощности) и использования противоаварийной автоматики при возникновении или угрозе возникновения аварии в работе систем электроснабжения. (Утв. Приказом Минтопэнерго России № 427 от 15.12.99.).

8. Нормы качества электроэнергии в системах электроснабжения общего назначения. ГОСТ 13109-97.

9. Федеральный закон от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническом регулировании».

10. UCTE Operation Handbook, June, 2004.

11. О повышении качества первичного и вторичного регулирования частоты электрического тока в ЕЭС России. Приказ РАО ЕЭС России от 18.09.2002, № 524.

12.. Федеральный закон «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера» от 21.12.1994 № 68.

3. Термины и определения, классификация и сокращения

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

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

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

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

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

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

Обесточивание элемента сети - отключение элемента от источников питания.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Резервы генерирующей мощности

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

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

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

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

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

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

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

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

Субъекты оперативно-диспетчерского управления:

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

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

Оператор операционной зоны - работник диспетчерского центра, осуществляющий управление взаимосвязанными технологическими режимами и эксплуатационным состоянием объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии в этой зоне.

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

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

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

Устойчивость режима энергосистемы

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Виды режимов и состояний энергосистемы

Режимы энергосистемы

- Допустимые режимы:

Нормальный режим, Вынужденный режим, Послеаварийный режим

- Аварийные режимы с недопустимыми отклонениями параметров:

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

- Аварийные режимы с нарушенной структурой системы:

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

Состояния энергосистемы

Нормальное состояние, Контролируемое аварийное состояние, Чрезвычайное состояние.

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

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

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

Оперативный резерв мощности

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

Используемые сокращения

АПВ - автоматическое повторное включение

АСАРБ - автоматическая система аварийной разгрузки блока

АОПН - автоматическое ограничение повышения напряжения

АОСН - автоматическое ограничение снижения напряжения

АЧР - автоматическая частотная разгрузка

АЛАР - автоматическая ликвидация асинхронного режима

АРО - автоматическая разгрузка оборудования

АРПМ - автоматическая разгрузка при перегрузке по мощности

АЭС - атомная электростанция

АВР - автоматический ввод резерва

АГП - автомат гашения поля

ВЛ - воздушная линия

ГЭС - гидроэлектростанция

ГАЭС - гидроаккумулирующая электростанция

ДЗШ - дифференциальная защита шин

ЕЭС - Единая энергосистема России

КЗ - короткое замыкание

КИВ - контроль изоляции вводов

ЛЭП - линия электропередачи

ПА - противоаварийная автоматика

РЗА - релейная защита и автоматика

РУ - распределительное устройство

РПН - устройство регулирования напряжения под нагрузкой

СК - синхронный компенсатор

СН - собственные нужды

СШ - система шин

УРОВ - устройство резервирования отказа выключателей

САОН - специальная автоматика отключения нагрузки

ТЭС - тепловая электростанция

ТЭЦ - тепловая электроцентраль

ЧАПВ - частотная автоматика повторного включения

ЭС - энергетическая система

ЭДС - электродвижущая сила

ЭЦК - электрический центр качаний

УОМП - устройство определения места повреждения

ЧДА - частотная делительная автоматика

4. Общие положения

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

Оперативно-диспетчерское управление должно производиться по общим правилам [2] и стандартам, что обеспечивает однозначность и согласованность действий персонала множества субъектов управления.

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

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

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

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

В Стандарте в качестве общего названия лиц, осуществляющих оперативно-диспетчерское управление в операционных зонах разного уровня, используется - оператор.

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

Операторы субъектов оперативно-диспетчерского управления

- диспетчеры ОАО СО - ЦДУ ЕЭС всех уровней,

- диспетчеры других субъектов оперативно-диспетчерского управления.

Операторы электрических сетей

- оперативно-технологический персонал сетевых компаний.

Операторы электрических станций

- начальник смены (дежурный инженер) станции,

- начальник смены электроцеха.

Операторы систем электроснабжения потребителей

- дежурный инженер электроцеха (службы или отдела главного энергетика) предприятия,

- дежурный электромонтер.

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

5.1 Предотвращение и ликвидация аварийных небалансов активной мощности

Общие положения

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

- при частоте 47.0 - 46.0 не более 10 секунд.

В нормальных режимах ЕЭС частота нормируется [11] в диапазонах:

- для длительных отклонений - 50.0 ± 0.05 Гц;

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

При невозможности поддержания в ЕЭС частоты в этих пределах в послеаварийных и вынужденных режимах, а также в изолированно работающих энергосистемах применяются нормы отклонения частоты [8], которые составляют для 20-секундных средних значений:

± 0.2 Гц - нормально допустимое значение отклонения частоты;

± 0.4 Гц - предельно допустимое значение отклонения частоты,

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

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

- после исчерпания резервов генерации,

- незамедлительно, если частота снизится ниже 49.6 Гц.

5.1.1 Предотвращение и ликвидация недопустимого снижения частоты электрического тока

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

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

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

5.1.1.2. Для предотвращения возможного снижения частоты в энергосистеме, перегрузки внешних или внутренних связей с необходимой заблаговременностью до предстоящего прохождения максимума нагрузки (утреннего или вечернего), после разработки и анализа ожидаемого баланса мощности и, при выявленной необходимости:

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

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

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

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

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

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

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

Операторы операционных зон, в которых произошли потери генерирующей мощности, отключения линий электропередачи или погашение подстанций, немедленно информируют об аварийных отключениях операторов вышестоящих уровней оперативно-диспетчерского управления и принимают меры к ликвидации возникших нарушений.

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

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

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

5.1.1.4. Если проведение мероприятий по предыдущему пункту не обеспечило повышения частоты выше 49.8 Гц, то вводят ограничения потребления электроэнергии и отключают энергопринимающие установки потребителей с контролем перетоков мощности по внутренним и внешним связям.

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

Объем отключений энергопринимающих установок потребителей определяется крутизной статической частотной характеристики (СЧХ) энергосистемы. При отсутствии иных данных объем необходимых отключений определяется как 1 % мощности нагрузки потребления синхронной зоны на 0.5 Гц восстанавливаемой частоты.

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

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

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

Эти действия производятся в соответствии с местной инструкцией дежурному персоналу, согласованной с оператором операционной зоны, в которой находится электростанция.

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

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

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

5.1.2 Предотвращение и ликвидация недопустимого повышения частоты электрического тока

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

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

5.1.2.3. Для недопущения повышения частоты выше 50.2 Гц, при повышении частоты выше 50.1 Гц и наличии тенденции ее дальнейшего роста, разгружают генерирующее оборудование вплоть до технического минимума с контролем частоты и перетоков мощности по внутренним и внешним связям.

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

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

5.2 Предотвращение и ликвидация недопустимых отклонений напряжения

Общие положения

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

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

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

Обеспечение резервов реактивной мощности.

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

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

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

Оператор операционной зоны должен определять необходимый резерв реактивной мощности в соответствии с установленными критериями и обеспечивать регулирование напряжения в контрольных пунктах сети.

