МІНІСТЕРСТВО ПАЛИВА ТА ЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ
НАКАЗ
01.12.2003 N 714
Зареєстровано
в Міністерстві юстиції України
18 грудня 2003 р. за N 1177/8498
Про затвердження Правил застосування системної
протиаварійної автоматики запобігання та ліквідації
небезпечного зниження частоти в енергосистемах
Відповідно до вимог Закону України "Про електроенергетику" ( 575/97-ВР ) щодо збереження цілісності і забезпечення надійного й ефективного функціонування Об'єднаної енергетичної системи України та з метою визначення взаємовідносин суб'єктів електроенергетики та споживачів у процесі розроблення та застосування системної протиаварійної автоматики запобігання та ліквідації небезпечного зниження частоти в енергосистемах наказую:
1. Затвердити Правила застосування системної протиаварійної автоматики запобігання та ліквідації небезпечного зниження частоти в енергосистемах, що додаються.
2. Департаменту електроенергетики (Улітічу) забезпечити подання на державну реєстрацію до Міністерства юстиції України наказу "Про затвердження Правил застосування системної протиаварійної автоматики запобігання та ліквідації небезпечного зниження частоти в енергосистемах".
3. Контроль за виконанням цього наказу покласти на заступника Міністра Чеха С.М.
Міністр С.Єрмілов
ПОГОДЖЕНО
Голова Національної комісії регулювання
електроенергетики України Ю.Продан
Затверджено
Наказ Мінпаливенерго України
01.12.2003 N 714
Зареєстровано
в Міністерстві юстиції України
18 грудня 2003 р. за N 1177/8498
Правила
застосування системної протиаварійної автоматики
запобігання та ліквідації небезпечного зниження
частоти в енергосистемах
1. Галузь використання
1.1 Ці Правила визначають вимоги до організації застосування системної протиаварійної автоматики (далі - ПА) запобігання та ліквідації небезпечного зниження частоти при дефіциті активної потужності в енергосистемах і об'єднаній енергетичній системі України (далі - ОЕС України).
1.2 Правила визначають взаємодію Національної енергетичної компанії "Укренерго" (далі - НЕК "Укренерго"), її структурних підрозділів (електроенергетичних систем), суб'єктів електроенергетики, що здійснюють виробництво, передавання і постачання електричної енергії (енергогенеруючих та електропередавальних організацій), а також споживачів електричної енергії (далі - споживачів) при розробленні та застосуванні ПА.
1.3 Правила визначають порядок підключення приєднань споживачів до пристроїв автоматичного частотного розвантаження (АЧР).
1.4 Правила є обов'язковими для всіх суб'єктів електроенергетики і споживачів, а також для проектних організацій незалежно від відомчої належності та форми власності.
2. Нормативні посилання
Під час розроблення цих Правил використовувались такі нормативно-правові акти та нормативні документи:
Закон України "Про електроенергетику" від 16 жовтня 1997 року N 575/97-ВР (із змінами та доповненнями);
Положення про Міністерство палива та енергетики України, затверджене Указом Президента України від 14 квітня 2000 року N 598/2000;
Положення про державний енергетичний нагляд за режимами споживання електричної та теплової енергії, затверджене постановою Кабінету міністрів України від 17 травня 2002 року N 665 ;
Положення про порядок накладення на суб'єктів господарської діяльності штрафів за порушення законодавства про електроенергетику, затверджене постановою Кабінету Міністрів України від 21 липня 1999 року N 1312;
ГКД 24.20.507-2003 Технічна експлуатація електричних станцій і мереж. Правила. Затверджені наказом Мінпаливенерго України від 13 червня 2003 року N 296;
ГКД 34.20.563-96 Інструкція "Ликвидация аварий и нарушений режима на энергопредприятиях и в энергообьединениях. Часть 1. Ликвидация технологических нарушений режима в электрической части энергопредприятий и энергообьединений", затверджена Міненерго України в 1996 році;
ГКД 34.20.575-2002 Стійкість енергосистем. Керівні вказівки. Затверджені наказом Мінпаливенерго України від 3 липня 2002 року N 404;
ГКД 34.35.511-2002 Правила підключення електроустановок споживачів до спеціальної автоматики відключення навантаження (САВН), затверджені наказом Мінпаливенерго України від 29 липня 2002 року N 449 і зареєстровані в Мін'юсті України 15 серпня 2002 року за N 667/6955;
ГКД 34.35.604-96 Технічне обслуговування пристроїв релейного захисту, протиаварійної автоматики, електроавтоматики, дистанційного керування і сигналізації підстанцій 110-750 кВ. Правила. Затверджені Міненерго України 13 жовтня 1995 року;
Інструкція про складання і застосування графіків обмеження та аварійного відключення споживачів, а також застосування протиаварійних систем зниження електроспоживання, затверджена наказом Мінпаливенерго України від 18 червня 2001 року N 270 та зареєстрована в Мін'юсті України від 05 липня 2001 року за N 561/5752;
Правила користування електричною енергією, затверджені постановою Національної комісії регулювання електроенергетики України від 22 серпня 2002 року N 928 та зареєстровані в Мін'юсті України 14 листопада 2002 року за N 903/7191.
3. Скорочення
У цих Правилах вживаються такі скорочення:
АВР - автоматичне включення резерву
АПВ - автоматичне повторне включення
АПВУС - автоматичне повторне включення з уловлюванням синхронізму
АСГАВ - автоматизована система спеціальних графіків аварійного відключення
АЧП - автоматичний частотний пуск
АЧР - автоматичне частотне розвантаження
АЧР-1 - перша категорія АЧР
АЧР-2Н - друга категорія АЧР, не суміщена з АЧР-1
АЧР-2С - друга категорія АЧР, суміщена з АЧР-1
АЕС - атомна електрична станція
ГЕС - гідравлічна електрична станція
КЗ - коротке замикання
ОЕС - об'єднана енергосистема
ПА - протиаварійна автоматика
САВН - спеціальна автоматика відключення навантаження
СГАВ - спеціальні графіки аварійного відключення
ТЕС - теплова електрична станція
ЧАПВ - частотне автоматичне повторне вмикання
ЧДА - частотна ділильна автоматика
4. Загальні положення
4.1 Застосування ПА запобігання та ліквідації небезпечного зниження частоти при раптовому виникненні дефіциту активної потужності в енергосистемах і ОЕС України передбачається в складі комплексу заходів протиаварійного керування відповідно до вимог статей 5 і 14 Закону України "Про електроенергетику" ( 575/97-ВР ), спрямованих на збереження цілісності і забезпечення надійного та ефективного функціонування ОЕС України.
