1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ.

• Настоящая инструкция разработана на основании "Инструкции по ликвидации аварий и нарушений режима на энергопредприятиях и в энергообъединениях"(ГКД 34.20.563-96), Инструкции ОД-11 "По предотвращению и ликвидации технологических нарушений (аварий) в ОЭС Украины" и содержит общие положения о разделении функций, при ликвидации нарушений режимов, между различными звеньями оперативного персонала, а также дает основные положения по ликвидации технологических нарушений, общие для всех энергопредприятий Донбасской энергосистемы.

• Знание инструкции обязательно для:
• Старших диспетчеров и диспетчеров ДС ДЭС;
• Диспетчеров МЭС, подстанций;
• Начальников смен электростанций и начальников смен электроцехов электростанций;
• Дежурных подстанций 220 кВ и выше;
• Диспетчеров ОАО «Облэнерго».

• В инструкции нельзя заранее предусмотреть все случаи, которые могут встретиться на практике. Поэтому, наряду с выполнением требований Инструкции, персонал обязан проявлять необходимую инициативу и

самостоятельность в решении отдельных, не предусмотренных данной
Инструкцией, конкретных вопросов, связанных с ликвидацией аварийных ситуаций. Однако, такие самостоятельные действия не должны
противоречить основным положениям настоящей Инструкции и инструкции "Ликвидация аварий и нарушений режима на энергопредприятиях и энергообъединениях".

2. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ ОПЕРАТИВНОМУ ПЕРСОНАЛУ ПО ЛИКВИДАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ И АВАРИЙ.

• Оперативный персонал должен ликвидировать технологическое нарушение или аварию, не отвлекаясь на операции, связанные с решением второстепенных задач, сосредоточив свое внимание на решении главных вопросов. При наличии непосредственной угрозы безопасности людей и в случае явной угрозы повреждения оборудования, разрешается отключать любое оборудование.

2.2. Все переключения в аварийных условиях про изводятся оперативным персоналом в соответствии с местными Инструкциями, ПТЭ,
ПБЭЭ при обязательном применении, где это требуется, необходимых
защитных средств.
При переключениях, необходимые операции с релейной защитой (РЗ) и
противоаварийной автоматикой (ПА) производятся в соответствии с
Инструкциями по релейной защите и противоаварийной автоматике.

• При выполнении самостоятельных действий, оперативный персонал обязан руководствоваться следующим:
• при опробовании напряжением отключившегося оборудования вручную, следует немедленно отключить выключатели при включении их на короткое замыкание (к.з.);
• подачу напряжения на обесточенные участки электросети и распредустройств (РУ) напряжением 110кВ следует производить со стороны РУ (трансформатора, имеющего заземленную нейтраль)с контролем соответствия пропускной способности элементов, по которым подается напряжение на включенную нагрузку.

• Оперативный персонал ДЭС, энергопредприятий и энергообъектов не должен вмешиваться в работу системной ПА основной сети, автоматики узлов, оборудования, ВЛ, систем шин.

• При наличии непосредственной угрозы безопасности людей и в случае явной угрозы повреждения оборудования, разрешается самостоятельно отключать любое оборудование с последующим уведомлением вышестоящего оперативного персонала.

3. ОБЯЗАННОСТИ, ВЗАИМООТНОШЕНИЯ И ОТВЕТСТВЕННОСТЬ ОПЕРАТИВНОГО ПЕРСОНАЛА НЭК «УКРЭНЕРГО», ДЭС, ОБЛЭНЕРГО, ЭЛЕКТРОСЕТЕЙ, ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ПРИ ЛИКВИДАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ (АВАРИЙ).

3.1. Руководство ликвидацией технологических нарушений или аварий, охватывающих две или несколько энергосистем, осуществляется диспетчером
НЭК «Укрэнерго».

3.2. Руководство ликвидацией технологических нарушений на оборудовании производится персоналом, в оперативном управлении которого оно находится, согласно утвержденного перечня распределения оборудования по способу диспетчерского управления.

Ликвидация технологических нарушений (аварий), отражающихся на работе одного предприятия ЭС, производится под руководством диспетчера этих электрических сетей.

Нижестоящий оперативный персонал обязан во время ликвидации технологических нарушений (аварий) на энергообъекте, предприятии поддерживать связь с диспетчером ДЭС и информировать его о положении на энергообъекте, предприятии.

3.3. Диспетчеру ДЭС предоставляется право вмешиваться в ход ликвидации
нарушений на оборудовании, не находящемся в его оперативном управлении или ведении, если это вызывается необходимостью.

Диспетчер ДЭС имеет право предоставлять нижестоящему оперативному
персоналу производить все операции по ликвидации технологических
нарушений (аварий) и предупреждению их развития, если такие действия
не требуют координации действий оперативного персонала объектов
между собой, даже на оборудовании, находящемся в его оперативном
управлении.

3.4. При ликвидации технологических нарушений (аварии) диспетчер ДЭС,
МЭС, ОАО «Облэнерго» обязан:

• подавать напряжение на обесточенные участки сети, подстанции,

электростанции;
- принимать все меры к устранению недопустимой перегрузки транзитных линий, трансформаторов (АТ), связывающих сети различных классов напряжений, если такая перегрузка не устранена нижестоящим оперативным персоналом.

4. ДЕЙСТВИЯ ОПЕРАТИВНОГО ПЕРСОНАЛА ПО ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ ИЗ-ЗА ПОНИЖЕНИЯ ЧАСТОТЫ.

4.1. При параллельной работе ОЭС Украины с ЕЭС России.
4.1.1. Оперативный персонал ДЭС и энергопредприятий действует в соответствии с распоряжением диспетчера НЭК «Укрэнерго».

4.2. При раздельной работе ОЭС Украины и ЕЭС России.
4.2.1. При раздельной работе ОЭС Украины с ЕЭС России регулирование частоты в ОЭС Украины осуществляется диспетчером НЭК «Укрэнерго»
через диспетчеров ДЭС, энергопредприятий, оперативный персонал
энергообъектов.
При уравновешенном (нормальном) энергобалансе частота должна поддерживаться в пределах 50,00 +-0,2 Гц.
При этом следует учитывать значительное ухудшение динамических
характеристик ОЭС Украины, возможность резкого снижения частоты
при потере крупной генерирующей мощности (на 0,4-0,5 Гц при потере
блока 1000 МВт АЭС).
Мероприятия по восстановлению (повышению) частоты должны производиться диспетчером НЭК «Укрэнерго», диспетчером ДЭС, оперативным персоналом электростанций и энергоснабжающих компаний за

минимально возможное время, не допуская ее снижения ниже 49,00 Гц-
уровня частоты угрожающей безопасной работе АЭС.
4.2.2. При резком снижении частоты в течение нескольких секунд на 0,1 Гц и
более от предшествующего установившегося значения, диспетчеры
НЭК «Укрэнерго» и ДЭС должны определить причины понижения частоты, выяснить состояние и режим работы контролируемых межсистемных и внутрисистемных связей, не допуская превышения перетоков
мощности сверх установленных величин.
При возникновении перегрузки внутрисистемных связей, диспетчер
ДЭС обязан самостоятельно, путем перераспределения нагрузок между
электростанциями энергосистемы в пределах суммарного графика ТЭС
и с помощью ТПР (по разрешению диспетчера НЭК «Укрэнерго) обеспечить снижение перетока до допустимых значений.
4.2.3. При снижении частоты ниже 49,8 Гц диспетчер ДЭС, по распоряжению
диспетчера НЭК, должен осуществить мобилизацию резервов мощности
на электростанциях энергосистемы,не допуская превышения максимально допустимых перетоков контролируемой основной сети.
4.2.4. Оперативный персонал ТЭС при снижении частоты ниже 49,6 Гц обязан
поднять нагрузку, используя вращающийся резерв, если это не вызовет
перегрузки отходящих линий.
4.2.5. Если в результате потери крупной генерирующей мощности, недостаточного резерва мощности на ТЭС (вращающегося и холодного, обеспеченного топливом) ОЭС Украины может перейти на работу с частотой
49,5 Гц с допустимым снижением до 49,3 Гц на время не более получаса.
Работа ОЭС Украины с частотой ниже 49,5 Гц является аварийной ситуацией, дающей право оперативному персоналу НЭК «Укрэнерго» на
применение жестких мер по ее повышению (графики аварийных отключений (ГАО), графики местной разгрузки (ГМР), специальные графики
местной разгрузки (СГМР) согласно «Порядка применения комплекса
мер принудительного снижения электропотребления в условиях дефицитного баланса мощности, чрезвычайных ситуациях и снижении частоты при раздельной работе ОЭС Украины с ЕЭС России». Приложение
№7.
4.2.7. При определении необходимого объема отключения потребителей необходимо исходить из того, что для повышения частоты в ОЭС Украины на 0,1 Гц требуется снижение нагрузки примерно на 1%.
Оперативный персонал энергоснабжающих компаний должен обеспечить безусловное выполнение заданных диспетчером ДЭС объемов
принудительного снижения потребления.

• При ликвидации аварий, связанных с понижением частоты, диспетчеры ДЭС, энергоснабжающих пред приятий, оперативный персонал ТЭС
  должны учитывать, что за счет регулирования скорости вращения турбин понижение частоты на некоторое время может прекратиться. Однако, непринятие мер по подъему частоты и попытки удержать при пониженной частоте рабочую мощность ТЭС, соответствующую условиям
  нормальной частоты, за счет аккумулированного тепла в котле, повлекут за собой резкое снижение параметров пара и соответственно более
  глубокую разгрузку электростанций и дальнейшее снижение частоты.
  4.2.10.Диспетчер ДЭС и оперативный персонал энергоснабжающих предприятий
  и ТЭС должны учитывать, что при снижении частоты ниже 49,0 Гц, технологические защиты и оперативный персонал АЭС будут производить
  разгрузку работающих блоков (блоки АЭС при частоте 49,0 Гц автоматически, без выдержки времени, разгружаются в течение 10-20с на 10%
  тепловой мощности с дальнейшей разгрузкой персоналом до остановки
  блоков или выделение их на нагрузку С.Н. если частота не будет повышена до уровня больше 49,0 Гц в течение 5 минут).
  Выделение блоков на СН приведет к увеличению дефицита активной и
  реактивной мощности и развитию тяжелой системной аварии с обесточением больших территорий, поэтому оперативный персонал всех уровней своими быстрыми и решительными действиями по использованию всех резервов мощности и отключения потребителей, должен, по возможности, не допустить выделение блоков на СН.
  4.2.11.Включение потребителей, отключенных вручную или от АЧР (если они
  не включились от ЧАПВ), должно производиться вручную, только с
  разрешения диспетчера НЭК «Укрэнерго».

• При отделении Донбасской энергосистемы (или части энергосистемы) от ОЭС Украины.

• При отделении энергосистемы (части энергосистемы) от ОЭС Украины

с резким снижением частоты и зависании частоты ниже 49,5 Гц, диспетчер ДЭС самостоятельно принимает меры по подъему частоты для
возможной синхронизации с ОЭС Украины, в соответствии с данной
Инструкцией.
При определении требуемого объема отключения потребителей следует принимать, что для повышения частоты на 0,1 Гц необходимо отключить 1% на грузки потребления.

5. ДЕЙСТВИЯ ОПЕРАТИВНОГО ПЕРСОНАЛА ПРИ ВОЗНИКНОВЕНИИ ИЗБЫТКА МОЩНОСТИ, СОПРОВОЖДАЮЩЕГОСЯ ПОВЫШЕНИЕМ ЧАСТОТЫ.

5.1. При повышении частоты и получении распоряжения от диспетчера НЭК
на разгрузку ТЭС, диспетчер ДЭС и оперативный персонал ТЭС должны
обеспечить разгрузку ТЭС с самостоятельным прекращением ее при достижении частоты 50,2 Гц.
Диспетчер ДЭС, диспетчеры энергоснабжающих предприятий должны
обеспечить работу внутрисистемных связей без перегрузки путем перераспределения нагрузки между ТЭС и с помощью ТПР (по распоряжению
диспетчера НЭК).

5.2. Оперативный персонал ТЭС, в том числе и промстанций, должен:

• убедиться, что регулирующие клапаны турбин при повышении частоты прикрываются по статизму с соответствующим уменьшением мощности;
• проверить, чтобы регуляторы "ДО СЕБЯ" автоматически отключились, при достижении частоты 50,2 Гц.

В случае отсутствия автоматики или ее отказа, персонал должен при частоте 50,2 Гц немедленно вручную вывести из работы регулятор "ДО СЕБЯ":

• все действия персонала ТЭС по удержанию устойчивой работы котлов и блоков в условиях глубокой разгрузки турбин должны производиться в соответствии с местной Инструкцией по действиям персонала ТЭС в условиях резкого повышения частоты и "Типовой инструкции по ликвидации аварий на ТЭС".

5.3. Оперативный персонал ТЭС (в том числе и блочных щитов управления)
при повышении частоты до 50,5 Гц и выше обязан самостоятельно, не дожидаясь получения распоряжений, с максимально допустимой скоростью
снижать генерирующую мощность с тем, чтобы приостановить дальнейшее повышение частоты и снизить ее до 50,2 Гц, контролируя перетоки
по отходящим связям. Необходимость останова части блоков в холодный
резерв устанавливается диспетчером НЭК.

5.4. В особых случаях, когда при повышении частоты про исходит превышение максимально допустимых или аварийно допустимых перетоков по каким-либо межсистемным или внутрисистемным связям, оперативный персонал ТЭС в дефицитной части энергосистемы обязан, в пределах располагаемых резервов и перегрузочных способностей оборудования, повышать мощность турбин, не допуская превышения указанных перетоков.
При этом, в случае необходимости, следует выводить из работы те автоматические устройства, действия которых мешают реализации требований режима.
Основаниями для указанных действий оперативного персонала служит:
- получение распоряжений вышестоящего оперативного персонала;
- срабатывание специальной сигнализации;
- достоверное выяснение возникновения режима, требующего именно таких действий.

5.5. О всех действиях по разгрузке электростанций и обограничениях по режиму линий электропередачи, примыкающих к электростанциям, оперативный персонал ТЭС должен немеденно докладывать диспетчеру энергосистемы.

5.6. Персонал электростанций должен обеспечить устойчивую работу глубоко разгруженных блоков на время, необходимое для оценки диспетчерами
ДЭС, НЭК, аварийной ситуации и решения вопроса о дальнейшем режиме
работы ТЭС. При необходимости персонал ТЭС может самостоятельно
перераспределять нагрузку между агрегатами.

5.7. При разгружении электростанций персонал должен обеспечить готовность
оборудования к немедленному нагружению как по команде диспетчера
ДЭС, так и самостоятельно при изменении баланса мощности, возникновении дефицита мощности и снижения частоты.

5.8. Для недопущения повышения частоты выше 50,5 Гц оперативный персонал ТЭС, в соответствии с местной Инструкцией, должен по согласованию
с диспетчером ДЭС, НЭК отключить агрегаты с отказавшим регулированием с воздействием на закрытие ГПЗ, СК турбины и защиту котла с последующим сообщением диспетчеру ДЭС. На блоках, с нормально действующим регулированием, персонал при глубоких разгрузках, вплоть до холостого хода, должен обеспечить удержание допустимых параметров и устойчивую работу котлов и блоков.
На ТЭС для ускорения и обеспечения большей глубины разгрузки допускается вывод из работы части корпусов бл. 6,7 Славянской ТЭС и останов в
резерв оборудования 90 ата и ниже с контролем допустимости таких остановов по режиму напряжений, загрузки межсистемных и внутрисистемных
связей, схем выделения собственных нужд, технологически допустимого
минимального числа работающих блоков ТЭС.

5.9. При отделении Донбасской энергосистемы от ОЭС Украины с повышением частоты, дежурный диспетчер ДЭС и дежурный персонал энергообъектов ликвидацию аварийного режима осуществляют в соответствии с основными положениями инструкций по "Ликвидации аварий и нарушений режима на энергопредприятиях и в энергообъединениях" (ГКД 34.20.56396), ОД-11, ДПА-5 и другими инструкциями и указаниями.

6. ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ (АВАРИЙ) ПРИ ОТКЛЮЧЕНИИ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ИЛИ ДРУГОГО ОБОРУДОВАНИЯ.

6.1. При аварийном отключении линий, трансформаторов (автотрансформаторов) связи, шунтирующих реакторов и другого основного оборудования,
диспетчеры, в чьем оперативном управлении и в чьем ведении находится
оборудование, по принадлежности ОБЯЗАНЫ:
- отрегулировать допустимый режим работы контролируемых связей;
- принять срочные меры по включению потребителей, отключенных действием устройств САОН, а при невозможности быстрого включения, включить их после отключения других потребителей по ГАО (или ввода ограничений, графиков МР) и снижения перетока мощности по контролируемым связям до допустимого уровня;
- определить на основе показаний устройств телесигнализации и телеизмерений, информации автоматических регистраторов, анализа работы
устройств РЗА, опроса подчиненного персонала и сообщения с мест
причины отключений и, после устранения указанных причин или уточнения допустимости включения, включить оборудование в работу.
Во всех случаях срабатывания релейной защиты дежурный обязан
отметить мелом сработанные указательные реле, сквитировать реле, произвести запись в оперативном журнале и сообщить диспетчеру и релейному персоналу о работе защиты.
При необходимости повторного включения отключившегося оборудования, сначала следует проверить, все ли указательные реле находятся в исходном положении. При повторном срабатывании защит, их указательные реле следует отметить так, чтобы отметки отличались от предыдущих.
Отметки мелом указательных реле дежурный стирает после проверки правильности выполненных им записей в оперативном журнале
и после окончания анализа работы устройств релейной защиты с разрешения диспетчера.
В электроустановках имеющих автотрансформаторы (трансформаторы) оборудованные отсечными клапанами возврат отсечного клапана
в исходное (не сработанное) положение следует проводить при отключенном АТ(тр-ре) во избежание срабатывания газового реле на отключение, вызванного потоком масла из-за разности давлений в баке работающего тр-ра и в расширителе.
В случае невозможности отключения АТ(тр-ра) по режиму необходимо перевести действие газовой защиты на сигнал, взвести отсечной
клапан и ввести газовую защиту в работу.

6.2. После аварийного отключения линии, на основе показаний фиксирующих
приборов, регистраторов, анализа работы устройств РЗ и ПА, осмотра
оборудования на подстанциях и при отсутствии видимого повреждения
производится опробование напряжением; при неуспешном опробовании –
после анализа работы устройств РЗА линии, расшифровки осцилограмм по
линии организуется обход и она выводится в ремонт.
Перед опробованием линии напряжением следует иметь в виду, что при
отказе выключателя, которым подается напряжение, возможно отключение
смежных элементов связи и развитие аварии.

6.3. При потере генерирующей мощности или отключении линий электропередач, вызвавших перегрузки внутрисистемных связей сверх установленных допустимых значений, диспетчер ДЭС должен аварийно поднять
имеющиеся резервы мощности для разгрузки контролируемых сечений и
линий.
6.4. Ликвидация технологических нарушений на транзитных и тупиковых
линиях электропередачи, в главных схемах электростанций и подстанций, в
схеме собственных нужд электростанций и подстанций, в работе распределительных электрических сетей 0,4-10 кВ производится в соответствии с
указаниями Инструкции по ликвидации аварий и нарушений режима на
энергопредприятиях и в энергообъединениях (ГКД 34.20.563-96), и Инструкций ДПА-1 "О включении автоматически отключившихся ВЛ напряжением 110 кВ и выше", ДПА-3 "О порядке вывода из работы поврежденных выключателей и несимметричных режимов".

6.5. При отсутствии связи с диспетчером ДЭС и необходи мости немедленного
отключения ВЛ-750 кВ: Донбасская-Запорожская, Южнодонбасская-Донбасская, Южнодонбасская-ЗАЭС, в целях сохранения оборудования,
оперативному персоналу ПС Донбасская-750 кВ и ПС Южнодонбасская-750 кВ разрешается самостоятельно использовать схему полуавтоматического отключения ВЛ-750 кВ: Донбасская-Запорожская, Южнодонбасская-Донбасская, Южнодонбасская-ЗАЭС соответственно.

• 6.6. При обесточении систем (секций) шин подстанций 220-750 кВ, ТЭС подача напряжения на системы (секции) шин определена Приложением к инструкции ДПА-5 «По действиям оперативного персонала Донбасской ЭС,
• ТЭС, ОАО «Облэнерго» при обесточении систем (секций) шин подстанций
• 220 кВ и выше и ТЭС», утвержденной главным инженером Донбасской ЭС
• 30.07.2001 г.

7. ДЕЙСТВИЯ ОПЕРАТИВНОГО ПЕРСОНАЛА ПРИ ПОНИЖЕНИИ НАПРЯЖЕНИЯ В ОСНОВНЫХ УЗЛОВЫХ ПУНКТАХ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ.

7.1. Оперативным персоналом ДЭС, энергопредприятий и энергообъектов
осуществляется контроль и регулирование напряжений в заданных контрольных точках сети в соответствии с утвержденными графиками напряжений.