Система регулирования напряжения

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

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

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

Допустимые отклонения напряжения от номинальных значений в узлах электрической сети

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

Минимально допустимые и аварийно допустимые напряжения в узлах с мощными электродвигателями или высокой долей электродвигательной нагрузки определяются через нормируемые коэффициенты запаса и критические по устойчивости напряжения [3].

Критическое напряжение в узлах такой нагрузки 110 кВ и выше при отсутствии более точных данных следует принимать равным:

0,7·U_ном

Коэффициенты запаса в нормальном режиме должны быть не ниже 1.15, в послеаварийном режиме не ниже 1.1.

Минимально допустимым напряжением является величина U_кр×1.15, аварийно допустимым напряжением - величина U_кр×1.1.

5.2.1 Предотвращение и ликвидация недопустимых снижений напряжений

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

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

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

- использованием резервов реактивной мощности смежных областей с повышением напряжения до максимально допустимых значений;

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

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

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

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

5.2.1.5. Если после принятых мер к восстановлению напряжения оно остается ниже аварийно допустимого значения, отключают очередями энергопринимающие установки потребителей в том узле, где произошло снижение напряжения, до повышения напряжения выше минимально допустимого значения.

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

- отключают шунтирующие реакторы;

- включают батареи статических конденсаторов;

- изменяют коэффициенты трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН;

- снижают перетоки активной мощности по линиям электропередачи;

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

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

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

- отключением части шунтирующих реакторов;

- изменением потокораспределения активной мощности;

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

- изменением схемы электрической сети;

- отключением энергопринимающих установок потребителей.

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

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

Эти действия производятся в соответствии с местной инструкцией дежурному персоналу, согласованной с оператором операционной зоны, в которой находится электростанция.

5.2.1.9. При снижении напряжения, вызванном неотключившимся КЗ в электрической сети, на основании анализа уровней напряжения, перетоков мощностей, действия устройств релейной защиты и автоматики, опроса оперативного персонала и сообщений с мест определяется место КЗ и производится его отключение.

5.2.2 Предотвращение и ликвидация недопустимых повышений напряжений

5.2.2.1. Напряжения в контрольных пунктах сети должны поддерживаться в соответствии с заданными графиками, при этом напряжения на оборудовании не должны превышать максимально допустимых значений, установленных правилами технической эксплуатации и нормами заводов-изготовителей.

5.2.2.2. В случае повышения напряжения на объектах сверх допустимых значений, на основе сообщений с мест, показаний устройств телеизмерений и телесигнализации выявляются причины повышения напряжения (односторонне отключены или разгружены линии электропередачи, отключены шунтирующие реакторы) и принимаются меры к его снижению путем:

- отключения батарей статических конденсаторов;

- включения шунтирующих реакторов, находящихся в резерве;

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

- изменения коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН;

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

5.2.2.3. При одностороннем отключении линии электропередачи и повышении напряжения сверх допустимого значения эта линия включается в транзит, а при отсутствии такой возможности - с нее снимается напряжение.

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

Наибольшими рабочими напряжениями для объектов разных номинальных напряжений являются:

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

Таблица 1.

Характеристики допустимого повышения напряжения на оборудовании 500-750 кВ.

Случаи повышения напряжения регистрируются отдельно по каждому столбцу таблицы.

5.3 Ликвидация перегрузки оборудования, внешних и внутренних сечений зоны

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

Перетоки мощности по внешним и внутренним связям (сечениям) зоны во всех режимах не должны превышать максимально допустимых значений, а также длительно допустимых и аварийно допустимых токовых нагрузок по нагреву проводов и оборудования. Длительная работа с перетоками, превышающими максимально допустимые значения - вплоть до аварийно допустимых значений, допускается специальным разрешением в послеаварийных режимах. Разрешение дается на высшем уровне диспетчерского управления и оформляется в установленном порядке с указанием величины разрешенного перетока.

5.3.1. При возникновении перегрузки внешних или внутренних связей, оборудования электростанций и подстанций должны приниматься меры по их разгрузке до величин, не превышающих максимально допустимых или разрешенных аварийно допустимых значений. Для этого используют резервы активной мощности, отключение энергопринимающих установок потребителей в дефицитных частях зоны регулирования или разгрузку электростанций в избыточных частях, а также скорейшее включение аварийно отключившихся линий или оборудования. При этом допускается повторное включение трансформатора (автотрансформатора), отключившегося резервной защитой (если защиты от внутренних повреждений не действовали) при недопустимой перегрузке оставшегося в работе трансформатора.

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

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

- при наличии резерва - немедленной загрузкой электростанций в приемной части зоны регулирования и разгрузкой их в передающей части;

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

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

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

а) если мероприятия по п. 5.3.2 из-за низкой эффективности не привели к снижению перетока мощности ниже аварийно допустимого значения;

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

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

5.3.4. Энергопринимающие установки потребителей, отключенные устройствами ПА или дистанционно по каналам ПА, включаются повторно, если при этом перетоки активной мощности по контролируемым связям не превысят максимально допустимых значений. Если они не могут быть включены по указанной причине, то включить их можно после ограничения электроснабжения других потребителей и дополнительного снижения перетоков мощности по контролируемым связям.

5.4 Предотвращение и ликвидация асинхронных режимов

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

Асинхронные режимы могут возникать вследствие:

- перегрузки линий электропередачи по условиям статической устойчивости;

- нарушений динамической устойчивости в результате аварийных возмущений;

- несинхронного включения линий электропередачи, генераторов;

- потери возбуждения генератора.

Основными признаками асинхронного режима являются:

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

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

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

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

5.4.2. Ликвидация асинхронного режима может быть выполнена путем:

- разделения энергосистемы,

- ресинхронизации частей энергосистемы, вышедших из синхронизма,

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

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

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

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

5.5 Ликвидация режимов синхронных качаний

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

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

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

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

5.6. Восстановление нормального режима после разделения энергосистемы

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

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

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

- о произошедших отключениях на энергообъектах;

- о значении частоты;

- об уровнях напряжения на основных энергообъектах;

- о фактической загрузке и наличии перегрузок контролируемых сечений.

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

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

- установить место повреждения;

- определить на какие несинхронные части разделилась зона;

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

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

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

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

5.6.6. При восстановлении синхронной зоны за счет скоординированных действий операторы разных операционных зон обязаны:

- принять меры к восстановлению частоты и напряжения;

- ликвидировать перегрузки линий электропередачи, оборудования и контролируемых сечений;

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

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

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

5.6.8. Для восстановления синхронной зоны необходимо определить частоту несинхронно работающих частей, при которой будет производиться синхронизация, и осуществлять руководство действиями операторов, ответственных за регулирование частоты в этих частях по созданию условий для синхронизации.

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

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

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

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

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

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

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

5.6.13. По мере набора нагрузки генераторами электростанций, необходимо обеспечивать подачу напряжения на обесточенные участки электрической сети.