4.2 Для запобігання і ліквідації аварій, у тому числі і системних, які можуть виникнути через зниження частоти при дефіциті активної потужності, у складі засобів ПА необхідно передбачити:
встановлення пристроїв АЧР для швидкої ліквідації дефіциту потужності, яка генерується;
встановлення пристроїв АЧП гідрогенераторів;
заходи щодо мобілізації резервної потужності електростанцій;
встановлення пристроїв ЧДА для відділення електростанцій на живлення власних потреб при значному дефіциті потужності;
встановлення пристроїв АСГАВ для запобігання зниження частоти до значення уставок технологічного захисту блоків АЕС, які діють на 10-відсоткове розвантаження їх теплової потужності;
встановлення пристроїв ЧАПВ для відновлення електропостачання споживачів після ліквідації аварійного зниження частоти.
5. Автоматичне частотне розвантаження (АЧР)
5.1 Загальні вимоги до АЧР
5.1.1 АЧР призначена для запобігання небезпечному зниженню частоти при виникненні дефіциту активної потужності, що загрожує розвитком аварії внаслідок порушення нормального режиму роботи механізмів власних потреб електростанцій чи порушення статичної стійкості енергосистем.
5.1.2 АЧР має децентралізовану структуру і виконується у вигляді сукупності окремих пристроїв, які діють на відключення певних приєднань на електростанціях, а також на підстанціях електроенергетичних систем, електропередавальних організацій і споживачів. Пристрої АЧР, як правило, повинні міститься на об'єктах електроенергетичних систем чи електропередавальних організацій.
5.1.3 При визначенні обсягу навантаження, яке відключається дією АЧР, мають бути розглянуті реально можливі накладання аварійних режимів та ремонтних схем, виявлені можливі варіанти виникнення аварійного дефіциту активної потужності, починаючи з локальних аварій. Необхідно враховувати, що одні й ті самі пристрої АЧР будуть діяти як при локальних, так і при системних аваріях, які супроводжуються неприпустимим зниженням частоти. Оцінка можливої величини дефіциту потужності виконується для всіх характерних режимів енергосистеми: вечірнього і ранкового максимумів, нічного і денного мінімумів для робочих, вихідних і святкових днів у різні періоди року.
При визначенні об'єму навантаження, яке відключається дією АЧР, слід виходити:
з можливості відключення живильних ліній;
з можливості відключення потужності, яка генерується;
з можливості відключення потужності, яка генерується, і наступного відключення "слабких" зв'язків унаслідок збільшення переданої потужності понад межу стійкості;
з можливості повного відділення енергосистеми або ОЕС від суміжних енергосистем або з можливості поділу її на частини за рахунок відключення міжсистемних (магістральних) зв'язків;
з можливості виникнення асинхронного ходу по окремих зв'язках і як наслідок цього, розвитку аварії з відключенням потужності, яка генерується.
5.1.4 Пристрої АЧР мають бути розміщені так, щоб можна було ліквідувати дефіцит потужності у всіх можливих аварійних режимах (від місцевих до загальносистемних). Визначення розміщення пристроїв АЧР доцільно починати з аналізу місцевих аварій, переходячи до аналізу більш загальних аварій (більш великий енергорайон, енергосистема, енергосистема з енергорайонами інших прилеглих енергосистем і т.д.).
5.1.5 Пристрої АЧР повинні бути розміщені так, щоб при їх роботі не порушувалася стійкість міжсистемних зв'язків. Якщо вибране за умовами ліквідації місцевих аварій АЧР достатнє за обсягом і правильно діє при загальносистемному дефіциті (тобто відновлює частоту і не порушує своєю дією стійкість енергосистеми), то будь-яких його змін не потрібно. Якщо ж його дія може порушити стійкість при загальному зниженні частоти, необхідно розглянути можливість запобігання такому розвитку аварії шляхом перерозподілу потужності, яка відключається дією АЧР, корегування уставок АЧР або використання спеціальної автоматики відключення навантаження (САВН).
5.1.6 За умовами безпечної експлуатації енергоблоків АЕС настроювання пристроїв АЧР має виконуватися з таким розрахунком, щоб навіть короткочасне зниження частоти нижче значення 46 Гц було цілком унеможливлене, тривалість роботи з частотою нижче значення 47 Гц не перевищувала 10 с, з частотою нижче значення 48 Гц - не перевищувала 1 хв, а з частотою нижче значення 49 Гц - не перевищувала 5 хв.
5.2 Категорії АЧР. Вимоги до уставок (черг) і обсягів навантаження, яке відключається
5.2.1 Установлюються такі три основні категорії АЧР:
АЧР-1 швидкодіюча (з витримкою часу, що не перевищує 0,5 с), яка має різні уставки за частотою і призначена для припинення зниження частоти, у тому числі:
спеціальна черга АЧР - для запобігання зниженню частоти в ОЕС до значення верхніх уставок АЧР-2 у випадках, коли не вдається реалізувати оперативні обмеження і відключення споживачів;
захисна черга АЧР - для запобігання спрацьовуванню аварійних захистів блоків АЕС при зниженні частоти;
АЧР-2Н - повільно діюча, яка має високу уставку за частотою і декілька уставок за часом зі значеннями вище уставок за часом АЧР-1 і призначена для підвищення частоти після дії АЧР-1 у випадку зависання її на неприпустимо низькому рівні;
АЧР-2С - повільно діюча, яка доповнює пристрої АЧР-1 другим пуском і має чотири високих уставки за частотою та уставки за часом зі значеннями вище уставок за часом АЧР-2Н. Призначена для припинення зниження частоти при порівняно повільному аварійному збільшенні дефіциту активної потужності, а також для підвищення частоти при недостатності або неефективності дії АЧР-2Н.
