XI. Требования к оснащению и принципам функционирования противоаварийной автоматики

121. Объекты электроэнергетики, на которых необходимо устанавливать комплексы АПНУ, должны определяться проектными решениями с учетом требований к устойчивости энергосистемы, предусмотренных требованиями к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Методические указания по устойчивости энергосистем", утвержденными приказом Минэнерго России от 3 августа 2018 г. N 630 (зарегистрирован Минюстом России 29 августа 2018 г., регистрационный N 52023).

122. ЦСПА должна состоять из:

ПТК верхнего уровня, устанавливаемого в диспетчерском центре субъекта оперативно-диспетчерского управления;

одного или нескольких комплексов АПНУ, устанавливаемых на объектах электроэнергетики;

оборудования и каналов передачи данных для обмена информацией между ПТК верхнего уровня ЦСПА и устройством ЛАПНУ, входящим в состав каждого комплекса АПНУ.

123. АРО СГО должна обеспечивать фиксацию отключения ЛЭП, сетевого и генерирующего оборудования, фиксацию состояния ЛЭП, сетевого и генерирующего оборудования, контроль предшествующего режима, выбор вида, объема и мест (направлений) реализации УВ, выдачу УВ, прием и передачу аварийных сигналов и команд ПА.

Для выполнения контроля предшествующего режима, выбора вида, объема и мест (направлений) реализации УВ и выдачи УВ должны использоваться устройства ЛАПНУ. На объекте электроэнергетики должно устанавливаться два устройства ЛАПНУ, резервирующих друг друга.

Измерение перетока активной мощности для контроля предшествующего режима должно осуществляться двумя датчиками мощности.

Для выполнения функций фиксации отключения и (или) фиксации состояния ЛЭП должны использоваться устройства ФОЛ. Устройства ФОЛ должны устанавливаться с двух сторон ЛЭП, отключение которых является пусковым органом АРО СГО, а также с двух сторон ЛЭП, состояние которых учитывается при выборе УВ от АРО СГО.

Для выполнения функций фиксации отключения и (или) фиксации состояния сетевого и генерирующего оборудования должны использоваться по два устройства ФОТ, ФОБ, ФОСШ. Устройства ФОТ, ФОБ, ФОСШ должны устанавливаться на сетевом и генерирующем оборудовании, отключение которого является пусковым органом АРО СГО или состояние которого учитывается при выборе УВ от АРО СГО.

Факт отключения генерирующего оборудования должен фиксироваться в устройстве ФОБ при ручном и автоматическом (в том числе при работе технологических защит, действующих на закрытие стопорных клапанов турбины) отключении генерирующего оборудования.

124. АРПМ должна обеспечивать измерение перетока активной мощности в сечении или фазового угла между векторами напряжения на шинах объектов электроэнергетики, выбор вида, объема и мест (направлений) реализации УВ, выдачу и передачу УВ.

Использование АРПМ для предотвращения недопустимой по величине и длительности токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования не допускается.

125. АРКЗ должна обеспечивать фиксацию тяжести короткого замыкания, контроль предшествующего режима (в случаях, когда объем УВ зависит от параметров доаварийного режима), выбор вида, объема и мест (направлений) реализации УВ, выдачу УВ.

Фиксация тяжести короткого замыкания в АРКЗ должна выполняться путем непосредственного и прямого измерения одного или нескольких из следующих параметров во время короткого замыкания с учетом длительности короткого замыкания:

величины сброса активной мощности электростанции (отдельных генераторов или групп генераторов электростанции);

величины напряжения на шинах объекта электроэнергетики.

Фиксация тяжести короткого замыкания должна осуществляться на электростанции. Допускается фиксировать тяжесть короткого замыкания на подстанции, если электростанция не имеет собственного РУ или требуется обеспечивать динамическую устойчивость генерирующего оборудования нескольких электростанций.

126. Автоматическая ликвидация асинхронных режимов должна реализовываться совокупностью устройств АЛАР, устанавливаемых на всех электрических связях, по которым возможен асинхронный режим.

На каждой электрической связи, по которой возможен асинхронный режим, должно обеспечиваться селективное выявление и ликвидация асинхронного режима двумя устройствами АЛАР при нахождении ЭЦК в любой точке связи.

Асинхронный режим с ЭЦК на ЛЭП должен выявляться двумя устройствами АЛАР, установленными на разных объектах электроэнергетики. На ЛЭП, обеспечивающих межгосударственные перетоки электрической энергии, при отсутствии возможности установки устройств АЛАР на разных объектах электроэнергетики по согласованию с субъектом оперативно-диспетчерского управления допускается установка двух устройств АЛАР на одном объекте электроэнергетики.