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

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

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

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

6.1. Ликвидация аварийных последствий при отказах линий электропередачи основной сети

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

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

- уровни напряжения в сети;

- наличие подключенных к линии шунтирующих реакторов;

- схему прилегающей сети и объекта, от которого подаётся напряжение на линию.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

6.2. Ликвидация нарушений в главных схемах электрических станций и подстанций

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

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

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

- отказа устройства АПВ;

- нарушения электроснабжения потребителей;

- перегрузки оставшихся в работе трансформаторов.

Повторное включение трансформатора допускается производить без его осмотра.

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

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

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

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

- отключить отказавший выключатель линии разъединителями выключателя с нарушением блокировки;

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

- включить отключённый трансформатор:

- синхронизировать отключившийся генератор (при отключении блочного трансформатора).

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

В случае несинхронности напряжений связываемых трансформатором шин, производится синхронизация.

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

Если причина отключения не выявлена, то необходимо:

- отключить линию (снять напряжение);

- включить разъединитель (отделитель);

- опробовать трансформатор напряжением от линии.

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

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

6.2.1.6 На электростанции действием защит от внутренних повреждений генератора, блочного трансформатора или рабочего трансформатора собственных нужд энергоблока отключаются:

- выключатель энергоблока;

- автомат гашения поля (АГП);

- выключатели рабочего трансформатора собственных нужд (СН) со стороны шин 6 кВ.

Одновременно работают технологические защиты энергоблока, действием которых гасится котел и останавливается турбина.

Необходимо проверить срабатывание устройства автоматического включения резерва (АВР) шин 6 и 0,4 кВ, которое должно переключить питание механизмов собственных нужд станции, а также трансформаторов 6/0,4 кВ на резервный трансформатор. Если срабатывание устройства АВР не произошло, включение резервного питания осуществляется действиями оперативного персонала.

После выяснения причины отключения, энергоблок выводится в ремонт или готовится к включению.

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

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

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

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

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

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

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

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

6.2.2 Обесточивание сборных шин

Если отключение шин действием защит вызвало нарушение электроснабжения потребителей, обесточивание собственных нужд электростанции (или их части), значительную потерю генерирующей мощности, а работа устройств автоматического повторного включения, автоматического включения резерва неуспешна, необходимо опробовать напряжением обесточенные шины от любой транзитной линии (желательно без отпаечных подстанций), трансформатора (если это допускается заводом-изготовителем), трансформатора или генератора энергоблока, работающего в режиме холостого хода.

При обесточивании обеих систем шин необходимо отключить шиносоединительный выключатель и произвести поочередное опробование напряжением каждой системы шин.

Запрещается подача напряжения на отключившиеся шины без выяснения причины отключения, если в распределительном устройстве производятся ремонтные работы или не обеспечена безопасность при операциях с выключателем 6-10 кВ.

В случае успешного опробования шин напряжением необходимо:

- восстановить питание собственных нужд электростанции;

- восстановить электроснабжение потребителей;

- синхронизировать генераторы, отделившиеся с собственными нуждами или находящиеся на холостом ходу;

- включить в сеть генераторы, остановленные вследствие причин, не препятствующих их включению в сеть.

Для ускорения подачи напряжения потребителям, питающимся по тупиковым схемам, в первую очередь необходимо переключить на неповрежденные шины тупиковые линии, подать напряжение потребителям, а затем приступить к переключениям остальных линий и оборудования.

Очередность подачи напряжения потребителям определяется их категориями.

6.2.2.1 Если отключение шин действием защит не вызвало нарушения электроснабжения потребителей, обесточивания собственных нужд электростанции (или их части) и, при неуспешной работе устройств автоматического повторного включения резерва, необходимо:

- принять меры к предотвращению останова отключившихся агрегатов на электростанции и обеспечить их устойчивую работу до синхронизации и подъёма нагрузки;

- осмотреть оборудование, входящее в зону действия дифференциальной защиты шин (ДЗШ);

- выявить и вывести повреждённый участок в ремонт;

- подать напряжение на шины от любой транзитной линии (желательно без отпаечных подстанций) или от трансформатора;

- переключить на неповрежденные шины линии и оборудование;

- синхронизировать отключившиеся генераторы и поднять нагрузку.

Для включения в работу линии (оборудования), имеющего повреждение присоединения к шинам, необходимо использовать обходные шины (при их наличии).

6.2.2.2 В случае отключения шин действием дифференциальной защиты (ДЗШ) или устройства резервирования отказа выключателя (УРОВ) на которые включены также и резервные трансформаторы собственных нужд электростанции необходимо:

- подать напряжение (через резервные шины 0,4 кВ) на шины щитов управления машинного зала и котельной каждого отключившегося энергоблока от резервных трансформаторов 6/0,4 кВ энергоблоков, не затронутых аварией, если это напряжение не было подано автоматически устройством АВР шин 0,4 кВ;

- проконтролировать наличие напряжения на шинах 0,4 кВ;

- проконтролировать перевод питания масляных насосов газомасляной системы турбин с аварийных на рабочие (для предупреждения разряда аккумуляторных батарей);

- включить в работу со стороны 0,4 кВ электродвигатели подзарядных агрегатов или другие устройства заряда аккумуляторных батарей, если они отключились защитой;

- после подачи напряжения на шины необходимо произвести синхронизацию генераторов и поднять нагрузку.

6.2.2.3 При обесточивании шин в результате действия устройства резервирования отказа выключателя (УРОВ) при отказе в отключении выключателя одного из присоединений необходимо сделать попытку отключить отказавший выключатель.

Если невозможно отключить отказавший выключатель необходимо:

- отключить его разъединители (с нарушением блокировки);

- подать напряжение на шины;

- подать напряжение на собственные нужды электростанции;

- подать напряжение потребителям, питающимся по тупиковым схемам;

- включить с проверкой синхронизма отключившиеся линии и трансформаторы,

- синхронизировать отключившиеся генераторы, работающие в режиме холостого хода;

- подготовить к пуску или по распоряжению диспетчера приступить к пусковым операциям по включению в сеть энергоблоков, остановленных в результате потери питания собственных нужд.

6.2.2.4 Исчезновение напряжения на шинах при отсутствии или отказе ДЗШ или УРОВ может быть вызвано коротким замыканием, как на самих шинах, так и на одном из присоединений.

Если по анализу работы защит и другим признакам установлено наличие не отключившегося КЗ на одном из присоединений, необходимо отключить выключатель поврежденного присоединения. Если выключатель поврежденного присоединения отключить невозможно, необходимо отключить поврежденный участок со всех сторон. Далее следует:

- отключить разъединители выключателя поврежденного присоединения;

- подать напряжение на шины от транзитной линии или других шин (секции);

- восстановить электроснабжение потребителей;

- подать напряжения на собственные нужды электростанции;

- синхронизировать отключившиеся генераторы.

Если из анализа работы защит неясен характер повреждения, то необходимо произвести:

- осмотр шин;

- разделение шин отключением шиносоединительного выключателя (при необходимости);

- разделение параллельно работающих линий (трансформаторов), включенных на разные шины;

- отключение всех выключателей шин;

- поочередное опробование напряжением каждых шин.