5.2.2 Для підвищення ефективності і гнучкості розвантаження необхідно виконувати суміщення дії пристроїв АЧР-1 і АЧР-2 для одних і тих самих приєднань споживачів, при якому пристрої АЧР-1 доповнюються другим пуском від пристроїв АЧР-2.
5.2.3 При суміщенні дії пристроїв АЧР-1 і АЧР-2 на відключення одних і тих самих приєднань споживачів, другий пуск від пристроїв АЧР-2 повинний, у першу чергу, здійснюватися на приєднання споживачів, підключених до пристроїв АЧР-1 з більш високими уставками за частотою (менш відповідальні споживачі). Черги АЧР-1 з більш низькими уставками за частотою (більш відповідальні споживачі) суміщаються з чергами АЧР-2, які мають більш низькі уставки за частотою і більш високі уставки за часом.
5.2.4 Суміщення дії пристроїв АЧР-1 і АЧР-2 дає можливість краще використовувати обсяги розвантаження і забезпечити завдану послідовність дії черг при миттєвому виникненні дефіциту активної потужності та при відносно повільному його наростанні в процесі аварії (каскадний розвиток аварії, зниження потужності електростанцій, які прийняли в початковий період додаткове навантаження, аварійне 10-відсоткове розвантаження АЕС при зниженні частоти нижче значення 49 Гц і т.д.).
5.2.5 Слід прагнути до здійснення другого пуску від пристроїв АЧР-2 усього навантаження, яке підключене до пристроїв АЧР-1.
5.2.6 Розподіл і настроювання пристроїв АЧР-1 і АЧР-2 мають дозволяти здійснювати розвантаження, погоджене з процесом зміни частоти. У міру зниження частоти спрацьовують пристрої АЧР-1 з дедалі нижчими уставками за частотою, для відновлення частоти - пристрої АЧР-2Н, в окремих режимах АЧР-2С з дедалі вищими уставками за часом. Це дозволяє виконати самонастроювану систему АЧР, яка забезпечує відключення приєднань споживачів, сумарна потужність яких у більшості випадків відповідає виниклому дефіциту, не побоюючись зайвих відключень, що особливо важливо в умовах імовірнісного характеру виникнення дефіциту потужності.
5.2.7 Потужність приєднань споживачів РАЧР-1 , які
підключаються до пристроїв АЧР-1 у кожному енергорайоні, енергосистемі, групі енергосистем чи ОЕС, з урахуванням запасів потужності має відповідати співвідношенню
| Р |
>= дельта Рг +0,05, АЧР-1 |
де дельта Рг - дефіцит потужності, яка генерується (тут і далі всі значення дані у відносних одиницях, причому за базисну потужність прийнята потужність навантаження енергорайону, енергосистеми чи ОЕС у початковому режимі до виникнення дефіциту потужності). При цьому обертовий резерв ТЕС належить до запасу потужності і не враховується.
5.2.8 Обсяг навантаження, яке підключається до спеціальної черги АЧР, має становити не менш 5% від споживання енергосистеми і не повинний заводитися під графіки відключень і дії засобів ПА. Не допускається відключення електроустановок споживачів від спеціальної черги АЧР більш ніж на 2 години.
5.2.9 Обсяг навантаження, яке підключається до захисної черги АЧР, має становити не менш 5% від споживання енергосистеми і може заводитися під графіки відключень і дію засобів ПА.
5.2.10 Обсяг навантаження, яке підключається до АЧР-2Н, має становити не менш 10% від споживання енергосистеми.
5.2.11 Сумарна потужність навантаження, яке підключається до пристроїв АЧР, при суміщенні дії АЧР-1 і АЧР-2 з урахуванням запасів потужності:
Р = Р + Р >= (дельта Р + 0,05) + 0,1 = дельта Р + 0,15.
АЧР АЧР-1 АЧР-2 г г
Необхідність створення запасу потужності в обсязі АЧР обумовлюється, по-перше, тим, що значення дефіциту активної потужності, який виникає, залежать від багатьох факторів, що мають імовірнісний характер (ніколи не виключений такий розвиток аварії, при якому дефіцит активної потужності, який виникає, може перевищити максимальний розрахунковий), по-друге, вимогами успішної ліквідації аварій з дефіцитом активної потужності в режимах вихідних, святкових днів, нічних годин і т.д.
5.2.12 При наявності в енергосистемі ГЕС, оснащених автоматикою мобілізації резерву потужності (АЧП гідрогенераторів), час фактичної мобілізації цього резерву враховується при виборі уставок за часом АЧР-2.
5.2.13 Уся потужність навантаження, підключеного до АЧР-2С, повинна бути розділена на кілька частин (наприклад, 20, 20, 30, і 30 відсотків загального обсягу) за уставками АЧР-2 за частотою.
5.2.14 Слід прагнути до повного використання всіх наявних і тих, які встановлюються, пристроїв АЧР для здійснення найбільш гнучкого розвантаження, виходячи з якомога більшого наближення потужності приєднань споживачів, які фактично відключаються в кожному випадку, до реально здатних виникнути різних значень дефіциту потужності. Для цього необхідно по можливості більш рівномірно розподіляти за чергами потужність навантаження, що приєднується до пристроїв АЧР-1, АЧР-2, а також до ЧАПВ, і мати якомога більшу кількість рівномірно розподілених відповідно за частотою і за часом черг із мінімальними інтервалами між ними. Мінімальні інтервали для АЧР-1 по можливості слід брати рівними значенню 0,1 Гц, для АЧР-2 - 3 с, а для ЧАПВ 5 с. При цьому треба мати на увазі, що якби, наприклад, до перших черг АЧР приєднувалось навантаження підприємств з однозмінним режимом роботи і спільними вихідними днями, то це призвело б до відсутності у розвантаженні таких черг у вечірні та нічні години, а також у вихідні дні.
