Приложение 1
к приказу ОАО РАО "ЕЭС России"
от 11.02.2008 N 57

     
ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМАМ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ И РЕЖИМНОЙ АВТОМАТИКИ, РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ, ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СВЯЗИ В ЕЭС РОССИИ

1. Область применения

1.1. Общие требования к системам противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и автоматики, телеметрической информации и технологической связи в ЕЭС России (далее - Общие требования) предназначены для обеспечения требований единой технической политики в дочерних зависимых обществах ОАО РАО "ЕЭС России" при проектировании, реконструкции и строительстве новых энергообъектов в ЕЭС России.

1.2. Общие требования определяют минимальные технические требования к системам релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики, телеметрической информации и технологической связи, необходимые для обеспечения безопасного и надежного функционирования ЕЭС России.

1.3. Требования субъектов электроэнергетики к устройствам и системам релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики, телеметрической информации и технологической связи не должны противоречить Общим требованиям к упомянутым системам.

1.4. Общие требования распространяются на системы противоаварийной и режимной автоматики, выполняющие функции системного значения, системы и устройства релейной защиты и автоматики, телеметрической информации и технологической связи, обеспечивающие функционирование указанных выше систем автоматического управления и автоматизированных систем оперативно-диспетчерского управления энергосистем ЕЭС России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем.

1.5. Общие требования регламентируют принципы создания (модернизации) систем противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и автоматики, телеметрической информации и технологической связи на линиях электропередачи и электрооборудовании подстанций и электростанций в ЕЭС России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах.

1.6. Общие требования определяют технические требования к составу и передаче технологической информации с объектов электроэнергетики в диспетчерские центры Системного оператора, необходимой для обеспечения надежного оперативного и автоматического управления ЕЭС России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами.

1.7. Общих требований должны придерживаться все субъекты электроэнергетики при проведении реконструкции и строительстве новых энергообъектов в ЕЭС России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, при создании (модернизации) систем противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и автоматики, телеметрической информации и технологической связи.

2. Принятые сокращения

КЗ - короткое замыкание

ЛЭП - линия электропередачи

AT - автотрансформатор

Т - трансформатор

ШР - шунтирующий реактор

ШСВ - шиносоединительный выключатель

СВ - секционный выключатель

ТТ - трансформатор тока

ТН - трансформатор напряжения

ПА - противоаварийная автоматика

УТМ - устройство телемеханики

ПО - пусковой орган ПА

АДВ - автоматическая дозировка (управляющих) воздействий

ИУ - исполнительное устройство ПА

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом подстанции, электростанции

АЧР - автоматика частотной разгрузки

ЧАПВ - частотное автоматическое повторное включение

САОН - специальная автоматика отключения нагрузки

АПНУ - автоматическое предотвращение нарушения устойчивости энергосистемы

AЛAP - автоматическая ликвидация асинхронного режима

АОСЧ - автоматическое ограничение снижения частоты

АОСН - автоматическое ограничение снижения напряжения

АОПЧ - автоматическое ограничение повышения частоты

АОПН - автоматическое ограничение повышения напряжения

АОПО - автоматическое ограничение перегрузки оборудования

АРН - автоматическое регулирование напряжения

АРЧМ - автоматическое регулирование частоты и перетоков активной мощности

ФОЛ - фиксация отключения линии

ФОТ - фиксация отключения трансформатора

ФОБ - фиксация отключения блока

АРПМ - автоматика разгрузки при перегрузке передачи по активной мощности

КПР - контроль предшествующего режима

УПАСК - устройство передачи аварийных сигналов и команд

ВОЛС - волоконная оптическая линия связи

КЛС - кабельная линия связи

УВ - управляющее воздействие

ДЗШ - дифференциальная защита сборных шин

ДЗЛ - дифференциальная защита линии

ДФЗ - дифференциально-фазная защита

УРОВ - устройство резервирования отказа выключателей

АПВ - автоматическое повторное включение

ТАПВ - трехфазное АПВ

УТАПВ - ускоренное ТАПВ

ОАПВ - однофазное АПВ

ЗНР - защита от неполнофазного режима

3. Требования к противоаварийной автоматике, выполняющей функции системного значения

     3.1. Общие положения

3.1.1. Система противоаварийной автоматики должна состоять из подсистем, решающих следующие задачи:

- предотвращение нарушения устойчивости;

- ликвидация асинхронного режима;

- ограничение снижения частоты;

- ограничение повышения частоты;

- ограничение снижения напряжения;

- ограничение повышения напряжения;

- ограничение перегрузки оборудования.