6.2.2.5 При исчезновении напряжения на шинах (при отсутствии повреждений на объекте, отказа ДЗШ и УРОВ) в целях сокращения времени подачи напряжения на шины, не рекомендуется отключать выключатели питающих линий.

6.2.2.6 При обесточивании шин защитой трансформатора от внутренних повреждений (схема с двумя шинами, двумя выключателями на линиях и двумя трансформаторами, каждый из которых включен на соответствующие шины через разъединитель) необходимо:

- отключить разъединитель трансформатора;

- подать напряжение на шины выключателем линии;

- включить остальные выключатели присоединений.

6.2.2.7 При отказе или выводе из работы защиты шин необходимо ввести оперативное ускорение резервных защит автотрансформатора и линий электропередачи, подключенных к данным шинам. (Операции с устройствами РЗА должны быть регламентированы инструкцией).

6.2.2.8 При отключении блока генератор-трансформатор-линия действием ДЗШ со стороны подстанции (выключателя со стороны электростанции нет) с нагрузкой собственных нужд необходимо:

- перевести питание собственных нужд с рабочего на резервный источник питания отключением выключателей рабочих вводов и включением резервных вводов АВР;

- восстановить питание шин и включить блок в сеть.

6.2.2.9 При отключении блока генератор-трансформатор-линия действием ДЗШ со стороны подстанции (при наличии выключателя со стороны генератора) с нагрузкой собственных нужд необходимо:

- перевести питание собственных нужд с рабочего на резервный источник питания отключением выключателей рабочих вводов и включением резервных вводов АВР;

- отключить генератор своим выключателем;

- восстановить питание шин;

- подать напряжение на линию электропередачи и трансформатор для последующего включения генератора.

6.2.2.10 Допускается опробование напряжением обесточенной секции 6-10 кВ от соседней секции без предварительного отключения от обесточенной секции отходящих линий.

6.2.3 Повреждение выключателей и разъединителей

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

- включением второго выключателя присоединения, который был отключен ранее;

- включением отключённых ранее фаз отказавшего выключателя.

Допускается отключение присоединения (линии) с другой стороны.

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

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

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

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

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

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

- отключить все выключатели шин, к которым присоединён дефектный выключатель;

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

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

В схемах многоугольников:

- собрать полную схему многоугольника;

- включить все выключатели;

- дистанционно отключить разъединителями дефектный выключатель.

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

- все неповрежденные присоединения переключить шинными разъединителями на другие шины;

- присоединение с поврежденным выключателем отключить шиносоединительным выключателем.

В схемах с обходным выключателем:

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

- включить обходной выключатель;

- отключить линейные и шинные разъединители дефектного выключателя. Допускается вывод из работы блокировки безопасности дефектного выключателя с его разъединителями.

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

В схемах без шиносоединительного (обходного) выключателя:

- выполнить перевод потребителей на другой источник питания;

- отключить шины;

- отключить линейные и шинные разъединители дефектного выключателя. Допускается вывод из работы блокировки безопасности дефектного выключателя с его разъединителями.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

- ввести в работу отключенные резервные защиты линий электропередачи;

- проверить включенное состояние резервных защит на блочном оборудовании электростанции;

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

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

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

6.2.3.9 При потере постоянного оперативного тока в цепях управления одного из выключателей незамедлительно должны быть приняты меры к отысканию и устранению повреждения.

Выключатель с неисправными цепями управления должен быть выведен из работы.

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

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

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

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

- ввести в работу отключенные резервные защиты линий электропередачи;

- проверить включенное состояние резервных защит на блочном оборудовании электростанции;

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

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

6.2.4 Отказы разъединителей

6.2.4.1 Устранение нагрева разъединителя производится разгрузкой присоединения путём:

- регулирования режима энергосистемы;

- отключения выключателя.

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

- включить шиносоединительный выключатель (при раздельной работе шин);

- снять оперативный ток с шиносоединительного выключателя;

- включить отключенный разъединитель присоединения на другие шины.

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

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

- отключить шиносоединительный выключатель.

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

- перевести присоединение на работу через обходной выключатель;

- отключить выключатель в цепи с дефектными разъединителями.

6.2.4.4 Отключать поврежденные разъединители допускается только после снятия с них напряжения.

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

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

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

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

6.2.5 Автоматическое отключение синхронного компенсатора

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

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

6.2.6 Возникновение неисправностей измерительных трансформаторов

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

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

6.2.6.2 В случае возникновения неисправности трансформатора напряжения необходимо:

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

- отключить трансформатор напряжения с низкой стороны;

- отключить разъединитель трансформатора.

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

6.2.7 Выход генератора из синхронизма

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

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

- произвести регулирование режима работы электростанции;

- определить и устранить причину нарушения синхронизма;

- синхронизировать генератор, включить в сеть и поднять нагрузку.

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

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

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

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

- снижается активная мощность генератора до установления нормального тока статора;

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

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

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

6.3 Предотвращение и ликвидация аварий в схемах собственных нужд подстанций и электрических станций

6.3.1 Отключение источников питания СН

6.3.1.1. В случае отключения рабочего трансформатора СН необходимо проверить восстановление напряжения на секции (полусекциях) в результате действия устройства АВР.

Если напряжения на секции (полусекциях) нет, необходимо определить, действием какой защиты отключился трансформатор, произвести осмотр трансформатора, секции и присоединений секции. По результатам осмотра, при обнаружении признаков повреждения (дым, запах гари, копоть в ячейке или на шинах, видимые следы замыкания и др.), определить поврежденный участок и вывести его в ремонт.

Если по результатам осмотра определить поврежденный участок не удалось, необходимо разобрать схемы всех присоединений, замерить сопротивление изоляции секции и, если оно соответствует норме, то опробовать шины напряжением от резервного трансформатора. В случае успешного опробования необходимо поочередно измерять сопротивление изоляции присоединений и вводить их в работу.

6.3.1.2. При отсутствии резерва, если проверка показала, что отключение произошло не от внутренних повреждений, а вследствие перегрузки, внешнего КЗ, от токов небаланса или неисправностей в цепях защиты, допускается повторное включение трансформатора без внешнего осмотра.

При обнаружении дефектов в дифференциальной защите и невозможности их немедленного устранения допускается включение трансформатора с отключенной дифференциальной защитой при условии обеспечения его полноценной защиты от всех видов повреждений. Если это условие не выполняется, должна быть осуществлена временная быстродействующая защита или введено ускорение резервной защиты.

6.3.1.3. При невозможности включения отключившегося рабочего трансформатора и отсутствии резерва необходимо подать напряжение на обесточенные секции (полусекции) от рабочих трансформаторов других блоков (генераторов), если это допустимо по схеме и по условиям самозапуска электродвигателей. При необходимости следует отключить электродвигатели неответственных механизмов СН.