5.2.15 Необхідні обсяги розвантаження мають бути забезпечені й у тому разі, коли значну частку навантаження складають відповідальні споживачі.
5.2.16 В експлуатації допускається за рахунок розкиду уставок реле неселективна робота суміжних черг, а також неселективна дія окремих пристроїв АЧР-2 у випадках відносно повільного зниження частоти с наближенням до верхньої уставки АЧР-2.
5.2.17 Для всіх енергосистем, що входять в ОЕС України, рішенням НЕК "Укренерго" встановлюються спільні граничні умови дії пристроїв АЧР і ЧАПВ:
верхня межа уставок за частотою пристроїв АЧР-2 - від 49,1 до 49,0 Гц, при цьому діапазон уставок за частотою пристроїв АЧР-2 має становити від 0,3 до 0,4 Гц від верхньої межі з інтервалом за чергами 0,1 Гц;
верхня межа уставок за частотою пристроїв АЧР-1 на 0,2-0,3 Гц нижче відповідної верхньої межі уставок пристроїв АЧР-2;
нижня межа уставок за частотою пристроїв АЧР-1 - не нижче 47,2 Гц;
уставка пристроїв спеціальної черги АЧР - 49,2 Гц;
уставка пристроїв захисної черги АЧР - 49,1 Гц;
уставка за часом пристроїв АЧР-1, у тому числі спеціальної черги і захисної черги, - мінімальна (за умовами запобігання неселективній роботі реле частоти);
початкова уставка за часом пристроїв АЧР-2 - від 5 до 10 с;
кінцева уставка за часом пристроїв АЧР-2 - 60 с, а в умовах можливої мобілізації потужності ГЕС - від 70 до 90 с;
уставки за часом пристроїв АЧР-2С необхідно встановлювати зростаючими від пристроїв з більш високими уставками за частотою до пристроїв з більш низькими уставками за частотою;
межі уставок за частотою пристроїв ЧАПВ - від 49,4 до 50 Гц;
початкова уставка за часом пристроїв ЧАПВ - від 10 до 20 с.
5.2.18 Для запобігання помилковій роботі пристроїв АЧР у разі синхронних коливань при уставках за частотою від 47,5 до 49,0 Гц достатня витримка часу від 0,2 до 0,3 с, а в більшості випадків - від 0,1 до 0,15 с. Помилкова дія при синхронних хитаннях черг з уставками за частотою нижче значення 47,5 Гц практично виключена. Для запобігання помилковій роботі пристроїв АЧР з індукційним реле частоти при знятті і подачі контрольованої напруги достатня витримка часу від 0,25 до 0,3 с.
5.2.19 Прискорення дії пристрою АЧР-1 істотно знижує імовірність глибокого зниження частоти, тому необхідно прагнути до скорочення витримок часу черг пристроїв АЧР-1. В умовах можливого виникнення значних дефіцитів потужності витримку часу черг пристроїв АЧР-1 з індукційним реле частоти необхідно приймати не більш 0,2-0,3 с, а з напівпровідниковим або мікропроцесорним реле частоти - до 0,15 с.
5.2.20 Слід прагнути до збільшення числа черг і пристроїв розвантаження і зменшенню значення розвантаження, що припадає на кожну чергу, при цьому ступені між чергами розвантаження можуть бути мінімальними. Чим більше число черг і, отже, менше навантаження, яке відключається кожною чергою, тим більш гнучкою стає вся система розвантаження.
5.2.21 Енергосистеми, що входять в ОЕС (чи вузли енергосистеми), можуть мати неоднакову кількість черг АЧР. Погодженість їхньої дії забезпечується однаковими граничними межами уставок і рівномірним розподілом за потужністю і за уставками проміжних черг у цих межах. Допускається істотне відхилення від рівномірного розподілу потужності за чергами, якщо це потрібно для запобігання перевантаженням "слабких" зв'язків і для урахування різної відповідальності споживачів в енергосистемах (вузлах). Але при цьому все одно має забезпечуватись ефективна дія пристроїв розвантаження при будь-яких можливих варіантах виникнення дефіциту потужності.
5.2.22 При відхиленні від рівномірного розподілу потужності бажане збільшення обсягу АЧР в області більш високих частот. При цьому для окремих енергосистем і енергорайонів необхідно перевіряти величину потужності електроустановок споживачів, підключених до перших черг АЧР-1, за умовою запобігання (при спрацьовуванні цих черг) підвищення частоти вище уставок спрацьовування пристроїв ЧАПВ. Це необхідно також враховувати і при укрупненні черг пристроїв АЧР-2.
5.2.23 У вузлах і енергорайонах енергосистем, де можливе одночасне глибоке зниження частоти і напруги при значному дефіциті активної потужності, у пристроях АЧР і ЧДА для запобігання відмовам чи для істотного зменшення похибки індукційні реле частоти слід заміняти напівпровідниковими, які мають малу залежність уставки від напруги. При відсутності напівпровідникових (мікропроцесорних) реле частоти необхідно підключати індукційні реле частоти через спеціальний трансформатор з переключенням відпайок при зниженні напруги або через стабілізатор напруги. В останньому випадку через несинусоїдальність вихідної напруги стабілізатора настроювання реле частоти слід робити при його включенні спільно зі стабілізатором.
5.2.24 Пристрої АЧР на базі напівпровідникових (мікропроцесорних) реле частоти дозволяють також виконувати розвантаження з меншими витримками за часом, ніж пристрої з індукційним реле частоти. Тому напівпровідникові (мікропроцесорні) реле частоти слід, насамперед, використовувати для виконання черг пристроїв АЧР-1, а при суміщенні дії пристроїв АЧР-1 і АЧР-2 на відключення одних і тих самих електроустановок споживачів - для швидкодіючого пуску пристроїв АЧР-1.