7.2. Если напряжение в этих точках снижается до аварийного предела, оперативный персонал ТЭС и подстанций с батареями статических конденсаторов должен самостоятельно поддерживать напряжение путем использования перегрузочной способности генераторов, а диспетчер ДЭС должен
оказать энергопредприятиям помощь, путем перераспределения реактивной и активной мощности между ними. При этом разрешается повышать
напряжение в отдельных контрольных точках вплоть до значений предельно допустимых для оборудования, с учетом времени превышения номинальных величин.

7.3. В случае понижения напряжения ниже номинально установленных
уровней на одном или нескольких объектах диспетчер ДЭС, а также персонал энергопредприятий и подстанций обязан определить причины снижения напряжения и принять меры путем:
- увеличения загрузки синхронных компенсаторов и генераторов по реактивной мощности вплоть до взятия аварийных перегрузок. При этом
необходимо предупредить возможное отключение генераторов защитой
от перегрузки ротора;
- включения батарей статических конденсаторов;
- отключения шунтирующих реакторов (по распоряжению диспетчера
НЭК);
- изменения коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН;
- снижения перетоков активной мощности по линиям.
После получения сообщений о перегрузке генераторов диспетчер ДЭС
обязан принять немедленные меры к их разгрузке до истечения допустимого срока взятия перегрузок, не допуская понижения напряжения.
Если в результате понижения напряжения в электрических сетях понизится напряжение собственных нужд ТЭС до значения ниже аварийно допустимого, диспетчер ДЭС для предотвращения нарушения режима
работы механизмов С.Н. и полного останова агрегатов ТЭС обязан разгрузкой генераторов по активной мощности (по согласованию с диспетчером НЭК) или отключением потребителей повысить напряжение до уровня, обеспечивающего нормальный режим работы агрегатов.

7.4. Если после принятых мер по восстановлению напряжения оно остается
ниже аварийного значения, необходимо отключить потребителей в пер
вую очередь в том узле, где произошло снижение напряжения.

7.5. При понижении напряжения в Донбасской энергосистеме и исчерпании
самостоятельных мер в повышении его диспетчер НЭК обязан оказать помощь в восстановлении нормальных уровней напряжения мерами, осуществляемыми в смежных энергосистемах.

8. ДЕЙСТВИЯ ОПЕРАТИВНОГО ПЕРСОНАЛА ПРИ ПОВЫШЕНИИ УРОВНЕЙ НАПРЯЖЕНИЯ НА ОБОРУДОВАНИИ, СВЕРХ ДОПУСТИМЫХ ЗНАЧЕНИЙ.

8.1. Повышение напряжения выше наибольшего длительно допустимого может возникнуть в сети 750 кВ, 330 кВ в отдельных случаях и ниже в режимах минимальных нагрузок, неполнореакторных схемах сети 750 кВ, возникновения длинных разгруженных (>300км) транзитов 330-750 кВ, отсутствии автотрансформаторной связи 750/330 кВ.

8.2. Диспетчеры ДЭС, электрических сетей, оперативный персонал энергообъектов, ТЭС должны поддерживать уровни напряжения, установленные
ПТЭ и нормами завода изготовителя оборудования.

8.3. Наибольшие длительно-допустимые напряжения составляют для сети:
750 кВ – 787 кВ (фазное 455 кВ)
500 кВ - 525 кВ
330 кВ - 363 кВ
220 кВ – 252 кВ
20-ти минутное допустимое повышение напряжения на оборудовании согласно ПТЭ п.5.11.16. для электрооборудования основной сети ДЭС составляет:
750 кВ – 862 кВ
500 кВ - 575 кВ
330 кВ - 379 кВ
220 кВ – 253 кВ.

8.4. В случае повышения напряжения сверх наибольшего длительно допустимого на одном или нескольких объектах диспетчеры ДЭС, электрических
сетей, оперативный персонал энергообъектов и ТЭС (в интервале до 20
минут) обязаны выяснить причины повышения напряжения (односторонне
отключены ВЛ, разгружены линии электропередачи, отключены шунтирующие реакторы) и принять меры по его снижению путем:

• снижения нагрузки генераторов ТЭС и синхронных компенсаторов по реактивной мощности, вплоть до перевода СК и генераторов в режим недовозбуждения в соответствии с местными инструкциями;
• отключение батарей статических конденсаторов;
• увеличение нагрузки линий перетоками активной мощности;
• изменения коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенными устройствами РПН:

на АТ-750/330 кВ:
в сторону положения N1 - для снижения напряжения
на шинах 750 кВ;
в сторону положения N43 - для снижения напряжения
на шинах 330 кВ;

• при одностороннем отключении линии и повышении напряжения сверх допустимого, необходимо включить эту линию в транзит, а при невозможности включения, снять с нее напряжение.

8.5. После исчерпания всех средств по снижению напряжения по п.8.4., если
напряжение в основной сети остается выше длительно допустимого, разрешается отключать в резерв слабонагруженные линии основной сети, с
соответствующей подготовкой режима и перестройкой ПА. При этом
должны быть обеспечены перетоки мощности в контролируемых сечениях в послеаварийных режимах.

9. ЛИКВИДАЦИЯ НАРУШЕНИЯ СИНХРОННОЙ РАБОТЫ ОТДЕЛЬНЫХ ЧАСТЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ И ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ.

9.1. Асинхронный режим работы в энергосистеме может возникнуть в результате нарушения статической или динамической устойчивости из-за:

• перегруза транзитных связей мощностями сверх максимально допустимых по устойчивости величин;
• отказа выключателей или защит при КЗ в электросетях;
• отказа или недостаточной эффективности ПА;
• несинхронное включение связей или генераторов;
• потери возбуждения мощных генераторов;
• работа энергосистемы с недопустимо низким напряжением на генераторах и в основной сети;
• аварийное отключение большой мощности;
• отключение одного или нескольких загруженных сетевых элементов сечений основной сети;
• работа с недопустимо низкой частотой;
• сочетание нескольких факторов.

9.2. Основными признаками асинхронного хода являются устойчивые глубокие колебания тока и мощности, определяемые по качанию стрелок амперметров, ваттметров в цепях генераторов, трансформаторов, линий, при
этом частота колебаний мощности вдвое превосходит частоту колебаний
тока.
Одновременно с колебанием тока и мощности почти во всех точках энергосистемы наблюдаются колебания напряжения.
Наибольшие провалы напряжения имеют место в точках, близких к центру качания, а по мере удаления от центра качаний провалы напряжения
понижаются до малозаметных величин.
В центре качаний напряжение периодически понижается почти до нуля,
поэтому местонахождение центра качаний следует определять по величине понижения напряжения.
Наиболее вероятными местонахождениями центра Качаний являются:

• середины транзитов - при асинхронном ходе между энергосистемами;
• начала линий, шины ТЭС, блочные трансформаторы – при асинхронном ходе электростанций относительно энергосистемы;
• блочный трансформатор, генератор - при асинхронном ходе одного из генераторов ТЭС относительно других генераторов этой же станции.

Для электростанции, оказавшейся вблизи электрического центра качаний, характерно нарушение синхронизма генераторов со сбросом мощности.

9.3. Обязательным признаком асинхронного хода является возникновение
разности частот между частями энергосистемы, вышедшими из синхронизма, несмотря на сохранение электрической связи между ними. При
этом, как правило, в частях энергосистемы (ОЭС), которые перед аварией
получали мощность от смежных районов, частота при асинхронном ходе
понижается, а в частях энергосистемы (ОЭС), отдававших мощность в
смежные районы, частота повышается.

9.4. При появлении в энергосистеме колебаний токов, мощности и напряжения
диспетчеры ДЭС, электрических сетей, оперативный персонал энергообъектов должны уметь отличить синхронные качания от асинхронного хода.
При синхронных качаниях по транзитным линиям связи мощность не меняет своего знака и сохраняет свое среднее значение за период. Поэтому
при синхронных качаниях не бывает устойчивой разности частот в соответствующих частях энергосистемы.
Синхронные качания могут быть как затухающими, так и незатухающими. Последние вызываются дефектами в схеме и настройке возбуждения
генераторов.
При возникновении синхронных качаний между энергосистемами или их
частями, для предотвращения перехода качаний в асинхронный ход, дежурный персонал ТЭС и энергообъектов обязан загрузить до допустимого
предела все генераторы и синхронные компенсаторы по реактивной мощности, а диспетчер ДЭС должен перераспределением активной мощности
ТЭС снизить перетоки по сечениям и транзитным связям, работающих в
предельных по загрузке режимах.
С целью прекращения возникших синхронных качаний на электростанции, оперативный персонал ТЭС должен самостоятельно разгружать по
активной мощности и загружать по реактивной мощности оборудование.
При возникновении синхронных качаний деление энергосистемы, ОЭС не
происходит.

9.5. Диспетчер ДЭС, при возникновении асинхронного хода и отказе автоматики ликвидации асинхронного режима (АЛАР),должен по показаниям телесигнализации и при боров телеизмерения, опросом оперативного персонала установить центр качаний и дать распоряжение, не ожидая распоряжения диспетчера НЭК:

• снизить частоту в части энергосистемы, где она повысилась, путем разгрузки генераторов, а при резком повышении частоты и путем отключения генераторов, в зависимости от уровня повышения час-

тоты по разделу 5;
- повысить частоту в части энергосистемы, где она снизилась, путем мобилизации всех резервов активной мощности, а при необхо
димости, путем отключения потребителей, в соответствии с разделом 4;

• немедленно разгрузить транзиты по активной мощности путем максимальной аварийной разгрузки генераторов в избыточной по мощности части энергосистемы и мобилизацией резервов активной и реактивной мощности в дефицитной части энергосистемы;
• максимально возможно повысить напряжение на концах транзитов, по которым возник асинхронный ход, путем допустимой перегрузки генераторов по току ротора и статора.

При срабатывании устройств форсировки АРВ – не вмешиваться в их работу.

9.6. При асинхронном ходе отдельных ТЭС внутри энергосистемы или при
асинхронном ходе одного или группы генераторов относительно остальных, необходимо разгрузить эти ТЭС или генераторы за счет использования резервов мощности на других ТЭС, а при отсутствии резервов на ТЭС
системы, за счет использования пропускной способности межсистемных
связей, не превышая при этом установленной величины аварийнодопустимых перетоков.
В случае полного использования резервов на электростанциях и пропускной способности межсистемных связей, при аварийной разгрузке генераторов, потерявших устойчивость, производится отключение потребителей.
При невозможности прекратить асинхронный ход ТЭС или группы генераторов (отдельный генератор), вышедших из синхронизма, через 1-2
минуты после возникновения асинхронного хода должны быть отделены
от остальной энергосистемы с питаемой ими нагрузкой.
На ТЭС, где установлены блочные АЛАР, возникший асинхронный ход
нормально должен ликвидироваться автоматикой ликвидации асинхронного хода, которая производит отключение блока, вышедшего из синхронизма.

9.7. При нарушении устойчивости по межсистемным транзитам, возникший
асинхронный ход нормально должен ликвидироваться автоматикой АЛАР,
которая производит деление основной сети ОЭС Украины в точках, где
она установлена.
В случае отказа АЛАР дежурный персонал ТЭС и подстанций самостоятельно через 1-2 минуты производит отключение межсистемных транзитов
в местах установки АЛАР.

9.7.1. При асинхронном ходе по сечению Донбасс-Днепр через одну минуту

- на ЗАЭС присоединения ВЛ-750 кВ Южнодонбасская;
- на ПС Запорожская-750кВ присоединения ВЛ-750кВ Донбасская и
присоединения ВЛ-330кВ Кураховская ТЭС N1,2;
- на ПС Павлоград-330 кВ присоединения ВЛ-330 кВ
Красноармейская.
9.7.2. При асинхронном ходе по сечению Донбасс-Харьков через одну минуту
отключаются транзитные связи вручную:
- на ЗМГРЭС присоединения ВЛ-330 кВ Славянская ТЭС;
- на ПС Лозовская-330 кВ присоединения ВЛ-330 кВ Первомайская.
9.7.3. При асинхронном ходе по сечению Донбасс-Центр (Россия) через одну
минуту отключается вручную:
- на ПС Донбасская-750 кВ присоединение ВЛ-500кВ НВАЭС.

9.8. Если при длительности асинхронного хода более одной минуты отключения почему-либо не произведены, то эти же линии должны быть отключены с противоположных сторон через 2 минуты.

9.9. Аналогичные действия оперативный персонал энергосистемы должен
производить при возникновении асинхронного хода между отдельными
частями энергосистемы по линиям, на которых отсутствует АЛАР.

9.10.При асинхронном ходе деление производится из расчета сохранения в
отдельных частях после деления минимальных небалансов мощности.

10. ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ, СВЯЗАННЫХ С ОТДЕЛЕНИЕМ ДОНБАССКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ (ЧАСТИ) ОТ ОЭС УКРАИНЫ.

10.1.Отделение от ОЭС Украины может произойти в результате:

• понижения частоты ниже 49,0 Гц с остановом (переходом на нагрузку СН) АЭС Украины, создающих угрозу лавины частоты;
• отключения межсистемных и транзитных связей, входящих в загруженные сечения;
• глубокого понижения напряжения;
• неправильной работы защит и ПА, а также неправильного действия оперативного персонала;
• отказа выключателей или устройств РЗА при отключении токов КЗ;
• действия ПА при асинхронном ходе.

10.2.Допустимые по устойчивости перетоки мощности на межсистемных связях основной сети указаны в Приложении N2 Инструкции ОД-10.

10.3.Переход на работу с аварийно-допустимыми перетоками мощности разрешается осуществлять на время прохождения максимума нагрузки энергосистемы, но не более 40 минут, или на время, необходимое для ввода
ограничений потребителей.
Допустимость работы с вышеуказанными перетоками определяет диспетчер НЭК «Укрэнерго».

10.4.В целях предотвращения отделения (разделения) энергосистемы диспетчер ДЭС обязан контролировать нагрузку межсистемных транзитных
связей и внутрисистемных сечений и транзитов и принимать меры по
приведению перетоков мощности в соответствие с допустимыми величинами.

10.5.В результате аварийных отключений межсистемных (внутрисистемных)
транзитов в приемной энергосистеме (части) запасы статической устойчивости по активной мощности в послеаварийной схеме могут оказаться менее 20% (но не должны быть ниже 8%). Длительность таких послеаварийных режимов должна определяться временем, необходимым диспетчеру
для изменения режима путем принятия необходимых мер по разгрузке сечения и, как правило, не должна превышать 20 минут.

4.1. Перед засыпкой муки в завальные ямы мешки необходимо обметать снаружи щеткой. Нож для резки сшивки и щетка должны находиться на цепочке или ремне, закрепленными около завальных ям.

4.2. Опорожненные мешки выворачиваются наизнанку и тщательно вытряхиваются за горловину.

4.3. После засыпки муки в завальную яму шпагат (сшивка и бумажная маркировка от мешкотары) укладываются в специальные ящики.

Освобождение ящика от сшивок произвсдится по мере его заполнения.

4.5. При обнаружении в муке посторонних предметов начальником смены или мастером составляется акт, в котором указывается номер мельницы, партии, дата выбоя и отпуска муки.

Без ведома лаборатории эта мука не может быть пущена в производство.

4.6. Перед началом работы оператор совместно со сменным слесарем: осматривает сита всех просеивательных агрегатов и при обнаружении в них дефектов немедленно принимает меры к устранению, ставя в известность мастера или начальника смены. Работа на данных агрегатах может производиться только после исправления дефектов
с разрешения мастера или начальника смены.

4.7. Просеивательный агрегат, силосы и самотаски после ремонта не могут быть пущены в эксплуатацию без ведома мастера или начальника смены, который вместе с дежурным механиком или слесарем должны тщательно проверить качество ремонта, исправность оборудования, отсутствие в нем посторонних предметов.

4.8. При обнаружении щелей в трубах и головках норий просеивательных агрегатов щели следует немедленно зашпаклевать.

4 .9. Очистка сит просеивательных машин должна производиться сменным слесарем 1 раз в сутки, а всех мукопросеиьательных линий 1 раз в 10 дней по утвержденному графику.

4.10. Засыпщик или силосница во время смены проверяют сходы от просеивателей и в случае обнаружения большого количества посторонних предметов ставят в известность начальника смены или мастера для принятия необходимых мер.

4.11. Рабочее место засыпщика должно быть организовано так, чтобы был свободный доступ к смесителю или завальной яме.

4.12. Коробки подбуратных шнеков должны быть железными и разъемными, а крепления - уплотняющими.

4.13. Все крышки шнеков и буратов должны быть закрыты наглухо барашками с нажимными планками.

4.14. Доступ к силосам и течкам, распределительным и питательным шнекам, контрольным просеипателям разрешается не иначе как с ведома работающего у силосов или сменного слесаря.

4.15. Необходимо постоянно производить тщательный осмотр состояния силосов, течек, распределительных и питательных шнеков, контрольных просеивателей и буратов. Осмотр производит сменный слесарь или механик (при отсутствии их - бригадир) .

4.16. Для просеивания муки должны применяться проволочные сита - № 2,8 - 3,5 по ГОСТ 3924--74.

4.17. Смотровые окна на течках самотасок и силосов, крышки распределительных шнеков и контрольных просеивателей должны быть закрыты на зажимах.

Рабочий у силосов обязан следить за тем, чтобы все крышки от смотровых окон, распределительных шнеков и контрольных просеивателей были закрыты.

Проверка, чистка и ремонт указанного оборудования производится с ведома заведующего производством и рабочего у силосов.

4.18. При бестарной приемке и хранении муки необходимо соблюдать следующие условия:

а) запрещается присутствие лиц, непосредственно не связанных с работой бестарного склада;

б) приемные устройства в период отсутствия разгружающих муководов должны быть постоянно закрыты, приемные гибкие рукава убраны в помещение;

в) перед подключением муковоза к приемным устройствам ответственное лицо обязано тщательно произвести осмотр внутреннего содержания выпускного патрурка муковоза, а также сохранность пломб на загрузочных люках муковозов;

г) воздушные фильтры на силосах и бункерах должны быть в исправном состоянии и очищаться не менее 1 раза в сутки. Все лазы и люки на бункерах и силосах должны надежно закрываться. Запрещается направление муки в производство, минуя магнитоуловители;

д) пребывание технического и ремонтного персонала; вызываемого для ликвидации аварий или ведущего ремонтные работы, и все происшествия в период смены должны фиксироваться ответственным лицом в специально заведенном журнале с указанием: кто, в какое время и по каким причинам посещал склад;

е) после проведения ремонта и очистки мукопроводов, переключателей, питателей, бункеров и силосов обязательно производить осмотр оборудования с тем, чтобы не оставалось в нем инструмента, деталей, щеток и пр.

Страница 6 из 8

6.1. Аварии с силовыми трансформаторами (автотрансформаторами)

6.1.1. Если отключение трансформатора вызывает прекращение питания потребителей, СН или их части, операции производятся согласно пп. 4.1.1 и 4.1.2 данной Инструкции, с предварительной проверкой отсутствия напряжения на шинах во избежание несинхронного включения.
6.1.2. В случае отключения трансформатора и генератора действием резервных защит, связанного с прекращением электроснабжения потребителей или питания СН, и неуспешного повторного ручного включения трансформатора осматривается обесточенная секция (СШ) РУ. Если в РУ нет видимых повреждений, осматриваются указатели защит отходящих линий и присоединений СН.
Если на присоединении сработал указатель защиты, а выключатель остался включенным, отключается неотключившийся выключатель, включается трансформатор, подается напряжение на обесточенные шины и синхронизируется отключившийся генератор.
6.1.3. Если трансформатор, связывающий сети различных напряжений, отключился действием резервной защиты без обесточивания потребителей или прекращения питания СН, но с ограничением мощности, опробуется трансформатор напряжением и после проверки синхронизма включается в транзит. В случае несинхронности связываемых трансформатором напряжений производится синхронизация, а затем повышение нагрузки до первоначального значения.
6.1.4. При отключении трансформатора защитами от внутренних повреждений (газовой, дифференциальной, отсечки) восстанавливается питание СН от резервного источника и регулируется режим работы агрегатов электростанции.
Включение отключившегося трансформатора производится после осмотра и испытания пробы газа и масла и после устранения выявленных повреждений.
6.1.5. Разгрузка трансформатора производится изменением активной и реактивной нагрузки электростанции, регулированием коэффициента трансформации.
Если указанные мероприятия не обеспечивают разгрузки трансформатора, изменяется схема сети или производятся различные режимные мероприятия (вплоть до отключения потребителей), позволяющие разгрузить перегруженный трансформатор.

