Страницы: 1 2
РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ ПОДСТАНЦИЙ
ПЕРЕМЕННОГО ТОКА С ВЫСШИМ НАПРЯЖЕНИЕМ 35 - 750 КВ
ПРИКАЗ
МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РФ
30 июня 2003 г.
N 288
(Д)
УТВЕРЖДЕНЫ
Приказом
Минэнерго России
от 30 июня 2003 года
N 288
Рекомендации определяют основные положения по технологическому
проектированию подстанций и переключательных пунктов переменного тока
напряжением 35 - 750 кВ.
Настоящие Рекомендации распространяются на вновь сооружаемые,
расширяемые, а также подлежащие техническому перевооружению и
реконструкции подстанции и переключательные пункты напряжением 35 -
750 кВ.
Утверждены Приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 г. N 288.
Для руководителей и специалистов проектных и эксплуатационных
организаций электроэнергетики.
1. Общая часть
1.1. Рекомендации по технологическому проектированию подстанций
(ПС) определяют основные положения по проектированию ПС и
переключательных пунктов (ПП) переменного тока с высшим напряжением 35
- 750 кВ, включая ПС и распределительные устройства (РУ) заводского
изготовления.
1.2. Настоящие Рекомендации распространяются на вновь
сооружаемые, расширяемые, а также подлежащие техническому
перевооружению и реконструкции (ТПВ и РК) ПС и ПП напряжением 35 - 750
кВ.
При проектировании указанных ПС и ПП с учетом существующих схем
РУ, компоновок оборудования, конструкций зданий и вспомогательных
сооружений возможны обоснованные отступления от настоящих
Рекомендаций. Указанное не распространяется на требования, связанные с
техникой безопасности, пожаробезопасностью, экологией.
При проектировании ПС и ПП руководствуются Правилами устройства
электроустановок, настоящими Рекомендациями, а также другими
нормативными документами.
1.3. При проектировании подстанций обеспечивается:
1.3.1. Надежное и качественное электроснабжение потребителей.
1.3.2. Внедрение передовых проектных решений, обеспечивающих
соответствие всего комплекса показателей подстанций современному
мировому техническому уровню.
1.3.3. Высокий уровень технологических процессов и качества
строительных и монтажных работ.
1.3.4. Соблюдение требований экологической безопасности и охраны
окружающей среды.
1.3.5. Ремонтопригодность применяемого оборудования и
конструкций.
1.3.6. Передовые методы эксплуатации, безопасные и удобные
условия труда эксплуатационного персонала.
1.4. Проектирование новых подстанций, ТПВ и РК выполняется на
базе обоснований, содержащих основные технические решения,
экономическую оценку эффективности инвестиций, а также финансовые
показатели реконструируемой подстанции, в том числе себестоимость
передачи электроэнергии, прибыль, рентабельность и срок инвестиций.
1.5. Проектирование ПС выполняется на основании:
1.5.1. Схемы развития энергосистемы.
1.5.2. Схемы организации ремонта, технического и оперативного
обслуживания (схемы организации эксплуатации) энергосистемы.
1.5.3. Схемы развития средств управления общесистемного
назначения, включающей релейную защиту и автоматику аварийного режима
(РЗА), противоаварийную автоматику, а также схемы развития систем
диспетчерского управления и систем учета энергии и мощности.
1.5.4. Схемы организации плавки гололеда на ВЛ в прилегающем к ПС
районе.
1.6. Из схем развития энергосистемы и сетей района принимаются
следующие исходные данные:
1.6.1. Район размещения ПС.
1.6.2. Нагрузки на расчетный период по годам и их рост на
перспективу с указанием распределения их по напряжениям и категориям
(%).
1.6.3. Число, мощность и номинальные напряжения трансформаторов;
соотношения номинальных мощностей обмоток трехобмоточных
трансформаторов.
1.6.4. Уровни и пределы регулирования напряжения на шинах ПС и
необходимость дополнительных регулирующих устройств с учетом
требований к качеству электроэнергии.
1.6.5. Необходимость, тип, количество и мощность источников
реактивной мощности, в том числе шунтирующих реакторов.
1.6.6. Число присоединяемых линий напряжением 35 кВ и выше и их
нагрузки (число линий 6, 10 кВ и их нагрузки - по данным заказчика).
1.6.7. Рекомендации по схемам электрических соединений ПС.
1.6.8. Режимы заземления нейтралей трансформаторов.
1.6.9. Места установки, число и мощность шунтирующих реакторов и
других защитных средств ограничения перенапряжения в сетях 110 кВ и
выше.
1.6.10. Места установки, число и мощность дугогасящих реакторов
для компенсации емкостных токов в сетях 35 кВ и выше (для сети 6, 10
кВ - по данным заказчика).
1.6.11. Требования по обеспечению устойчивости электропередачи
(энергосистемы).
1.6.12. Требования к схемам управления общесистемного назначения.
1.6.13. Расчетные значения токов однофазного и трехфазного КЗ с
учетом развития сетей и генерирующих источников на срок до 10 лет,
считая от предполагаемого срока ввода ПС в эксплуатацию, а также
мероприятия по ограничению токов КЗ.
1.7. Из схем организации ремонта, технического и оперативного
обслуживания (схем организации эксплуатации) энергосистем принимаются
следующие исходные данные:
1.7.1. Форма и структура ремонтно-эксплуатационного обслуживания
и оперативно-диспетчерского управления ПС.
1.7.2. Технические средства для ремонтно-эксплуатационного
обслуживания и оперативно-диспетчерского управления ПС.
1.7.3. Граница раздела обслуживания объектов различными
энергообъединениями и энергопредприятиями.
1.8. Из схем организации плавки гололеда на ВЛ в прилегающем к ПС
районе принимаются следующие исходные данные:
1.8.1. Необходимость и способ плавки гололеда на проводах и
тросах ВЛ, отходящих от ПС.
1.8.2. Количество устанавливаемых на ВЛ дистанционных
сигнализаторов гололедообразования.
1.9. Из схем управления общесистемного назначения принимаются
следующие данные:
1.9.1. Объемы реконструкции устройств релейной защиты и вторичных
цепей самой ПС (при расширении и модернизации) и ПС прилегающей сети.
1.9.2. Объемы реконструкции средств противоаварийной автоматики
(ПА), автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ),
напряжения (АРН) прилегающей сети.
1.9.3. Данные о необходимости установки дополнительных
коммутационных аппаратов, измерительных трансформаторов.
1.10. При отсутствии каких-либо данных, перечисленных в п. п. 1.5
- 1.8, или при наличии устаревших данных соответствующие вопросы
разрабатываются при выполнении обоснований инвестиций или уточняются в
составе проекта (рабочего проекта) ПС в виде самостоятельных разделов.
1.11. Проект (рабочий проект) ПС выполняется на расчетный период
(5 лет с момента предполагаемого срока ввода в эксплуатацию), а также
с учетом перспективы ее развития.
1.12. Развитие электрической сети.
1.12.1. При проектировании ПС рассматриваются вопросы по
приведению схемы прилегающей электрической сети и ее отдельных
элементов в соответствии с:
выполненной и утвержденной схемой развития электрических сетей
энергосистемы или ее отдельных элементов, а также проектной
документацией на строительство отдельных электросетевых объектов, если
их осуществление сохраняет свое значение и целесообразность в условиях
изменений, произошедших после утверждения схемы сети (проекта объекта)
или ввода в работу первой очереди объекта;
обеспечением требований законодательства в области охраны
окружающей среды и сбережения энергоресурсов.
1.12.2. В распределительной сети энергосистемы новое
строительство и техническое перевооружение существующей сети
направлено на обеспечение:
необходимой надежности построения схем электрической сети, при
которой обеспечиваются нормативные требования;
инструкций, касающихся внешнего электроснабжения отдельных
потребителей (групп потребителей);
оптимизации работы электрической сети путем обеспечения условий
регулирования напряжения (установка трансформаторов с РПН и др.), при
которых достигается надлежащее качество напряжения у потребителей в
нормальных и расчетных послеаварийных режимах работы электрической
сети;
исключения перегруженных участков электрической сети с целью
снижения потерь электроэнергии (ликвидация "очагов" потерь);
ограничения токов КЗ.
1.12.3. Очередность и сроки проведения работ по техническому
перевооружению отдельных участков электрической сети и собственно
электросетевых объектов устанавливаются с учетом:
эффективности принимаемых решений по реконструкции;
технического состояния действующих объектов электрических сетей,
их морального и физического износа;
важности рассматриваемого объекта электрической сети для
энергосистемы. При этом учитывается влияние рассматриваемого объекта
на условия работы сети в смежных энергосистемах, а также обеспечение
транзитных перетоков мощности и электроэнергии;
возможностей, обеспечивающих проведение работ по реконструкции и
техническому перевооружению.
1.12.4. В основной сети энергосистемы (как правило, электрическая
сеть напряжением 330 кВ и выше) техническое перевооружение
существующей сети направлено на обеспечение:
пропускной способности сети в отдельных сечениях межсистемных
связей с учетом транзитных перетоков мощности (в соответствии с
требуемыми значениями);
резервирования системы внешнего электроснабжения отдельного
энергоузла без ограничения его максимальной нагрузки на время
ликвидации аварийной ситуации (переключения и др.). При крупных
системных авариях допускается неполное резервирование отдельного
энергоузла с ограничением его максимальной нагрузки на время ремонта
или замены основного оборудования на 25%, но не более 400 МВт при
внешнем электроснабжении на 750 кВ, 250 МВт - на 500 кВ, 150 МВт - на
330 кВ и 50 МВт - на 220 кВ (при условии обеспечения питания
ответственных потребителей);
выдачи полной мощности электростанций к узловым подстанциям
энергосистемы.
1.13. Объем технического перевооружения и реконструкции
подстанции определяется на основании документов, подготовленных по
результатам полного обследования и оценки технического состояния
подстанции и утвержденных в установленном порядке.
1.14. При проектировании технического перевооружения и
реконструкции подстанций устраняются дефекты, неисправности и
повреждения оборудования, конструкций, устройств, схем, зданий,
сооружений, а также изменяются все технические решения, которые не
соответствуют действующим нормативам или являлись причиной отказов при
эксплуатации подстанций.
Возможно оставление без изменений конструкции и технических
решений, принятых на существующей подстанции, если, несмотря на их
несоответствие нормам, действующим на момент технического
перевооружения, они удовлетворяют требованиям правил техники
безопасности при производстве соответствующих работ и в процессе
эксплуатации не было случаев отказов по причинам этих несоответствий.
1.15. Работоспособность оборудования и конструкций, оставляемых
для дальнейшей эксплуатации, в необходимых случаях подтверждается
проведением соответствующих испытаний.
Оборудование с истекшим сроком службы заменяется новым.