6.3.2. Короткое замыкание на секции (полусекции) СН или неотключившееся короткое замыкание на ее присоединении

6.3.2.1. В случае отключения выключателя рабочего питания полусекции (секции) и неуспешного АВР (выключатель со стороны высокого напряжения резервного трансформатора остался включенным, а секционный выключатель на эту полусекцию отключен и включено соответствующее табло сигнализации) следует предположить существование КЗ на шинах полусекции (секции) или не отключившееся КЗ на присоединении этой полусекции (секции).

В этом случае необходимо:

- осмотреть отключившуюся полусекцию (секцию);

- проверить по указателям действие защит на отключение выключателя рабочего питания и секционного выключателя;

- осмотреть указатели защит всех присоединений (если видимых повреждений, запаха гари, дыма и других признаков повреждения на полусекции нет) и, при обнаружении сработавшей защиты, отключить и вывести в ремонт отказавший в отключении выключатель этого присоединения;

- при отсутствии сработавших указателей защит произвести отключение выключателей присоединений ключом управления;

- отказавший в отключении выключатель отключить вручную и вывести в ремонт.

Если выявить дефект не удается, необходимо отключить все присоединения полусекции, опробовать ее подачей напряжения от резервного трансформатора и включить присоединения после проверки сопротивления изоляции.

6.3.3. Короткое замыкание на шинах щита 0.4 кВ

6.3.3.1. В случае отключения рабочего трансформатора и неуспешного АВР, предполагается возможность возникновения КЗ на секции или неотключившееся замыкание на присоединении этой секции.

В этом случае необходимо:

- осмотреть защиты трансформатора и отключившуюся секцию;

- при обнаружении дефекта вывести в ремонт поврежденную полусекцию и подать напряжение на другую полусекцию.

- если дефект не обнаружен, необходимо отключить все присоединения секции автоматами, а на тех присоединениях, где их нет, рубильниками, и проверить сопротивление изоляции кабелей отходящих линий;

- если после осмотра секции и анализа работы защит определить поврежденный участок не удалось, а признаки повреждения отсутствуют, необходимо разобрать схемы всех присоединений, замерить сопротивление изоляции секции и, если оно соответствует норме, подать напряжение на шины от резервного трансформатора. При успешной подаче напряжения необходимо, поочередно измерять сопротивление изоляции присоединений и вводить в работу присоединения этой секции. При обнаружении дефектного присоединения оно должно быть выведено в ремонт.

6.3.4. Исчезновение напряжения на щите постоянного тока аккумуляторной батареи

Исчезновение напряжения на щите постоянного тока аккумуляторной батареи может произойти в результате неселективного действия автомата или КЗ на шинах. В этом случае необходимо:

- при повреждении одной СШ постоянного тока всю нагрузку перевести на неповрежденную СШ;

- при повреждении аккумуляторной батареи, перевести щит постоянного тока на питание от другой аккумуляторной батареи по схеме взаимного резервирования с помощью специального автомата. Если другой аккумуляторной батареи нет или она в ремонте, включить на шины зарядный двигатель-генератор, после чего установить причину отключения батареи и принять меры к устранению этой причины.

- при отсутствии зарядного двигатель-генератора (находится в ремонте), включить подзарядный агрегат и начать разгружать энергоблок с последующим его остановом, приняв меры для ускорения ремонта аккумуляторной батареи и зарядного двигатель-генератора.

6.3.5. Отыскание замыкания на землю в электросети СН

6.3.5.1. При замыкании на землю в электросети СН включается звуковой сигнал на панели центральной сигнализации, а на панели управления соответствующего трансформатора СН загорается табло «Земля на полусекции».

При получении сигнала необходимо подключить приборы контроля изоляции к поврежденной секции и убедиться в наличии замыкания. При полном замыкании на землю показание вольтметра поврежденной фазы уменьшается до нуля, а на двух других фазах возрастает до 1,73 фазного напряжения.

Установив наличие замыкания, необходимо выяснить, не проводилось ли включение какого-либо высоковольтного электродвигателя, подключенного к поврежденной секции непосредственно перед появлением замыкания на землю. Такую проверку необходимо проводить потому, что при эксплуатации выключателей неоднократно отмечались отрывы элементов гибкой связи при отключениях и включениях выключателя и касания ими земли при включенном положении выключателя.

Если какой-либо высоковольтный двигатель поврежденной секции включался, то его надо отключить и вывести в ремонт.

При обнаружении оторванных элементов гибкой связи, их следует отрезать и включить электродвигатель в работу.

6.3.5.2. Если, непосредственно перед появлением замыкания на землю, включений присоединений к поврежденной секции не производилось или, если отключение выключателей и вывод их в ремонт результата не дало, следует перейти на резервное питание:

Вначале следует перевести на резервное питание присоединения полусекции А. Если, при этом, признаки замыкания на землю на полусекции Б исчезли, то, следовательно, замыкание на полусекции А. Если признаки замыкания на землю остались на полусекции Б, то следует перевести полусекцию Б на резервное питание, отключив рабочее. Если признаки замыкания исчезли, значит, замыкание в цепи присоединения рабочего трансформатора, если остались - то на полусекции Б.

6.3.5.3. Отыскание места замыкания на землю на полусекции следует вести поочередным отключением всех присоединений этой полусекции. Питание полусекции следует перевести на резервный трансформатор.

Отыскание однофазного замыкания на землю следует проводить быстро, иначе такое замыкание в кабеле или в обмотке электродвигателя перейдет в междуфазное КЗ.

В последнюю очередь отключается трансформатор напряжения, при этом замыкание контролируется индикатором напряжения. Перед отключением трансформатора напряжения необходимо отключить защиту минимального напряжения электродвигателей и работающего трансформатора.

Если повреждение осталось, следует вывести полусекцию в ремонт.

6.3.5.4. О работе сигнализации появления замыкания на землю необходимо производить запись в специальном и оперативном журналах.

6.4 Предотвращение и ликвидация нарушений на ВЛ распределительных электрических сетей

6.4.1. Все ВЛ, с точки зрения питания потребителей, делятся на две категории:

- тупиковые;

- транзитные.

Тупиковыми линиями электропередачи считаются:

- линии, получающие напряжение с одной стороны и питающие подстанции, к шинам которых не подключены электростанции;

- линии, получающие напряжение с одной стороны и питающие подстанции, к шинам которых подключены мелкие электростанции, оборудованные делительной автоматикой.

Транзитными считаются линии электропередачи, получающие напряжение с двух сторон.

6.4.2. При автоматическом отключении тупиковой ВЛ, вызвавшем обесточивание энергопринимающих установок потребителей, выключатель отключившейся линии должен быть немедленно включен один раз вручную, в том числе и после неуспешного действия однократного АПВ. Перед включением необходимо вывести из действия устройство АПВ, если последнее не выводится автоматически.