6.2. Обесточивание главных шин

6.2.1. Если в результате действия ДЗШ произошло обесточивание шин, не вызвавшее обесточивания потребителей и прекращения питания СН (или их части), а потеря генерирующей мощности допустима по режиму работы энергосистемы, принимаются меры к предотвращению останова отключившихся агрегатов и обеспечивается их устойчивая работа до синхронизации и нагружения, производится осмотр обесточенных шин и дальнейшие действия производятся согласно п. 4.2.4 настоящей Инструкции.
6.2.2. Если в результате действия ДЗШ произошло обесточивание шин, вызвавшее обесточивание потребителей, СН (или их части) или значительную потерю генерирующей мощности, недопустимую по режиму работы энергосистемы, опробуются напряжением обесточенные шины «толчком» без осмотра или подъемом с нуля нагрузки энергоблока, работающего на х.х.
Напряжение подается от любой транзитной линии (желательно без отпаечных подстанций) или от трансформатора, связывающего электросети различных напряжений. Присоединения, от которых производится опробование, обеспечиваются защитой.
В случае успешного опробования шин синхронизируются генераторы, отделившиеся с СН или на х.х., а также разворачиваются генераторы, остановленные вследствие различных причин (не препятствующих включению генераторов).
Эти указания не распространяются на тот случай, когда в обесточившемся РУ работали люди или производились оперативные переключения.
При обесточивании обеих СШ (секций) предварительно отключается шиносоединительный (секционный) выключатель и производится поочередное опробование каждой СШ (секции).
Если при обесточивании шин действием ДЗШ наряду с отключением генераторов обесточиваются потребители и теряют питание СН, то после успешного опробования шин подается напряжение в первую очередь на СН, а затем потребителям.
6.2.3. Если в результате действия ДЗШ произошло обесточивание шин, вызвавшее обесточивание потребителей, СН (или их части) или значительную потерю генерирующей мощности, недопустимую по режиму работы энергосистемы, а АПВ шин или ручное опробование шин было неуспешным, производится осмотр шин и оборудования присоединений, входящего в зону действия ДЗШ (шинных разъединителей, выключателей, трансформаторов тока и напряжения, разрядников и т. д.), и дальнейшие действия производятся согласно п. 4.2.4 настоящей Инструкции.
6.2.4. При отключении выключателей, питающих присоединения (линий, трансформаторов, генераторов), действием защит шин или отключении генераторов действием резервных защит с нарушением энергоснабжения потребителей или питания СН подается напряжение на обесточенные шины «толчком» без осмотра, не включая выключатели отходящих линий. Напряжение подается от трансформатора связи, от соседней секции (СШ) или подъемом нагрузки отключившегося генератора с нуля. После подачи напряжения производится синхронизация генераторов и поднимается нагрузка.
Данное указание не распространяется на тот случай, когда в РУ производятся ремонтные работы или переключения.
6.2.5. При обесточивании шин действием УРОВ или ДЗШ, когда отключились все выключатели, кроме одного, с нарушением питания потребителей и СН, отключается выключатель, который не отключился, и далее действия производятся согласно п. 6.1.2 настоящей Инструкции.
6.2.6. При обесточивании шин действием УРОВ в случае отказа в отключении выключателя одного из присоединений его отключают. Если выключатель не отключается, то отключаются линейные и шинные разъединители отказавшего в отключении выключателя с нарушением блокировки безопасности, подается напряжение на шины, затем потребителям, питающимся по тупиковым линиям, и на СН. Далее с проверкой синхронизма включаются в транзит отключившиеся линии и трансформаторы, синхронизируются отключившиеся генераторы, находящиеся на х.х., и готовятся к развороту турбогенераторы, остановленные в результате потери питания СН.
6.2.7. Если обесточивание СШ (секции) или обеих СШ (секций) произошло при отсутствии (отказе) ДЗШ и УРОВ, а выключатели трансформаторов связи, блоков генератор-трансформатор отключились действием резервных защит, осматриваются панели защит.
Если по работе защит и другим признакам определено неотключившееся КЗ на одном из присоединений, отключается отказавший выключатель.
После отключения выключателя подается напряжение на обесточенные шины и включаются в транзит отключенные линии.
Включаются отключившиеся тупиковые линии, подается напряжение на СН и начинается синхронизация отключившихся генераторов.
При невозможности отключения отказавшего выключателя отключают все выключатели обесточенной СШ (секции), разбирается схема дефектного выключателя разъединителя (с нарушением блокировки).
Если по анализу работы защит неясен характер повреждения, отключаются выключатели обесточенной СШ (секции). При обесточивании потребителей, СН или потере большой генерирующей мощности подается на обесточенные шины напряжение «толчком» или подъемом напряжения с нуля.
6.2.8. При отключении блока генератор - трансформатор - линия действием ДЗШ со стороны подстанции (на электростанции выключателя нет) с нагрузкой СН с помощью АВР переводится питание СН с несинхронно работающего блока на резервный источник питания, а затем отключается генератор своим выключателем. После этого подается напряжение на линию электропередачи и трансформатор для последующей синхронизации генератора.

6.3. Повреждение выключателей

6.3.1. Если при производстве нормальных оперативных переключений на линиях электропередачи и трансформаторах, связывающих сети различных напряжений, откажут в отключении одна или две фазы выключателя, а возникшая при этом несимметрия токов в фазах генераторов будет превышать допустимые значения, то включается второй выключатель присоединения, который был отключен ранее.
Если второй выключатель отсутствует, дается повторный импульс на отключение отказавшего в отключении выключателя.
Если выключатель не отключается, то немедленно разгружается генератор до нуля по активной мощности и до х.х. по току ротора.
В случае неудачной попытки отключения дефектного выключателя отключается присоединение с противоположной стороны и дальнейшие операции производятся согласно п. 4.3.1данной Инструкции.

6.4. Аварии с измерительными трансформаторами

6.4.1. Измерительный трансформатор, у которого обнаружены признаки начальной стадии повреждения, немедленно выводится из работы.
Признаками повреждения измерительного трансформатора напряжения являются:
перегорание подряд два-три раза плавких вставок на стороне высокого напряжения.
Усиление плавких вставок не допускается - это может привести к развитию повреждения трансформатора;
недопустимый нагрев трансформатора;
потрескивание и шум внутри трансформатора;
наличие течи масла из трансформатора или выводов;
запах гари или появление дыма из трансформатора;
наличие искр или разряда между выводами и корпусом.
Повреждения измерительных трансформаторов тока и напряжения и их цепей могут приводить к отключению присоединений и СШ вследствие ложных срабатываний устройств РЗА и ПА. Возможен и отказ в действии последних при невыполнении необходимых мероприятий по восстановлению питания цепей РЗА и ПА. Кроме того, неправильные показания измерительных приборов могут привести к ошибочным действиям оперативного персонала, нарушению режима работы оборудования и его повреждению.
6.4.2. При наличии признаков повреждения трансформатора напряжения его отключают разъединителем, снимают с него предохранители и вызывают ремонтный персонал.
Перед отключением трансформатора напряжения производятся операции в цепях защиты и автоматики в соответствии с инструкцией по обслуживанию цепей напряжения.
6.4.3. При повреждении трансформатора тока, приводящем к отказу или нарушению действия устройств РЗА, ПА и показаний приборов, разгружается присоединение (линия, генератор, трансформатор) и оно отключается. Если на присоединении два выключателя и имеется возможность проверить, в цепи какого выключателя неисправен трансформатор тока, то этот выключатель отключается. После проведения операций вызывается персонал РЗА для проверки устройств.

6.5. Аварии с разъединителями

6.5.1. Если при очередном осмотре РУ обнаружены потемнения или нагрев докрасна контактов разъединителей, то немедленно принимаются меры к разгрузке разъединителя по току и устанавливается постоянный контроль за нагревом.
Недопустимый нагрев (докрасна) разъединителей внутренней установки на большие токи (тысячи ампер) может привести к междуфазному КЗ, поэтому присоединение (генератор, трансформатор) отключается и выводится в ремонт.
6.5.2. Аварии из-за повреждения разъединителей при производстве операций по включению и отключению их происходят главным образом вследствие поломки опорных изоляторов.
Перед производством операций с разъединителями производится внешний осмотр целости изоляторов (отсутствие трещин), состояния контактов и механизма привода. Если во время операций разъединителями обнаружится дефект изолятора, дальнейшие операции прекращаются.

6.6. Выход генератора из синхронизма

6.6.1. При выходе одного из генераторов из синхронизма он отключается от сети.
Выход генератора с устройством АРВ из синхронизма может быть вызван внешними КЗ или неправильными действиями оперативного персонала.
При необходимости отключение устройства АРВ генератора производится с предварительным переводом возбуждения с регулятора на шунтовый реостат.
Выход генератора из синхронизма сопровождается изменением значений (качаниями) токов, напряжения, активной и реактивной мощности. Из-за неравномерного ускорения и изменяющегося магнитного поля вышедший из синхронизма генератор издает гул. Частота электрического тока в сети остается практически неизменной.
После отключения генератора, вышедшего из синхронизма, регулируется режим работы электростанции, определяется и устраняется причина нарушения синхронизма. При исправном состоянии оборудования и устройств автоматики турбогенератор синхронизируется, включается в сеть и производится подъем нагрузки (мощности).
При появлении качания токов, мощности и напряжения на всех генераторах электростанции и резком изменении частоты (повышении, понижении) операции производятся согласно требованиям разд. 2.6 настоящей Инструкции.
6.6.2. При потере возбуждения генератор может быть оставлен в работе и нести активную нагрузку.
На каждой электростанции имеется перечень всех генераторов, допускающих работу без возбуждения, с указанием допустимой активной мощности и длительности работы без возбуждения.
Внешними признаками потери возбуждения на генераторе являются:
потребление генератором из электросети большой реактивной мощности, значение которой зависит от активной мощности генератора и напряжения в энергосистеме;
понижение напряжения на шинах электростанции;
частичный сброс активной мощности и ее качания;
ускорение ротора и его вращение с опережающим скольжением. Ток ротора при этом исчезает или в роторе появляется переменный ток с частотой скольжения;
перегрузка генератора по току статора.
6.6.3. Одновременно с принятием мер к восстановлению возбуждения или переводу его на резервный возбудитель выполняются следующие мероприятия:
снижается активная мощность генератора до установления нормального тока статора;
обеспечивается повышение напряжения за счет увеличения реактивной мощности других работающих генераторов, вплоть до достижения допустимых перегрузок;
при питании СН отпайкой от блока генератор-трансформатор обеспечивается нормальное напряжение на его шинах использованием регулирования напряжения на трансформаторах СН или переводом питания с помощью устройства АВР на резервный трансформатор.
6.6.4. Если в течение времени, указанного в местных инструкциях, восстановить возбуждение не удается, генератор разгружается и отключается от сети.

6.7. Аварии на оборудовании крупных энергоблоков с непосредственным охлаждением обмоток статора и ротора

6.7.1. Если вследствие аварий в энергосистеме произойдет отключение энергоблоков, обеспечивается возможность быстрого включения в сеть отключившихся генераторов энергоблоков.
После отключения энергоблока от электросети, если имеется возможность, генератор остается в работе с нагрузкой СН или в процессе останова готовится к развороту из горячего состояния.
6.7.2. При авариях в энергосистеме, сопровождающихся резким понижением напряжения, ток ротора генератора устройствами форсировки возбуждения может увеличиваться до двойного значения номинального тока ротора.
По истечении допустимого времени работы устройства форсировки, если защита ротора не ограничит его действия, принимаются немедленные меры к снятию перегрузки ротора и в первую очередь отключением устройства форсировки возбуждения.
При задержке со снятием перегрузки генератор может отключиться от сети защитой от перегрузки ротора.
6.7.3. Если при отключении КЗ выключатель энергоблока или линии отключится не всеми фазами, а УРОВ отсутствует или откажет в действии, генератор энергоблока разгружается до нуля по мощности и до х.х. по току ротора, отключаются все смежные выключатели для обесточивания СШ (секции), к которой присоединены генератор энергоблока или линии, оказавшиеся в несимметричном режиме.
В случае отсутствия возможности отключения выключателей присоединения отключаются с противоположной стороны.
Перед отключением всех смежных выключателей дистанционно отключается выключатель, отключившийся не всеми фазами.
6.7.4. Во время планового останова генератора энергоблока при отключении его выключателя может возникнуть несимметричный режим генератора вследствие неполнофазного отключения выключателя. Специальные защитные устройства могут оказаться нечувствительными к такому режиму. В этом случае при непереключении фаз устраняется несимметрия подачей импульса на отключение выключателя генератора. Если такая попытка окажется неудачной, а котел еще не погашен, восстанавливается подача пара в турбину и переводится генератор из режима двигателя в режим х.х. Частота вращения турбины поддерживается на уровне частоты сети, а ток ротора генератора на уровне х.х.
При таком режиме собирается схема и снимается напряжение с дефектного выключателя со стороны энергосистемы с помощью обходного или шиносоединительного выключателя, а при отсутствии их - отключением смежных выключателей согласно п. 4.3.1настоящей Инструкции.
6.7.5. Если во время возникновения неполнофазного режима при плановом останове энергоблока котел уже не может подать пар на турбину, несимметричный режим ликвидируется отключением генератора энергоблока путем обесточивания соответствующей СШ.
6.7.6. В случае отсутствия возможности снятия напряжения с дефектного выключателя со стороны электростанции (генератор включен отпайкой от линии) эта линия отключается с двух других сторон.
При появлении самовозбуждения на генераторе энергоблока понижается частота вращения турбины до значения, при котором самовозбуждения генератора не будет.
6.7.7. Если при синхронизации генератора выключатель включится не всеми фазами, несимметрия ликвидируется подачей импульса на отключение выключателя генератора; в случае неудачной попытки подготавливается схема для отключения дефектного выключателя обходным выключателем (ШСВ) или смежными выключателями.
6.7.8. При ликвидации несимметричных режимов учитывается, что турбогенератор, находящийся в режиме двигателя, в соответствии с заводскими инструкциями не может работать более 2-4 мин. Отключается АГП только после отключения генератора от сети всеми тремя фазами.
6.7.9. При действии защит от внутренних повреждений генератора, повысительного трансформатора или рабочего трансформатора СН энергоблока наряду с отключением выключателя энергоблока отключаются АГП и выключатели рабочего трансформатора СН со стороны шин 6 кВ. Одновременно работают технологические защиты энергоблока, действием которых гасится котел и турбина идет на останов (закрываются стопорные клапаны и ГПЗ).
В этом случае проверяется срабатывание устройства АВР шин 6 кВ СН, которое должно переключить питание двигателей СН (дымососов, циркуляционных и конденсатных насосов) и трансформаторов 6/0,4 кВ на резервный трансформатор. Если действие АВР не произошло, все операции, повторяющие действие автоматики, производятся вручную. Наличие напряжения на шинах 6 кВ в этих условиях обеспечивает режим нормального останова генератора или возможность его немедленной подготовки к пуску в случае ложной работы устройств релейной защиты.
Особое внимание обращается на наличие напряжения на шинах 0,4 кВ, от которых питаются технологические защиты, приборы и электродвигатели рабочих механизмов, обеспечивающих сохранность основного оборудования энергоблоков (масляных насосов турбоагрегатов, дымососов, валоповоротных устройств и др.). При исчезновении напряжения на шинах 0,4 кВ проверяется, работало ли устройство АВР. Если не работало, то необходимо проверить его действие.
После выяснения причины отключения энергоблок выводится в ремонт или готовится к включению.
6.7.10. Если действием ДЗШ или УРОВ обесточится СШ, на которую включены также и резервные трансформаторы СН:
обеспечивается в первую очередь подача напряжения (через резервные шины 0,4 кВ) на шины щитов управления машинного зала и котельной каждого отключившегося энергоблока от резервных трансформаторов 6/0,4 кВ энергоблоков, не затронутых аварией, если это напряжение не было подано автоматически устройством АВР шин 0,4 кВ;
контролируется наличие напряжения на шинах 0,4 кВ, и для предупреждения разряда аккумуляторных батарей контролируется перевод питания масляных насосов газомасляной системы турбин с аварийных на рабочие. Включаются в работу со стороны 0,4 кВ электродвигатели подзарядных агрегатов аккумуляторных батарей, если они отключились защитой обратного тока;
отделяется поврежденное оборудование и подается напряжение на шины от энергосистемы или через трансформатор связи от шин другого напряжения электростанции, включаются резервные трансформаторы СН и подается напряжение на обесточенные рабочие секции СН энергоблоков;
подготавливается электрическая схема для включения энергоблоков в электросеть.
6.7.11. Во избежание повреждения автоматов гашения поля АГП-1 гашение поля при токах ротора, меньших тока XX, не производится.

Недействующий

Инструкция по предотвращению и ликвидации аварий в электрической части энергосистем

УТВЕРЖДЕНА приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 г. N 289


В Инструкции определен порядок проведения работ по ликвидации аварий в энергосистемах.

Рассмотрены вопросы оперативной ликвидации аварий в электрической части энергосистем, работающих изолированно или входящих в объединения.

Для руководителей и специалистов электростанций и электрических сетей, для инженерно-технического персонала, электромонтеров, осуществляющих техническое обслуживание и ремонт электрической части энергосистем.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1. Назначение и область применения

1.1.1. В настоящей Инструкции приведены общие вопросы и порядок проведения работ при ликвидации аварий* в различных звеньях электрической части энергосистем.
_________________
* Здесь и далее по тексту под "аварией" понимаются все технологические нарушения.

1.1.2. В Инструкции рассматриваются вопросы оперативной ликвидации аварий в электрической части энергосистем, как работающих изолированно, так и входящих в объединения, за исключением специальных вопросов ликвидации аварий в городских и сельских распределительных сетях.

Под оперативной ликвидацией аварии понимается отделение поврежденного оборудования (участка сети) от энергосистем (объединенных энергосистем), а также производство операций, имеющих целью:

устранение опасности для обслуживающего персонала и оборудования, не затронутого аварией;

предотвращение развития аварии;

восстановление в кратчайший срок электроснабжения потребителей и качества электроэнергии (частоты и напряжения);

создание наиболее надежной послеаварийной схемы энергосистемы (объединенных энергосистем) и отдельных ее частей;

выяснение состояния отключившегося во время аварии оборудования и возможности включения его в работу.

1.1.3. В Инструкции приняты следующие сокращения:

АВР - автоматическое включение резерва;

АГП - автомат гашения поля;

АЛАР - автоматика ликвидации асинхронного режима;

АПВ - автоматическое повторное включение;

АПН - автоматика повышения напряжения;

АРВ - автоматическое регулирование возбуждения;

АРПМ - автоматика разгрузки от перегрузки мощностью;

AT - автотрансформатор;

АЧР - автоматическая частотная разгрузка;

ВЛ - воздушная линия электропередачи;

ВЧ - высокочастотный;

ГАЭС - гидроаккумулирующая электростанция;

ГПЗ - главная паровая задвижка;

ГТУ - газотурбинная установка;

ГЩУ - главный щит управления;

ГЭС - гидроэлектростанция;

ГРЭС - электростанция районная;

Д - дутьевой (вентилятор);

ДЗШ - дифференциальная защита сборных шин;

ДПЗ - "два провода - земля";

КЗ - короткое замыкание;

КИВ - контроль изоляции вводов;

ОАПВ - однофазное автоматическое повторное включение;

ПА - противоаварийная автоматика;

РЗА - релейная защита и автоматика;

РПН - переключатель регулирования напряжения;

РУ - распределительное устройство;

САОН - специальная автоматика отключения нагрузки;

СВ - соединительный выключатель;

СК - синхронный компенсатор;

СН - собственные нужды;

СШ - система шин;

ТЭС - тепловая электростанция;

ТЭЦ - тепловая электроцентраль;

УРОВ - устройство регулирования отказа выключателя;

х.х. - холостой ход;

Ц - циркуляционный (насос);

ЧАПВ - частотное автоматическое повторное включение;

ШСВ - шиносоединительный выключатель;

ЭВМ - электронно-вычислительная машина;

ЭЦК - электрический центр качаний.

1.2. Порядок организации работ при ликвидации аварий

1.2.1. Аварийной ситуацией является изменение в нормальной работе оборудования, которое создает угрозу возникновения аварии. Признаки аварии определяются отраслевым нормативно-техническим документом.

1.2.2. Важным условием безаварийной работы является сохранение персоналом спокойствия при изменении режима или возникновении неполадок, дисциплинированное и сознательное выполнение указаний инструкций и распоряжений старшего персонала, недопущение суеты, растерянности, вмешательства в работу посторонних лиц.

При возникновении аварийной ситуации эксплутационный персонал принимает меры по локализации и ликвидации создавшегося положения, обеспечивается безопасность людей и сохранность оборудования.

1.2.3. Все переключения в аварийных ситуациях производятся оперативным персоналом в соответствии с инструкциями предприятия при обязательном применении всех защитных средств.

1.2.4. При ликвидации аварии оперативный персонал производит необходимые операции с релейной защитой и автоматикой в соответствии с инструкциями предприятия.

1.2.5. Оперативный персонал контролирует работу автоматики; убедившись в ее неправильных действиях, переходит на ручное управление. В работу защит оперативный персонал не вмешивается, и лишь при отказе действия защиты персонал выполняет ее функции.

1.2.6. Распоряжения, отдаваемые оперативному персоналу, должны быть краткими и понятными. Отдающий и принимающий команду должны четко представлять порядок производства всех намеченных операций и допустимость их выполнения по состоянию схемы и режиму оборудования. Полученная команда повторяется исполняющим ее работником. Исполнению подлежат только те распоряжения, которые получены от непосредственного руководителя, лично известного работнику, получающему распоряжение.