1.16. Проектная документация на новое строительство, техническое
перевооружение и реконструкцию подстанций разрабатывается на основании
утвержденных обоснований инвестиций.
В случае, когда в качестве альтернативы техперевооружению
действующей подстанции имеется вариант сооружения новой подстанции,
разработке рабочей документации предшествует выполнение проекта.
1.17. Проектная документация на техническое перевооружение и
реконструкцию подстанций разрабатывается в одну стадию - рабочий
проект с утверждаемой частью.
2. Площадка для строительства подстанции
2.1. Выбор площадки для строительства ПС производится в
соответствии с требованиями земельного, водного законодательства,
законодательными актами по охране природы и использованию природных
ресурсов на основании:
2.1.1. Схемы развития электрических сетей района или схемы
электроснабжения конкретного объекта.
2.1.2. Материалов проектов районной планировки и проектов
планировки городов (поселков).
2.1.3. Технико-экономического сравнения вариантов.
2.2. Площадка ПС по возможности размещается вблизи:
2.2.1. Центра электрических нагрузок.
2.2.2. Автомобильных дорог, по которым возможно передвижение
трейлеров необходимой грузоподъемности.
2.2.3. Железнодорожных станций или подъездных железнодорожных
путей промышленных предприятий, на которых возможна разгрузка тяжелого
оборудования, строительных конструкций и материалов, а также
примыкание подъездного пути ПС.
2.2.4. Населенных пунктов, в которых возможно размещение жилых
домов эксплуатационного персонала.
При этом соблюдаются минимально допустимые расстояния по условиям
шума от трансформаторов и воздушных выключателей согласно санитарным
нормам.
2.2.5. Существующих инженерных сетей (водопровода, канализации,
тепло- и газоснабжения, связи), а также проектируемых сетей при
условии их опережающего ввода.
2.3. ПС располагаются:
2.3.1. Как правило, на непригодных для сельскохозяйственного
использования землях (расположение ПС на орошаемых, осушенных и
пахотных землях возможно только в исключительных случаях по решению
соответствующих органов).
2.3.2. На незаселенной территории или на территории, занятой
кустарниками и малоценными насаждениями.
2.3.3. Вне зон природных загрязнений (морское побережье,
засоленная почва и др.) и вне зон загрязненной промышленными отходами
предприятий атмосферы. Размещение ПС в условиях загрязненной атмосферы
возможно при обосновании с учетом требований соответствующих
руководящих документов.
2.3.4. Вне зон активного карста, оползней, оседания или обрушения
поверхности под влиянием горных разработок, селевых потоков и снежных
лавин, которые могут угрожать застройке и эксплуатации ПС, вне зон,
подлежащих промышленной разработке (торфяники и др.), а также вне
радиационно-зараженных мест.
2.3.5. На незатопляемых местах и, как правило, на местах с
уровнем грунтовых вод ниже заложения фундаментов и инженерных
коммуникаций.
2.3.6. На территориях, не подверженных размывам в результате
русловых процессов при расположении площадок у рек или водоемов, а
также вне мест, где могут быть потоки дождевых и других вод, а также
выше отметок складов с нефтепродуктами и другими горючими жидкостями.
При невозможности расположения ПС вне указанных зон выполняются
специальные гидротехнические сооружения по защите площадок от
повреждений (подсыпка площадки, укрепление откосов насыпи,
водоотводные сооружения, дамбы и др.).
2.3.7. На площадках, рельеф которых, как правило, не требует
производства трудоемких и дорогостоящих планировочных работ.
2.3.8. На грунтах, не требующих устройства дорогостоящих
оснований и фундаментов под здания и сооружения. Расположение ПС на
торфах, свалках и т.п. возможно только при соответствующем
обосновании.
2.3.9. На площадках с грунтами I или II категории по сейсмическим
свойствам.
2.3.10. На площадках, обеспечивающих максимально удобные заходы
ВЛ всех напряжений.
2.3.11. Вне зон возможного обледенения оборудования и ошиновки
ОРУ при сбросе воды через водосборные сооружения гидростанций в период
осенне-зимних паводков.
2.3.12. На расстоянии от аэродромов и посадочных площадок
авиации, складов взрывчатых материалов, крупных складов
горюче-смазочных материалов, нефтепроводов, газопроводов, радиостанций
и телевышек, определяемом соответствующими нормами и правилами.
2.3.13. Вне зон влияния каменных карьеров, разрабатываемых с
помощью взрывов.
2.3.14. На территориях, на которых отсутствуют строения или
коммуникации, подлежащие сносу или переносу в связи с сооружением ПС.
2.4. Размещение ПС производится с учетом наиболее рационального
использования земель как на расчетный период, так и с учетом
последующего расширения ПС. При этом учитываются коридоры подходов ВЛ
всех напряжений.
При сооружении РУ новых напряжений рассматривается вариант его
размещения на существующей ПС. При этом результаты сравнения
отражаются в акте выбора площадки.
2.5. При размещении ПС, обслуживаемой энергосистемой, на
территории промышленного предприятия предусматривается возможность
выделения ее в самостоятельный объект с независимым проездом на
территорию ПС.
2.6. При проектировании ПС предусматривается максимально
возможное кооперирование с соседними промышленными предприятиями и
населенными пунктами по строительству дорог, инженерных сетей,
подготовке территории, жилых домов.
2.7. При размещении ПС учитывается наличие источников
водоснабжения, естественные водоемы и реки, артезианские источники,
присоединение к существующим сетям.
2.8. В районах с объемом снегопереноса 300 куб. м/м и более при
выборе площадки ПС учитывается необходимость защиты от снежных
заносов.
3. Схемы электрических распределительных устройств
3.1. Схемы электрических распределительных устройств напряжением
6 - 750 кВ выбираются с учетом схем развития энергосистемы,
электроснабжения объекта и других внестадийных работ по развитию
электрических сетей. Возможно применение нетиповых принципиальных схем
при соответствующих обоснованиях.
3.2. На подстанции могут устанавливаться два и более
трансформаторов. Установка более двух трансформаторов принимается на
основе расчетов, а также в тех случаях, когда на ПС применяется два
средних напряжения.
В первый период эксплуатации (пусковой комплекс) возможна
установка одного трансформатора при условии обеспечения резервирования
питания потребителей СН и НН.
3.3. Возможно применение однотрансформаторных ПС при обеспечении
требуемой надежности электроснабжения потребителей.
3.4. На ПС устанавливаются, как правило, трехфазные
трансформаторы.
При отсутствии трехфазного трансформатора необходимой мощности, а
также при наличии транспортных ограничений возможно применение группы
однофазных трансформаторов либо двух трехфазных трансформаторов
одинаковой мощности.
3.5. При установке на ПС одной группы однофазных трансформаторов
предусматривается резервная фаза, для которой обеспечивается
возможность ее присоединения взамен вышедшей из работы с помощью
перемычек при снятом напряжении.
При двух группах необходимость установки резервной фазы
определяется на основе расчетов с учетом резерва по сетям СН; на
период работы только одной группы предусматривается опережающая
установка фазы второй группы.
При установке двух групп и резервной фазы замена вышедшей из
работы осуществляется, как правило, путем перекатки.
3.6. Применяемые трансформаторы поставляются с устройством
автоматического регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).
3.7. При питании потребителей от обмотки НН автотрансформаторов
для независимого регулирования напряжения предусматривается установка
линейных регулировочных трансформаторов, за исключением случаев, когда
уровень напряжения обеспечивается другими способами.
При питании потребителей от обмотки НН трехобмоточных
трансформаторов с РПН для обеспечения независимого регулирования
напряжения при наличии обоснования может предусматриваться установка
линейных регулировочных трансформаторов на одной из сторон
трансформатора.
3.8. На стороне ВН силовых трансформаторов подстанций 35, 110 кВ
не используются предохранители.
3.9. На стороне 6 и 10 кВ предусматривается, как правило,
раздельная работа трансформаторов.
3.10. При необходимости ограничения токов КЗ на стороне 6 и 10 кВ
могут предусматриваться следующие основные мероприятия:
3.10.1. Применение трехобмоточных трансформаторов с максимальным
сопротивлением между обмотками ВН и НН и двухобмоточных
трансформаторов с повышенным сопротивлением.
3.10.2. Применение трансформаторов с расщепленными обмотками 6 и
10 кВ.
3.10.3. Применение токоограничивающих реакторов в цепях вводов от
трансформаторов, причем отходящие линии выполняются, как правило,
нереактированными.
Выбор варианта ограничения токов КЗ обосновывается их сравнением
с учетом обеспечения качества электроэнергии.
3.11. Степень ограничения токов КЗ в РУ 6 и 10 кВ определяется с
учетом применения наиболее легкого оборудования, кабелей и
проводников, допустимых колебаний напряжения при резкопеременных
толчковых нагрузках.
3.12. При необходимости компенсации емкостных токов в сетях 35,
10 и 6 кВ на ПС устанавливаются дугогасящие заземляющие реакторы с
плавным или ступенчатым регулированием индуктивности. На напряжении 35
кВ дугогасящие реакторы присоединяются, как правило, к нулевым выводам
соответствующих обмоток трансформаторов через развилку из
разъединителей, позволяющую подключать их к любому из трансформаторов.
На напряжении 6 и 10 кВ дугогасящие реакторы подключаются к
нейтральному выводу отдельного трансформатора, подключаемого к сборным
шинам через выключатель.
Количество и мощность дугогасящих реакторов 6 - 10 кВ
определяются в проекте ПС на основании данных, представляемых
энергосистемой.
3.13. В схемах при подключении ВЛ через два выключателя (схемы
3/2, 4/3 и др.) возможна установка трансформаторов тока в цепи ВЛ с
целью коммерческого учета электроэнергии.
3.14. При расширении РУ напряжением 6 кВ и выше учитываются новые
тенденции выбора схем РУ: расширение области применения схем с
подключением присоединений (ВЛ, трансформаторов) более чем через один
выключатель, применение двух последовательно включенных секционных
выключателей в РУ 6 - 10 кВ и др.
3.15. При появлении, при реконструкции или расширении не учтенных
ранее при сооружении ПС потребителей I категории, требующих
обеспечения электроэнергией от двух независимых взаиморезервирующих
источников питания, или увеличении их числа выполняются расчеты
надежности схем РУ; выбор новых схемных решений производится на
основании сопоставления затратных показателей и показателей
надежности.
3.16. При наличии в РУ ПС отделителей и короткозамыкателей при
реконструкции и техническом перевооружении предусматривается их замена
на выключатель.
4. Выбор основного электротехнического оборудования
4.1. Выбор электротехнического оборудования осуществляется на
основе исходных данных о примыкающих электрических сетях, особых
условиях окружающей среды, данных по росту нагрузок, передаваемой
мощности, развитию электрических сетей на расчетный период и учета
перспективы развития ПС на последующий период.