Данные требования не распространяются на тупиковые ВЛ:

- оборудованные двукратными АПВ со временем второго цикла более 10 с. Целесообразность повторного включения таких линий определяется исходя из конкретной обстановки и местных условий;

- по которым возможно недопустимое несинхронное включение в случае отказа делительной автоматики на приемном конце, где подсоединена электростанция небольшой мощности;

- выключатели которых не имеют дистанционного управления и не допускают включения на месте после автоматического отключения (привод не отделен от выключателя прочной защитной стеной, а выключатель имеет недостаточную разрывную мощность);

- подача напряжения по которым после их автоматического отключения производится по согласованию с потребителем.

6.4.3. Если тупиковая линия отключалась после однократного АПВ, а также при последующем ее опробовании, она включается под напряжение после проверки состояния оборудования и погодных условий.

6.4.4. При отключении двух параллельных тупиковых линий с обесточением энергопринимающих установок потребителей, обе линии включаются с соблюдением указаний пунктов 6.3.2 и 6.3.3 настоящего стандарта.

6.4.5. Если при выводе в ремонт одной из транзитных ВЛ подстанции переходят на питание от тупиковых ВЛ, то на питающем центре и на всех промежуточных подстанциях на ключах управления выключателями должны быть вывешены плакаты «Транзит разомкнут».

В этом случае на указанные ВЛ распространяются действия, предусмотренные для тупиковых линий.

6.4.6. Если на телеуправляемой подстанции в момент отключения линий нет обслуживающего персонала, то операции по включению линий производятся по телеуправлению персоналом района электрической сети или опорной подстанции.

6.4.7. Автоматически отключившаяся (в том числе и после неуспешного действия устройства АПВ) транзитная ВЛ опробуется напряжением и включается при:

- обесточивании энергопринимающих установок или ограничении электроснабжения потребителей;

- недопустимой перегрузке одной или нескольких транзитных линий;

- недопустимой перегрузке одного или нескольких трансформаторов, связывающих сети разных напряжений;

- ограничении мощности электростанции, если это недопустимо по режиму работы энергосистемы;

- недопустимом снижении напряжения в сети или ее части.

Если при опробовании такая транзитная линия отключится вновь, то через некоторое время допускается вторично включить линию под напряжение, если другими мерами восстановить питание потребителей, снять недопустимые перегрузки и повысить напряжение до приемлемого значения не удается.

При неуспешном двукратном АПВ допускается включить отключившуюся ВЛ еще один раз.

6.4.8. Опробуются напряжением транзитные линии, устройство АПВ на которых отключено или не установлено, за исключением коротких линий (длиной не более нескольких километров), проходящих в черте города, если их отключение не связано со случаями, перечисленными в п. 6.4.7 настоящего документа.

6.4.9. Транзитные ВЛ, отключение которых существенно снижает надежность питания энергопринимающих установок потребителей или ограничивает мощность электростанций, также опробуются напряжением, в том числе и после неуспешного АПВ.

6.4.10. Транзитные ВЛ, на которые не распространяются указания пунктов 6.4.7-6.4.9 настоящего стандарта, после неуспешного АПВ, как правило, сначала проверяются устройством определения места повреждения (УОМП). Если при проверке повреждений не обнаружено, то ВЛ опробуются напряжением, а в случае обнаружения повреждения выводятся в ремонт.

6.4.11. Если в результате опробования напряжением ВЛ снова отключается, ее состояние следует проверить УОМП. В случае обнаружения повреждения ВЛ нужно вывести в ремонт.

Если при проверке УОМП повреждения не обнаружено, ВЛ может быть «толчком», включена под напряжение и замкнута в транзит.

При отсутствии на ВЛ УОМП решение о возможности ее включения следует принимать по результатам обхода.

На ВЛ, оборудованных фиксирующими измерительными приборами, обход следует начинать с места повреждения, указанного фиксирующим измерительным прибором.

6.4.12. Отключившиеся короткие транзитные ВЛ, проходящие в черте города, на которые не распространяются указания п. 6.4.7 настоящего стандарта, опробуются напряжением и включаются в транзит только после выяснения их состояния при обходе.

6.4.13. Автоматически отключившиеся транзитные ВЛ опробуются напряжением и включаются в транзит.

6.4.14. Для определения места КЗ и в целях организации обхода отключившейся ВЛ должны регистрироваться показания фиксирующих приборов.

В случае неуспешного опробования линии 110-220 кВ, наряду с проверкой линии импульсным измерителем и регистрацией показаний фиксирующих приборов, организовывается проявление пленок автоматических осциллографов для уточнения места повреждения или создается ретроспективный архив информации, формируемый цифровыми устройствами регистрации.

6.5 Предотвращение и ликвидация нарушений, связанных с возникновением замыканий на землю в электрических сетях разного назначения

6.5.1. Предотвращение и ликвидация нарушений в электрических сетях с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостных токов

6.5.1.1. При возникновении замыкания на землю необходимо немедленно приступить к отысканию места повреждения и устранить его в кратчайший срок. Задержка в определении места повреждения увеличивает вероятность перехода однофазного замыкания в двойное замыкание на землю.

Согласно [7] при замыкании на землю в сети генераторного напряжения турбогенераторы мощностью 150 МВт и более, гидрогенераторы и СК, мощностью соответственно 50 МВт и 50 Мвар и более, автоматически отключаются от сети, а при отказе защит необходимо немедленно их разгрузить и отключить от сети.

Работа генераторов и СК меньшей мощности при замыкании на землю с токами замыкания в сети не более 5 А, допускается в течение не более 2 ч.

Если известно, что место замыкания не в обмотках генератора, а в сети, то, при необходимости, принимается решение о работе генератора, СК в сети с замыканием на землю в течение 6 ч.

В электрических сетях, нейтраль которых заземлена через заземляющие дугогасящие реакторы, время работы с замыканием на землю может также определяться и условиями работы этих реакторов (температурой верхних слоев масла).

6.5.1.2. Появление замыкания на землю в сети с изолированной нейтралью определяется по приборам контроля изоляции, подключенным к трансформаторам напряжения шин РУ, приборам, действующим на основании измерений токов в цепи дугогасящих реакторов, высших гармонических составляющих тока и др.

При металлическом замыкании на землю одной из фаз показания прибора, контролирующего изоляцию этой фазы, будут равны нулю, а показания приборов двух других фаз возрастут в 1,73 раза. При неполном замыкании на землю, т.е. при замыкании через сопротивление, показания прибора, контролирующего изоляцию поврежденной фазы, увеличатся, а двух других фаз уменьшатся по сравнению с металлическим замыканием на землю этой же фазы. При перемежающихся замыканиях на землю отклонения в показаниях приборов имеют колебательный характер.