1.2.7. Эксплуатационный персонал регистрирует все обстоятельства возникновения аварии в установленном порядке.

1.2.8. О каждой операции по ликвидации аварии докладывается вышестоящему оперативному персоналу, не дожидаясь опроса. Руководство энергосистемы (объединенной, единой энергосистем), электростанции извещается о происшедшем и о принятых мерах после проведения тех операций, которые следует выполнять немедленно.

1.2.9. При ликвидации аварии все распоряжения диспетчера энергосистемы (объединенной, единой энергосистем) по вопросам, входящим в его компетенцию, выполняются немедленно, за исключением распоряжений, выполнение которых может представлять угрозу для безопасности людей и сохранности оборудования.

Если распоряжение диспетчера представляется подчиненному персоналу ошибочным, оперативный персонал указывает на это диспетчеру. В случае подтверждения диспетчером своего распоряжения персонал его выполняет.

1.2.10. В аварийной ситуации оперативный персонал обеспечивается первоочередной связью, а в случае необходимости по его требованию прерываются остальные переговоры.

1.2.11. Диспетчер энергосистемы срочно информируется начальником смены электростанции о возникновении аварии.

1.2.12. Начальник смены электростанции во время ликвидации общестанционной аварии находится, как правило, в помещении главного (центрального) щита управления, а уходя из него, указывает свое местонахождение.

1.2.13. Начальники смен тепловых цехов и старшие машинисты энергоблоков во время ликвидации аварии находятся, как правило, на своих рабочих местах (блочных или групповых щитах управления) и принимают все меры, направленные на поддержание нормальной работы оборудования, не допуская развития аварии в этих цехах (на энергоблоках).

Начальники смен цехов, покидая рабочее место, указывают свое местонахождение.

1.2.14. Местонахождение начальника смены электроцеха при ликвидации аварии определяется сложившейся обстановкой, о чем он уведомляет начальника смены электростанции и персонал центрального щита управления.

1.2.15. Местонахождение дежурного подстанции при ликвидации аварии определяется конкретной обстановкой. О местонахождении он сообщает вышестоящему оперативному персоналу.

1.2.16. Во время ликвидации аварии находящийся на дежурстве персонал, непосредственно обслуживающий оборудование, остается на рабочих местах, принимая все меры к сохранению оборудования в работе, а если это невозможно - к его отключению. Уходя, дежурный персонал сообщает о своем местонахождении вышестоящему оперативному персоналу. Рабочее место оставляется:

при явной опасности для жизни;

для оказания первой помощи пострадавшему при несчастном случае;

для принятия мер по сохранению целостности оборудования;

по распоряжению работника, руководящего ликвидацией аварии.

1.2.17. Диспетчер предприятия электрических сетей, если он одновременно не является и дежурным подстанции, при ликвидации аварии, как правило, находится в помещении диспетчерского пункта.

1.2.18. Персонал смены, на оборудовании которого режим не был нарушен, усиливает контроль за работой оборудования, внимательно следит за распоряжениями руководителя ликвидации аварии и готовится к действиям в случае распространения аварии на его участок, а при отсутствии связи - руководствуется указаниями инструкций.

1.2.19. Персонал, не имеющий постоянного рабочего места (обходчики, дежурные слесари, резервный персонал и др.), при возникновении аварии немедленно поступает в распоряжение непосредственного руководителя и по его указанию принимает участие в ликвидации аварии.

1.2.20. Приемка и сдача смены во время ликвидации аварии не производится; пришедший на смену оперативный персонал используется по усмотрению лица, руководящего ликвидацией аварии.

При аварии, которая требует длительного времени для ее ликвидации, допускается сдача смены по разрешению вышестоящего оперативного дежурного.

1.2.21. Начальник смены электростанции помимо сообщения об авариях и нарушениях режима на самой электростанции ставит в известность диспетчера энергосистемы также о следующих нарушениях: об автоматических включениях, отключениях, исчезновении напряжения, перегрузках и резких изменениях режима работы транзитных линий электропередачи и трансформаторов, по которым осуществляется связь электросетей различных напряжений, о возникновении несимметричных режимов на генераторах, линиях электропередачи, трансформаторах, резком снижении напряжения в контрольных точках, перегрузке генераторов и работе АВР, возникновении качаний, внешних признаках коротких замыканий как на электростанции, так и вблизи нее, о работе защит на отключение, работе АВР, АПВ, ЧАПВ, режимной автоматики, об отключении генерирующего оборудования.

1.2.22. Оперативный персонал электростанции может самостоятельно выполнять работы по ликвидации аварии с последующим уведомлением вышестоящего оперативного персонала независимо от наличия или потери связи с соответствующим диспетчером (начальником смены).

Примечание. Потерей связи считается не только нарушение всех видов связи, но и невозможность в течение 2-3 мин связаться с вышестоящим оперативным персоналом из-за его занятости, плохой слышимости и перебоев в работе связи. Наряду с действиями по ликвидации аварии принимаются меры для восстановления связи.

1.2.23. В инструкции предприятия указываются операции, которые оперативный персонал проводит самостоятельно при потере связи, а также операции, которые самостоятельно не выполняются.

1.2.24. Оперативный персонал независимо от присутствия лиц административно-технического персонала, как правило, единолично принимает решения, осуществляя мероприятия по восстановлению нормального режима работы оборудования и ликвидации аварии. Распоряжения руководителей энергообъединения, электростанции, предприятия и их подразделений соответствующему оперативному персоналу по вопросам, входящим в компетенцию вышестоящего оперативного персонала, выполняются лишь по согласованию с последним.

1.2.25. Все оперативные переговоры с момента возникновения аварии и до ее ликвидации записываются на магнитофон или жесткий диск компьютера.

Находящиеся на диспетчерском пункте главный диспетчер, начальник центральной диспетчерской службы или их заместители берут руководство ликвидацией аварии на себя или поручают его другому работнику, если считают действия диспетчера неправильными. Передача руководства ликвидацией аварии оформляется в оперативном журнале.

1.2.26. При ликвидации аварии на электростанции начальники смен цехов (блоков) сообщают начальнику смены станции о всех нарушениях нормального режима работы и выполняют все его указания.

Весь персонал, находящийся во время аварии на электростанции, включая начальников цехов, выполняет распоряжения начальника смены станции в вопросах, связанных с ликвидацией аварии.

1.2.27. На электростанциях начальник цеха или его заместитель может отстранить от руководства ликвидацией аварии начальника смены соответствующего цеха, не справляющегося с ликвидацией аварии, приняв руководство сменой на себя или поручив его другому работнику. О замене необходимо поставить в известность начальника смены электростанции и оперативный персонал смены.

1.2.28. Работник, принявший руководство ликвидацией аварии на себя, принимает все обязанности отстраненного от руководства работника и оперативно подчиняется вышестоящему оперативному руководителю.

Передача руководства ликвидацией аварии оформляется записью в оперативном журнале. Персонал, отстраненный от ликвидации аварии, остается на своем рабочем месте и выполняет распоряжения и указания лица, принявшего на себя руководство ликвидацией аварии.

1.2.29. Во время аварии на щите управления блока, электростанции, подстанции, в помещении диспетчерского пункта предприятия или района электрических сетей энергосистемы, органов диспетчерского управления объединенными (единой) энергосистемами находятся лишь лица, непосредственно участвующие в ликвидации аварии, лица административно-технического персонала и специалисты технологических служб. Список таких лиц определяется в установленном порядке.

1.2.30. По окончании ликвидации аварии лицо, руководившее ликвидацией, составляет сообщение об аварии по установленной форме.

1.3. Общие положения по ликвидации аварий

1.3.1. Все переключения в аварийных условиях производятся в соответствии с правилами технической эксплуатации, техники безопасности.

1.3.2. При ликвидации аварии производятся необходимые операции с устройствами релейной защиты и противоаварийной автоматики в соответствии с действующими нормативными документами и указаниями органов диспетчерского управления энергосистем.

1.3.3. При выполнении самостоятельных действий по ликвидации аварий оперативный персонал электростанций и подстанций руководствуется следующим:

при подаче напряжения на обесточенные участки электрической сети и РУ напряжением 110 кВ и выше проверяет наличие заземленной нейтрали со стороны питания (то же относится и к кабельным сетям напряжением 35 кВ, работающим с глухим заземлением нейтрали);

при опробовании напряжением отключившегося оборудования немедленно вручную отключает выключатели при включении их на КЗ и отказе защиты или при неполнофазном включении. Признаком КЗ является резкое понижение напряжения одновременно с броском тока;

при опробовании напряжением отключившихся линий предварительно отключает устройство АПВ, если последнее не выводится из действия автоматически, и производит необходимые переключения в устройствах противоаварийной автоматики;

при опробовании напряжением отключившейся линии класса напряжений 330 кВ и выше и длиной более 200 км подготавливает режим сети по напряжению. Подготовка этого режима объясняется возможным значительным повышением напряжения выше допустимого на подстанции, с которой производится опробование, особенно на другом конце линии. Длительное воздействие повышенного напряжения может привести к повреждению линейных аппаратов (трансформаторов тока и напряжения, реакторов и др.). В некоторых случаях линия опробуется напряжением с включением на противоположной стороне устройства АПВ, через схему которого действует полуавтомат, обеспечивающий включение линии при успешном опробовании.

1.3.4. В целях ускорения восстановления энергосистемы при авариях, сопровождающихся значительной потерей мощности, отключением линий электропередачи, полным остановом электростанций с потерей СН, энергосистемы совместно с электростанциями, а для крупноблочных электростанций - совместно с органами диспетчерского управления объединенными энергосистемами в сложившихся условиях определяют варианты схем подачи напряжения для разворота электростанций от резервных источников.

1.3.5. При ликвидации аварии напряжение на шины обесточившейся электростанции подается в первую очередь.

1.3.6. Отключившееся во время аварии оборудование включается после анализа действия отключивших его защит.

1.3.7. При обесточивании РУ, останове всех генераторов и потере СН подготавливается схема для приема напряжения; для этого:

а) отключаются выключатели генераторов, а при отсутствии генераторных выключателей - выключатели блочных трансформаторов со всех сторон, и с них снимается оперативный ток;

б) для предотвращения перегрузки трансформаторов СН от пусковых токов при подаче напряжения отключаются выключатели всех неответственных электродвигателей СН напряжением 3-6 кВ. Выключатели трансформаторов СН 6/04 (3/04) кВ находятся во включенном состоянии;

в) отключаются выключатели обесточенных линий электропередачи;

г) отключаются разъединителями поврежденная часть РУ и поврежденные электроаппараты;

д) при получении напряжения включаются выключатели линии и резервных трансформаторов СН, подается напряжение на секции СН, и начинается разворот агрегатов.

2. ПОРЯДОК ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ В ЕДИНОЙ И ОБЪЕДИНЕННЫХ ЭНЕРГОСИСТЕМАХ И ЭНЕРГОСИСТЕМАХ, ВХОДЯЩИХ В ОБЪЕДИНЕНИЕ И РАБОТАЮЩИХ ИЗОЛИРОВАННО (РАЗДЕЛЬНО)

2.1. Понижение частоты электрического тока из-за недостатка мощности или энергоресурсов

2.1.1. Поддержание (регулирование) частоты электрического тока в единой энергосистеме и в изолированно работающих энергосистемах осуществляется в соответствии с требованиями государственных стандартов.

В поддержании нормального уровня частоты участвуют все энергосистемы, работающие параллельно. Для этого каждой энергосистемой (объединенной энергосистемой) выполняется заданный суточный график сальдо-перетока мощности с коррекцией его значения в зависимости от уровня частоты.

Если для регулирования частоты в единой энергосистеме (энергосистеме, объединенной энергосистеме) назначена отдельная электростанция (или несколько электростанций), то регулирование частоты осуществляется разгрузкой или загрузкой других электростанций, обеспечивая ей необходимый регулировочный диапазон.

При понижении частоты в единой энергосистеме (объединенной энергосистеме или энергосистеме), при потере генерирующей мощности или возрастании потребления энергосистемы (объединенные энергосистемы) при выполнении операций своими действиями не оказывают отрицательного влияния на режим работы остальных энергосистем (объединенных энергосистем) - например, не разгружают электростанции для сохранения своего сальдо-перетока мощности.

При понижении частоты в единой энергосистеме (энергосистеме, объединенной энергосистеме) в избыточных энергосистемах не снижается выдача мощности, а дефицитные энергосистемы, увеличивая прием своего сальдо-перетока мощности, используют свои резервы мощности.

В энергосистеме (объединенной энергосистеме), в которой произошла потеря генерирующей мощности, используются все имеющиеся собственные резервы мощности, а также согласовывается использование резервов мощности других энергосистем (объединенных энергосистем) с учетом пропускной способности связей.

2.1.2. Для предотвращения возможного понижения частоты в энергосистеме, единой энергосистеме, изолированно работающих объединенных энергосистемах, перегрузки межсистемных или внутрисистемных связей в период предстоящего прохождения максимума нагрузки (утреннего или вечернего) после анализа ожидаемого баланса мощности:

а) подготавливаются ГАЭС для работы в генераторном режиме;

б) дается указание на разворот энергетического оборудования из холодного резерва;

в) приостанавливается вывод в ремонт генерирующего оборудования и линий электропередачи, снижающих пропускную способность перегружаемых сечений (независимо от разрешенной заявки);

г) выводится из ремонта и приостанавливается вывод в ремонт линий и энергооборудования, снижающего выпуск мощности из избыточных районов;

д) задается ограничение потребления (новый предельный уровень потребления в энергосистеме или изменение заданного сальдо-перетока мощности в дефицитной объединенной энергосистеме, энергосистеме).

2.1.3. При внезапном понижении частоты (в течение нескольких секунд) на 0,1 Гц и более от предшествующего установившегося значения в энергосистемах, объединенных (единой) энергосистемах на основании показаний приборов диспетчерского пункта, опроса подчиненного оперативного персонала и сообщений с мест определяются причины понижения частоты, выясняются состояние и режим работы контролируемых межсистемных и внутрисистемных связей и принимаются меры к восстановлению частоты до уровня, установленного государственным стандартом (если не поступили другие указания), путем использования резервов мощности в энергосистемах, не допуская при этом превышения допустимых перетоков мощности по контролируемым сечениям.

При потере генерирующей мощности, отключении энергоблоков, линий электропередачи или погашении подстанции информируются объединенные (единая) энергосистемы об аварийных отключениях и принимаются меры к ликвидации нарушения.

Если частота продолжает понижаться, то:

а) пускаются резервные гидрогенераторы или переводятся в режим активной нагрузки, если они работали в режиме СК;

б) агрегаты ГАЭС переводятся в генераторный режим, если они работали в моторном режиме;

в) берутся (принимаются) разрешенные аварийные перегрузки с контролем загрузки линий электропередачи;

г) задерживается отключение в ремонт или резерв агрегатов;

д) повышается нагрузка на ТЭЦ за счет изменения температуры сетевой воды; проводятся мероприятия по снижению электропотребления путем понижения напряжения у потребителей.

2.1.4. Если проведение мероприятий по предыдущему пункту не обеспечивает повышения частоты до 49,8 Гц, частота повышается путем отключения потребителей (изменением сальдо-перетока мощности), если это не оговорено особо другими документами или распоряжениями вышестоящих организаций.

Перетоки по межсистемным и внутрисистемным связям контролируются, не допуская их превышения сверх максимально допустимых значений, установленных инструкциями.

2.1.5. При большой потере генерирующей мощности и глубоком понижении частоты, если, несмотря на работу АЧР, частота остается ниже 49,0 Гц, по истечении 3-5 мин (времени, достаточного для использования всех резервов мощности) она повышается отключением потребителей, не перегружая при этом внутрисистемные и межсистемные связи. В этом случае отключение потребителей производится во всех энергосистемах независимо от выполнения ими заданных сальдо-перетоков мощности.

Объем отключений потребителей определяется в соответствии с установленной зависимостью изменения нагрузки от частоты. При отсутствии данных отключается мощность 1% нагрузки потребления на 0,1 Гц восстанавливаемой частоты.

2.1.6. При понижении частоты до 46-47 Гц, сопровождающемся глубоким понижением напряжения, в результате которого могут создаться условия отказа в работе АЧР, электростанцией самостоятельно проводятся мероприятия по выделению СП на несинхронное питание согласно внутренним инструкциям.

2.1.7. После ликвидации аварии при срабатывании АЧР повышается частота на 0,1-0,2 Гц выше верхней уставки ЧАПВ.

Включение отключенных потребителей проводится с контролем частоты и перетоков мощности по внутрисистемным и межсистемным связям.

2.1.8. При работе единой или изолированной объединенной энергосистемы (энергосистемы) с пониженной частотой (ниже 49,6 Гц) в электрических сетях и на электростанциях не производится плановых переключений в РУ, в устройствах релейной защиты и противоаварийной автоматики и устройствах технологической автоматики энергоблоков, кроме переключений при аварийных ситуациях.

2.2. Повышение частоты электрического тока

2.2.1. При внезапном (в течение нескольких секунд) повышении частоты на 0,1 Гц и более по сравнению с установившимся значением в энергосистемах, объединенных (единой) энергосистемах на основании показаний устройств телесигнализации на диспетчерском пункте, опроса и сообщений подчиненного оперативного персонала определяются причины повышения частоты, выясняются состояние и режим работы межсистемных и внутрисистемных контролируемых связей, а при частоте более 50,2 Гц разгружаются электростанции (ГЭС, ТЭС, ТЭЦ) и переводятся агрегаты ГАЭС в двигательный режим для понижения частоты.

2.2.2. В случае возникновения перегрузки контролируемых связей в объединенных энергосистемах принимаются меры к их разгрузке или перераспределению нагрузок электростанций, обеспечивающие снижение перетоков мощности до допустимых значений.

О всех произведенных действиях по изменению нагрузок и об отключении оборудования электростанции ставят в известность энергосистему.

2.2.3. При повышении частоты выше 50,2 Гц разгружаются электростанции для понижения частоты с контролем перетоков мощности по межсистемным и внутрисистемным связям.

При этом для сохранения устойчивости по конкретным связям разгружают электростанции в избыточной части и загружают (или отключают потребителей) в дефицитной части, что способствует понижению общего уровня частоты и сохранению устойчивости по связям.

2.2.4. При исчерпании регулировочных возможностей на ГЭС и ТЭС и повышении частоты выше 50,4 Гц принимаются меры к понижению частоты путем отключения энергоблоков тепловых электростанций.

2.2.5. При дальнейшем повышении частоты в отделившейся энергосистеме, объединенной энергосистеме или изолированно работающем регионе и при достижении значения 51,5 Гц начинается глубокая разгрузка ТЭС путем перевода энергоблоков с турбонасосами на скользящие параметры пара, отключения котлов на дубль-блоках, а также отключения энергоблоков.

2.3. Отключение линий электропередачи или другого оборудования

2.3.1. При аварийном отключении линии, трансформаторов связи, шунтирующего реактора и другого оборудования:

а) регулируется допустимый режим работы контролируемых связей (допустимые перетоки мощности для создавшейся схемы, уровни напряжения) и производятся операции по перестройке релейной защиты и противоаварийной автоматики в соответствии с инструкцией энергопредприятия или программой переключений;

б) включаются потребители, отключенные действием устройств САОН, а при невозможности - включаются после отключения других потребителей по графикам аварийных отключений (или ограничений) и снижения перетока мощности по контролируемым связям;

в) определяются причины отключений на основе показаний устройств телесигнализации и телеизмерений, анализа работы устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, опроса персонала и сообщений с мест, и после устранения причин производится включение оборудования в работу.

2.3.2. После аварийного отключения линии на основе показаний фиксирующих измерительных приборов, анализа работы устройств релейной защиты, осмотра оборудования на подстанциях и при отсутствии видимого повреждения производится опробование ее напряжением; при повторном отключении после анализа срабатывания устройств релейной защиты линия выводится в ремонт, организуется обход (облет) линии и проявление осциллограмм.

При необходимости быстрейшего включения линии по условиям надежности схемы электроснабжения или избежания (уменьшения объема) ограничений потребителей допускается неоднократное опробование ее напряжением (особенно при гололедообразовании или грозе), когда отключение линии часто вызывается неустойчивым КЗ.

Перед опробованием линии напряжением учитывается, что при отказе выключателя, которым подается напряжение на линию, возможно отключение других элементов сети (СШ, AT, ВЛ), сопровождающееся развитием аварии и возможным отключением потребителей.

2.3.3. При необходимости срочного отключения оборудования, связанного с угрозой повреждения оборудования или жизни людей, и невозможности быстрой подготовки режима допускается его отключение без подготовки режима.

2.3.4. Объединенные энергосистемы и энергосистемы, в которых произошла потеря генерирующей мощности или отключение линий электропередачи, вызвавших загрузку межсистемных или внутрисистемных связей сверх установленных инструкциями допустимых значений, аварийно используют имеющиеся резервы мощности для разгрузки контролируемых сечений и линий.

При исчерпании резервов и превышении аварийно допустимых перетоков мощности в контролируемых сечениях для снижения перетока мощности и предотвращения нарушения устойчивости параллельной работы по этим связям дается указание на отключение потребителей с питающих центров (или изменение своего сальдо-перетока мощности), а при необходимости используется отключение потребителей дистанционно по каналам противоаварийной автоматики.