На всех генераторах АЭС и на всех генераторах мощностью 500 МВт и выше ТЭС и ГЭС должны устанавливаться два устройства АЛАР.

На генераторах ТЭС и ГЭС мощностью менее 500 МВт необходимость установки устройств АЛАР должна определяться проектными решениями. В случае установки устройств АЛАР на двух и более генераторах, подключенных к общим шинам посредством одного выключателя, допускается установка двух устройств АЛАР, включенных на суммарный ток данных генераторов.

Алгоритм функционирования устройств АЛАР в электрической сети напряжением 220 кВ и выше и устройств АЛАР на генераторах должен обеспечивать выявление ЭЦК. В электрической сети напряжением 150 кВ и ниже допускается применение устройств АЛАР, не обеспечивающих выявление ЭЦК.

Устройства АЛАР должны действовать на ДС или отключение генераторов. Реализация УВ с целью ресинхронизации не допускается.

Действие устройств АЛАР на ДС должно производиться посредством отключения ЛЭП и (или) АТ с запретом АПВ всех отключаемых выключателей. Отключение должно осуществляться:

ЛЭП классом напряжения 330 кВ и выше - с двух сторон;

ЛЭП классом напряжения 220 кВ и ниже - с двух сторон при наличии каналов для передачи команды на телеотключение;

АТ - со стороны ВН и СН.

127. При оснащении объектов электроэнергетики устройствами, реализующими функцию АОСЧ, и обеспечении их функционирования должны соблюдаться требования национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 58335-2018 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Автоматическое ограничение снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности. Нормы и требования", утвержденного и введенного в действие приказом Росстандарта от 28 декабря 2018 г. N 1181-ст (Стандартинформ, 2018).

При оснащении объектов электроэнергетики устройствами, реализующими функцию ЧДА, и обеспечении их функционирования в дополнение к требованиям, указанным в абзаце первом настоящего пункта, должны соблюдаться следующие требования:

ЧДА должна реализовываться на всех ТЭС установленной мощностью 25 МВт и более и осуществлять выделение электростанций, их частей или отдельных энергоблоков (генераторов) на собственные нужды. При проектном обосновании допускается осуществлять выделение электростанций, их частей или отдельных энергоблоков (генераторов) на изолированный район нагрузки;

при невозможности реализации ЧДА по условиям работы ТЭС на электростанциях должны устанавливаться РИСЭ для обеспечения живучести электростанции и электроснабжения собственных нужд. Мощность РИСЭ должна определяться проектными решениями с учетом требований к живучести электростанции и нагрузки собственных нужд.

128. Объекты электроэнергетики, на которых необходимо устанавливать устройства АОПЧ, должны определяться проектными решениями с учетом необходимости обеспечения отсутствия срабатывания технологических защит генерирующего оборудования в энергорайонах, в которых при их отделении от энергосистемы возможно повышение частоты электрического тока.

129. Объекты электроэнергетики, на которых необходимо устанавливать устройства АОСН, должны определяться проектными решениями с учетом необходимости обеспечения допустимого по величине и длительности снижения напряжения на шинах объектов электроэнергетики.

130. Устройства АОПН должны устанавливаться с каждой стороны ЛЭП классом напряжения 500 кВ и выше длиной более 200 км. На ЛЭП классом напряжения 500 кВ меньшей длины, а также на ЛЭП классом напряжения 330 кВ и ниже необходимость установки АОПН должна определяться проектными решениями с учетом необходимости обеспечения допустимого по величине и длительности повышения напряжения на оборудовании объектов электроэнергетики.

При действии АОПН на отключение выключателей ЛЭП должен выполняться пуск УРОВ АОПН. Функция УРОВ АОПН может быть реализована как в составе устройства АОПН, так и в составе устройства, в котором реализована функция автоматики управления выключателем присоединения, на котором установлена АОПН.

131. Объекты электроэнергетики, на которых необходимо устанавливать устройства АОПО, должны определяться проектными решениями с учетом необходимости обеспечения допустимой по величине и длительности токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования.

132. Реализация УВ от устройств и комплексов ПА на ОГ, ОН, ДС, изменение топологии электрической сети должны осуществляться без использования технических средств АСУ ТП объекта электроэнергетики.

133. При совмещении в одном микропроцессорном устройстве РЗА нескольких функций ПА должны соблюдаться требования пункта 158 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем.

133(1). Необходимость аппаратного резервирования АРПМ, АОПО, АРКЗ должна определяться проектными решениями.

133(2). В РУ напряжением 110 кВ и выше должна обеспечиваться возможность сохранения всех функций ПА любых ЛЭП и оборудования при включении их в работу (переводе) через обходной выключатель.