5.3 Вимоги до АЧР при короткочасному зниженні частоти
Для запобігання відключень електроустановок споживачів дією пристроїв АЧР у випадках короткочасного зниження частоти при коротких замиканнях (КЗ) або при перервах електропостачання під час дії пристроїв АПВ і АВР на відповідних приєднаннях слід застосовувати:
блокіровки, які забороняють дію пристроїв АЧР при припиненні живлення (наприклад, за зникненням струму чи потужності в живильних лініях або трансформаторах);
блокіровки, які забороняють дію пристроїв АЧР, за розходженням протікання процесів зниження частоти і напруги в енергосистемі і при вибігу синхронних двигунів;
пристрої АЧР із витримкою часу (АЧР-2);
забезпечення попереднього (до дії пристроїв АЧР) відключення або гасіння поля (з наступною ресинхронізацією) синхронних компенсаторів.
Крім цього, для зменшення тривалості перерви живлення електроустановок споживачів, слід:
встановлювати пристрої АЧР з ЧАПВ;
зменшувати час дії пристроїв АПР та АВР при технічній можливості.
6. Частотне автоматичне повторне включення (ЧАПВ)
6.1 Після спрацювання черг АЧР-1 і АЧР-2 відбувається відновлення частоти до значення уставок за частотою пристроїв АЧР-2 і вище. У ряді електроенергетичних систем є можливість після роботи пристроїв АЧР ліквідувати виниклий дефіцит шляхом мобілізації резервної потужності ГЕС за допомогою пристроїв автоматики частотного пуску гідрогенераторів або їхнього переведення з режиму синхронного компенсатора в режим видачі активної потужності. У цих умовах з'являється можливість здійснити повторне включення електроустановок споживачів, відключених пристроями АЧР. Ці функції виконують пристрої ЧАПВ.
6.2 Пристрої ЧАПВ, у першу чергу, необхідно встановлювати при таких умовах:
значна відповідальність частини споживачів (споживачі, які відключаються останніми чергами пристроїв АЧР-2 і особливо АЧР-1);
більш висока ймовірність дії частини пристроїв АЧР (перші черги АЧР-1 і особливо АЧР-2);
значний час, що вимагається для відновлення живлення деяких споживачів після дії пристроїв АЧР і ліквідації дефіциту потужності (підстанції, яки не мають постійного чергового персоналу, телекерування, чергувань удома, розташовані далеко від пункту розміщення оперативно-виїзних бригад і т.п.).
6.3 Для запобігання розвитку аварії чи збільшення часу її ліквідації через дію пристроїв ЧАПВ і в той самий час для забезпечення включення більшої частини навантаження дією пристроїв ЧАПВ, можна застосовувати пристрої ЧАПВ із контролем процесу зміни частоти після їхнього спрацювання.
6.4 Черговість підключення приєднань споживачів до пристроїв ЧАПВ, як правило, зворотна черговості підключення до пристроїв АЧР. Значення уставок за частотою і за часом пристроїв ЧАПВ мають бути мінімальними для черги пристроїв АЧР із найнижчою уставкою за частотою, рівномірно (по можливості) підвищуватися від черг пристроїв АЧР із низькими уставками за частотою до черг із високими уставками і досягати максимальних значень для черги пристроїв АЧР із найбільш високим значенням уставки за частотою.
6.5 Кінцеве значення уставки за часом пристроїв ЧАПВ у залежності від конкретних умов може задаватися для електроенергетичних систем різною і не обмежуватися (виходячи з можливості ліквідації дефіциту потужності після відновлення паралельної роботи).
6.6 В енергосистемах за рахунок мобілізації потужності ГЕС, повторних включень і синхронізації за міжсистемними зв'язками слід орієнтуватися на збільшення числа пристроїв ЧАПВ аж до установки їх на всіх пристроях АЧР (пристрої АЧР і ЧАПВ слід виконувати на базі одного реле частоти, яке має декілька уставок за частотою). При цьому кінцеве значення уставки за часом пристроїв ЧАПВ може братися від 90 до 120 с і більше.
6.7 При підключенні на підстанції до однієї черги ЧАПВ декількох приєднань вимикачі слід включати по черзі з витримкою часу не менш ніж 1 с, якщо це необхідно за умовами роботи джерел оперативного струму.
6.8 При орієнтації на ресинхронізацію енергосистем (чи їх частин) після дії пристроїв АЧР і повторного включення міжсистемних зв'язків уставки пристроїв ЧАПВ за частотою необхідно брати вище частоти ресинхронізації і включення зв'язків пристроями АПВУС. Необхідно, щоб ЧАПВ відбувалося після ресинхронізації чи після дії пристроїв АПВУС, для чого уставки за часом пристроїв ЧАПВ повинні бути збільшені. Якщо зв'язок, по якому відбувається ресинхронізація, є "слабким" і ЧАПВ приєднань споживачів після ресинхронізації може привести до повторного порушення стійкості, застосування ЧАПВ має бути обмежене.
7. Вимоги до АЧР і ЧАПВ на тягових підстанціях
7.1 Уставки пристроїв АЧР і ЧАПВ задаються електроенергетичною системою. При цьому відключення навантаження електротяги має передбачатися в останніх за частотою і за часом чергах АЧР, а зворотне включення - у перших за часом чергах ЧАПВ. Відповідальність за відповідність уставок і справність дії пристроїв АЧР і ЧАПВ несе персонал, який обслуговує відповідні підстанції.
7.2 Навантаження електротяги, яке відключається дією пристроїв АЧР від однієї тягової підстанції, на період дії пристроїв АЧР не повинне передаватися через контактну мережу на сусідні тягові підстанції.