2.4. Понижение напряжения в основных узловых пунктах энергосистемы

2.4.1. Контроль и регулирование напряжения в заданных контрольных пунктах сети осуществляется в соответствии с утвержденными графиками напряжений.

2.4.2. Если напряжение в контрольных пунктах понижается до указанного аварийного предела, то оно поддерживается путем использования перегрузочной способности генераторов и компенсаторов, а энергосистемы, объединенные (единая) энергосистемы при проведении этих операций оказывают помощь путем перераспределения реактивной и активной мощности между ними. При этом повышается напряжение в отдельных контрольных пунктах до значений не выше предельно допустимых для оборудования.

2.4.3. В случае понижения напряжения ниже минимально установленных уровней на одном или нескольких объектах на основе опроса подчиненного персонала, сообщений с мест, показаний устройств телеизмерений и телесигнализации определяются причины понижения напряжения и принимаются меры к:

а) увеличению загрузки СК и генераторов по реактивной мощности вплоть до взятия аварийных перегрузок. При этом предупреждается возможное отключение генератора защитой от перегрузки ротора.

После получения сообщений о перегрузке генераторов (СК) принимаются меры к их разгрузке до истечения допустимого срока взятых перегрузок, не понижая напряжения. В противном случае перегрузки снимаются оперативным персоналом, генераторы разгружаются до номинальных токов статора и ротора, что может привести к дальнейшему глубокому понижению напряжения и возможному распаду энергосистемы, погашению потребителей;

б) включению батарей статических конденсаторов;

в) отключению шунтирующих реакторов;

г) изменению коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН;

д) снижению перетоков мощности по линиям.

2.4.4. Если после принятых мер к восстановлению напряжения оно остается ниже аварийного значения, отключаются потребители (по графикам отключения потребителей с питающих центров) в том узле, где произошло понижение напряжения.

2.4.5. При понижении напряжения на энергообъектах одной из энергосистем оказывается помощь в повышении напряжения следующими мерами, осуществляемыми в смежных энергосистемах:

а) использованием резервов реактивной мощности на электростанциях смежных энергосистем с повышением напряжения в пределах длительно допустимых значений;

б) использованием разгрузки генераторов по активной мощности и увеличением загрузки по реактивной в энергосистемах с пониженным напряжением.

Не разгружаются по активной мощности и не загружаются по реактивной мощности генераторы в дефицитных энергосистемах или объединенных энергосистемах, если это может привести к увеличению перетоков по связям выше максимально допустимых.

Однако если в результате понижения напряжения в электрических сетях понизится напряжение СН электростанций до значения ниже аварийно допустимого, для предотвращения нарушения режима работы механизмов СН и полного останова агрегатов электростанций разгружаются генераторы по активной мощности (по согласованию с объединенными энергосистемами) или отключением потребителей повышается напряжение до уровня, обеспечивающего нормальный режим работы агрегатов;

в) отключением части шунтирующих реакторов;

г) изменением потокораспределения активной мощности;

д) перераспределением потоков реактивной мощности с помощью оперативного изменения коэффициентов трансформации на трансформаторах с РПН;

е) изменением схемы электросетей.

2.4.6. При понижении напряжения, вызванном неотключившимся КЗ в электросети до истечения срока взятых перегрузок на генераторах и СК определяется и отключается место КЗ.

Определение места КЗ производится на основании анализа уровней напряжения, перетоков активной и реактивной мощности, действия релейной защиты, опроса оперативного персонала и сообщений с мест.

2.5. Повышение уровней напряжения на оборудовании сверх допустимых значений

2.5.1. Поддерживаются уровни напряжений в контрольных пунктах в соответствии с заданным графиком, не превышая на оборудовании уровень напряжения, установленный правилами технической эксплуатации и нормами завода-изготовителя.

2.5.2. В случае повышения напряжения сверх допустимого на одном или нескольких объектах на основе сообщений с мест, показаний устройств телеизмерений и телесигнализации выявляются причины повышения напряжения (односторонне отключены ВЛ, разгружены линии электропередачи, отключены шунтирующие реакторы) и принимаются меры к его понижению путем:

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

отключения батарей статических конденсаторов;

включения шунтирующих реакторов, находящихся в резерве;

увеличения загрузки линий электропередачи перетоками мощности;

изменения коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН;

вывода в резерв линии в районе повышенного напряжения только выключателями.

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

2.6. Асинхронный режим работы отдельных частей энергосистем, единой и объединенных энергосистем и электростанций

2.6.1. Причинами нарушения синхронной работы отдельных частей единой энергосистемы могут быть:

а) перегрузка межсистемных транзитных связей мощностью по условиям устойчивости (аварийное отключение большой генерирующей мощности, интенсивный рост потребляемой мощности, отказ устройств противоаварийной автоматики);

б) отказ выключателей или защит при КЗ в электросетях;

в) несинхронное включение связей.

2.6.2. Основными признаками асинхронного хода являются устойчивые глубокие периодические колебания тока, мощности, напряжения по линии связи и на энергообъектах, а также возникновение разности частот между частями энергосистем, единой и объединенной энергосистем, вышедшими из синхронизма, несмотря на сохранение электрической связи между ними.

На шинах электростанций и подстанций, находящихся вблизи ЭЦК, происходят периодические глубокие колебания напряжения с понижением его ниже аварийных значений, в том числе на СН с возможным отключением ответственных механизмов СН и отдельных агрегатов.

Для электростанций, оказавшихся вблизи ЭЦК, характерно нарушение синхронизма генераторов со сбросом мощности.

При нарушении синхронизма и глубоком понижении частоты электрического тока в дефицитном районе до значения срабатывания АЧР возможна автоматическая ресинхронизация и прекращение асинхронного режима. При этом вследствие периодических колебаний мощности по загруженным линиям электропередачи возможно срабатывание АРПМ с отключением потребителей и генерирующей мощности на электростанциях в вышедших из синхронизма частях энергосистемы, объединенной энергосистемы, региона. Характер протекания аварии уточняется путем дополнительного опроса оперативного персонала объединенных энергосистем, энергосистем, электростанций, подстанций.

2.6.3. При нарушении устойчивости межсистемных транзитных линий связи возникший асинхронный режим нормально ликвидируется АЛАР. Если почему-либо АЛАР отказала и асинхронный режим продолжается, разделяются транзиты асинхронно работающих энергосистем или узлов в местах установки АЛАР.

2.6.4. При появлении в энергосистеме качаний токов, мощности и напряжения для ускорения прекращения синхронных качаний генераторов по возможности разгружают их по активной мощности и повышают реактивную мощность, не перегружая транзитные связи.

При синхронных качаниях по межсистемным связям, вызванных перегрузкой сечения, повышается напряжение в приемной части, уменьшается переток за счет использования резерва или отключения потребителей.

2.7. Разделение единой, объединенных энергосистем, энергосистемы

2.7.1. При ликвидации аварии с разделением энергосистемы, единой или объединенной энергосистем, на основании показаний приборов диспетчерского пункта, сообщений с мест и анализа действия устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики выявляются характер аварии и причины ее возникновения, устанавливается место повреждения, определяется, на какие несинхронные части разделилась единая и объединенная энергосистемы, энергосистема, а также уровни частоты и напряжения в раздельно работающих частях. Одновременно выясняются состояние и загрузка межсистемных и других контролируемых внутрисистемных связей.

2.7.2. При возникновении указанных аварийных режимов:

а) сообщается в энергосистему о происшедших отключениях на объектах, отклонениях частоты и напряжения и наличии перегрузок основных транзитных линий электропередачи;

б) принимаются меры к восстановлению частоты и напряжения;

в) снимаются перегрузки с транзитных линий электропередачи при угрозе нарушения статической устойчивости;

г) обеспечивается надежная работа механизмов СН вплоть до выделения их на несинхронное питание при понижении частоты до установленных для данной электростанции пределов;

д) синхронизируются отделившиеся во время аварии генераторы или электростанции при наличии напряжения от энергосистемы (или при появлении его после исчезновения).

При отсутствии напряжения на шинах высокого напряжения отключенные генераторы (не входящие в схему выделения СН) удерживаются на х.х.: крупные энергоблоки, для которых не разрешена работа на х.х., поддерживаются в состоянии готовности к быстрому развороту и обратному включению в сеть с набором нагрузки.

2.7.3. После разделения во избежание развития аварии восстанавливается частота и напряжение в раздельно работающих частях энергосистемы и устраняются перегрузки оборудования и линий электропередачи. При сохранении в разделившихся частях допустимых уровней частоты и напряжения принимаются меры к синхронизации этих частей.

Синхронизация производится при разности частот не более 0,1 Гц с учетом возможного наброса мощности на межсистемные и внутрисистемные связи; при этом операции проводятся таким образом, чтобы не срабатывала АРПМ при синхронизации разделившихся частей единой и объединенной энергосистем, энергосистемы. В объединенной энергосистеме и энергосистемах инструкциями определяются энергорайоны и сечения, по которым производится синхронизация с большей разностью частот или несинхронное включение с указанием допустимой разности частот.

Произошла ошибка

Платеж не был завершен из-за технической ошибки, денежные средства с вашего счета
списаны не были. Попробуйте подождать несколько минут и повторить платеж еще раз.

Досье на проект

Пояснительная записка

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 2 марта 2017 г. N 244 "О совершенствовании требований к обеспечению надежности и безопасности электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики и внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации" (Официальный интернет-портал правовой информации http://www.pravo.gov.ru, 06.03.2017), приказываю:

1. Утвердить прилагаемую Инструкцию по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем.

2. Признать утратившим силу приказ Минэнерго России от 30 июня 2003 г. N 289 "Об утверждении инструкции по предотвращению и ликвидации аварий в электрической части энергосистем".

Министр

А.В. Новак

Утверждена
приказом Минэнерго России
от "__"_______20____г. N ____

Инструкция
по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем

I. Общие положения

1.1. Настоящая Инструкция по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем (далее - Инструкция) устанавливает нормы и правила, регламентирующие организацию и порядок предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части Единой энергетической системы России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, а также технологических нарушений в работе электрических сетей, объектов электроэнергетики (далее при совместном упоминании - ликвидация нарушений нормального режима).

1.2. Инструкция определяет порядок действий диспетчерского персонала субъектов оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике (далее - диспетчерский персонал, диспетчер) и оперативного персонала субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии (далее - оперативный персонал) по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем.

1.3. Инструкция распространяется на системного оператора, иных субъектов оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных электроэнергетических системах, собственников и иных законных владельцев объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, работающих в составе Единой энергетической системы и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем.

1.4. Требования по ликвидации нарушений нормального режима в тепловой части объектов по производству электрической энергии, устанавливаемые правилами технической эксплуатации объектов теплоснабжения и местными инструкциями по ликвидации нарушений в работе объектов по производству электрической энергии, не должны противоречить требованиям настоящей Инструкции и (или) препятствовать их выполнению..

1.5. В настоящей Инструкции применены понятия в соответствии с нормативными правовыми актами Российской Федерации в области электроэнергетики, а также следующие понятия:

асинхронный режим - режим энергосистемы, характеризующийся устойчивыми периодическими колебаниями напряжений, токов и мощностей, периодическим изменением взаимного угла электродвигательной силы генераторов электрических станций, несинхронным вращением отдельных генераторов энергосистемы при сохранении электрической связи между ними;

вынужденный режим - электроэнергетический режим энергосистемы, характеризующийся сниженными запасами устойчивости в нормальном режиме и возможностью нарушения устойчивости в послеаварийном режиме;

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

местная инструкция - инструкция диспетчерского центра, центра управления сетями, объекта электроэнергетики;

нормальный режим энергосистемы - электроэнергетический режим энергосистемы, при котором значения технических параметров режима энергосистемы находятся в пределах длительно допустимых значений, имеются резервы мощности и запасы топлива на электрических станциях, обеспечивается электроснабжение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии;

перегрузка контролируемого сечения - работа с перетоком активной мощности в контролируемом сечении, превышающим максимально допустимый переток активной мощности в контролируемом сечении, увеличенный на величину амплитуды нерегулярных колебаний активной мощности, в течение менее 20 минут;

превышение максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемом сечении (превышение МДП) - работа с перетоком активной мощности в контролируемом сечении, превышающим максимально допустимый переток активной мощности в контролируемом сечении, увеличенный на величину амплитуды нерегулярных колебаний активной мощности, в течение 20 минут и более непрерывно или интегрально;

персонал, руководящий ликвидацией нарушения нормального режима:

Диспетчерский персонал, осуществляющий во время ликвидации нарушения нормального режима координацию действий оперативно подчиненного ему диспетчерского и (или) оперативного персонала;

Оперативный персонал, осуществляющий во время ликвидации нарушения нормального режима координацию действий подчиненного ему оперативного персонала;

распределительная электрическая сеть - совокупность ЛЭП и электросетевого оборудования напряжением 35 кВ и ниже;

электроэнергетический режим энергосистемы - совокупность технических параметров, характеризующих единый процесс производства, преобразования, передачи и потребления электрической энергии (мощности) в энергосистеме и состояние объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии (включая схемы электрических соединений объектов электроэнергетики).

1.6. В настоящей Инструкции используются следующие сокращения и обозначения:

АВР	-	автоматический ввод резерва;
АЛАР	-	автоматическая ликвидация асинхронного режима;
АПВ	-	автоматическое повторное включение;
АЧР	-	автоматическая частотная разгрузка;
АЭС	-	атомная электростанция;
ВЛ	-	воздушная линия электропередачи;
ГЭС	-	гидроэлектростанция;
ГАЭС	-	гидроаккумулирующая электростанция;
ДЗШ	-	дифференциальная защита шин;
ДЦ	-	диспетчерский центр субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике;
ЕЭС России	-	Единая энергетическая система России;
КВЛ	-	кабельно-воздушная линия электропередачи;
КЗ	-	короткое замыкание;
КИВ	-	контроль изоляции вводов;
КЛ	-	кабельная линия электропередачи;
КРУЭ	-	комплектное распределительное устройство с элегазовой изоляцией;
ЛЭП	-	линия электропередачи;
ПА	-	противоаварийная автоматика;
РЗА	-	релейная защита, противоаварийная, режимная, сетевая автоматика, устройства регистрации аварийных событий и процессов, технологическая автоматика объектов электроэнергетики;
РПН	-	регулирование напряжения под нагрузкой;
РУ	-	распределительное устройство;
СКРМ	-	средство компенсации реактивной мощности;
СН	-	собственные нужды;
СШ	-	секция (система) шин;
ТСН	-	трансформатор собственных нужд;
УРОВ	-	устройство резервирования отказа выключателя;
ЦУС	-	центр управления сетями сетевой организации;
ЧАПВ	-	частотная автоматика повторного включения;
ЧДА	-	частотная делительная автоматика;
ШСВ	-	шиносоединительный выключатель.

1.7. Ликвидация нарушений нормального режима осуществляется совместными действиями диспетчерского и оперативного персонала, направленными на изменение технологического режима работы и эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования и устройств объектов электроэнергетики.

При ликвидации нарушений нормального режима диспетчерский и оперативный персонал должен действовать в соответствии с требованиями настоящей Инструкции, местных инструкций по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима, а также руководствоваться знаниями и опытом управления режимами работы энергосистем и объектов электроэнергетики.

1.8. Действия диспетчерского и оперативного персонала по ликвидации нарушений нормального режима должны быть направлены (в порядке снижения приоритетности) на:

обеспечение безопасности персонала;

исключение повреждения ЛЭП и оборудования объектов электроэнергетики;

предотвращение развития и локализацию нарушения нормального режима;

обеспечение допустимых значений параметров электроэнергетического режима;

восстановление электроснабжения потребителей;

создание наиболее надежной послеаварийной схемы энергосистемы (объектов электроэнергетики).

1.9. При выборе способа ликвидации нарушений нормального режима должны учитываться доступный объем, эффективность и время реализации мероприятий по ликвидации нарушений нормального режима.1.10. При ликвидации нарушений нормального режима допускается:

использовать допустимую по величине и длительности перегрузочную способность ЛЭП и оборудования;

осуществлять управление электроэнергетическим режимом без учета требований к приоритетности изменения нагрузки электрических станций, установленных правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утверждаемыми Правительством Российской Федерации.

1.11. В целях координации действий по ликвидации нарушений нормального режима диспетчерский персонал имеет право корректировать действия подчиненного диспетчерского и (или) оперативного персонала, в том числе при действиях с ЛЭП и оборудованием, не являющимися объектами диспетчеризации.

1.12. При ликвидации нарушений нормального режима диспетчерский и оперативный персонал, не задерживая процесс ликвидации нарушений, должен незамедлительно информировать:

обо всех изменениях технологического режима и эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования и устройств, связанных с ликвидацией нарушений нормального режима диспетчерский и оперативный персонал, в диспетчерском и технологическом (соответственно) управлении или ведении которого оно находится;

о ходе ликвидации нарушений нормального режима вышестоящий диспетчерский и оперативный персонал соответственно.

1.13. Диспетчерский и (или) оперативный персонал обязан самостоятельно, в пределах своих функций и ответственности, выполнять действия по ликвидации нарушений нормального режима. Все самостоятельные действия диспетчерского и оперативного персонала не должны приводить к развитию и (или) препятствовать ликвидации нарушения нормального режима. Самостоятельные действия диспетчерского и (или) оперативного персонала, выполнение которых допускается (запрещается) должны быть определены в местных инструкциях по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима.

1.14. Диспетчерский и (или) оперативный персонал при принятии решений должен учитывать самостоятельные действия другого диспетчерского и оперативного персонала.

1.15. Диспетчерский и (или) оперативный персонал, осуществляющий ликвидацию нарушения нормального режима, несет ответственность за правильность действий при ликвидации нарушения нормального режима, независимо от указаний административно-технического персонала.

1.16. Административно-технический персонал имеет право отстранить от ликвидации нарушения нормального режима непосредственно административно подчиненный себе диспетчерский или оперативный персонал, взяв руководство ликвидацией нарушения нормального режима на себя. Отстранение диспетчерского или оперативного персонала от ликвидации нарушения нормального режима оформляется записью в оперативном журнале, с последующим уведомлением соответствующего диспетчерского или оперативного персонала.

1.17. Диспетчерские команды, выдаваемые диспетчером ДЦ, и указания на изменение эксплуатационного состояния или технологического режима работы ЛЭП, оборудования, устройств объектов электроэнергетики, выдаваемые в процессе ликвидации нарушения нормального режима соответствующим оперативным персоналом по каналам связи другому оперативному персоналу (далее? команды), не подлежат исполнению, если их исполнение создает угрозу жизни людей, угрозу повреждения оборудования объектов электроэнергетики или может привести к нарушению условий безопасной эксплуатации атомных электростанций.

1.18. Все переключения в электроустановках при ликвидации нарушений нормального режима должны производиться в соответствии с требованиями местных инструкций по производству переключений.

1.19. Приемка и сдача смены диспетчерским и (или) оперативным персоналом во время ликвидации нарушения нормального режима запрещается. Пришедший на смену диспетчерский или оперативный персонал может использоваться по усмотрению лица, руководящего ликвидацией нарушения нормального режима, в пределах его должностных обязанностей.

При ликвидации нарушения нормального режима, требующей длительного времени, сдача смены допускается:

диспетчерского персонала - только по разрешению диспетчера ДЦ, руководящего ликвидацией нарушения нормального режима;

оперативного персонала - только по разрешению диспетчера ДЦ или вышестоящего оперативного персонала, руководящих ликвидацией нарушения нормального режима;

при ликвидации нарушений нормального режима без участия диспетчерского и вышестоящего оперативного персонала - с разрешения руководящего административно-технического персонала объекта электроэнергетики.

1.20. Все оперативные переговоры диспетчерского и оперативного персонала при ликвидации нарушений нормального режима должны автоматически фиксироваться.

1.21. В разделах III, IV настоящей Инструкции приведены требования к ликвидации характерных нарушений нормального режима. Местными инструкциями устанавливаются требования к ликвидации иных нарушений нормального режима, учитывающие местные особенности, не противоречащие требованиям настоящей Инструкции.

1.22. Действия по предотвращению развития и ликвидации нарушения нормального режима работы на объектах электроэнергетики, указанные в разделе IV настоящей Инструкции, выполняются диспетчерским и (или) оперативным персоналом. Распределение между диспетчерским и оперативным персоналом функций по выполнению указанных действий осуществляется в соответствии с распределением ЛЭП, оборудования и устройств РЗА по способу управления (ведения).

II. Требования к инструкциям по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима

2.1. Инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима должны разрабатываться для каждого ДЦ, ЦУС, а также для каждой электрической станции, подстанции, в том числе принадлежащих потребителям.

Инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима могут разрабатываться для каскадов (групп) электрических станций (групп подстанций).

Инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима должны учитывать местные особенности, в том числе особенности электроэнергетического режима, конфигурации электрической сети, нормальных и ремонтных схем электрических соединений электроустановок, конструкцию и состав оборудования, исполнение устройств РЗА, а также распределение ЛЭП, оборудования и устройств РЗА по способу управления и ведения.