4.2. При проектировании ПС применяется, как правило, оборудование
отечественного производства. Возможно применение импортного
оборудования при наличии экспертного заключения и других документов на
соответствие функциональных показателей этого оборудования условиям
эксплуатации и действующим отраслевым требованиям.
4.3. Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при
отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены
оставшиеся в работе (с учетом их допустимой по техническим условиям на
трансформаторы перегрузки и резерва по сетям СН и НН) обеспечивали
питание нагрузки.
Трансформаторы с повышенной нагрузочной способностью (на основе
применения форсированной системы охлаждения) мощностью до 100 МВ x А
включительно класса напряжения 110, 150 и 220 кВ выбираются в
соответствии с действующими нормативными документами и заводскими
материалами.
При росте нагрузок сверх расчетного уровня увеличение мощности ПС
производится, как правило, путем замены трансформаторов на более
мощные; установка дополнительных трансформаторов должна быть
обоснована.
4.4. Решение о замене трансформаторов и автотрансформаторов,
установке дополнительных или оставлении действующих принимается на
основании данных о фактическом состоянии работающих трансформаторов,
надежности их работы за истекший период, техническом уровне,
фактическом сроке эксплуатации в отношении к нормативному сроку
службы, росте нагрузок, развитии примыкающих электрических сетей и
изменении главной схемы электрических соединений подстанции.
4.5. Автотрансформаторы, имеющие регулирование напряжения с
помощью вольтодобавочных трансформаторов, включаемых в их нейтраль,
заменяются на соответствующие автотрансформаторы, имеющие встроенное
регулирование напряжения на стороне среднего напряжения
автотрансформатора.
4.6. На подстанциях 220 кВ и выше, на которых в течение
расчетного периода и последующих 5 лет не предусматривается нагрузка
на напряжении 6 - 10 кВ, рекомендуется применение автотрансформаторов
220 кВ мощностью 63 или 125 МВ x А с третичным напряжением 0,4 кВ для
питания собственных нужд подстанции.
4.7. Для замены устаревшей группы автотрансформаторов мощностью 3
x 167 МВ x А напряжением 500/220 кВ рекомендуется применение
трехфазного двухобмоточного автотрансформатора мощностью 500 МВ x А
указанного напряжения при условии решения вопросов питания собственных
нужд подстанций и транспортировки автотрансформатора.
4.8. На подстанциях 110 кВ с отдаленной перспективой роста
нагрузки или с резко переменным графиком нагрузки рекомендуется
применять трансформаторы с форсированной системой охлаждения, имеющие
повышенную нагрузочную способность.
4.9. На подстанциях 110 кВ с трехобмоточными трансформаторами при
сочетании суммарных нагрузок по сетям среднего и низкого напряжения,
не превышающих в течение расчетного периода и последующих 5 лет
номинальной мощности выбираемого трансформатора, целесообразно
выбирать трансформатор с неполной мощностью обмоток среднего и низкого
напряжения.
4.10. При применении линейных регулировочных трансформаторов
проверяется их динамическая и термическая стойкость при КЗ на стороне
регулируемого напряжения. В необходимых случаях предусматривается
соответствующее реактирование.
4.11. При закрытой установке трансформаторов рекомендуется
применение трансформаторов с вынесенной системой охлаждения типа ГОУ.
4.12. При замене одного старого трансформатора
(автотрансформатора) на новый проверяются условия, обеспечивающие
параллельную работу старого и нового трансформаторов в автоматическом
режиме регулирования напряжения на соответствующей стороне.
4.13. При неполной замене фаз группы старых однофазных
Автотрансформаторов возможность работы в одной группе старых и новых
фаз автотрансформаторов, отличающихся значениями напряжений короткого
замыкания, обосновывается специальными расчетами.
4.14. При выборе типов выключателей рекомендуется
руководствоваться следующим:
4.14.1. В открытом РУ 110 кВ и выше предусматриваются выключатели
наружной установки отечественного или импортного производства.
4.14.2. В закрытом РУ 110 кВ должны, как правило, устанавливаться
КРУЭ.
4.14.3. В ОРУ 35 кВ предусматриваются элегазовые или вакуумные
выключатели.
4.14.4. В РУ 6, 10 кВ предусматриваются шкафы КРУН с вакуумными
или элегазовыми выключателями.
4.15. При выборе оборудования и ошиновки по номинальному току
(СК, реакторы, трансформаторы) рекомендуется учитывать нормальные
эксплуатационные, послеаварийные и ремонтные режимы, а также
перегрузочную способность оборудования.
4.16. Оборудование и ошиновка в цепи трансформаторов выбирается,
как правило, с учетом установки в перспективе следующего по шкале
мощности трансформатора. При этом в цепях ВН и СН всех трехобмоточных
Автотрансформаторов и ВН и НН двухобмоточных трансформаторов выбор
оборудования по номинальному току и ошиновки по нагреву производятся
по току трансформатора, устанавливаемого в перспективе, с учетом
допустимой его перегрузки.
Для трехобмоточных трансформаторов в цепях СН и НН выбор
оборудования и ошиновки производится по току перспективной нагрузки с
учетом отключения второго трансформатора.
4.17. При выборе оборудования и ошиновки ячеек ВЛ 35 кВ и выше
принимается максимальный ток ВЛ по условиям нагрева проводов в
аварийном режиме с минимальным количеством типоразмеров ошиновки.
4.18. При установке ограничителей перенапряжения (ОПН) на ПС,
позволяющих применить сокращенные расстояния в ОРУ или оборудование со
сниженным уровнем изоляции, предусматривается резервная фаза ОПН на
каждом классе напряжения.
4.19. На реконструируемых подстанциях, расположенных в условиях
загрязненной атмосферы, в труднодоступных районах, а также на
площадках с высокой стоимостью земли, целесообразно в ряде случаев
применение КРУЭ.
Рекомендуется применение КРУЭ в сочетании с традиционным
исполнением ошиновки сборных шин.
4.20. При замене выключателей напряжением 35 кВ и выше,
отслуживших свой срок, выработавших свой ресурс или не соответствующих
расчетным требованиям по номинальному току отключения или другим
параметрам, применяются, как правило, элегазовые выключатели.
4.21. В регионах с холодным климатом до разработки
соответствующих элегазовых выключателей применяются маломасляные или
воздушные выключатели.
4.22. При замене выключателей в цепях шунтирующих реакторов и
батарей статических конденсаторов применяются элегазовые выключатели,
обеспечивающие надежную работу при коммутации шунтирующих реакторов
500 - 750 кВ и БСК 110 кВ.
4.23. При техперевооружении подстанций 110 кВ, расположенных в
регионах со скоростью ветра более 32 м/с, рассматриваются варианты
применения КТПБ 110 кВ на скорость ветра 40 м/с вместо ОРУ
распластанного типа.
4.24. Реконструируемые подстанции напряжением 110 кВ и выше
рекомендуется оснащать системами диагностики состояния силовых
трансформаторов, элегазовых распредустройств и маслонаполненных
вводов.
4.25. В качестве средств компенсации реактивной мощности
применяются статические тиристорные компенсаторы и управляемые
шунтирующие реакторы.
4.26. Дугогасящие реакторы с плавным регулированием индуктивности
оснащаются системой автоматического регулирования емкостного тока
замыкания на землю.
4.27. В целях улучшения обслуживания и повышения
автоматизированности ПС разъединители 110 - 220 кВ предусматриваются с
электродвигательными приводами.
5. Защита от перенапряжений и заземляющие устройства
5.1. Разрядники в качестве средств защиты от перенапряжений на
вновь проектируемых ПС 110 - 750 кВ не применяются.
Количество комплектов ОПН 3 - 750 кВ и место их установки
выбираются в соответствии с требованиями Правил устройства
электроустановок, уровнем испытательных напряжений защищаемого
оборудования и учетом защиты распределительных устройств от прямых
ударов молнии. Выбор стержневых и тросовых молниеотводов
осуществляется в соответствии с требованиями Правил устройства
электроустановок.
При отклонении реальных условий от принятых в Правилах за
расчетные, а также для ОРУ 750 и 1150 кВ схемы молниезащиты уточняются
на основе соответствующих расчетов.
При замене разрядников типов РВС, РВМК и РВМГ на ОПН уточняется
их расстановка, исходя из характеристик ОПН и уровня испытательных
напряжений планируемого к замене защищаемого оборудования.
5.2. Для обеспечения условий включения линии (снижения
перенапряжений промышленной частоты до заданного в зависимости от
длительности включения уровня) и обеспечения условий работы ОПН в
квазистационарных режимах при перенапряжениях промышленной частоты
свыше 1,3 наибольшего рабочего напряжения сети на ВЛ 330 кВ и выше на
основе расчетов определяется необходимость установки шунтирующих
реакторов.
5.3. Необходимость установки ОПН для защиты оборудования в
ячейках линий 330 - 750 кВ для ограничения коммутационных
перенапряжений определяется расчетом и уровнем испытательных
напряжений защищаемого оборудования. Для линий 330 и 500 кВ длиной до
50 км установка ОПН не требуется. Аналогичную проверку проводят при
замене оборудования в ячейках линий при реконструкции,
техперевооружении или их перезаводке.
При замене электромагнитных трансформаторов напряжения 330 - 500
кВ, установленных на концах ВЛ, на емкостные проводятся расчеты
коммутационных перенапряжений с целью определения необходимости
установки на ВЛ ОПН или замены разрядника. Если ОПН на ВЛ уже есть,
проводится расчет по определению его соответствия изменившимся
условиям.
5.4. ОПН устанавливаются для защиты трансформаторов,
автотрансформаторов и шунтирующих реакторов в цепи их присоединений до
выключателя.
5.5. Для исключения феррорезонансных перенапряжений в ОРУ
применяются следующие решения:
для сетей напряжением 6, 10 и 35 кВ - антирезонансные
трансформаторы напряжения соответствующих классов;
для сетей 110 - 500 кВ - антирезонансные или емкостные
трансформаторы напряжения соответствующих классов при многоразрывных
или одноразрывных выключателях или одноразрывные выключатели при
электромагнитных трансформаторах напряжения.
В случае невозможности применения указанных решений для всего ОРУ
(например, при расширении ОРУ) выполняется расчет возможности
возникновения феррорезонансных перенапряжений и предусматриваются
мероприятия по устранению причин их возникновения.
При изменении в РУ 110 кВ и выше числа линейных присоединений,
протяженности шин, типа установленного электротехнического
оборудования, а также мощности короткого замыкания выполняется расчет
высокочастотных коммутационных перенапряжений и в случае необходимости
разрабатываются мероприятия, обеспечивающие ограничение этих
перенапряжений и защиту от них электротехнического оборудования РУ.