Необходимо учитывать, что в некоторых случаях приборы контроля изоляции могут давать разные по фазам показания и при отсутствии замыкания на землю:

- при переключениях в сети (работе АВР), связанных с подключением к компенсированному участку сети некомпенсированного (недокомпенсированного) участка;

- в случаях, когда емкости фаз по отношению к земле значительно отличаются одна от другой;

- в сетях с резонансной настройкой дугогасящих реакторов при заземлении в соседней сети, электрически не связанной с первой, при наличии линий в двухцепном исполнении, каждая из которых включена в соответствующую сеть;

- при неотключении одной фазы радиальной линии, включенной на отдельный трансформатор;

- в случае обрыва фазы на стороне высокого напряжения силового трансформатора, обмотки которого соединены по схеме «звезда-треугольник». При этом приборы контроля изоляции на стороне низкого напряжения будут иметь искаженные показания: на одной фазе напряжение будет вдвое больше, чем на двух других;

- при перегорании плавких предохранителей на стороне высокого или низкого напряжения в случае использования в качестве устройств сигнализации реле минимального напряжения.

6.5.1.3. Если появление замыкания на землю совпало по времени с включением выключателя какого-либо присоединения, необходимо немедленно отключить этот выключатель и убедиться в исчезновении замыкания на землю.

Автоматическое отключение какой-либо ВЛ с успешным АПВ и появление замыкания на землю в этот момент в большинстве случаев являются признаком наличия такого замыкания на этой линии.

6.5.1.4. Отыскание замыкания на землю в замкнутой сети, если нет специальных приборов, указывающих на какой линии имеется замыкание на землю, производится, как правило, методом последовательного деления:

- замкнутая сеть делится на две части, электрически не связанные между собой; по приборам контроля изоляции определяется часть, в которой замыкание на землю сохранилось. Затем обе части электросети замыкаются на параллельную работу;

- часть электросети с замыканием на землю делится снова на две части, электрически не связанные между собой;

- деление сети производится до тех пор, пока заземление не будет найдено на ограниченном участке, т.е. на участке, состоящем из шин питающей подстанции (электростанции) с отходящими от них параллельными и одиночными тупиковыми линиями. Затем параллельные тупиковые линии поочередно отключаются с двух сторон: если заземление не пропадает, то производится осмотр РУ питающей подстанции и тупиковых подстанций;

- если заземление в РУ подстанций не обнаружено, то необходимо произвести кратковременное (1-2 с), согласованное с потребителем, поочередное погашение тупиковых подстанций, следя за показаниями приборов контроля изоляции.

Исчезновение замыкания на землю показывает, что данная тупиковая линия имеет повреждение.

- при невозможности получить согласие потребителей на обесточивание и при наличии на электростанции (подстанции) свободной СШ, нескольких трансформаторов и шиносоединительного выключателя, поврежденный элемент выявляется переводом на резервную СШ трансформатора с поочередным переводом на эту СШ тупиковых линий с последующим отключением ШСВ. После каждого перевода наличие замыкания на землю проверяется по показаниям приборов контроля изоляции;

- если выполнение операций согласно двух предыдущих методов не представляется возможным, необходимо, предупредив абонента, кратковременно (на 1-2 с) отключить тупиковую линию, если от нее не питаются потребители первой категории. Исчезновение замыкания на землю показывает, что данная линия имеет повреждение.

Кратковременное (на 1-2 с) отключение энергопринимающих установок потребителя первой категории производится только после получения согласия абонента.

6.5.1.5. Перед делением сети на части необходимо проверить наличие источников питания в каждой части, возможность перегрузок транзитных элементов сети, ожидаемые уровни напряжения и значение настройки дугогасящих реакторов в каждой отделяемой части.

Метод последовательного деления сети на части должен быть разработан индивидуально для каждой сети, электростанции и подстанции. Указания по делению на части должны быть изложены в местных инструкциях. Там же должны быть указаны и примерные точки деления сети.

Деление сети производится кратковременным отключением выключателя с последующим его включением.

В зависимости от схемы сети, наличия дугогасящих реакторов и источников питания при делении сети на части допускается в некоторых случаях не замыкать на параллельную работу разделенные части.

Если поочередным отключением линий заземление не найдено, место заземления выявляется осмотром РУ электростанций (подстанций).

6.5.1.6. Последовательность действий при появлении замыкания на землю в сети генераторного напряжения (6-10 кВ) электростанций:

- необходимо осмотреть панели защит от замыканий на землю (если таковые имеются) или использовать стационарный (переносный) прибор по отысканию однофазных замыканий, сообщить оператору зоны о появлении замыканий на землю и результатах осмотра защит или о показаниях прибора;

- если на основании анализа работы защиты или показаний прибора установлено наличие замыкания на землю на какой-либо линии, то необходимо не позже чем через 2 ч (в крайнем случае, через 6 ч с соответствующего разрешения) после возникновения замыкания на землю перевести нагрузку с поврежденной линии на неповрежденную.

После перевода нагрузки на неповрежденную линию, поврежденная линия, по согласованию с потребителем, должна быть отключена и выведена в ремонт.

При задержке в переводе или снятии нагрузки с линии, отходящей от РУ с секционированными шинами, секция (СШ) с заземлившейся линией электрически отделяется от остальной части электростанции или подстанции. При отделении не должны допускаться перегрузки оборудования и понижение напряжения. На отделяемой секции должен иметься источник питания (трансформатор) и, соответственно настроенный дугогасящий реактор. Присоединение заземлившейся линии и РУ электрически отделенной секции должны быть осмотрены.

Допускается (по режиму работы и схеме электростанции) перевод питания линии с замыканием на землю от резервной СШ через выделенный трансформатор.

При отсутствии такой возможности впредь до отключения заземлившейся линии рекомендуется перевести питание собственных нужд электростанций, подключенных к секции с заземлившейся линией, на резервный источник питания.

Если появилось замыкание на землю в сети генераторного напряжения, при отсутствии защит от замыкания на землю на линиях и прибора по отысканию однофазных замыканий на землю при секционированных шинах, следует путем разделения секций определить, на какой из них произошло замыкание на землю.

После этого необходимо перевести питание собственных нужд электростанции с заземлившейся секции (СШ) на резервный источник питания.

Затем производится осмотр секции (СШ), на которой появилось замыкание на землю, при этом обращается внимание на внешнее состояние аппаратуры, треск, ненормальное гудение оборудования, разряды (перекрытия) на кабельных воронках.

Если заземление обнаружено на шинах, спусках к шинным разъединителям и т.д., необходимо перейти на резервную СШ и отключить поврежденную. Если заземление в РУ не обнаружено, необходимо приступить к последовательному переводу линий на резервную СШ с включенным на нее трансформатором. При этом после каждого перевода линии на резервную СШ отключать ШСВ.

При отсутствии резервной СШ необходимо, путем поочередного кратковременного (1-2 с) отключения линий, определить поврежденную линию.

Такое отключение не рассматривается как недоотпуск электроэнергии потребителю.

Этот метод эффективен только при радиальной сети.

6.5.1.7. После обнаружения поврежденной линии, если нагрузка этой линии не может быть немедленно снята без ущерба для потребителей, поврежденная линия по возможности изолируется от основной сети для предотвращения перехода замыкания в междуфазное у потребителя, на кабельных линиях, обмотках высоковольтных электродвигателей собственных нужд электростанций.

Если замыкание на землю обнаружено на присоединении генератора, последний должен быть разгружен и отключен.