2.2. ДЦ должны разрабатывать и утверждать инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима для своих операционных зон в соответствии с требованиями настоящей Инструкции и инструкций по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима вышестоящего ДЦ. Указанные инструкции являются обязательными для субъектов электроэнергетики и потребителей, на объектах электроэнергетики которых имеются объекты диспетчеризации.

2.3. ЦУС должны разрабатывать и утверждать инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима в электроустановках, находящихся в технологическом управлении или ведении ЦУС. Указанные инструкции должны разрабатываться в соответствии с требованиями настоящей Инструкции и учитывать требования инструкций по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима всех ДЦ, объекты диспетчеризации которых находятся на объектах электросетевого хозяйства, в отношении которых ЦУС осуществляет функции технологического управления и ведения, и инструкций по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима вышестоящих ЦУС.

2.4. Инструкция по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической станции (подстанции) должна разрабатываться в соответствии с требованиями настоящей Инструкции, с учетом местных особенностей, требований инструкций по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима всех ДЦ, в диспетчерском управлении или ведении которых находятся оборудование, устройства РЗА электрической станции (подстанции) или отходящие от нее ЛЭП, а также требований инструкций по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима ЦУС, в технологическом управлении или ведении которого находятся оборудование, устройства РЗА подстанции или отходящие от нее ЛЭП.

2.5. Инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима, разрабатываемые субъектами электроэнергетики и потребителями, подлежат согласованию с соответствующим ДЦ в части самостоятельных действий оперативного персонала субъектов электроэнергетики и потребителей по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима в электрической части энергосистем (объектов электроэнергетики), в состав которых входят объекты диспетчеризации, в том числе в случае отсутствия (потери) связи с ДЦ.

III. Предотвращение развития и ликвидация характерных нарушений нормального режима электрической части энергосистем

3.1. Предотвращение и ликвидация недопустимых отклонений частоты электрического тока.

3.1.1. При управлении электроэнергетическим режимом диспетчерский персонал, ответственный за регулирование частоты электрического тока (далее - частота) в энергосистеме, должен производить оценку текущего и прогнозируемого баланса мощности с учетом потребления электрической мощности, состава и режима работы генерирующего оборудования, а также пропускной способности электрической сети.

3.1.2. При разделении энергосистемы (отделении части синхронной зоны на изолированную работу или электрической станции (генерирующего оборудования) на изолированный район), в части синхронной зоны или изолированном районе должны быть определены диспетчерский персонал, ответственный за регулирование частоты, и электрическая станция, осуществляющая регулирование частоты.

Определение диспетчерского персонала, ответственного за регулирование частоты в изолированном районе (части синхронной зоны), осуществляется диспетчерским персоналом, руководящим ликвидацией нарушения нормального режима.

Определение электрической станции, осуществляющей регулирование частоты, осуществляется диспетчерским персоналом, ответственным за регулирование частоты в изолированном районе (части синхронной зоны).

3.1.3. Выполняемые диспетчерским персоналом действия, связанные с регулированием частоты, не должны приводить к недопустимому изменению перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, токовых нагрузок ЛЭП и электросетевого оборудования, уровней напряжения в электрической сети.

3.1.4. Предотвращение и ликвидация снижения частоты электрического тока

3.1.4.1. При прогнозировании недопустимого снижения частоты электрического тока, диспетчерский персонал, ответственный за регулирование частоты в синхронной зоне, заблаговременно отдает диспетчерские команды на:

подготовку ГАЭС к работе в генераторном режиме;

изменение режима работы ГЭС с целью обеспечения возможности их максимальной загрузки на период прогнозируемого недопустимого снижения частоты;

запрет вывода в ремонт (резерв) ЛЭП, оборудования и устройств РЗА, отключенное состояние которых ограничивает выдачу активной мощности из избыточных районов;

включение в работу генерирующего оборудования, находящегося в холодном резерве;

ввод в работу ЛЭП, оборудования и устройств РЗА, отключенное состояние которых ограничивает выдачу активной мощности из избыточных районов;

ввод графиков ограничения режима потребления.

3.1.4.2. При снижении частоты ниже 49,95 Гц в первой синхронной зоне (ниже 49,80 Гц во второй синхронной зоне или временно выделенных на изолированную работу частях энергосистем), диспетчерский персонал, ответственный за регулирование частоты, должен на основании данных информационных систем, опроса диспетчерского и оперативного персонала выяснить причины снижения частоты и принять меры к восстановлению частоты до нормально допустимого уровня посредством:

реализации резервов активной мощности генерирующего оборудования электростанций на загрузку;

использования разрешенных аварийных перегрузок генерирующего оборудования электростанций;

запрета отключения находящегося в работе генерирующего оборудования электростанций;

дополнительной загрузки генерирующего оборудования электростанций за счет изменения температуры теплосети и (или) расхода пара на производство;

запрета вывода в ремонт ЛЭП, оборудования и устройств РЗА, отключение которых ограничивает выдачу активной мощности из избыточных районов;

ввода в работу ЛЭП, оборудования и устройств РЗА, отключенное состояние которых ограничивает выдачу активной мощности из избыточных районов;

изменения сальдо перетоков мощности электроэнергетических систем иностранных государств, работающих параллельно с Единой энергетической системой России;

перевода нагрузки из синхронной зоны (временно выделенной на изолированную работу части энергосистемы) со сниженной частотой в смежную синхронную зону;

перевода генерирующего оборудования электростанций в синхронную зону (временно выделенную на изолированную работу часть энергосистемы) со сниженной частотой из смежной синхронной зоны.

3.1.4.3. При снижении частоты ниже 49,80 Гц дополнительно к мероприятиям по пункту 3.1.4.2 настоящей Инструкции с учетом их достаточности и времени реализации, диспетчерский персонал, ответственный за регулирование частоты, отдает диспетчерские команды на введение в действие ГВО.

3.1.4.4. При определении требуемого объема ГВО необходимо использовать информацию о крутизне статической частотной характеристики синхронной зоны. При отсутствии иных данных объем ГВО определяется как 1 % мощности нагрузки на 0,05 Гц изменения частоты.

3.1.4.5. При снижении частоты ниже 49,0 Гц, диспетчерским персоналом должна учитываться разгрузка (отключение) генерирующего оборудования АЭС.

3.1.4.6. При снижении частоты ниже 48,00 Гц, диспетчерским персоналом и оперативным персоналом электростанций должна учитываться возможность выделения электростанций (генерирующего оборудования) на работу со сбалансированной нагрузкой действием ЧДА.

При отказе ЧДА оперативный персонал электростанции должен самостоятельно или совместно с диспетчерским персоналом провести мероприятия по выделению электростанции (генерирующего оборудования) на работу со сбалансированной нагрузкой. Указанные действия должны производиться в соответствии с местной инструкцией по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима.

3.1.4.7. При восстановлении частоты после ее снижения, сопровождавшегося действием АЧР, диспетчерский персонал должен учитывать настройки и объемы ЧАПВ.

3.1.4.8. Включение отключенной нагрузки потребителей должно производиться с контролем частоты, перетоков активной мощности в контролируемых сечениях и токовой нагрузки ЛЭП и оборудования.

3.1.4.9. При работе с частотой ниже 49,80 Гц на объектах электроэнергетики запрещается проведение переключений, за исключением переключений, необходимых для ликвидации нарушения нормального режима.

3.1.5. Предотвращение и ликвидация недопустимого повышения частоты электрического тока

3.1.5.1. При прогнозировании недопустимого повышения частоты электрического тока, диспетчерский персонал, ответственный за регулирование частоты в синхронной зоне, заблаговременно отдает диспетчерские команды на:

подготовку ГАЭС к работе в двигательном режиме;

запрет вывода в ремонт ЛЭП, оборудования и устройств РЗА, отключенное состояние которых приводит к необходимости загрузки или невозможности разгрузки генерирующего оборудования электростанций;

отключение в резерв генерирующего оборудования, находящегося в работе;

разгрузку атомных электростанций.

3.1.5.2. При повышении частоты выше 50,05 Гц в первой синхронной зоне (выше 50,20 Гц во второй синхронной зоне или временно выделенных на изолированную работу частях энергосистем), диспетчерский персонал, ответственный за регулирование частоты в синхронной зоне, должен на основании данных информационных систем, опроса диспетчерского и оперативного персонала выяснить причины повышения частоты и принять меры к восстановлению частоты до нормально допустимого уровня посредством:

реализации резервов активной мощности генерирующего оборудования электростанций на разгрузку;

перевода ГАЭС в двигательный режим;

запрет вывода в ремонт ЛЭП, оборудования и устройств РЗА, отключение которых приводит к необходимости загрузки или невозможности разгрузки генерирующего оборудования электростанций;

ввод в работу ЛЭП, оборудования и устройств РЗА, включение которых обеспечивает возможность разгрузки генерирующего оборудования электростанций;

разгрузки генерирующего оборудования электростанций до технического минимума;

разгрузки атомных электростанций;

отключения котлов на дубль - блоках, газовых турбин в составе ПГУ, газотурбинных установок;

отключения в резерв генерирующего оборудования, находящегося в работе.

3.1.5.3. При повышении частоты выше 50,50 Гц, диспетчерским персоналом и оперативным персоналом электростанций должно учитываться действие устройств автоматики ограничения повышения частоты.

3.2. Предотвращение и ликвидация недопустимых отклонений напряжения

3.2.1. Регулирование и контроль напряжения осуществляется в электрической сети, в том числе в контрольных пунктах, определяемых субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и сетевыми организациями.

3.2.2. Наибольшие рабочие напряжения для ЛЭП и электросетевого оборудования в условиях эксплуатации определяются в соответствии с ГОСТ Р 57382-2017 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Электроэнергетические системы. Стандартный ряд номинальных и наибольших рабочих напряжений", утвержденным приказом Росстандарта от 16 января 2017 г. N 12-ст, и данными заводов-изготовителей оборудования.

3.2.3. В местных инструкциях должны указываться:

допустимые по величине и длительности повышения напряжения для различного вида оборудования, учитывающие требования, указанные в приложении к настоящей Инструкции, а также данные заводов-изготовителей оборудования;

минимально допустимые и аварийно допустимые напряжения в контрольных пунктах.

3.2.4. Персонал, осуществляющий регулирование напряжения, должен выполнять оценку прогнозируемого недопустимого снижения или повышения напряжения с учетом прогнозируемого изменения потребления, топологии электрической сети, перетоков активной и реактивной мощности, а также состава генерирующего оборудования на электростанциях и средств компенсации реактивной мощности.

3.2.5. Предотвращение и ликвидация недопустимого снижения напряжения

3.2.5.1. При прогнозировании недопустимого снижения напряжения диспетчерский и оперативный персонал, осуществляющий регулирование напряжения, заблаговременно отдает команды на:

отключение шунтирующих реакторов и СКРМ, работающих только в режиме потребления реактивной мощности;

включение находящихся в резерве и запрет вывода в ремонт СКРМ, работающих в режиме выдачи реактивной мощности;

запрет вывода в ремонт ЛЭП, отключение которых приводит к недопустимому снижению напряжения;

ввод в работу ЛЭП, включение которых приводит к повышению напряжения;

изменение состава включенного генерирующего оборудования электростанций с целью обеспечения увеличения выдачи реактивной мощности и (или) повышения напряжения за счет перераспределения перетоков активной мощности.

3.2.5.2. При снижении напряжения в контрольных пунктах ниже нижней границы графика напряжения персонал, осуществляющий регулирование напряжения, на основании данных информационных систем, опроса диспетчерского и оперативного персонала должен выяснить причины снижения напряжения и принять меры к повышению напряжения посредством:

увеличения загрузки по реактивной мощности генерирующего оборудования и СКРМ;

отключения шунтирующих реакторов и СКРМ, работающих только в режиме потребления реактивной мощности;

включения находящихся в резерве СКРМ, работающих в режиме выдачи реактивной мощности;

изменения коэффициентов трансформации трансформаторного оборудования, оснащенного устройствами РПН.

3.2.5.3. При снижении напряжения ниже минимально допустимого дополнительно к мероприятиям, указанным в пункте 3.2.5.2 настоящей Инструкции, персонал, осуществляющий регулирование напряжения, должен:

увеличить загрузку генерирующего оборудования и СКРМ по реактивной мощности до уровня разрешенных аварийных перегрузок с реализацией мероприятий, предотвращающих отключение генерирующего оборудования защитами от перегрузки тока ротора и отключение СКРМ технологическими защитами;

снизить перетоки активной мощности по ЛЭП;

разгрузить генерирующее оборудование по активной мощности и дополнительно загрузить его по реактивной мощности.

3.2.5.4. Если проведение мероприятий в соответствии с пунктом 3.2.5.3 настоящей Инструкции не обеспечило повышения напряжения до минимально допустимого, персоналом, осуществляющим регулирование напряжения, должны вводиться в действие ГВО.

3.2.5.5. При использовании перегрузочной способности генерирующего оборудования (СКРМ) необходимо учитывать разгрузку оперативным персоналом электростанций (подстанций), генерирующего оборудования (СКРМ) до номинальных токов статора и ротора (оборудования) при истечении допустимой длительности перегрузки.

3.2.5.6. Если действия, предусмотренные пунктами 3.2.5.2 - 3.2.5.4 настоящей Инструкции, не привели к повышению напряжения на шинах собственных нужд электростанции выше аварийно допустимого, для предотвращения нарушения нормального режима механизмов СН и полного останова генерирующего оборудования электростанции необходимо осуществить выделение электростанции (генерирующего оборудования) на работу со сбалансированной нагрузкой.

При отсутствии или отказе системы автоматического выделения электростанции (генерирующего оборудования) на работу со сбалансированной нагрузкой при снижении напряжения оперативный персонал электростанции должен самостоятельно или совместно с диспетчерским персоналом провести мероприятия по выделению электростанции (генерирующего оборудования) на работу со сбалансированной нагрузкой. Указанные действия должны производиться в соответствии с местной инструкцией по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима.

После выделения электростанции (генерирующего оборудования) на работу со сбалансированной нагрузкой оперативный персонал должен обеспечить надежную работу механизмов собственных нужд.

3.2.6. Предотвращение и ликвидация недопустимого повышения напряжения

3.2.6.1. При прогнозировании недопустимого повышения напряжения, диспетчерский и оперативный персонал, осуществляющий регулирование напряжения, заблаговременно отдает команды на:

включение находящихся в резерве и запрет вывода в ремонт шунтирующих реакторов и СКРМ, работающих в режиме потребления реактивной мощности;

отключение СКРМ, работающих только в режиме выдачи реактивной мощности;

запрет вывода в ремонт ЛЭП, отключение которых приводит к недопустимому повышению напряжения;

перевод генерирующего оборудования в режим синхронного компенсатора;

изменение коэффициентов трансформации трансформаторного оборудования, оснащенного устройствами РПН;

изменение состава включенного генерирующего оборудования электростанций с целью обеспечения увеличения потребления реактивной мощности и (или) снижения напряжения за счет перераспределения перетоков активной мощности.

3.2.6.2. При повышении напряжения в контрольных пунктах выше верхней границы графика напряжения или на оборудовании объектов электроэнергетики выше наибольшего рабочего напряжения, персонал, осуществляющий регулирование напряжения, на основе данных информационных систем, опроса диспетчерского и оперативного персонала, должен выяснить причины повышения напряжения и принять меры к снижению напряжения посредством:

снижения загрузки по реактивной мощности СКРМ, в том числе с переводом СКРМ, работающих в режиме выдачи реактивной мощности, в режим потребления реактивной мощности;

снижения загрузки по реактивной мощности генерирующего оборудования, работающего в режиме выдачи реактивной мощности, или увеличения потребления реактивной мощности генерирующего оборудования, работающего в режиме потребления реактивной мощности;

включения находящихся в резерве шунтирующих реакторов и СКРМ, работающих в режиме потребления реактивной мощности;

отключения СКРМ, работающих только в режиме выдачи реактивной мощности;

перевода генерирующего оборудования в режим синхронного компенсатора с потреблением реактивной мощности;

изменения коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН;

перевода генерирующего оборудования, работающего в режиме выдачи реактивной мощности, в режим потребления реактивной мощности.

3.2.6.3. При угрозе превышения допустимой длительности работы с напряжением, превышающим наибольшее рабочее значение, персонал, осуществляющий регулирование напряжения, обязан принять дополнительные меры (с учетом времени их реализации) к снижению напряжения посредством:

разгрузки генерирующего оборудования по активной мощности и дополнительной разгрузки по реактивной мощности;

перераспределения перетоков активной мощности по ЛЭП;

вывода в резерв ЛЭП (только выключателями), отключение которых приводит к наибольшему снижению напряжения.

3.2.6.4. При управлении электроэнергетическими режимами необходимо в случае отсутствия данных завода-изготовителя оборудования руководствоваться значениями допустимой кратности повышения напряжения промышленной частоты (линейного и фазного) по отношению к наибольшему рабочему напряжению и их продолжительности, представленными в приложении к настоящей Инструкции.

3.3. Предотвращение и ликвидация перегрузки линий электропередачи, электросетевого оборудования и контролируемых сечений

3.3.1. Работа с токовой нагрузкой ЛЭП и электросетевого оборудования, превышающей длительно допустимую токовую нагрузку, допускается по разрешению собственника или иного законного владельца оборудования.

3.3.2. При вынужденном сочетании плановых и аварийных ремонтов линий электропередачи, электросетевого и генерирующего оборудования, приводящих к увеличению риска выхода параметров электроэнергетического режима за пределы допустимых значений, при снижении запасов топлива на тепловых электростанциях или гидроресурсов на гидроэлектростанциях до уровня, при котором возникает риск наступления вышеуказанного последствия, а также для снижения объема аварийных ограничений режима потребления электрической энергии (мощности) или предотвращения их ввода, возможна длительная работа с превышением МДП, оформленная в порядке, определенном субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

При работе в вынужденном режиме допускается нарушение устойчивости при нормативных возмущениях с возникновением асинхронного режима, разделением энергосистем, отключением генерирующего оборудования, ЛЭП и электросетевого оборудования, нагрузки потребителей и полное погашение энергосистем.

3.3.3. Работа в вынужденном режиме не является нарушением нормального режима. Порядок действий диспетчерского персонала при работе в вынужденном режиме определяется субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

3.3.4. Диспетчерский персонал, осуществляющий регулирование перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, диспетчерский и (или) оперативный персонал, осуществляющий регулирование токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования, должен, с учетом прогнозируемого изменения потребления, топологии электрической сети, перетоков активной и реактивной мощности, а также состава и режима работы генерирующего оборудования на электростанциях и СКРМ, выполнять анализ прогнозируемого изменения перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования для оценки возможной перегрузки контролируемых сечений, ЛЭП и электросетевого оборудования.

3.3.5. Диспетчерский и (или) оперативный персонал при прогнозировании перегрузки ЛЭП и электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, диспетчерский персонал при прогнозировании перегрузки контролируемых сечений заблаговременно:

отдает команды на подготовку гидроаккумулирующих электростанций к работе в генераторном режиме;

отдает команды на изменение режима работы ГЭС, участвующих в суточном регулировании, с целью обеспечения возможности их максимальной загрузки в период прогнозируемой перегрузки;

отдает команды на ввод в работу находящегося в холодном резерве, запрет вывода в ремонт (резерв) генерирующего оборудования, включенное состояние которого приводит к увеличению максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемых сечениях с ожидаемой перегрузкой и (или) к снижению перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования с ожидаемой перегрузкой;

отдает команды на ввод в работу, запрет вывода в ремонт (резерв) ЛЭП, оборудования и устройств РЗА, отключенное состояние которых приводит к снижению максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемых сечениях с ожидаемой перегрузкой, а также к увеличению перетока активной мощности в контролируемых сечениях, токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования с ожидаемой перегрузкой;

согласовывает возможность изменения графиков сальдо перетоков мощности энергосистем зарубежных государств, работающих параллельно с ЕЭС России;

в случае недостаточности указанных выше мероприятий и (или) невозможности изменения графиков сальдо перетоков мощности энергосистем зарубежных государств, работающих параллельно с ЕЭС России - отдает команды на введение в действие графиков ограничения режима потребления электрической энергии (мощности).

3.3.6. При возникновении перегрузки ЛЭП и электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, контролируемых сечений, диспетчерский персонал, осуществляющий регулирование перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, диспетчерский и (или) оперативный персонал, осуществляющий регулирование токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования, на основании данных информационных систем, опроса диспетчерского и оперативного персонала должен выяснить причины возникновения перегрузки и принять меры к ее устранению посредством:

загрузки генерирующего оборудования электростанций в приемной части энергосистемы;

разгрузки генерирующего оборудования электростанций в передающей части энергосистемы;

изменения топологии электрической сети, приводящей к увеличению максимально допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях и (или) к снижению перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования с перегрузкой;

включения аварийно отключившихся или находящихся в ремонте (резерве) ЛЭП, электросетевого и (или) генерирующего оборудования, включенное состояние которых приводит к увеличению максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемых сечениях с перегрузкой и (или) к снижению перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования с перегрузкой;

использования допустимых аварийных перегрузок генерирующего оборудования электростанций в приемной части энергосистемы;

разгрузки генерирующего оборудования электростанций до технического минимума в передающей части энергосистемы, с последующим его отключением в случае необходимости;

перевода нагрузки из приемной части энергосистемы в смежные энергорайоны;

изменения графиков сальдо перетоков мощности энергосистем зарубежных государств, работающих параллельно с ЕЭС России, в согласованном объеме.