5.6. Проектирование заземляющих устройств выполняется в
соответствии с нормированием по допустимому напряжению прикосновения
либо по допустимому сопротивлению растекания, а также с учетом
требований по снижению импульсных помех для обеспечения работы
релейной защиты, автоматики, телемеханики и связи.
Для обеспечения в эксплуатации контроля соответствия
действительных значений сопротивления растекания и напряжений
прикосновения принятым значениям исходные данные, расчетные значения
напряжений прикосновения, места расположения расчетных точек и
сезонные коэффициенты указываются в проекте.
При реконструкции проверяется состояние контура заземления ПС и в
случае необходимости выполняется его усиление в соответствии с
требованиями Правил устройства электроустановок, методических указаний
по контролю состояния заземляющих устройств и требованиями по снижению
импульсных помех для обеспечения работы релейной защиты, автоматики,
телемеханики и связи.
При замене устройств релейной защиты, автоматики, телемеханики и
связи на новые устройства, выполненные на микроэлектронной или
микропроцессорной базе и имеющие высокую чувствительность к импульсным
помехам, предусматриваются специальные мероприятия по снижению уровня
импульсных помех, в том числе по усилению заземляющего устройства ПС.
5.7. Режим заземления нейтрали обмоток 110 - 150 кВ
трансформаторов выбирается с учетом класса изоляции нейтрали,
обеспечения в допустимых пределах коэффициента заземления, допустимых
значений токов однофазного КЗ по условиям выбора оборудования,
действия релейной защиты и влияния на линии связи, а также с учетом
требований к заземлению нейтрали по условиям установки фиксирующих
приборов.
5.8. При присоединении к линии 110 - 150 кВ ответвлениями
нескольких ПС и при наличии на одной или нескольких из них питания со
стороны СН или НН обеспечивается постоянное заземление нейтрали не
менее чем у одного из присоединенных к линии трансформаторов, имеющих
питание со стороны СН или НН.
5.9. Постоянное заземление нейтрали имеют все автотрансформаторы
и обмотки 220 - 750 кВ трансформаторов. Нейтрали обмоток 110 кВ
трансформаторов, которые в процессе эксплуатации могут быть
изолированы от земли, защищаются ограничителями перенапряжений типа
ОПНН-110.
5.10. Защита от прямых ударов молнии пролетов ВЛ 35, 110 кВ между
концевой опорой и порталом ПС, когда грозозащитный трос в этом пролете
не подвешивается, предусматривается в составе проекта ПС.
5.11. Для компенсации емкостных токов на землю на основе расчета
определяют мощность и диапазон регулирования дугогасящих реакторов.
6. Собственные нужды, кабельное хозяйство, оперативный ток
6.1. Собственные нужды.
6.1.1. На всех ПС устанавливаются не менее двух трансформаторов
собственных нужд.
Для однотрансформаторных ПС (в том числе комплектных ПС
заводского изготовления) питание второго трансформатора собственных
нужд обеспечивается от местных электрических сетей, а при их
отсутствии второй трансформатор собственных нужд включается аналогично
первому.
К трансформаторам собственных нужд подстанции могут подключаться
только потребители подстанции.
В схемах собственных нужд ПС предусматривается присоединение
трансформаторов собственных нужд к разным источникам питания (вводам
разных трансформаторов, различным секциям РУ и др.).
На стороне низшего напряжения трансформаторы собственных нужд
должны работать раздельно с автоматическим вводом резерва (АВР).
На подстанциях 330 кВ и выше предусматривается резервирование
питания собственных нужд от независимого источника питания.
6.1.2. Мощность трансформаторов собственных нужд, питающих шины
0,4 кВ, выбирается в соответствии с нагрузками в разных режимах работы
ПС с учетом коэффициентов одновременности их загрузки, а также
перегрузочной способности.
Мощность каждого трансформатора собственных нужд с НН 0,4 кВ
предусматривается, как правило, не более 630 кВ x А для ПС 110 - 220
кВ и не более 1000 кВ x А для ПС 330 кВ и выше.
6.1.3. На двухтрансформаторных ПС 110 - 750 кВ в начальный период
их работы с одним трансформатором устанавливаются два трансформатора
собственных нужд с питанием одного из них от сети другой ПС с АВР. Это
питание в дальнейшем допускается сохранять.
На двухтрансформаторных ПС в начальный период их работы с одним
трансформатором в районах, где второй трансформатор собственных нужд
невозможно питать от сети другой ПС, устанавливается один рабочий
трансформатор собственных нужд, при этом второй смонтирован и включен
в схему ПС.
На двухтрансформаторных ПС 35 - 220 кВ в начальный период их
работы с одним трансформатором с постоянным оперативным током при
отсутствии на них синхронных компенсаторов, воздушных выключателей и
принудительной системы охлаждения трансформаторов устанавливается один
трансформатор собственных нужд. В этом случае второй трансформатор
собственных нужд смонтирован и включен в схему ПС.
6.1.4. При подключении одного из трансформаторов собственных нужд
к внешнему независимому источнику питания выполняется проверка на
предмет отсутствия сдвига фаз.
6.1.5. На ПС с постоянным оперативным током трансформаторы
собственных нужд присоединяются через предохранители или выключатели к
шинам РУ 6 - 35 кВ, а при отсутствии этих РУ - к обмотке НН основных
трансформаторов.
На ПС с переменным и выпрямленным оперативным током
трансформаторы собственных нужд присоединяются через предохранители на
участке между вводами НН основного трансформатора и его выключателем.
В случае питания оперативных цепей переменного тока или
выпрямленного тока от трансформаторов напряжения, присоединенных к
питающим ВЛ, трансформаторы собственных нужд присоединяются к шинам НН
ПС. При питании оперативных цепей переменного тока от трансформаторов
собственных нужд последние присоединяются к ВЛ, питающим ПС.
6.1.6. Для сети собственных нужд переменного тока принимается
напряжение 380/220 В системы TN-C или TN-C-S.
Питание сети оперативного тока от шин собственных нужд
осуществляется через стабилизаторы с напряжением на выходе 220 В.
6.2. Кабельное хозяйство.
6.2.1. Замена силовых и контрольных кабелей, находящихся в
неудовлетворительном состоянии, осуществляется с учетом фактического
состояния и результатов профилактических испытаний.
Прокладка новых или замена пришедших в негодность контрольных
кабелей выполняется с обязательной реконструкцией кабельных трасс.
6.2.2. Кабели, прокладываемые в пучках или в расположении ОПУ,
применяются с изоляцией, не распространяющей горение (с индексом НГ).
6.2.3. На ПС 110 кВ и выше, на которых установлены два
(авто)трансформатора, компоновка кабельного хозяйства выполняется
таким образом, чтобы при возникновении пожаров в кабельном хозяйстве
или вне его вероятность выхода из строя (авто)трансформатора была
минимальной.
6.2.4. В случае замены устройств релейной защиты, автоматики,
телемеханики и связи на новые устройства, выполненные на
микропроцессорной или микроэлектронной базе и имеющие высокую
чувствительность к импульсным помехам, руководствуются рекомендациями
по защите вторичных цепей от импульсных помех.
6.2.5. В целях повышения надежности и полноценного дублирования
основные и резервные защиты (либо два комплекта защит) разделяются по
цепям переменного тока и напряжения, по цепям оперативного тока и
исполнительным цепям путем размещения их в разных кабелях, а также по
возможности по разным трассам.
6.3. Оперативный ток.
6.3.1. Постоянный оперативный ток.
6.3.1.1. На ПС 110 кВ и выше, как правило, применяется
оперативный постоянный ток (ОПТ) напряжением 220 В. Источником
напряжения ОПТ служит аккумуляторная батарея (АБ), работающая с
зарядно-подзарядным агрегатом (ЗПА) в режиме постоянного подзаряда.
При реконструкции ПС производится проверочный расчет существующих
АБ с учетом изменений условий их работы. При необходимости АБ
заменяются на новые.
6.3.1.2. На ПС 110 - 220 кВ устанавливается одна АБ и два
зарядноподзарядных Агрегата. На ПС 330 кВ и выше устанавливаются две
АБ и четыре ЗПА: по два для каждой АБ. Каждая АБ выбирается с учетом
полной нагрузки ОПТ на ПС.
Для питания микропроцессорных устройств релейной защиты и
противоаварийной автоматики в случае обоснованной необходимости
предусматривается установка отдельных Аккумуляторных батарей (одной
или двух). Сеть, которую они будут обслуживать, располагается в
пределах ОПУ.
6.3.1.3. Система ОПТ на ПС проектируется с учетом следующего:
АБ снабжается двумя комплектами выводов, образующих два канала
питания, соединенных кабелями с соответствующими автоматическими
выключателями (АВ) (предохранителями), защищающими соответственно две
секции главных шин щита постоянного тока (ЩПТ); к каждой из двух
секций ЩПТ через соответствующие АВ (предохранители) подключаются
шинки в ОПУ, на щите РЗА, в ЗРУ;
предусматривается возможность объединения одноименных шинок обоих
каналов с помощью рубильников или аппаратов, их заменяющих;
на каждой секции шин ЩПТ предусматривается устройство контроля
изоляции, а также устройство нахождения повреждения изоляции;
предусматривается возможность дозаряда аккумуляторов батареи без
отключения нагрузки.
6.3.1.4. На ПС с двумя АБ количество каналов питания и шин в
системе ОПТ удваивается по сравнению с одной АБ.
6.3.1.5. На ПС с одной АБ предусматривается возможность
параллельной работы двух зарядно-подзарядных Агрегатов.
6.3.1.6. На ПС с двумя АБ предусматриваются две ремонтные
перемычки для возможности отключения любого из четырех каналов питания
или полностью одной АБ.
Автоматические выключатели (предохранители) цепей управления,
релейной защиты и автоматики устанавливаются либо на панелях
управления, либо на отдельных панелях (в шкафах).
6.3.1.7. Вся нагрузка ОПТ распределяется на ПС с одной АБ между
двумя каналами питания, на ПС с двумя АБ - между четырьмя каналами.
При этом основные и резервные защиты (первые и вторые комплекты
защит), основные и дублирующие комплекты противоаварийной автоматики,
первые и вторые электромагниты отключения высоковольтных выключателей
питаются от разных каналов ОПТ при одной АБ и от разных АБ, когда их
две.
6.3.1.8. Система ОПТ предусматривается с трехступенчатым уровнем
защиты:
верхний уровень - защита селективными АВ (предохранителями) на
вводах от АБ;
средний уровень - защита селективными АВ (предохранителями) на
отходящих присоединениях ЩПТ;
нижний уровень - защита АВ (предохранителями) без выдержки
времени цепей питания ОПТ панелей (шкафов).