7.3 Дією пристроїв АЧР не повинне зніматися живлення з ділянок:
на яких є обривні місця;
на яких за умовами профілю не може бути забезпечене рушання потяга після зупинки;
з довгими спусками, де застосовується рекуперативне гальмування.
7.4 Дією пристроїв АЧР не повинні відключатися лінії, які живлять пристрої сигналізації, централізації, блокування і зв'язку, а також трансформатори власних потреб підстанцій.
8. Додаткове автоматичне розвантаження
8.1 У гостродефіцитних вузлах і енергорайонах, де можливий дефіцит потужності більш ніж 45% від наявного навантаження і, отже, можлива така швидкість зниження частоти, а також напруги, при яких АЧР може виявитися неефективним, крім АЧР має передбачатися додаткове автоматичне розвантаження.
8.2 Додаткове автоматичне розвантаження застосовується для запобігання аваріям з великим дефіцитом активної потужності і високою швидкістю зниження частоти. При таких аваріях глибокі зниження частоти збільшуються сумою витримок часу (черг АЧР-1, самих реле частоти і вимикачів) і призводять до запізнювання спрацьовування пристроїв АЧР.
8.3 Для виконання додаткового автоматичного розвантаження слід у першу чергу здійснювати автоматичне відключення приєднань споживачів у необхідному обсязі за факторами, які характеризують виникнення локального дефіциту активної потужності незалежно від процесу зниження частоти (аварійне відключення генераторів, відключення вимикачів ліній і трансформаторів, зміна значення потужності або струму тощо). Як додаткове автоматичне розвантаження може бути використана спеціальна автоматика відключення навантаження (САВН).
8.4 При виконанні додаткового автоматичного розвантаження особливо важливо його швидкодія, тому слід прагнути до забезпечення його спрацьовування на початку процесу зниження частоти. Допускається підключення одних і тих самих приєднань споживачів до пристроїв додаткового автоматичного розвантаження та АЧР. У цьому випадку потужність, яка підключається до пристроїв АЧР, повинна задовольняти вимогам ліквідації загальносистемного дефіциту активної потужності.
8.5 Персоналу суб'єктів електроенергетики та споживачів при зависанні частоти на рівні 49,5 Гц і нижче забороняється переводити навантаження при відключенні джерел живлення на інші джерела, які залишилися.
9. Частотна ділильна автоматика (ЧДА)
9.1 Ефективним заходом, який дозволяє успішно мінімізувати збитки від аварії із значним дефіцитом активної потужності, є використання частотної ділильної автоматики (ЧДА).
9.2 ЧДА призначена для відділення електростанцій чи їх частин із приблизно збалансованим навантаженням чи для виділення окремих агрегатів на живлення власних потреб, а також для створення умов прискореного відновлення паралельної роботи енергосистем чи їх частин після частотної аварії.
9.3 Пристрої ЧДА слід застосовувати:
для резервування дії пристроїв АЧР і додаткового автоматичного розвантаження при аваріях;
замість пристроїв додаткового автоматичного розвантаження в енергорайонах з особливо великим дефіцитом активної потужності, якщо за якимись причинами має місце недостатній обсяг розвантаження або виконання САВН за місцевими факторами пов'язано із серйозними труднощами (за умовами відповідальності споживачів немає можливості швидко відключити навантаження крупного споживача або крупну живильну лінію або навантаження сильно розосереджені по системі і т.д.) чи якщо навантаження, живлення якого зберігається, має високий ступінь відповідальності, а навантаження, яке відключається дією пристроїв АЧР до чи після відділення електростанції, менш відповідальне.
9.4 ЧДА має виконуватися у відповідності з проектними рішеннями і встановлюватися на всіх електростанціях та блок-станціях, для яких вона може бути виконана за умовами їх роботи (схема електростанції або блок-станції, її положення в мережі, обмеження за теплофікаційним режимом тощо).
9.5 Для електростанцій, на яких виконання такої ЧДА буде визнано неможливим чи недоцільним, необхідно підготувати й затвердити відповідні рішення з необхідним мотивуванням. Зазначені рішення, а також відомості про виконання (реконструкцію) автоматики треба направляти в НЕК "Укренерго".
9.6 Розроблення й виконання ЧДА (чи проведення її реконструкції) необхідно здійснювати з дотриманням таких положень:
для електростанцій малої потужності а також для блокових електростанцій у першу чергу повинне розглядатися здійснення дії ЧДА на відділення електростанції (або її частини для блочних електростанцій) із приблизно збалансованим навантаженням найближчих енергорайонів. При цьому необхідно прагнути до мінімального числа вимикачів, які спрацьовують, та уникати складних операцій переключень і телевідключень. При відділенні електростанції на приблизно збалансоване навантаження кращим є утворення невеликого надлишку потужності, яка генерується, і підвищення частоти;
для блокових електростанцій, на яких не вдається застосувати автоматику, що відділяє електростанцію чи її частину, має передбачатися дія ЧДА на відділення одного блока з його власними потребами. При цьому має бути забезпечена та експериментально перевірена надійна робота блока з навантаженням його власних потреб протягом не менш 15 хвилин при всіх режимах і технологічних схемах, зокрема за умовами забезпечення живлення теплових власних потреб відокремлюваного блока. При необхідності повинне бути передбачене переведення дії ЧДА на іншій у такий же спосіб підготовлений блок.
9.7 В інструкціях для оперативного персоналу блокових електростанцій з ЧДА повинні міститися чіткі вказівки щодо збереження в роботі блока, який відділився, щодо його використання для запуску інших блоків, якщо станеться їх зупинка, щодо включення блока в електричну мережу та щодо приймання навантаження.
9.8 ЧДА для відділення ТЕС із приблизно збалансованим навантаженням виконується з двома пусковими органами: один з частотою і часом спрацьовування відповідно від 46,8 до 45,8 Гц і 0,5 с, а інший - з частотою і часом спрацьовування відповідно близько 47,5 Гц і від 30 до 40 с. При цьому на блокових електростанціях для пусків з малою витримкою часу слід вибирати по можливості менші (у встановлених межах) уставки за частотою, а для пусків з великою витримкою часу - по можливості більші (у встановлених межах) уставки за часом.