3.1.2. Подсистемы АЛАР, АОСЧ, АОПЧ, АОСН, АОПН должны выполняться в виде совокупности локальных устройств.

3.1.3. Подсистема АПНУ образуется локальными комплексами уровня энергоузла, а также централизованными комплексами уровня энергорайона или объединённой энергосистемы.

Централизованные комплексы ПА уровня объединенной энергосистемы должны размещаться на объектах Системного оператора. Централизованные комплексы ПА уровня энергорайона (энергосистемы) могут размещаться как на объектах Системного оператора, так и на иных энергообъектах.

3.1.4. Каждая подсистема противоаварийной автоматики в реальном времени должна осуществлять:

- выявление аварийной ситуации;

- определение места реализации, вида и значения (дозировки) УВ;

- реализацию УВ.

Для обеспечения функций системы ПА на подстанциях и электростанциях должны устанавливаться ПО, устройства АДВ, ИУ. Для передачи доаварийной информации, аварийных сигналов и аварийных команд управления должны использоваться высокочастотные каналы по ЛЭП, КЛС и ВОЛС, удовлетворяющие требованиям быстродействия и надежности функционирования устройств ПА.

В целях обеспечения требований по надёжности функционирования системы ПА каналы передачи аварийной и доаварийной информации ПА должны выполняться дублированными, проходящими, как правило, по разным трассам.

3.1.5. Указанные ПО устройства АДВ, ИУ могут выполняться в виде отдельных устройств или в виде совмещенных устройств, выполняющих функции двух или всех трех устройств (например, пускодозирующие устройства).

3.1.6. Учитывая этапность реконструкции действующих энергообъектов ЕЭС России, вновь вводимые устройства ПА на объектах должны интегрироваться в существующие комплексы ПА энергоузлов и энергообъединений и проектироваться с учётом возможности модернизации всей системы противоаварийной автоматики энегообъединения.

3.1.7. При реконструкции энергообъектов ЕЭС России морально и физически устаревшие устройства ПА должны заменяться на современные, выполненные на микропроцессорной элементной базе. При этом на энергообъектах должны быть решены вопросы электромагнитной совместимости.

3.1.8. Необходимость модернизации ПА энергосистемы возникает при реконструкции действующих или вводе новых энергобъектов, изменении схемы электрической сети, требований нормативно-технических документов и т.п.

3.1.9. При реконструкции или новом строительстве энергообъектов должны учитываться вопросы информационной интеграции устройств ПА с АСУ ТП энергообъектов. При этом система ПА является функционально самостоятельной от АСУ ТП энергообъекта. Аварийная информация для ПА и управляющие воздействия от ПА должны передаваться отдельно от АСУ ТП энергообъекта.

3.1.10. При реализации нескольких устройств ПА в едином комплексе (например, МКПА) необходима установка на энергообъекте двух взаиморезервирующих комплексов.     

     3.2. Требования к ПА в сети 330-750 кВ

В системообразующей сети 330-750 кВ для обеспечения надёжности режимов работы и в целях повышения пропускной способности электрических сетей ЕЭС России ЛЭП, а также оборудование электростанций и подстанций, должны оснащаться устройствами ПА.

3.2.1. Устройства ПА на ЛЭП 330-750 кВ

3.2.1.1. Для выполнения функций АПНУ на каждой ЛЭП:

в обязательном порядке должны устанавливаться следующие устройства ПА:

- ФОЛ (с каждой стороны ВЛ);

- УПАСК;

по необходимости:

- КПР;

- АРПМ.

3.2.1.2. Для выполнения автоматической ликвидации асинхронного полнофазного режима на каждой ЛЭП (со всех сторон) обязательно должно устанавливаться устройство АЛАР, включающее в себя функции основного и резервного действия.

Дополнительно к указанным устройствам АЛАР, по необходимости и при наличии обоснований, могут устанавливаться резервные устройства АЛАР, выполненные на других принципах и резервирующие устройство АЛАР не только данной ЛЭП, но и ЛЭП всего транзита.

Основное действие устройства АЛАР должно выполняться на первом цикле АР, иметь контроль изменения знака активной мощности, контроль электрического центра качаний, а также может иметь фиксацию знака скольжения. Зона основного действия не должна выходить за пределы защищаемой ЛЭП.