6.3.1.9. Защитные элементы трех уровней обеспечивают селективное
отключение КЗ на защищаемом участке, верхнего и среднего уровней, а
также в зоне резервирования.
Чувствительность защитных элементов АВ:
вводных - при КЗ в основной зоне защиты и в зоне резервирования
коэффициент чувствительности (Кч) не менее 2;
среднего уровня - при КЗ в основной зоне защиты Кч не менее 2, в
зоне резервирования - не менее 1,3;
нижнего уровня - при КЗ на входе панели (шкафа) Кч не менее 2.
Расчеты токов КЗ в системе ОПТ выполняются с учетом сопротивления
дуги в месте повреждения.
6.3.1.10. Выбор АБ, расчет токов КЗ, выбор защитных Аппаратов,
распределение нагрузки по каналам питания в системе ОПТ выполняются в
соответствии с указаниями по организации системы ОПТ на ПС 110 кВ и
выше.
6.3.1.11. Крепление элементов АБ для ПС в сейсмических регионах
выполняется в соответствии с действующими рекомендациями.
6.3.2. При выполнении на реконструируемых ПС электромагнитной
блокировки разъединителей независимо от наличия АБ на ПС
предусматриваются выпрямительные блоки питания от сети собственных
нужд 0,4 кВ для питания цепей оперативной блокировки.
Цепи питания РЗ не объединяются с цепями питания оперативной
блокировки, а цепи питания микропроцессорных устройств РЗ еще и с
цепями питания двигателей постоянного тока.
6.3.3. Выпрямленный оперативный ток.
6.3.3.1. Для организации выпрямленного оперативного тока
используются стабилизированные блоки напряжения, которые подключаются
к трансформаторам напряжения на стороне ВН подстанции и токовые блоки
питания, подключаемые ко вторичным цепям выносных трансформаторов тока
на стороне ВН ПС.
При необходимости, которая определяется расчетом,
предусматривается установка дополнительного блока стабилизированного
напряжения, подключенного к трансформатору собственных нужд, который
принимает на себя часть нагрузки оперативных цепей в нормальном режиме
работы.
6.3.3.2. Для питания цепей сигнализации предусматриваются
нестабилизированные блоки напряжения, которые подключаются к секциям
щита собственных нужд. Блоки работают параллельно на шинки
сигнализации.
6.3.3.3. Для питания оперативных цепей защиты, управления и
автоматики на ПС все блоки питания тока и стабилизированного
напряжения работают параллельно на шинки оперативного тока.
Предусматриваются шинки несглаженного и сглаженного напряжения.
Шинки сглаженного напряжения питаются через фильтры, установленные в
блоках стабилизированного напряжения, и предназначаются для питания
устройств на микропроцессорной (микроэлектронной) элементной базе с
требованиями к пульсации напряжения, соответствующими допустимому
уровню для указанных устройств.
Предусматривается секционирование рубильником шинок питания
выпрямленным оперативным током.
6.3.3.4. Защита шинок оперативного тока выполняется с помощью
автоматических выключателей и обеспечивает селективную работу с
вводными автоматами блоков напряжения и индивидуальными автоматами
устройств защиты, автоматики и управления элементов ПС и отходящих
линий.
Обеспечивается чувствительность всех защитных элементов в конце
смежного участка сети выпрямленного тока.
6.3.4. Переменный оперативный ток.
6.3.4.1. С целью повышения надежности ПС на переменном
оперативном токе система оперативного переменного тока подстанции
выполняется с учетом следующих положений:
питание шинок оперативного переменного тока осуществляется от
двух секций собственных нужд 0,4 кВ через раздельные трансформаторы с
АВР между линиями питания;
на шинках предусматривается устройство контроля изоляции;
АВР линий питания выполняется с помощью магнитных пускателей,
обеспечивающих динамическую стойкость к токам КЗ в системе
оперативного тока. Питание катушек магнитных пускателей выполняется от
устройства бесперебойного питания;
питание электродвигателей заводки пружин приводов выключателей
осуществляется от шинок, образованных от шин собственных нужд;
в схему питания оперативным током не включаются стабилизаторы
напряжения типа С-3С;
для обеспечения надежного действия АЧР при снижении напряжения в
сети питание устройства АЧР осуществляется от устройства
бесперебойного питания.
6.3.4.2. Обеспечивается чувствительность всех защитных элементов
при повреждении в конце смежного участка сети.
6.3.4.3. Организация цепей оперативного переменного тока и
расчеты по обеспечению селективности и чувствительности защитных
Аппаратов схемы питания цепей защиты и управления выполняются в
соответствии с действующими нормативно-техническими документами.
6.4. В качестве источников переменного оперативного тока для
питания цепей защиты и управления используются трансформаторы тока и
предварительно заряженные конденсаторы.
При этом могут применяться:
схемы совмещенного действия с дешунтированием и от предварительно
заряженных конденсаторов для включения короткозамыкателей;
схемы с дешунтированием для отключения выключателей 6, 10 и 35
кВ;
схемы с действием от предварительно заряженных конденсаторов для
отключения отделителей и выключателей.
7. Управление, автоматика и сигнализация
7.1. При реконструкции управления элементов ПС (в зависимости от
объема реконструкции) проект выполняется таким образом, чтобы
управление коммутационными аппаратами осуществлялось:
7.1.1. Со щита управления ОПУ (при замене устройств управления на
незначительном количестве присоединений или при отсутствии АСУ ТП).
7.1.2. С АРМа диспетчера, входящего в состав АСУ ТП, и с блоков
резервного управления, расположенных, например, в шкафах релейной
защиты (при реконструкции устройств управления на всех элементах хотя
бы одного напряжения 110 кВ и выше).
7.1.3. Из РУ 6, 10 кВ и КРУЭ 35, 110 и 220 кВ.
7.1.4. Из шкафа наружной установки на территории ОРУ.
7.1.5. По каналам телемеханики с диспетчерского пункта сетей; при
наличии диспетчерского управления объектом управление элементами ПС,
указанное в п. п. 7.1.1, 7.1.3, 7.1.4, сохраняется и используется для
контроля и местного управления.
7.2. На ПС 35 кВ и выше панели управления и защиты и устройства
телемеханики размещаются, как правило, в помещении оперативной связи,
для чего указанные помещения проектируются с учетом возможности
установки в них перечисленного выше оборудования.
7.3. Устройства технологической автоматики выключателей,
разъединителей, трансформаторов, поставляемые совместно с
вышеназванными устройствами, располагаются во влагопыленепроницаемых
шкафах наружной установки, оборудованных обогревом и сигнализацией
снижения температуры ниже допустимой.
7.4. При наличии на ПС ОПУ управление основными элементами
электрических схем РУ, в том числе линиями напряжением 110 кВ и выше,
а также управление РПН трансформаторов производится со щита
управления.
Управление линиями 35 кВ при наличии ОРУ 35 кВ осуществляется со
щита управления, при ЗРУ - из РУ 35 кВ или со щита управления, линиями
6, 10 кВ - из РУ 6, 10 кВ.
7.5. Управление разъединителями.
7.5.1. Управление разъединителями с электродвигательными
приводами осуществляется из шкафов, расположенных в РУ в зоне
безопасного обслуживания или с ОПУ.
7.5.2. Для линий, на которых может иметь место работа в
неполнофазном режиме, предусматривается пополюсное управление
линейными разъединителями.
7.5.3. Управление разъединителями 110 и 220 кВ, используемыми в
схемах плавки гололеда, осуществляется дистанционно.
7.6. При установке на присоединении нескольких микропроцессорных
терминалов релейной защиты возможно использование функций АПВ только в
одном из них. Функции управления выключателями при этом не должны
теряться при неисправности или выводе в проверку любого из терминалов.
7.7. Сигнализация на ПС выполняется в следующем объеме:
7.7.1. Световая сигнализация положения аппаратов с дистанционным
управлением:
в составе АРМа диспетчера и на панелях, на которых установлены
резервные ключи дистанционного управления (при наличии АСУ ТП);
на панелях щита управления (при отсутствии АСУ ТП).
7.7.2. Световая сигнализация положения аппаратов с местным
управлением:
в шкафах РУ соответствующих напряжений.
7.7.3. При наличии АСУ ТП:
основная - индивидуальная световая и обобщенная звуковая -
предупредительная и аварийная сигнализация отклонения от нормального
режима работы оборудования, неисправностях и аварийных режимах
энергосистемы в составе АСУ ТП;
индивидуальная визуальная в составе шкафов и терминалов релейной
защиты, обеспечивающая предварительный анализ ситуации;
резервная (в минимальном объеме) - центральная звуковая и
обобщенная световая сигнализация, обеспечивающая привлечение внимания
персонала при выводе из работы или неисправности АРМа диспетчера.
7.7.4. При отсутствии АСУ ТП:
индивидуально-обобщенная световая предупредительная и аварийная
сигнализация отклонения от нормального режима работы оборудования и
неисправностей в составе щита управления;
индивидуальная визуальная в составе шкафов и терминалов релейной
защиты;
центральная аварийно-предупредительная звуковая и световая
сигнализация, обеспечивающая привлечение внимания персонала.
7.7.5. Селективная сигнализация замыкания на землю отходящих
присоединений 6 - 10 кВ, а также систем пожарной сигнализации и
пожаротушения.
7.8. При отсутствии ОПУ устройство центральной сигнализации
устанавливается в РУ 6, 10 кВ, а сигналы предупредительной и аварийной
сигнализации выводятся к дежурному на дом, при его отсутствии - на ДП
РЭС и ПЭС.
8. Оперативная блокировка неправильных действий
при переключениях в электроустановках
8.1. Оперативная блокировка предназначена для предотвращения
неправильных действий с разъединителями и заземляющими разъединителями
(заземлителями), отделителями и короткозамыкателями и выполняется для
всех ПС 110 кВ и выше.
8.2. Разъединители 35 - 220 кВ имеют, как правило, механическую
блокировку со своими заземлителями.
8.2.1. Для разъединителей 330 кВ и выше при отсутствии
механической блокировки выполняется электромагнитная блокировка со
своими заземлителями.
8.3. Устройство оперативной блокировки может быть выполнено с
применением любой элементной базы: на электромеханических реле,
бесконтактных элементах жесткой логики, на микропроцессорной технике в
виде локального устройства оперативной блокировки или в составе АСУ ТП
ПС.
8.4. Питание цепей устройств оперативной блокировки, выполненных
на электромеханических реле или на бесконтактных элементах жесткой
логики, осуществляется от сети собственных нужд переменного тока
напряжением 220 В через выпрямительные устройства.
8.5. Оперативная блокировка автотрансформатора обеспечивает
включение и отключение разъединителя в цепи линейного регулировочного
трансформатора только после снятия напряжения со всех сторон
автотрансформатора.