9.9 Можливість вибору дещо різних уставок пуску треба використовувати для створення відносної селективності (наприклад, для відділення раніше тієї з двох ТЕС, від якої залежить водопостачання і іншої електростанції).
9.10 Для створення відносної селективності дії ЧДА на електростанціях, розташованих у різних точках мережі, слід проробляти можливість уведення додаткових пускових блокувальних імпульсів у залежності від розташування електростанції в системі, наприклад за зниженням напруги, за зміною значення чи напрямку потужності в електричній мережі.
9.11 Для електростанцій, розташованих у енергорайонах, де можливий особливо значний дефіцит потужності і де з якихось причин тимчасово недостатній обсяг розвантаження (особливо, якщо місцеві споживачі є найбільш відповідальними), допускається неселективна стосовно роботи пристроїв АЧР-1 дія ЧДА з уставками за частотою в межах від 47,5 Гц до 47,2 Гц і за часом не більше ніж 1 с.
9.12 При наявності в енергосистемі крупних підприємств, які споживають теплову енергію від турбін електростанцій, необхідно враховувати можливість зменшення потужності, яка генерується, внаслідок повного або часткового припинення споживання теплової енергії в результаті відключення зазначених підприємств пристроями АЧР, що може призвести до подальшого зниження частоти. У подібних випадках слід орієнтуватися на перенесення відповідних пристроїв АЧР безпосередньо на підстанції споживачів, де можна відключити тільки електроустановки споживачів, не зв'язаних зі споживанням теплової енергії.
9.13 Для відновлення живлення споживачів, електроустановки яких відключаються в результаті дії додаткового автоматичного розвантаження чи ЧДА, рекомендується використовувати наявні можливості переключення за допомогою пристроїв АВР на інші джерела потужності, яка генерується, що не зв'язані з виниклим дефіцитом потужності.
10. Автоматика частотного пуску (АЧП) гідрогенераторів
10.1 Усі наявні в енергосистемах ГЕС повинні бути оснащені автоматикою частотного пуску (АЧП), яка діє при зниженні частоти.
АЧП складається з:
пристроїв автоматичного пуску резервних гідрогенераторів;
пристроїв автоматичного переведення в генераторний режим генераторів, які працюють у режимі синхронних компенсаторів;
пристроїв прискорення набору навантаження на гідрогенераторах, які мають резервну потужність (прискорення дії регуляторів швидкості).
10.2 На ГЕС уставка за частотою пристроїв, які забезпечують пуск резервних агрегатів, переведення агрегатів, які працюють як синхронні компенсатори, у генераторний режим і прискорення набору навантаження працюючими агрегатами, вибирається в межах від 48,8 Гц до 49,7 Гц.
10.3 Окрім уставки частотного пуску задається і уставка повернення АЧП. Як правило, її величина на 0,2 Гц вища за уставку частотного пуску. При підвищенні частоти і досягненні уставки повернення АЧП, припиняється подальше автоматичне набирання потужності на гідрогенераторах. Величини уставок АЧП для ГЕС енергосистем задає НЕК "Укренерго".
11. Автоматизована система спеціальних графіків
аварійного відключення (АСГАВ)
11.1 Для запобігання порушенню режиму роботи ОЕС України або її окремих енергорайонів унаслідок дефіциту активної потужності, зниження частоти, порушення режиму допустимих перетікань і перевантаження елементів мережі, порушення допустимих режимів роботи ГЕС, зниження напруги в контрольних пунктах енергосистем до аварійного рівня застосовуються спеціальні графіки аварійного відключення (СГАВ).
11.2 З метою підвищення ефективності і оперативності застосування в аварійних ситуаціях частина розроблених СГАВ автоматизується.
АСГАВ призначена для запобігання системним аваріям зі зниженням частоти до уставок технологічного захисту блоків АЕС, який діє на 10-відсоткове розвантаження їх теплової потужності.
11.3 Пристрої АСГАВ розміщуються на опорних підстанціях напругою 220-330 кВ електроенергетичних систем, реагують на зниження частоти до значення 49,05 Гц (49,00 Гц в Північній електроенергетичній системі) і з витримкою часу 0,5 с діють на відключення приєднань напругою 110-150 кВ, які підключені до СГАВ, з забороною АПВ. Максимальна ефективність дії СГАВ досягається після підготовки схем мережі напругою 110-150 кВ за командою чергового диспетчера НЕК "Укренерго".
11.4 Перелік підстанцій, які задіяні під автоматичне відключення приєднань, а також вимоги до уставок за частотою та за витримкою часу визначаються НЕК "Укренерго" та електроенергетичними системами.
12. Підключення електроустановок споживачів до АЧР
12.1 Підключення електроустановок споживачів до АЧР необхідно виконувати відповідно до вимог правил "Технічна експлуатація електричних станцій та мереж", затверджених наказом Мінпаливенерго України від 13 червня 2003 року N 296 і Інструкції про складання і застосування графіків обмеження та аварійного відключення споживачів, а також застосування протиаварійних систем зниження електроспоживання, затвердженої наказом Мінпаливенерго України від 18 червня 2001 року N 270 та зареєстрованої в Мін'юсті України 05 липня 2001 року за N 561/5752;
12.2 Потужність електроустановок споживачів, які підключаються до пристроїв АЧР (обсяг АЧР), і розташування пристроїв АЧР мають вибиратися так, щоб унеможливити виникнення лавини частоти і лавини напруги при будь-яких реально можливих випадках аварійного відключення потужності, яка генерується, та поділу енергосистем чи ОЕС України на окремі частини.
12.3 Обсяг АЧР формується з навантажень електроустановок (приєднань) споживачів будь-якої категорії з надійності електропостачання (крім електроустановок споживачів особливої групи першої категорії). В залежності від категорії з надійності електропостачання, електроустановки відповідальних споживачів необхідно підключати до черг АЧР з більш низькими уставками за частотою.