При недостаточности указанных выше мероприятий для устранения перегрузки ЛЭП и электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, перегрузки контролируемых сечений, и невозможности перехода на работу в вынужденном режиме в контролируемых сечениях, вводятся ГВО в приемной части энергосистемы.

3.3.7. Работа с перетоками активной мощности в контролируемых сечениях свыше аварийно допустимых значений, ЛЭП и электросетевого оборудования свыше аварийно допустимой токовой нагрузки не допустима и должна устраняться незамедлительно посредством использования дистанционного отключения нагрузки потребителей в объеме, необходимом для снижения перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования ниже аварийно допустимых значений.

Дальнейшие действия по снижению перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования выполняются в соответствии с требованиями пункта 3.3.6 настоящей Инструкции.

3.3.8. Устранение перегрузки ЛЭП и электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, контролируемых сечений является приоритетным по отношению к регулированию частоты.

3.3.9. При необходимости включения нагрузки потребителей, отключенных действием устройств (комплексов) ПА, для восстановления объема противоаварийного управления и прогнозируемой при этом перегрузке ЛЭП и электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, перегрузки контролируемых сечений, их включение выполняется после ввода ГВО в необходимом объеме.

3.3.10. При наличии технической возможности оперативный персонал электростанций должен в кратчайший срок самостоятельно восстановить объем управляющих воздействий за счет подключения под действие устройств (комплексов) ПА находящегося в работе генерирующего оборудования с последующим уведомлением диспетчерского персонала. Данные действия оперативного персонала электростанций должны быть указаны в местных инструкциях.

3.4. Ликвидация неполнофазных режимов в электрической сети:

3.4.1. При выявлении неполнофазного режима оперативный персонал объекта электроэнергетики должен немедленно сообщить об этом соответствующему диспетчерскому персоналу ДЦ и (или) оперативному персоналу ЦУС.

3.4.2. При возникновении неполнофазного режима в результате повреждения элемента электрической сети, через который осуществляется параллельная работа двух частей синхронной зоны, в том числе если он зашунтирован связями, параллельная работа по которым при его отключении не допускается, диспетчерский персонал должен:

Подготовить электроэнергетический режим, исключающий при отключении поврежденного элемента электрической сети:

срабатывание устройств (комплексов) противоаварийной автоматики с реализацией управляющих воздействий на отключение нагрузки или генерирующего оборудования;

недопустимые изменения параметров электроэнергетического режима в разделяемых частях синхронной зоны;

Отключить поврежденный элемент электрической сети.

После отключения поврежденного элемента электрической сети допускается автоматическое отключение шунтирующих связей действием устройств ПА. Если после отключения поврежденного элемента электрической сети параллельная работа по шунтирующим связям сохранилась, необходимо выполнить их деление, при этом последними должны отключаться элементы электрической сети более высокого класса напряжения.

3.4.3. При возникновении неполнофазного режима в результате повреждения элемента электрической сети, через который осуществляется параллельная работа двух частей синхронной зоны, если поврежденный элемент электрической сети зашунтирован связями, параллельная работа по которым при его отключении допускается, диспетчерский персонал должен:

подготовить электроэнергетический режим для проведения операций по выводу в ремонт поврежденного элемента электрической сети;

отключить поврежденный элемент электрической сети.

3.4.4. Допускается длительная работа в неполнофазном режиме по элементам электрической сети, по которым осуществляется передача мощности в узел нагрузки в тупиковом режиме.

3.5. Ликвидация асинхронных режимов в электрической сети:

3.5.1. Ликвидация асинхронного режима должна выполняться путем разделения энергосистемы.

3.5.2. Асинхронный режим нормально должен ликвидироваться устройствами автоматической ликвидации асинхронного режима.

3.5.3. При возникновении непрекращающегося асинхронного режима (в том числе из-за отказа устройств АЛАР), он должен быть ликвидирован в минимальное время по диспетчерской команде диспетчерского персонала путем отключения элементов электрической сети, связывающих несинхронно работающие части энергосистемы, в местах установки устройств АЛАР, при этом в первую очередь должны отключаться элементы электрической сети более высокого класса напряжения.

3.6. Ликвидация режимов синхронных качаний в электрической сети:

3.6.1. При возникновении синхронных качаний в энергосистеме диспетчерский персонал должен принять меры к их устранению посредством одновременного:

повышения напряжения на шинах объектов электроэнергетики;

загрузкой генерирующего оборудования электростанций в приемной части энергосистемы:

разгрузки (отключения) генерирующего оборудования электростанций в передающей части энергосистемы.

3.6.2. Для исключения перехода синхронных качаний в асинхронный режим при недостаточности или неэффективности указанных в пункте 3.6.1. настоящей Инструкции мероприятий для ликвидации синхронных качаний используется дистанционное отключение нагрузки потребителей.

3.7. Восстановление нормального режима после разделения энергосистемы:

3.7.1. При разделении энергосистемы (отделении части синхронной зоны на изолированную работу или электрической станции (генерирующего оборудования) на изолированный район) диспетчерским персоналом должно быть обеспечено регулирование частоты в отделившейся части синхронной зоны, изолированном районе путем отдачи диспетчерских команд на загрузку, разгрузку генерирующего оборудования электростанций или назначением электрической станции, осуществляющей регулирование частоты.

3.7.2. При назначении электрической станции, осуществляющей регулирование частоты, диспетчерским персоналом, ответственным за регулирование частоты, в части синхронной зоны или изолированном районе, должно быть:

определено значение частоты, которое должна поддерживать электрическая станция, осуществляющая регулирование частоты;

создан регулировочный диапазон по активной мощности для электрической станции, осуществляющей регулирование частоты, посредством изменения нагрузки других электростанций.

При выделении электростанции или генерирующего оборудования на собственные нужды регулирование частоты и напряжения должно осуществляться оперативным персоналом электростанции самостоятельно без дополнительных указаний диспетчерского персонала.

3.7.3. При разделении энергосистемы диспетчерский персонал, руководящий ликвидацией нарушения нормального режима, на основании данных информационных систем, опроса диспетчерского и оперативного персонала, анализа действий устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики должен:

определить точки разделения энергосистемы;

определить уровни частоты и напряжения в раздельно работающих частях энергосистемы;

определить загрузку контролируемых сечений, ЛЭП и электросетевого оборудования;

выявить причины разделения энергосистемы.

3.7.4. При разделении энергосистемы диспетчерский и оперативный персонал обязан обеспечить передачу вышестоящему диспетчерскому и оперативному персоналу информации о:

произошедших отключениях;

значении частоты;

недопустимых уровнях напряжения на объектах электроэнергетики с указанием их величины и длительности;

недопустимых перетоках активной мощности в контролируемых сечениях;

недопустимой токовой нагрузке ЛЭП и электросетевого оборудования;

объеме нагрузке отключенных потребителей.

3.7.5. При выделении электростанции на собственные нужды оперативный персонал должен обеспечить надежную работу механизмов собственных нужд электростанций, вплоть до их перевода на электроснабжение от энергосистемы. Генерирующее оборудование электростанций, отключившееся при выделении электростанции на собственные нужды, должно поддерживаться в состоянии готовности к быстрому включению в сеть с набором нагрузки.

3.7.6. Для синхронизации после разделения энергосистемы диспетчерский и оперативный персонал скоординированными действиями обязаны принять меры по:

ликвидации перегрузки контролируемых сечений, ЛЭП и электросетевого оборудования;

восстановлению частоты;

обеспечению допустимых уровней напряжения;

синхронизации отделившихся во время разделения энергосистемы отдельных единиц генерирующего оборудования и электростанций.

При этом должны быть запрещены:

вывод в ремонт ЛЭП, электросетевого и (или) генерирующего оборудования, отключение которого приводит к задержке восстановления нормального режима;

производство переключений, при которых отказ коммутационных аппаратов может привести к развитию аварии или к задержке синхронизации.

3.7.7. Синхронизация разделившихся частей энергосистем как правило должна производиться при разности частот не более 0,10 Гц. Для частей энергосистем и контролируемых сечений, синхронизация которых возможна с большей разностью частот, могут быть установлены другие значения допустимой для синхронизации разности частот. Допустимая разница частот должна определяться с учетом обеспечения допустимых режимов работы оборудования и параметров электроэнергетического режима после синхронизации.

Перечень электростанций и подстанций, на которых имеются устройства синхронизации, с указанием допустимых разностей частот синхронизации должен быть указан в местных инструкциях.

3.7.8. В процессе восстановления нормального режима после разделения энергосистемы диспетчер, руководящий ликвидацией нарушения нормального режима, должен определить частоту для каждой из несинхронно работающих частей, при которой будет производиться синхронизация.

3.7.9. При невозможности повысить частоту в дефицитной части энергосистемы до необходимого для синхронизации уровня при полном использовании резервов активной мощности, дальнейшее увеличение частоты может осуществляться посредством:

ввода ГВО;

перевода, с кратковременным перерывом электроснабжения, участка электрической сети с несколькими подстанциями, находящегося в дефицитной части энергосистемы, на электроснабжение от избыточной части энергосистемы;

отделения от избыточной части энергосистемы отдельных единиц генерирующего оборудования или электростанций и синхронизации их с дефицитной частью энергосистемы.

3.7.10. При наличии одновременной возможности синхронизации разделившихся частей энергосистем на элементах электрической сети разного класса напряжения, синхронизация должна производиться на элементе электрической сети высшего класса напряжения.

3.7.11. Включение отключенной в результате разделения энергосистем нагрузки потребителей осуществляется при наличии резервов активной мощности, если это не приводит к увеличению времени синхронизации разделившихся частей энергосистем.

3.7.12. При обесточении частей энергосистем, на территории которых находятся электростанции, необходимо в первую очередь обеспечить восстановление электроснабжения собственных нужд электростанций с крупными энергоблоками посредством подачи напряжения от смежных частей энергосистемы, если это допустимо по режиму их работы, или от электростанций, выделившихся на изолированную работу действием ЧДА.

3.7.13. Напряжение на обесточенные участки электрической сети должно подаваться таким образом, чтобы исключить недопустимое снижение частоты, напряжения и перегрузку контролируемых сечений, ЛЭП и электросетевого оборудования.

3.8. Ликвидация нарушений нормального режима при отключении линий электропередачи:

3.8.1. При отключении ЛЭП действием устройств РЗ ЛЭП ее необходимо опробовать напряжением с соблюдением требований данного раздела.

3.8.2. Диспетчерский и оперативный персонал должен определить порядок включения отключившейся ЛЭП под напряжение, с учетом фактической схемы распределительных устройств объектов электроэнергетики и возможности отключения оборудования в результате отказов коммутационных аппаратов при включении ЛЭП и требований местных инструкций.

3.8.3. После отключения ЛЭП на основе анализа действия устройств РЗА, информации РАСП, диспетчерским и оперативным персоналом ЦУС должно быть определено расчётное место повреждения и участок ЛЭП, подлежащий осмотру. Осмотр должен быть произведён также в случае успешного включения ЛЭП под нагрузку (в том числе действием АПВ).

3.8.4. Если отключение ВЛ привело к отключению нагрузки потребителей, перегрузке контролируемых сечений, перегрузке ЛЭП, электросетевого оборудования свыше допустимой токовой нагрузки, снижению напряжения ниже минимально допустимого и(или) угрозе нарушения устойчивой работы АЭС и указанные последствия наступили при отсутствии признаков работы УРОВ (по информации центральной сигнализации объекта, информационных систем ДЦ, ЦУС, объекта электроэнергетики) или информации от персонала объектов электроэнергетики о повреждении оборудования, препятствующего опробованию, первое ручное опробование ВЛ должно производиться без осмотра оборудования и без выяснения причины отключения путём осмотра панелей РЗ.

3.8.5. Допускается неоднократное ручное опробование ВЛ, если ее отключение привело к отключению нагрузки потребителей, перегрузке контролируемых сечений, перегрузке ЛЭП, электросетевого оборудования свыше допустимой токовой нагрузки, снижению напряжения ниже минимально допустимого и (или) угрозе нарушения устойчивой работы АЭС.

Перед повторными опробованиями ВЛ должны быть:

уточнены и проанализированы возможное расчетное место повреждения по информации РАСП;

произведён осмотр оборудования и коммутационных аппаратов ВЛ в пределах распределительных устройств объектов электроэнергетики, к которым она подключена.

3.8.6. При отсутствии последствий отключения ВЛ, указанных в пункте 3.8.4 настоящей Инструкции:

первое ручное опробование напряжением ВЛ должно производиться после выяснения причин ее отключения путем осмотра панелей РЗА, оборудования и коммутационных аппаратов ВЛ в пределах распределительных устройств объектов электроэнергетики, к которым она подключена;

решение о повторном ручном опробовании напряжением ВЛ после неуспешного первого опробования принимается с учетом дополнительной информации о наличии опасных и неблагоприятных гидрометеорологических явлений по трассе прохождения ВЛ.

3.8.7. В случае трехкратного отключения ЛЭП с успешным АПВ в течение 60 минут АПВ данной ЛЭП может быть выведено по запросу эксплуатирующей организации или по инициативе ДЦ, если отключение ЛЭП не приводит к превышению фактического перетока активной мощности в контролируемых сечениях значения МДП, отключению нагрузки потребителей или к превышению длительно допустимой токовой нагрузки оставшихся в работе ЛЭП и электросетевого оборудования, в том числе при возможных отключениях других ЛЭП при опасных и неблагоприятных гидрометеорологических явлений по трассам прохождения ЛЭП.

3.8.8. Если одностороннее отключение ЛЭП действием РЗ привело к отключению нагрузки потребителей, перегрузке контролируемых сечений, перегрузке ЛЭП, электросетевого оборудования свыше допустимой токовой нагрузки, снижению напряжения ниже минимально допустимого, угрозе нарушения устойчивой работы АЭС и (или) превышению напряжений выше наибольших рабочих значений, необходимо немедленно включить ЛЭП в транзит.

В случае неуспешного включения ЛЭП в транзит, повторного одностороннего отключения действием РЗ, а также одностороннего отключения действием ПА или одностороннего отключения и отсутствии вышеуказанных последствий, решение о возможности дальнейшей работы ЛЭП принимается после осмотра отключившегося оборудования, анализа работы устройств РЗА, а также выяснения причин его отключения и принятия мер, исключающих повторное одностороннее отключение ЛЭП.

3.8.9. Включение отключенной действием РЗ КЛ производится только по результатам необходимых осмотров и испытаний КЛ.

3.8.10. При отключении КВЛ действием РЗ необходимо произвести анализ действия РЗ, которыми была отключена КВЛ, за исключением случаев, указанных в пункте 3.8.11 настоящей Инструкции.

Если расчетное место повреждения не включает в себя кабельный участок и не работала защита кабельного участка с абсолютной селективностью, дальнейшие действия с КВЛ должны выполняться в соответствии с требованиями, установленными для ВЛ.

Если расчетное место повреждения включает в себя кабельный участок КВЛ или работала защита кабельного участка с абсолютной селективностью, необходимо произвести осмотр кабельного участка, соединительных муфт, оборудования КРУЭ и примыкающего к кабельному участку воздушного участка КВЛ. При обнаружении повреждения на воздушном участке и отсутствии видимых повреждений на кабельном участке КВЛ, оборудовании КРУЭ и соединительных муфтах, решение о возможности опробования должно приниматься с учетом работоспособности воздушного участка КВЛ.

При отсутствии видимых повреждений в зоне осмотра, включающей в себя только кабельный участок или кабельный и воздушный участки КВЛ, необходимо произвести испытание кабельного участка. По результатам испытаний принимается решение о возможности опробования КВЛ.

3.8.11. При отключении КВЛ, наличии последствий, указанных в пункте 3.8.4 настоящей Инструкции, и применении АПВ на КВЛ, при условии отсутствия работы защиты кабельного участка с абсолютной селективностью, признаков работы УРОВ (по информации центральной сигнализации, информационных систем ДЦ, ЦУС, объекта электроэнергетики) или информации от персонала объектов электроэнергетики о повреждении оборудования, препятствующего опробованию, необходимо произвести опробование отключившейся КВЛ без осмотра оборудования и без выяснения причины отключения путём осмотра панелей РЗ.

Решение о повторном ручном опробовании КВЛ после неуспешного первого опробования принимается с учетом результата анализа действия РЗ и определения расчетного места повреждения.

IV. Предотвращение развития и ликвидация нарушений нормального режима на объектах электроэнергетики

4.1. Ликвидация нарушений в главных схемах электрических станций и подстанций

4.1.1. Повреждение силовых трансформаторов (автотрансформаторов), шунтирующих реакторов

4.1.1.1. В случае отключения трансформатора (автотрансформатора) действием защит, сопровождающегося отключением нагрузки потребителей, нарушением энергоснабжения собственных нужд электростанции или подстанции, должен быть незамедлительно введён в работу находящийся в резерве трансформатор (автотрансформатор).

4.1.1.2. При отключении трансформатора (автотрансформатора, шунтирующего реактора) действием защит от внутренних повреждений (газовой, газовой РПН, дифференциальной) запрещается его включение в работу без анализа газа, масла, устранения выявленных нарушений и проведения испытаний.

4.1.1.3. При срабатывании газовой защиты на сигнал, трансформатор (автотрансформатор, шунтирующий реактор) должен быть отключён для выявления причин срабатывания газовой защиты. Время выполнения мероприятий по разгрузке и отключению должно быть минимальным.

Внешний осмотр трансформатора (автотрансформатора, шунтирующего реактора), отбор проб газа из газового реле и проб масла необходимо производить после его отключения. Возможность ввода в работу трансформатора (автотрансформатора, шунтирующего реактора) должна определяться эксплуатирующей организацией на основании результатов анализа газа, масла, измерений и испытаний.

4.1.1.4. При отключении трансформатора (автотрансформатора) действием только дифференциальной защиты ошиновки необходимо произвести внешний осмотр трансформатора (автотрансформатора) и оборудования в пределах зоны действия защиты. Если в процессе осмотра повреждений не обнаружено, трансформатор (автотрансформатор) должен быть опробован напряжением и включен в работу.

4.1.1.5. При отключении трансформатора (автотрансформатора) действием резервных защит (защиты от внутренних повреждений не действовали), повторное включение отключившегося трансформатора (автотрансформатора) должно производиться после его осмотра и анализа работы защит.

Если отключение трансформатора 110 кВ и ниже, привело к отключению нагрузки потребителей, недопустимой перегрузке ЛЭП, электросетевого оборудования, его включение выполняется без осмотра.

4.1.1.6. При появлении сигнала устройства КИВ должны быть незамедлительно проверены показания прибора контроля тока утечки. Дальнейшие действия оперативного персонала должны определяться местными инструкциями.

4.1.1.7. При отключении трансформатора (автотрансформатора) действием КИВ запрещается его включение в работу без проведения испытаний и устранения выявленных нарушений.

4.1.1.8. При отказе переключающего устройства РПН дальнейшие переключения не допускаются до устранения выявленных нарушений.

4.1.1.9. В случае отключения трансформатора (автотрансформатора) при переключении устройства РПН, включение трансформатора (автотрансформатора) допускается только при отсутствии рассогласования контактов устройства РПН.

Если при изменении положения контактов устройства РПН произошло рассогласования контактов устройства РПН, необходимость отключения трансформатора (автотрансформатора) должна определяться местной инструкцией.

4.1.2. Обесточивание сборных шин

4.1.2.1. Если отключение СШ действием ДЗШ привело к отключению нагрузки потребителей, перегрузке ЛЭП, электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, перегрузке контролируемых сечений, при отсутствии АПВ СШ или его отказе необходимо немедленно опробовать напряжением обесточенные СШ от любой транзитной ЛЭП (предпочтительно без отпаечных подстанций), трансформатора (автотрансформатора).

4.1.2.2. В случае успешного опробования СШ, необходимо:

4.1.2.3. В случае неуспешной работы АПВ СШ, неуспешном опробовании СШ или отключение СШ не привело к отключению нагрузки потребителей, к перегрузке ЛЭП, электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, перегрузке контролируемых сечений, необходимо:

выявить и отделить от СШ поврежденное оборудование;

опробовать напряжением СШ от любой транзитной ЛЭП (предпочтительно без отпаечных подстанций) или от трансформатора (автотрансформатора);

восстановить электроснабжение собственных нужд электростанции или подстанции;

восстановить электроснабжение потребителей (при наличии отключенных потребителей);

синхронизировать генераторы, отключенные вследствие отключения СШ;

восстановить схему объекта электроэнергетики.

4.1.2.4. При отключении СШ защитой трансформатора (автотрансформатора) от внутренних повреждений необходимо:

отключить разъединитель трансформатора;

восстановить электроснабжение собственных нужд электростанции или подстанции;

восстановить схему объекта электроэнергетики.