8.6. При двух рабочих системах шин оперативная блокировка
обеспечивает включение и отключение одного шинного разъединителя при
включенном другом шинном разъединителе данного присоединения и
включенных шиносоединительном выключателе и его разъединителях.
8.7. Схема оперативной блокировки выполняется с учетом требования
установки двух заземлителей на каждой секции (системе) шин.
8.8. В приводе разъединителя предусматривается возможность
механического разблокирования замка с помощью специального ключа.
9. Релейная защита
9.1. Необходимость и объем выполнения работ по ТПВ и РК устройств
релейной защиты определяется техническим заданием на основе
обследования, анализа и оценки технического состояния и надежности
защиты эксплуатируемых объектов.
9.2. Техническое перевооружение релейной защиты производится в
направлении:
9.2.1. Замены физически и морально устаревших устройств РЗ на
новые, соответствующие современному техническому уровню.
ТПВ подлежат устройства РЗ, физический износ которых близок к
предельному состоянию.
Морально устаревшие устройства РЗ заменяются на более технически
совершенные, выпускаемые на данный момент промышленностью.
9.2.2. Замены устройств РЗ, не удовлетворяющих на момент ТПВ
требованиям быстродействия, чувствительности, надежности.
9.2.3. Повышения надежности ближнего резервирования.
9.2.3.1. Для электросетевых объектов 330 - 500 - 750 кВ.
Распределение защит по цепям переменного тока и напряжения, цепям
оперативного постоянного тока и цепям отключения, проходящим в разных
кабелях и по возможности в разных кабельных каналах.
9.2.3.2. Для электросетевых объектов 35 - 220 кВ. Распределение
основных и резервных защит по разным сердечникам трансформаторов тока.
Питание основных и резервных защит (двух комплектов защит):
на ПС на постоянном (выпрямленном) оперативном токе - от разных
секций шин через разные головные автоматы;
на ПС на переменном оперативном токе - раздельно от разных
источников с применением для включения короткозамыкателя вариантов
совмещенного питания по схеме дешунтирования и от предварительно
заряженных конденсаторов, одновременно двух предварительно заряженных
блоков конденсаторов с разделением выходных цепей защит на разные
промежуточные реле.
Применение дополнительных защит с питанием от трансформаторов
тока и независимым питанием цепей отключения от других источников.
9.2.4. Обеспечения дальнего резервирования.
9.2.4.1. Применение современных устройств РЗА с большими
функциональными возможностями позволяет обеспечить требуемую
чувствительность при КЗ в зоне резервирования (с учетом каскадной
ликвидации повреждения и поочередного действия защит разных
присоединений).
9.2.4.2. На линиях 330 кВ и выше, для которых дальнее
резервирование неэффективно, в целях усиления ближнего резервирования
целесообразна установка дополнительного комплекта защиты.
9.2.4.3. Действие для целей резервирования на ПС с выключателями
на включение специально устанавливаемого короткозамыкателя.
9.2.5. Применения микропроцессорных Аварийных осциллографов и
регистраторов с объединением всех этих устройств в единую локальную
сеть с возможностью выдачи информации на уровень местной и центральной
служб релейной защиты. Применения автоматического определения места
повреждения на ВЛ (ОМП), как в составе АСУ ТП, так и в составе
локальных устройств.
9.2.6. При применении устройств РЗ на микропроцессорной
(микроэлектронной) элементной базе проводятся работы по оценке
электромагнитной обстановки на ПС.
9.3. Реконструкция релейной защиты производится в связи с
развитием распределительных устройств действующих ПС, переводом на
более высокое напряжение, заменой существующих трансформаторов на
трансформаторы большей мощности, необходимостью модернизации и
установки дополнительных защит для уменьшения вероятности возможных
повреждений основного оборудования и предусматривает выполнение
следующих работ:
9.3.1. Установку устройств РЗ для защиты дополнительно
устанавливаемого оборудования.
9.3.2. Замену и модернизацию существующих устройств РЗ.
9.3.3. Перенос максимальных токовых защит (МТЗ) на стороне 6 - 10
кВ трансформаторов (автотрансформаторов), расположенных в шкафах КРУ,
на панели в шкафы ОПУ для предотвращения там, где это может иметь
место, отказа защиты трансформатора из-за потери ее оперативного тока
или повреждения цепей общего с МТЗ стороны ВН пускового органа
напряжения при дуговых замыканиях в шкафу КРУ.
9.3.4. Защиту от дуговых замыканий для всех шкафов КРУ (КРУН) 6 -
10 кВ.
9.4. При проектировании применяются устройства РЗА отечественного
производства или при обосновании - иностранного производства.
9.5. ТПВ и РК релейной защиты в порядке приоритетов рекомендуется
выполнять в следующей последовательности:
заменять физически изношенную, выработавшую свой срок службы,
аппаратуру РЗ;
заменять устройства РЗ, пониженная надежность которых может
приводить к ложной работе или отказу;
заменять устройства РЗ, улучшение характеристик которых позволит
ускорить отключение повреждений на защищаемом присоединении и в
прилегающей сети.
10. Противоаварийная автоматика
10.1. При проектировании противоаварийной автоматики (ПА)
учитываются требования руководящих указаний по противоаварийной
автоматике энергосистем. При этом целесообразно придерживаться
существующей концепции иерархического построения ПА.
Новый комплекс ПА региона, заменяющий устаревший, может либо
вписываться, либо допускать в последующем включение его в
иерархическую структуру ПА единой энергосистемы России.
По существующей концепции предусматривается выполнение
противоаварийной автоматики для предотвращения нарушения устойчивости
(АПНУ) системообразующей сети в виде трех-четырех иерархических
уровней, выполняющих различные задачи.
Основу составляет 2-й (или 1-й) уровень, включающий создание
нескольких десятков малых локальных централизованных микропроцессорных
комплексов ПА (АПНУ), каждый из которых осуществляет противоаварийное
управление в своем отдельном регионе с использованием ограниченного
объема информации.
Автоматический расчет дозировки управляющих воздействий для
локальных устройств, обслуживающих одну объединенную энергосистему,
выполняется циклически устройствами 3-го уровня иерархии, размещаемыми
в соответствующих ОДУ. Рассчитанная дозировка запоминается в локальных
устройствах и реализуется при возникновении фиксируемых пусковыми
органами возмущений.
При отсутствии связи с ОДУ локальные устройства переводятся в
автономный режим расчета дозировки по табличным или упрощенным
алгоритмам.
Верхний, 4-й уровень иерархии координирует действия
централизованных комплексов АПНУ по линии ЦДУ - ОДУ.
10.2. Устаревшая морально и физически аппаратура ПА, находящаяся
в эксплуатации на подстанциях, заменяется технически более совершенной
современной аппаратурой с сохранением или с изменением выполняемых ею
функций в соответствии с разработанным проектом реконструкции и
технического перевооружения ПА.
Необходимость реконструкции и технического перевооружения ПА
определяется на основе обследования, анализа и оценки ее технического
состояния.
Физический износ аппаратуры ПА определяется ее средним сроком
службы, установленным техническими условиями, или сроком службы
составляющих ее элементов, а также увеличением затрат на ее ремонт и
на поддержание работоспособности, прекращением выпуска запчастей.
Моральное устаревание эксплуатируемой аппаратуры ПА определяется
наличием новой аппаратуры ПА с более высокими техническими
характеристиками (селективность, надежность, диагностика исправности,
удобство и простота обращения с ней), позволяющими обеспечить более
высокую эффективность противоаварийного управления и снижение ущерба.
10.3. Потребность в реконструкции и техническом перевооружении ПА
возникает не только при реконструкции и техническом перевооружении ПС,
но и при таком изменении режимов работы электрических связей, при
котором имеющихся функций ПА недостаточно для предотвращения нарушения
устойчивости. В этом случае расширение функций существующей ПА, а
также увеличение объемов и видов ее управляющих воздействий
подтверждаются расчетами устойчивости, выполненными с учетом
существующих требований.
10.4. Реконструкция и техническое перевооружение ПА, поскольку
она является системной, затрагивают сразу не только одну
реконструируемую ПС, но и несколько других подстанций и электростанций
энергосистемы, на которых размещены отдельные устройства ПА, связанные
с помощью резервированных каналов связи в один локальный,
централизованный или децентрализованный комплекс ПА (АПНУ) района
противоаварийного управления.
Кроме устаревших устройств АПНУ на подстанциях заменяются
устаревшие и выработавшие ресурс отдельные устройства ПА,
предназначенные для прекращения развития аварии в энергосистеме и
ограничения отклонений частоты и напряжения.
Замена этих местных устройств ПА на новые может предусматриваться
отдельно от всего комплекса ПА (АПНУ) района энергосистемы при
реконструкции и техническом перевооружении релейной защиты, системы
управления, телемеханики и связи на каждой отдельной ПС.
10.5. Выполняются требования противоаварийной автоматики к
главной схеме электрических соединений реконструируемой ПС и связанных
с ней других действующих подстанций в части простоты и надежности
реализации возникших новых управляющих воздействий ПА, например таких,
как деление системы, отключение только специально выделенной из общего
объема неответственной нагрузки потребителей.
10.6. Проект реконструкции и технического перевооружения ПА может
быть выполнен как в составе проекта реконструкции и технического
перевооружения отдельной ПС, так и по отдельному самостоятельному
титулу.
10.7. При оценке объемов реконструкции и технического
перевооружения ПА на подстанциях учитываются устройства ПА,
размещенные на подстанциях других ведомств, но являющиеся неотъемлемой
частью системной противоаварийной автоматики. Их реконструкция и
техническое перевооружение ведутся одновременно и четко
координируются.
10.8. Разработка проекта реконструкции и технического
перевооружения ПА в зависимости от сложности задачи выполняется в один
или в два этапа. При двухстадийном проектировании выполняется проект и
рабочая документация. При одностадийном проектировании выполняется
рабочий проект, имеющий в своем составе утверждаемую часть и рабочую
документацию.
10.9. В проекте выполняется разработка оптимального плана
реконструкции и технического перевооружения морально и физически
устаревшего комплекса АПНУ региона, замена его технических средств и
программного обеспечения новыми микропроцессорными средствами и новым
программным обеспечением.
При этом рассматриваются два варианта:
1) одноэтапная замена центрального устройства и периферийных
устройств вместе с аппаратурой каналов связи однотипной аппаратурой;
2) поэтапная замена (без вывода из работы на длительный срок
всего в целом комплекса ПА) таких отдельных устройств, как:
устройство автоматической дозировки управляющих воздействий ПА
(АДВ) вместе с устройством автоматического запоминания дозировки
управляющих воздействий ПА на реле;
устройство контроля мощности в предшествующем режиме;
пусковые и исполнительные устройства ПА;
устройства телемеханики и каналообразующие устройства
телепередачи доаварийной и аварийной информации.