12.4 Потужність електроустановок споживачів, які підключаються до пристроїв АЧР, в окремих вузлах енергосистеми визначається з умов запобігання розвитку найбільш тяжких місцевих і загальносистемних аварій і береться з 5-відсотковим запасом потужності.
12.5 Пристрої АЧР, як правило, мають міститися на об'єктах суб'єктів електроенергетики. У тому разі, коли через необхідність частина пристроїв АЧР встановлена на об'єктах споживачів, у тому числі на тягових підстанціях, їх стан має періодично (не менше двох разів на рік) контролюватися персоналом суб'єктів електроенергетики. Пристрої АЧР, установлені на об'єктах споживачів, слід резервувати на об'єктах суб'єктів електроенергетики пристроями АЧР з нижчими уставками за частотою і більшими уставками за часом спрацьовування.
12.6 Для споживачів, у яких встановлені пристрої АЧР, режими роботи і розміщення пристроїв АВР в електричних мережах і у споживачів необхідно погоджувати таким чином, щоб при спрацьовуванні пристроїв АВР не відбулося відновлення живлення навантаження, яке було відключене дією АЧР, від тих самих джерел живлення. При необхідності застосовувати спеціальні заходи, наприклад, однобічну дію пристроїв АВР (переключення тільки з джерел, які не відключаються пристроями АЧР, на джерела, які відключаються, або з джерел, які відключаються більш низькими за частотою і більш високими за часом чергами АЧР на ті, що діяли раніше), здійснення блокувань, що забороняють дію пристроїв АВР при зниженні частоти, та ін.
12.7 Персоналу суб'єктів електроенергетики і споживачів забороняється переводити живлення навантаження, яке відключене дією пристроїв АЧР, на інші лінії (приєднання). Порушення цієї вимоги може призвести до розвитку аварії в енергосистемі, відключенню джерел живлення, які залишилися, і повному припиненню живлення всього навантаження підприємства.
12.8 Контроль фактичного навантаження електроустановок споживачів, підключених до пристроїв АЧР - ЧАПВ, технічного стану пристроїв АЧР - ЧАПВ та підготовленість відповідного персоналу споживачів має здійснюватися персоналом суб'єктів електроенергетики не менше двох разів на рік у режимні дні.
13. Відповідальність посадових осіб за розроблення і
застосування системної протиаварійної автоматики
запобігання та ліквідації небезпечного зниження
частоти в енергосистемах
13.1 НЕК "Укренерго" щорічно готує і затверджує в Мінпаливенерго України спеціальне рішення з принципів формування АЧР - ЧАПВ в ОЕС України. На підставі затвердженого рішення з принципів формування АЧР - ЧАПВ НЕК "Укренерго" задає електроенергетичним системам з урахуванням структури генерації (частки АЕС і ТЕС) та балансу потужності (надлишкова чи дефіцитна):
значення граничних уставок АЧР-1, спеціальної черги АЧР, захисної черги АЧР, АЧР-2Н та АЧР-2С;
сумарні мінімальні обсяги навантаження, підключеного до всіх категорій АЧР, і вимоги до обсягів навантаження окремих черг;
значення уставок спрацьовування і максимальні обсяги ЧАПВ;
значення уставок спрацьовування ЧДА електростанцій.
13.2 Електроенергетичні системи на своїй території задають електропередавальним організаціям відповідні обсяги АЧР - ЧАПВ (у відсотках від величини споживання) за винятком власних потреб електростанцій і втрат в основній мережі, а також вимоги до уставок за частотою і за часом.
Розроблені відповідною службою електропередавальної організації завдання АЧР (обсяги навантаження, значення уставок спрацьовування і перелік приєднань споживачів) підписуються керівником служби, затверджуються керівництвом електропередавальної організації та погоджуються головним диспетчером відповідної електроенергетичної системи.
13.3 НЕК "Укренерго" відповідальна за правильність і своєчасність відповідних вказівок електроенергетичним системам з питань АЧР - ЧАПВ, контролює за їхніми звітними даними виконання заданих обсягів розвантаження в енергосистемах у частині ліквідації дефіциту потужності в ОЕС України чи в її частинах.
13.4 Електроенергетичні системи відповідальні за правильний розподіл між електропередавальними організаціями обсягів АЧР - ЧАПВ, а також за технічну реалізацію і контроль за роботою пристроїв АЧР - ЧАПВ на підстанціях основної мережі ОЕС України.
13.5 Електропередавальні організації та споживачі відповідальні за технічну експлуатацію пристроїв АЧР - ЧАПВ, установлених на їх об'єктах.
13.6 Споживачі зобов'язані забезпечувати безперешкодний допуск персоналу електроенергетичних систем та електропередавальних організацій для нагляду за технічним станом пристроїв АЧР - ЧАПВ та контролю за обсягами навантаження і заданими уставками.
13.7 Персонал суб'єктів електроенергетики відповідальний за:
своєчасне застосування та ефективність дії АЧР при аварійних зниженнях частоти в ОЕС України, енергосистемах чи їх частинах;
відновлення (дією пристроїв ЧАПВ і оперативним персоналом) електропостачання споживачів, електроустановки яких були відключені пристроями АЧР, після ліквідації дефіциту потужності.
13.8 Енергогенеруючі організації (електростанції) відповідальні за автоматичну мобілізацію резервів потужності при зниженні частоти.
13.9 Контроль за виконанням вимог цих Правил покладається на Державну інспекцію з експлуатації електричних станцій і мереж та на Державну інспекцію з енергетичного нагляду за режимами споживання електричної та теплової енергії (у частині питань, які стосуються споживачів електричної енергії).
13.10 За порушення законодавства про електроенергетику вині особи несуть відповідальність у встановленому законодавством України порядку.
Заступник директора Департаменту електроенергетики Б.Дацишин