6.5.1.8. В случае обнаружения замыкания на землю между выключателем и губками шинных разъединителей присоединение переводится на резервную СШ с последующим отключением собственного, а затем шиносоединительного выключателя.

6.5.2 Отыскание замыканий на землю в сети постоянного тока электростанций и подстанций

6.5.2.1. На каждой установке постоянного тока должно быть устройство, сигнализирующее о понижении сопротивления изоляции электросети ниже допустимого значения и позволяющее определить значение этого сопротивления.

6.5.2.2. При возникновении замыкания на землю в сети постоянного тока следует немедленно приступить к его отысканию.

Основным методом отыскания места замыкания на землю является разделение сети постоянного тока на части, питающиеся от разных источников (батарей, двигатель-генераторов, выпрямителей), с последующим кратковременным поочередным отключением отходящих линий.

Поиски должны вестись двумя лицами. Одно лицо отключает, а другое ведет наблюдение за показаниями устройства контроля.

Порядок операций должен быть определен стандартом организации с соблюдением следующих положений:

- если замыкание на землю появится в момент включения какой-либо цепи, то необходимо отключить эту цепь и проверить, не исчезло ли замыкание;

- кольцевые и параллельные цепи предварительно размыкаются;

- при наличии двух СШ постоянного тока, на резервную СШ включается резервный источник питания. Поочередным переводом присоединений на эту СШ, определяется присоединение, на котором имеется замыкание на землю;

- при наличии двух секций постоянного тока, которые могут питаться от отдельных батарей, следует их разделить секционными разъединителями и вести поиски кратковременным отключением присоединений на той секции, где обнаружено место замыкания на землю;

- присоединение, на котором обнаружено место замыкания на землю, переводится на питание от резервного источника, если такая возможность имеется. Дальнейшие поиски места замыкания на землю следует продолжать на сборках или щитах методом кратковременного отключения отходящих линий, присоединенных к этим сборкам;

- если место замыкания на землю не обнаружено ни на одной из линий постоянного тока, то оно находится или на источнике питания, или на шинах постоянного тока. В этом случае к шинам подключается резервный источник питания, а основной отключается.

6.5.2.4. Поиски присоединения с замыканием на землю в сети постоянного тока питателей пыли производятся с кратковременным отключением сначала линий, питающих электродвигатели, а затем, после обнаружения линии, имеющей замыкание на землю, поочередным отключением каждого электродвигателя, присоединенного к этой линии.

6.5.2.5. Для оборудования, на котором установлены микроэлектронные или микропроцессорные устройства РЗА, использовать метод обнаружения места снижения сопротивления изоляции путем поочередного отключения отходящих линий постоянного тока не рекомендуется. Предпочтительно применение специальных устройств, позволяющих определить место снижения сопротивления изоляции в сети постоянного тока без отключения линий. Все действия при этом определяются стандартом организации, учитывающим указания руководства изготовителя по эксплуатации применяемого устройства.

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

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

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

При восстановлении связи диспетчеру докладывают о самостоятельно предпринятых действиях.

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

- по загрузке и разгрузке генерирующего оборудования;

- по ограничению или отключению потребителей;

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

7.4. Ввиду разнообразия местных условий в настоящем стандарте даются лишь основные методы и направления ликвидации аварий при нарушении связи.

Для каждого оператора должны составляться инструкции с указанием операций, которые производятся самостоятельно при потере связи. При этом на электростанциях не выполняются самостоятельно следующие операции:

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

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

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

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

- загрузка генераторов, автоматически разгружаемых действием противоаварийной автоматики.

7.5. При автоматическом отключении тупиковой линии и неуспешном действии двукратного АПВ, отключившаяся линия включается еще раз вручную.

7.6. При отключении транзитной линии напряжением до 110 кВ, несинхронное включение которой допустимо, производится повторное включение такой линии один раз вручную без проверки синхронизма, в том числе и при неуспешном действии устройств АПВ.

Перед включением выключателя устройство АПВ отключается, если оно не выводится из действия автоматически.

В некоторых случаях после такого несинхронного включения может возникнуть длительный асинхронный режим. В этом случае принимаются меры к восстановлению синхронизма.

При невозможности восстановления синхронизма в сетях 110-220 кВ в течение 2-3 минут, отключается выключатель включенной линии, если это предусмотрено стандартом организации, а в сетях напряжением 330 кВ и выше - отключается немедленно.

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

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

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

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

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

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

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

После выполнения этих операций подготавливается схема синхронизации электростанции.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

8. Подтверждение соответствия настоящему стандарту
«Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем»

Подтверждение соответствия настоящему Стандарту субъекты электроэнергетики и потребители электрической энергии осуществляют в форме добровольной сертификации в соответствии с действующим законодательством.

При сертификации подтверждается, что оснащенность и техническое состояние оборудования, нормативно-техническая документация, параметры настройки автоматических устройств, местные правила и инструкции, укомплектованность, квалификация, тренированность персонала и его аттестация удовлетворяют требованиям настоящего стандарта.

Список использованных источников

1. Инструкция по предотвращению и ликвидации аварий в электрической части энергосистем. СО 153-34.20.561-2003. Утв. Приказом Минэнерго России № 289 от 30.06.2003

2. Инструкция по переключениям в электроустановках. СО 153-34.20.505-2003. Утв. Приказом Минэнерго России № 266 от 30.06.2003.

3. Инструкция по предупреждению и ликвидации аварий на тепловых электростанциях. СО 153-34.20.562-2003. Утв. Приказом Минэнерго России № 265 от 30.06.2003.

4. Основные правила обеспечения эксплуатации атомных станций. Утв. Приказом Минатомэнерго России 9.12.1997.

5. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок: ПОТ Р М-016-2001. СО 153-34.03.150-2003. Утв. Приказом Минэнерго РФ №264 от 30.06.2003.

6. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем. СО 153-34.20.118-2003. Утв. Приказом Минэнерго России № 281 от 30.06.2003 г.

7. Положение об ограничении или временном прекращении подачи электрической энергии (мощности) потребителям при возникновении или угрозе возникновения аварии в работе систем электроснабжения. Утв. Постановлением Правительства РФ №664 от 22.06.99.

8. Методика определения и установления величины технологической и аварийной брони электроснабжения потребителей электрической энергии. Утв. Приказом Минтопэнерго России № 262 от 4.08.1999.

9. Инструкция по расследованию и учету технологических нарушений в работе энергосистем, электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей. СО 153-34.0-20.801-2003.

10. Методические указания по проведению противоаварийных тренировок персонала ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС». Утв. 26.03.2003.

11. Сборник руководящих материалов Главтехуправления Минэнерго СССР. Электротехническая часть. Утверждены Минэнерго СССР 07.12.1989. (Переиздан СРМ-2000 в 2002 году)

12. О допустимых эксплуатационных повышениях напряжения промышленной частоты на электрооборудовании 500÷750 кВ ЕЭС России. Циркуляр № Ц-1-95(э) РАО ЕЭС России, 15.03.1995.