Новое устройство АДВ нижнего (1-го или 2-го) уровня иерархии,
заменяющее старое и размещаемое, как правило, на узловой ПС
системообразующей сети, снабжается программным обеспечением с
табличным или вычислительным алгоритмом выбора управляющих воздействий
ПА.
10.10. При замене на подстанции релейно-контактной системы
управления микропроцессорной интегрированной системой автоматического
управления (АСУ ТП ПС) в нее интегрируется
информационномикропроцессорное устройство АДВ и другие указанные в п.
10.4 локальные устройства противоаварийной автоматики. С помощью АСУ
ТП ПС осуществляются следующие функции для каждого из этих устройств
противоаварийной автоматики:
отображение и регистрация факта срабатывания и неисправности с
привязкой к астрономическому времени с разрешающей способностью 1 мс;
диагностика состояния;
настройка.
11. Автоматизированное управление.
АСУ ТП, диспетчерское управление
11.1. Работы по проектированию средств и систем
автоматизированного управления для вновь создаваемых или
реконструируемых ПС 35 - 750 кВ основываются на анализе технических
требований (технических условий) заказчика по организации на
соответствующих ПС средств и систем автоматизации, в том числе:
оперативно-диспетчерского и технологического управления в
нормальных и аномальных (в том числе аварийных) режимах;
эксплуатационного обслуживания оборудования ПС и участков
прилегающих электрических сетей;
устройств релейной защиты и электроавтоматики (РЗА),
противоаварийного управления (ПА), контроля и учета электроэнергии и
мощности (АСКУЭ), автоматического регулирования напряжения и
реактивной мощности (АРН);
средств и систем связи и информационного обмена с высшими
уровнями иерархии управления подстанциями;
систем оперативного постоянного тока (ЩПТ, АБ), воздухоподготовки
(для ПС с воздушными выключателями);
локальных средств и систем автоматизации.
11.2. Проектирование средств и систем автоматизированного
управления ПС осуществляется с учетом и взаимным согласованием
основных технических решений, принимаемых при проектировании на ПС
основного контролируемого и управляемого оборудования
(трансформаторов, реакторов, коммутационных Аппаратов и т.д.), а также
средств и систем автоматизации.
11.3. Работы по техническому перевооружению и реконструкции ПС 35
- 750 кВ в части обеспечения автоматизированного управления ПС, кроме
того, основываются на следующем:
полной исходной информации о реальном состоянии и техническом
оснащении диспетчерского управления и средств автоматизации на
объектах, определенных для технического перевооружения и
реконструкции, в том числе о структуре оперативного управления ПС,
составе и функциях предполагаемых пунктов управления и контроля
(автоматизированных рабочих мест);
анализе предложений по техническому перевооружению и
реконструкции ПС и соответствующем определении состава и объема работ
по обеспечению автоматизированного управления ПС;
определении и оценке целесообразности и объемов соответствующего
ТПВ и РК оснащения диспетчерских пунктов (ДП) для обеспечения
управления и взаимодействия с находящимися в их зоне действия
подстанциями, подлежащими ТПВ и РК.
11.4. Для всех видов ПС управление организовывается как
автоматизированное или автоматическое. Неавтоматизированное управление
(в частности, при оперативном управлении коммутационными аппаратами -
КА) возможно для низковольтного оборудования, а для высоковольтного
может использоваться либо в качестве резервного, либо при
невозможности установки необходимых средств автоматизации (например,
при отсутствии соответствующего привода-разъединителя).
11.5. При проектировании средств и систем автоматизированного
управления различают три группы ПС:
11.5.1. ПС без постоянного дежурного оперативного персонала,
работающие преимущественно на местные электрические сети и заведомо
слабо влияющие на режимы примыкающих сетей высшего напряжения.
Контроль и управление такими ПС осуществляется эпизодически, например
персоналом оперативно-выездных бригад (ОВБ) или путем организации
"дежурства на дому".
11.5.2. ПС, телеуправляемые с ДП или ОПУ другой подстанции.
Анализ ситуаций, принятие решений и управление ПС осуществляется
диспетчером на основе собранной на ПС телеинформации, передаваемой в
ДП с помощью каналов и средств связи и передачи данных, по которым
передаются выданные диспетчером управляющие команды на КА управляемой
ПС.
11.5.3. Системообразующие ПС, т.е. ПС (преимущественно 220 кВ и
выше) с несколькими питающими напряжениями и сложной схемой первичных
соединений, обеспечивающие передачу электроэнергии между замкнутыми
питающими сетями (управление потоками обменной мощности) и питание
сетей низших напряжений (в основном, питающих сетей 110 кВ), а также
узловые подстанции 110 кВ, питающие распределительные подстанции
низших классов напряжения.
Основным средством ведения режимов и эксплуатационного
обслуживания ПС является АСУ ТП; при этом объем реализуемых
информационных и управляющих функций системы управления определяется с
учетом влияния ПС на режимы примыкающих сетей и энергосистемы в целом.
В настоящее время ПС данной группы функционируют с постоянным
дежурным оперативным персоналом, однако существует тенденция их
перевода на режим оперативно-диспетчерского управления из
соответствующего диспетчерского пункта (ОДУ, РДУ, ПЭС).
11.6. Проектирование средств управления коммутационными
аппаратами и другими управляемыми элементами ПС:
11.6.1. При автоматизированном управлении на ПС всех групп
управляемыми элементами ПС являются:
коммутационные аппараты (выключатели, разъединители, заземляющие
ножи, устройства РПН трансформаторов и автотрансформаторов и др.);
задающие устройства систем автоматического регулирования
(возбуждения синхронных электрических машин, реакторов,
преобразовательных установок и др.).
11.6.2. Оперативное управление КА и другими управляемыми
элементами ПС осуществляется со специально оборудованного рабочего
места, на которое выводится вся необходимая персоналу информация и с
которого производится формирование и выдача оперативных команд в схему
управления КА. При этом предусматривается возможность оперативного
управления КА и другими управляемыми элементами ПС непосредственно с
места установки органов управления - дистанционное или ручное в
зависимости от типа привода.
11.6.3. Если предусматривается управление КА и другими
управляемыми элементами ПС от автоматического устройства, то
обеспечивается возможность перехода от режима автоматического
управления на режим оперативного управления по инициативе оператора
или автоматически (в последнем случае, если реализовано автоматическое
обнаружение неисправности).
11.6.4. В схеме или программе дистанционного управления
выключателем предусматривается блокировка, исключающая несинхронное
включение отдельных частей системы и подачу напряжения на
установленное заземление.
В схеме или программе дистанционного управления разъединителем
предусматривается блокировка, исключающая переключение разъединителя
под нагрузкой. При этом на месте установки разъединителя операции
ручного управления под нагрузкой блокируются с помощью релейной
блокировки или блокировочного замка в зависимости от конструктивных
особенностей выполнения ячейки разъединителя.
11.7. Для обеспечения автоматизированного управления КА и другими
управляемыми элементами ПС их схемы управления проектируются с учетом
положений, изложенных в Правилах устройства электроустановок. В
частности, предусматриваются необходимые средства: защиты от коротких
замыканий, перегрузок; блокировки; технологического контроля
(например, состояния КА, коммутационных цепей управления) и т.д.
11.8. Используемые для автоматизированного управления ПС
технические и программно-технические средства - ПТС и их комплексы -
ПТК должны удовлетворять требованиям Правил устройства
электроустановок и действующих нормативно-технических документов
отрасли (в том числе к надежности, электропитанию, электромагнитной
совместимости технических средств управления, к программным средствам,
используемым для управления ПС).
11.9. Определение минимально допустимых объемов информации,
передаваемой на ДП с целью обеспечения диспетчерского управления,
рекомендуется выполнять в соответствии с действующими руководящими
указаниями по выбору объемов информации, проектированию систем сбора и
передачи информации в энергосистемах.
11.10. Проектирование систем управления ПС без постоянного
дежурного оперативного персонала (по п. 11.5.1).
11.10.1. С целью обеспечения автоматизированного управления
такими ПС персоналом ОВБ или "дежурным на дому" предусматривается
возможность организации на ПС специального пункта управления (в том
числе и мобильного), особенно на ПС с достаточно большим числом
присоединений, с которого при необходимости могут осуществляться
операции дистанционного управления в объеме, определяемом
технологическими особенностями ПС и ее влиянием на режимы прилегающих
сетей.
Предусматривается возможность перевода ПС в перспективе на режим
телеуправления с ДП (или автоматического управления).
11.10.2. На ПС данной группы, не оборудованных ОПУ, управление
осуществляется с помощью командных элементов, устанавливаемых в
приборном отсеке (шкафу) ячейки выключателя, куда выводится вся
необходимая для управления информация.
11.10.3. На ПС данной группы, оборудованных ОПУ, управление
выключателями сетевого уровня (35 кВ и выше), выключателями вводов и
секционными выключателями напряжения 6 - 10 кВ осуществляется
дистанционно из ОПУ. При ТПВ и РК проектом также предусматривается
возможность дистанционного управления с ОПУ и выключателями отходящих
присоединений напряжением 6 - 10 кВ.
11.10.4. Как правило, для организации системы управления ПС
данной группы проектируются технические средства, обеспечивающие
выполнение следующих функций:
оперативное управление КА и другими управляемыми элементами ПС с
места их установки - автоматизированное или неавтоматизированное
(ручное) в зависимости от типа привода;
выдача на место управления КА и другими управляемыми элементами
ПС информации, необходимой для контроля режима и проведения
оперативных переключений;
регистрация информации об аварийных отключениях на объекте;
передача информации об аварийных отключениях и технологических
нарушениях на ПС к месту расположения обслуживающего персонала, а для
узловых и распределительных подстанций - на оперативно-диспетчерский
пункт предприятия электрических сетей.
11.11. Проектирование систем управления ПС, телеуправляемых с ДП
или ОПУ другой подстанции (по п. 11.5.2).
11.11.1. Для управления ПС, которые находятся в непосредственном
оперативном подчинении диспетчера сетевого предприятия (в отдельных
случаях - энергосистемы) или оперативного персонала другой ПС
(выполняющего в этом случае также и диспетчерские функции),
проектируются технические средства системы управления, обеспечивающие
решение следующих задач сбора, обработки и представления диспетчеру
текущей телеинформации с ПС, а также собственно телеуправления
оборудованием подстанции:
контроль текущего состояния главной схемы ПС и схемы собственных
нужд;
контроль текущего режима ПС;
сигнализация диспетчеру о технологических нарушениях (работа
устройств РЗА, ПА, недопустимое отклонение параметров, характеризующих
режим, неисправности оборудования) в объеме, достаточном для анализа
аномальных ситуаций и принятия соответствующих решений;
сигнализация диспетчеру диагностической информации по особо
важному оборудованию и помещениям;
телеуправление КА питающих и отходящих присоединений главной
схемы.
11.11.2. Для приема телеинформации, а также для передачи сигналов
(команд) телеуправления КА предусматриваются технические средства
системы сбора, обработки и передачи данных (телемеханики).
11.11.3. На ПС данной группы устанавливаются технические
средства, обеспечивающие возможность выполнения функций оперативного
управления КА и другими управляемыми элементами с места их установки
(с выдачей на место управления информации, необходимой для контроля
режима и проведения переключений).
Рекомендуется также проектирование специальных пунктов управления
(в том числе и мобильных), на которые выводится вся необходимая для
оперативных переключений информация, для обеспечения эффективности и
безопасности работы персонала ОВБ.
11.11.4. Проектируемые средства автоматизации ПС (включающие
также системы автоматического управления) предусматривают обеспечение
поддержания заданных параметров режима без участия персонала с
соответствующим контролем и выдачей информации на верхний уровень при
существенных отклонениях от задания или нарушениях режима. Объемы
передаваемой на верхний уровень информации, а также команд управления
предусматривают обеспечение управления ПС в нормальных режимах.
Функции управления в аномальных режимах предусматривают при
проектировании на основе оценки возможных ситуаций.
11.12. Проектирование АСУ ТП ПС с постоянным дежурством
оперативного персонала (по п. 11.5.3).
11.12.1. Функции (задачи) АСУ ТП ПС.
11.12.1.1. В АСУ ТП ПС могут реализовываться базовые
информационные и управляющие функции, т.е. функции, необходимые для
организации и ввода в действие целостной системы управления, а также
для ее эффективного функционирования во всех режимах работы ПС.
11.12.1.2. В состав базовых функций системы управления
рекомендуется включать следующие функции (задачи):
сбор и обработка текущей информации от оборудования ПС;
контроль текущего состояния основного оборудования и параметров
режима;
аварийная и предупредительная сигнализация;
отображение текущего состояния оборудования ПС и параметров
режима;
дистанционное управление КА и другими управляемыми элементами
главной электрической схемы ПС (в том числе оперативными элементами
вторичных схем, установочными элементами автоматических устройств и
др.);
регистрация (и архивирование) событий и параметров, необходимых
для оперативного и ретроспективного анализа работы оборудования,
персонала и средств автоматизации, в том числе:
регистрация состояний оборудования и событий, в том числе
аварийных ситуаций;
осциллографирование аварийных процессов;
регистрация значений параметров режима ПС и их отклонений за
допустимые пределы;
регистрация фактов неправильного функционирования, в том числе
неисправности технических средств управления (при наличии необходимых
средств обнаружения);
регистрация действий персонала;
технический учет и контроль электроэнергии и мощности;
обмен информацией с другими уровнями иерархии управления
функционированием и эксплуатацией электрических сетей;
обеспечение информационной взаимосвязи с автономными системами и
средствами автоматизации на ПС (и, в случае необходимости, со смежными
системами управления).
11.12.1.3. По согласованию с эксплуатирующими организациями
рекомендуется расширять состав реализуемых функций АСУ ТП за счет
решения других задач контроля, анализа, диагностики и управления,
повышающих качество системы управления и, как следствие, эффективность
эксплуатации ПС.
11.12.2. Основные общие нормы реализации отдельных функций
(задач) АСУ ТП.
11.12.2.1. Сбор и обработка информации.
В общем случае предусматриваются ПТС для реализации первичной
обработки аналоговой информации, включающей, как правило,
масштабирование, фильтрацию, контроль и обеспечение достоверности
информации.
При вводе аналоговых сигналов в соответствующие ПТС допускается
использование определенной зоны нечувствительности, величина которой
выбирается таким образом, чтобы не нарушалась технологическая логика
решения всех функциональных задач АСУ ТП ПС.
Проверяется достоверность дискретной информации о состоянии КА (в
том числе несоответствие поданной команде управления). Для этого
рекомендуется с каждого коммутационного аппарата вводить по два
сигнала, соответствующих его включенному и отключенному положению (для
КА, положение которых отображается на мнемосхеме или участвующих в
работе противоаварийной автоматики, это условие является
обязательным).
11.12.2.2. Контроль и сигнализация текущего состояния и режима
основного оборудования. Представление главных схем электрических
соединений ПС.
В качестве основного средства организации контроля и сигнализации
текущего состояния и режима оборудования ПС используются мнемосхемы,
которые представляются оперативному персоналу в виде схем
электрических соединений с отображением положения КА и других
управляемых элементов ПС в динамике, а также (при необходимости)
текущих значений режимных параметров.
Формы отображения (выбор мнемознаков, цветовая и яркостная
индикация, расположение элементов и т.д.) рекомендуется выполнять
максимально приближенными к нормам, предусмотренным действующими
стандартами, а также учитывать установившиеся нормы, сложившиеся в
электроэнергетике.
Динамическая аналоговая информация на мнемосхемах обновляется с
периодичностью, достаточной для решения задач оперативного управления;
при этом возможно вводить зону нечувствительности (при условии
исключения возможности потери информации обо всех контролируемых и
сигнализируемых событиях).
Предупредительная и аварийная сигнализации различаются по
характеру сигнала, по формам и способам визуального представления.
11.12.2.3. Дистанционное управление КА и другими управляемыми
элементами главной электрической схемы ПС.
Основные положения проектирования средств автоматизации ПС,
осуществляющих формирование и реализацию команд дистанционного
управления, изложены в п. 11.6.
Перечень КА и других элементов главной электрической схемы ПС,
управляемых средствами АСУ ТП, как правило, согласуется с заказчиком.
В АСУ ТП ПС основными средствами управления являются средства
автоматизированного рабочего места оперативного персонала, с помощью
которых осуществляется формирование и выдача оперативных команд на
схему управления (или непосредственно на электропривод) КА.
Время выдачи команды управления на исполнительный орган, как
правило, должно быть не более 1 - 2 с. Время выдачи команды - это
время от момента инициализации команды с АРМ до получения обратного
сообщения о передаче ее на исполнительный орган. Указанное время
гарантируется при всех режимах работы системы.
Все действия оперативного персонала по управлению подстанцией с
АРМ или по месту фиксируются в архиве АСУ ТП.
11.12.2.4. Регистрация событий.
Как правило, регистрируются следующие события: реализация команд
управления персоналом или устройствами блокировки и автоматического
управления (но не автоматического регулирования); изменение положения
КА, автоматов и ключей вторичных цепей; выход параметров за
установленные допустимые пределы; появление, квитирование и
прекращение аварийной и предупредительной сигнализации; запуск и
срабатывание устройств РЗА и ПА; отказы базовых технических средств
системы управления.
Регистрация осуществляется с указанием времени возникновения,
наименований событий и их принадлежности к соответствующим объектам
управления. Точность фиксации времени событий согласовывается со
средствами регистрации аварийных процессов и позволяет однозначно
распознавать при анализе последовательность событий, в частности, два
последовательных переключения КА наивысшего быстродействия. Система
регистрации обеспечивает персоналу возможность дальнейшего анализа
событий, а также отображения и архивирования результатов анализа.
При регистрации событий и параметров режима ПС предусматриваются
меры для защиты зарегистрированной техническими средствами информации
от несанкционированного изменения персоналом.
11.12.2.5. Регистрация аварийных процессов (осциллографирование).
Технические средства, используемые для регистрации аварийных
процессов (осциллографирования), должны удовлетворять требованиям,
приведенным в Правилах устройства электроустановок.
Данные регистрации аварийных процессов (осциллографирования)
отображаются на автоматизированном рабочем месте инженера-релейщика в
виде, максимально облегчающем проведение ретроспективного анализа
аварий.
11.12.2.6. Архивирование информации.
Для обеспечения возможности ретроспективного анализа режимов
работы ПС производится архивирование зарегистрированных параметров и
событий. Как правило, архивированию подлежат регистрируемая информация
о событиях и процессах, а также сообщения (фиксируемые в оперативном
журнале), выданные оперативным персоналом объекта на высшие уровни
управления, и распоряжения по проведению коммутаций в главной схеме и
других оперативных действий.
Данные архива сохраняются по установленному на ПС или в системе
диспетчерского управления регламенту (в том числе по срокам хранения).
Зарегистрированная и архивируемая информация не должна теряться и
искажаться в случаях нарушений электропитания. Обеспечивается также
защита этой информации от вирусов и несанкционированного доступа.
Формирование и ведение архива обеспечивают персоналу удобный
доступ ко всей хранимой информации.
11.12.2.7. Технический учет и контроль электроэнергии и мощности.
При проектировании АСУ ТП рекомендуется максимально использовать
для технического учета и контроля электроэнергии, активной и
реактивной мощности по ПС в целом и по ее отдельным присоединениям, а
также других задач АСУ ТП данные, собираемые и обрабатываемые на ПС
средствами АСКУЭ (независимо от автономности ее создания и
функционирования).
11.12.2.8. Организация взаимосвязи АСУ ТП ПС с высшими уровнями
иерархии управления функционированием и эксплуатацией электрических
сетей.
Средствами АСУ ТП ПС осуществляются сбор, обработка и передача
информации, необходимой высшим уровням оперативно-диспетчерского и
технологического управления (в общем случае, ДП предприятий
электрической сети, энергосистемы, энергообъединения) как в штатном
автоматическом режиме, так и по запросу верхнего уровня иерархии
управления. В задачи АСУ ТП ПС входит прием информации, поступающей с
высших уровней иерархии управления (заданных значений режимных
параметров или графиков их изменения, заданных значений уставок
устройств РЗА и т.д.).
С целью повышения эффективности эксплуатации ПС рекомендуется
также организовать в АСУ ТП подготовку и передачу различной
технологической информации (в том числе параметров режима, состояния
оборудования, событий, данных диагностики) в соответствующее
предприятие электрической сети.
11.12.2.9. Обеспечение взаимосвязи со средствами РЗА.
Функции РЗА выполняются независимо от решения каких-либо задач
АСУ ТП, т.е. работоспособность средств, реализующих функции РЗА, не
должна зависеть от состояния и функционирования остальных средств
автоматизации ПС.
При реализации взаимодействия средств АСУ ТП с устройствами РЗА
обеспечивается возможность получения информации о действии устройств
РЗА, а также (при использовании микропроцессорных устройств РЗА) об их
текущем состоянии, в том числе об отказах и о текущих значениях и
изменениях уставок устройств РЗА, например при изменении конфигурации
ПС.
При построении системы РЗА с помощью микропроцессорных устройств
(при наличии у них соответствующих расчетных мощностей и программного
обеспечения) рекомендуется их использование в качестве источников
Страницы: 1 2 |