4.1.2.5. При отключении СШ действием УРОВ вследствие отказа в отключении выключателя одного из присоединений, необходимо подать импульс от ключа управление на отключение отказавшего выключателя.

Если отключить отказавший выключатель невозможно, необходимо:

отключить разъединители отказавшего выключателя с выводом из работы оперативной блокировки в порядке, установленном местными инструкциями;

опробовать напряжением СШ от любой транзитной ЛЭП (предпочтительно без отпаечных подстанций);

восстановить электроснабжение собственных нужд электростанции или подстанции;

восстановить электроснабжение потребителей;

синхронизировать генераторы, отключенные вследствие отключения СШ;

восстановить схему объекта электроэнергетики.

4.1.2.6. Если обесточение СШ действием резервных защит трансформаторов (автотрансформаторов), генераторов на этом объекте электроэнергетики и ЛЭП, со стороны смежных объектов электроэнергетики, привело к отключению нагрузки потребителей, к перегрузке ЛЭП, электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, перегрузке контролируемых сечений, при отсутствии информации от персонала объектов электроэнергетики о повреждении оборудования, препятствующего опробованию, необходимо:

проверить отключенное положение выключателей (по информации центральной сигнализации объекта, информационных систем ДЦ, ЦУС, объекта электроэнергетики) генераторов, ВН и СН трансформаторов (автотрансформаторов) и ЛЭП, со стороны смежных объектов электроэнергетики.

разделить СШ отключением шиносоединительного (секционного) выключателя;

поочередно опробовать напряжением СШ от транзитной ЛЭП;

восстановить электроснабжение собственных нужд электростанции или подстанции от неповрежденной СШ;

восстановить электроснабжение потребителей, в том числе посредством перевода нагрузки с поврежденной СШ;

синхронизировать генераторы, в том числе посредством перевода с поврежденной СШ;

4.1.2.7. Если обесточение обеих СШ действием резервных защит трансформаторов (автотрансформаторов), генераторов на этом объекте электроэнергетики и ЛЭП, со стороны смежных объектов электроэнергетики, не привело к отключению нагрузки потребителей, перегрузке ЛЭП, электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, перегрузке контролируемых сечений, необходимо:

принять меры к обеспечению устойчивой работы генерирующего оборудования до синхронизации и подъёма нагрузки;

осмотреть оборудование, входящее в зону действия ДЗШ;

при обнаружении отделить от СШ поврежденное оборудование;

при отсутствии поврежденного оборудования - отключить все выключатели СШ;

опробовать напряжением ЛЭП, на которой отсутствует повреждение исходя из анализа работы устройств РЗА, и опробовать напряжением СШ от этой ЛЭП;

восстановить электроснабжение собственных нужд электростанции или подстанции;

синхронизировать генераторы, отключенные вследствие отключения СШ;

после определения причин отключения СШ восстановить схему объекта электроэнергетики.

4.1.2.8. Запрещается без выяснения причины отключения опробовать напряжением СШ распределительного устройства, в котором находится персонал.

4.1.3. Повреждение выключателей

4.1.3.1. В случае отказа в отключении (включении) фаз выключателя необходимо произвести осмотр отказавшего выключателя.

4.1.3.2. В случае отсутствия признаков зависания контактов необходимо подать импульс на отключение выключателя от ключа управления.

4.1.3.3. В случае отказа в отключении от ключа управления отказавший выключатель необходимо отделить от схемы распределительного устройства:

а) в схеме с двумя системами шин и более одного выключателя на присоединение (в том числе в схемах "трансформаторы-шины с присоединением линии через два выключателя", "трансформаторы-шины с полуторным присоединением линий", "полуторная схема"):

в случае раздельной работы шин необходимо объединить системы шин (если это допустимо по условиям обеспечения соответствия отключающей способности выключателя токам короткого замыкания, обеспечения селективности защит, режимным условиям);

б) в схемах многоугольников (в том числе в схемах "треугольник", "четырехугольник", "шестиугольник"):

собрать полную схему многоугольника;

отключить разъединители отказавшего выключателя;

в) в схеме с двумя системами шин, без обходной системы шин, одним выключателем на присоединение и включенным шиносоединительным выключателем:

все неповрежденные присоединения переключить шинными разъединителями на другие шины;

присоединение с отказавшим выключателем отключить шиносоединительным выключателем;

г) в схемах с обходной системой шин:

включить присоединение с отказавшим выключателем на опробованную напряжением обходную систему шин разъединителем;

включить обходной выключатель;

отключить разъединители отказавшего выключателя;

д) в схемах без шиносоединительного (обходного) выключателя (в том числе в схемах "мостик", "одна рабочая секционированная система шин"):

выполнить перевод нагрузки потребителей на другой источник питания;

отключить шины;

отключить разъединители отказавшего выключателя.

Операции по отключению разъединителями отказавшего выключателя должны выполняться с предварительным выводом оперативной блокировки.

4.1.3.4. В местных инструкциях должны быть указаны неисправности выключателей, требующие снятия с него напряжения другими выключателями для обеспечения безопасности оперативного персонала при отключении разъединителями отказавшего выключателя.

4.1.3.5. Запрещается проводить операции с выключателем, имеющим признаки зависания контактов. При выявлении признаков зависания контактов необходимо разгрузить присоединение, выключатель которого имеет признаки зависания контактов (снизить токовую нагрузку, зашунтировать обходным выключателем или вторым выключателем в схеме с двумя выключателями на присоединение, отключить присоединение с противоположной стороны).

После выполнения разгрузки присоединения, необходимо подготовить схему, позволяющую выполнить отключение отказавшего выключателя шиносоединительным выключателем, обходным выключателем, другими выключателями данной системы шин, смежным в схеме с двумя выключателями на присоединение, смежными выключателями в схеме многоугольника и любым другим доступным выключателем. В случаях, определенных местными инструкциями, отключение отказавшего выключателя производится его разъединителями, имеющими дистанционный привод.

4.1.3.6. Запрещается проводить операции масляным выключателем с пониженным уровнем масла. С выключателя должен быть снят оперативный ток с последующим незамедлительным выводом его из работы, в соответствии с указаниями пункта 4.1.3.3 настоящей Инструкции.

4.1.3.7. При возникновении неисправности воздушной системы выключателя должны быть приняты меры по локализации повреждения и устранению неисправности. Поврежденный выключатель должен быть выведен из работы в соответствии с указаниями пункта 4.1.3.3 настоящей Инструкции.

4.1.3.8. При прекращении подачи воздуха в ресиверы системы воздухоснабжения воздушных выключателей необходимо:

вывести АПВ и АВР выключателей, к которым прекратилась подача сжатого воздуха;

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

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

проверить включенное состояние резервных защит на трансформаторах (автотрансформаторах);

проверить включенное состояние резервных защит на блочном оборудовании (генераторах) электростанции;

ввести в работу резервные защиты ЛЭП и оборудования, в случае их отключенного состояния;

не производить операции с воздушными выключателями в распределительном устройстве с неисправной системой воздухоснабжения, не связанные с ликвидацией аварии;

принять меры для восстановления подачи воздуха в ресиверы системы воздухоснабжения.

4.1.3.9. При потере постоянного оперативного тока в цепях управления одного из выключателей незамедлительно должны быть приняты меры к отысканию и устранению повреждения. Выключатель с неисправными цепями управления должен быть выведен из работы в соответствии с указаниями пункта 4.1.3.3 настоящей Инструкции.

4.1.3.10. При потере постоянного оперативного тока в цепях управления и цепях защит на всех присоединениях распределительного устройства необходимо определить и устранить повреждение.

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

проверить включенное состояние всех резервных защит на противоположных концах ЛЭП, подключенных к распределительному устройству, и ввести их в работу в случае их отключенного состояния;

проверить включенное состояние всех резервных защит на противоположных концах ЛЭП другого класса напряжения, связанных с распределительным устройством через трансформатор (автотрансформатор), и ввести их в работу в случае их отключенного состояния;

проверить включенное состояние резервных защит на блочном оборудовании электростанции и ввести их в работу в случае их отключенного состояния;

не производить операции с выключателями и линейными разъединителями в распределительных устройствах объектов электроэнергетики на противоположных концах ЛЭП, в распределительных устройствах отпаечных подстанций, а также в распределительных устройствах, связанных с данным распределительным устройством через трансформатор (автотрансформатор).

4.1.3.11. При срабатывании предупредительной сигнализации снижения давления (плотности) элегаза в выключателе, в отсеке КРУЭ с выключателем, необходимо организовать наблюдение за ним, при этом выполнение операций с выключателем допускается. При сохранении тенденции снижения давления (плотности) элегаза неисправный выключатель необходимо отключить, с последующим его выводом в ремонт.

При достижении величины аварийной уставки снижения давления (плотности) элегаза цепи управления выключателем автоматически блокируются, выполнять операции с этим выключателем запрещается. Выключатель должен быть отделен от схемы распределительного устройства в минимально возможный срок, в соответствии с указаниями пункта 4.1.3.3 настоящей Инструкции.

4.1.4. Повреждение разъединителей

4.1.4.1. Устранение нагрева разъединителя должно производиться разгрузкой присоединения посредством:

изменения тока через разъединитель выполнением схемно-режимных мероприятий;

отключения выключателя присоединения.

Допустимость отключения разъединителя под напряжением (под нагрузкой) определяется местными инструкциями.

Запрещается производить операции с разъединителями при обнаружении дефектов и повреждений, препятствующих производству переключений. Характер дефектов и повреждений, при которых запрещается выполнение операций с разъединителями, должен определяться местными инструкциями.

4.1.4.2. При срабатывании предупредительной сигнализации снижения давления (плотности) элегаза в отсеке КРУЭ с разъединителем, необходимо организовать наблюдение за ним. При сохранении тенденции снижения давления (плотности) элегаза, присоединение с неисправным разъединителем необходимо отключить, с последующим выводом в ремонт.

При достижении величины аварийной уставки снижения давления (плотности) элегаза, в минимально возможный срок должны быть приняты меры по снятию напряжения с неисправного разъединителя отключением соответствующего присоединения, с последующим выводом в ремонт присоединения с неисправным разъединителем.

4.1.5. Неисправности измерительных трансформаторов

4.1.5.1. В случае возникновения неисправности трансформатора напряжения необходимо:

выполнить операции по переводу цепей напряжения устройств РЗА на резервный трансформатор напряжения в соответствии с местной инструкцией по обслуживанию устройств РЗА;

отключить трансформатор напряжения с низкой стороны;

снять напряжение с трансформатора напряжения отключением разъединителя.

В местной инструкции должны быть указаны признаки неисправностей трансформаторов напряжения, когда снятие напряжение с него отключением разъединителя запрещено. В этом случае напряжение с неисправного трансформатора напряжения снимается отключением выключателями шин или присоединения.

При снятии напряжения с неисправного трансформатора напряжения отключением выключателя, в случае создания условий для возникновения феррорезонанса между электромагнитным трансформатором напряжения и емкостями выключателей, необходимо выполнить мероприятия по расстройке колебательного контура в соответствии с требованиями местных инструкций.

4.1.5.2. В случае возникновения неисправности трансформатора тока необходимо выполнить операции, направленные на снятие напряжения с неисправного трансформатора тока.

4.1.5.3. При срабатывании предупредительной сигнализации снижения давления (плотности) элегаза в измерительных трансформаторах тока или напряжения, в отсеке КРУЭ с измерительными трансформаторами тока или напряжения, необходимо организовать наблюдение за ним, при этом незамедлительное снятие напряжения с измерительного трансформатора тока или напряжения не требуется. При сохранении тенденции снижения давления (плотности) элегаза измерительный трансформатор тока или напряжения необходимо вывести в ремонт.

При достижении величины аварийной уставки снижения давления (плотности) элегаза, в минимально возможный срок должны быть приняты меры по снятию напряжения с неисправного измерительного трансформатора тока или напряжения, с последующим его выводом в ремонт.

4.1.6. Возникновение недопустимой разницы токов в фазах генераторов

4.1.6.1. При возникновении недопустимой разницы токов в фазах генератора необходимо разгрузить генератор до исчезновения недопустимой разницы токов в фазах, вплоть до нуля по активной и реактивной мощности. При сохранении недопустимой разницы токов в фазах генератор должен быть отключен.

4.1.6.2. Допустимость отключения генератора с разностью токов в фазах, не превышающей допустимых значений, определяется по режиму работы энергосистемы.

4.1.7. Потеря возбуждения генератора

4.1.7.1. На каждой электростанции должен быть разработан перечень турбогенераторов, допускающих работу без возбуждения, с указанием допустимой активной мощности и длительности работы без возбуждения, определенных собственником или иным законным владельцем генерирующего оборудования на основании требований завода-изготовителя и (или) по результатам испытаний.

4.1.7.2. При потере возбуждения генератора одновременно с принятием мер к его восстановлению или переводу генератора на резервное возбуждение (при наличии) необходимо:

снизить активную мощность генератора до величины, при которой обеспечивается допустимый ток статора;

повысить напряжение посредством увеличения реактивной мощности других работающих генераторов электростанции, в том числе с использованием допустимых перегрузок;

при электроснабжении собственных нужд отпайкой от блока генератор-трансформатор установить допустимое напряжение на шинах генератора посредством регулирования напряжения на трансформаторах СН или перевести электроснабжение собственных нужд на резервный трансформатор с использованием АВР.

4.1.7.3. При работе турбогенератора в асинхронном режиме необходимо контролировать нагрузку остальных включенных турбогенераторов на электростанции, не допуская их перегрузки по току статора и ротора по величине и длительности свыше допустимых значений. При невозможности восстановления возбуждения такого турбогенератора или перевода его на резервное возбуждение в течение допустимого времени, он должен быть отключен.

4.1.7.4. Работа гидрогенераторов в асинхронном режиме без возбуждения не допускается.

4.2. Предотвращение и ликвидация аварий в схемах собственных нужд подстанций и электрических станций

4.2.1. Отключение источников питания собственных нужд

4.2.1.1. В случае отключения рабочего ТСН необходимо проверить восстановление напряжения на секции (полусекции) СН в результате действия устройства АВР.

Если напряжение на секции (полусекции) СН отсутствует, необходимо подать напряжение на обесточенную секцию (полусекцию) СН от резервного ТСН или другой находящейся в работе секции (полусекции) СН с контролем отключенного положения выключателя рабочего ввода ТСН.

4.2.1.2. При отсутствии возможности подачи напряжения на обесточенную секцию (полусекцию) СН электростанции по пункту 4.2.1.1 настоящей Инструкции и невозможности включения отключившегося рабочего ТСН, необходимо подать напряжение на обесточенную секцию (полусекцию) СН электростанции от рабочих ТСН других блоков (генераторов), если это допустимо по схеме и по условиям самозапуска электродвигателей.

При подаче напряжения на обесточенную секцию (полусекцию) СН электростанции от рабочего ТСН других блоков (генераторов), для предотвращения его перегрузки, необходимо отключить электродвигатели неответственных механизмов СН, запитанных от данного ТСН.

4.2.1.3. В случае если анализ действия защит при отключении выключателя рабочего ввода секции (полусекции) СН и неуспешного АВР, указывает на повреждения секции (полусекции) СН или неотключившееся КЗ на присоединении этой секции (полусекции) СН, то необходимо:

выяснить действие защит на всех присоединениях секции (полусекции) СН. В случае обнаружения сработавшей защиты на отходящем присоединении с неотключившимся выключателем, необходимо отключить его вручную и опробовать напряжением секцию (полусекцию) СН;

при отсутствии работы защит (кроме защит, действующих на вводной или секционный выключатель) и признаков повреждения секции (полусекции) СН, необходимо произвести отключение выключателей всех ее присоединений, осмотреть отключившуюся секцию (полусекцию) СН, замерить сопротивление изоляции секции (полусекции) СН. При отсутствии замечаний опробовать секцию (полусекцию) СН подачей напряжения от резервного ввода, и поочередно включить присоединения. При обнаружении дефекта на секции (полусекцию) СН, перевести питание присоединений поврежденной секции (полусекцию) СН на другую секцию (полусекцию) СН.

4.2.1.4. При отключении ТСН из-за перегрузки, внешнего КЗ и отсутствии резерва допускается повторное включение ТСН без внешнего осмотра.

4.2.1.5. При появлении сигнала о замыкании на землю в схеме СН необходимо по приборам контроля изоляции убедиться в наличии замыкания.

4.2.1.6. В случае появления сигнала о замыкании на землю в схеме СН при переключениях, присоединение, с которым производились операции, необходимо отключить и убедиться в исчезновении замыкания на землю в схеме СН.

В случае не устранения замыкания на землю после отключения присоединения, с которым производились операции, или в случае отсутствия переключений в схеме СН, необходимо приступить к отысканию замыкания на землю.

4.2.1.7. Определение места замыкания на землю на секции должно проводиться посредством поочередного отключения всех присоединений этой секции с контролем исчезновения замыкания на землю. В последнюю очередь должен отключаться ТН, перед отключением которого необходимо отключить защиту минимального напряжения, подключенную к данному ТН. При невозможности выявления повреждения секция должна быть выведена в ремонт.

4.2.1.8. В случае исчезновения напряжения на щите постоянного тока аккумуляторной батареи необходимо:

при повреждении одной секции постоянного тока перевести нагрузку на неповрежденную секцию шин постоянного тока;

при повреждении аккумуляторной батареи перевести щит постоянного тока на питание от другой аккумуляторной батареи по схеме взаимного резервирования.

При невозможности перевода необходимо подать напряжение на щит постоянного тока от зарядно-подзарядного агрегата, установить и устранить причину отключения аккумуляторной батареи. При этом следует вывести АПВ и АВР выключателей с электромагнитным приводом, получающим питание от данной секции щита постоянного тока;

4.2.2. Отыскание замыканий на землю в сети постоянного тока электростанций и подстанций

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

В зависимости от типа установленного устройства контроля изоляции поиск присоединения с замыканием на землю может быть выполнен:

автоматически по информации с устройства контроля изоляции;

вручную поочередным отключением присоединений.

4.2.2.2. Ручной метод отыскания места замыкания на землю выполняется разделением сети постоянного тока на части, питающиеся от разных источников (аккумуляторных батарей, зарядно-подзарядных агрегатов, выпрямителей), с последующим кратковременным поочередным отключением присоединений. При этом необходимо после каждого отключения контролировать показания устройства контроля изоляции для определения поврежденного присоединения. Порядок операций должен быть определен местными инструкциями с учетом следующих требований:

если появление замыкания на землю совпало с включением присоединения, необходимо немедленно отключить данное присоединение и убедиться в исчезновении замыкания на землю;

кольцевые схемы предварительно необходимо разомкнуть;

при наличии двух секций постоянного тока, на резервную секцию должен включаться резервный источник питания. Присоединение с замыканием на землю должно определяться поочередным переводом присоединений на эту секцию;

при наличии двух секций постоянного тока, которые могут питаться от отдельных аккумуляторных батарей, следует их разделить секционными разъединителями и выполнять кратковременное отключение присоединений на той секции, где обнаружено место замыкания на землю;

если место замыкания на землю не обнаружено, то оно находится или на источнике питания, или на шинах постоянного тока. В этом случае к шинам должен подключаться резервный источник питания, основной источник питания должен отключаться для отыскания и устранения неисправности.

4.2.2.3. После отыскания присоединения с замыканием на землю ручным способом или при его автоматическом определении необходимо:

при невозможности отключения присоединения, на котором обнаружено место замыкания на землю, перевести питание на резервный источник;

выполнить мероприятия, определенные местными инструкциями, для исключения нарушения функционирования устройств, подключенных к поврежденному присоединению;

отключить неисправное присоединение;

проверить отсутствие сигнализации о снижении сопротивления изоляции сети оперативного постоянного тока.

4.3. Предотвращение и ликвидация нарушений в распределительных электрических сетях

4.3.1. Ликвидация нарушений нормального режима при отключении линий электропередачи

4.3.1.1. Отключившуюся (в том числе и после неуспешного АПВ) ЛЭП необходимо опробовать напряжением, если к моменту опробования не выявлено повреждений, препятствующих ее опробованию, за исключением ЛЭП:

выключатели, которых не имеют дистанционного управления и не допускают включения на месте после автоматического отключения;

подача напряжения на которую после ее отключения производится по согласованию с потребителем.

4.3.1.2. Перед ручным опробованием, производимым оперативным персоналом, необходимо вывести АПВ, если цепь АПВ не блокируется при включении выключателя ключом управления.

4.3.1.3. В случае неуспешного ручного опробования, допускается неоднократное опробование напряжением отключившейся ЛЭП, если ее отключение привело к:

отключению нагрузки потребителей;

недопустимой токовой перегрузке ЛЭП, электросетевого оборудования;

недопустимому снижению напряжения в электрической сети.

4.3.1.4. ЛЭП, проходящие в черте населенного пункта, при отсутствии последствий, указанных в пункте 4.3.1.3 настоящей Инструкции включаются только после осмотра ЛЭП, проверки состояния оборудования на подстанциях и устранения выявленных повреждений.

4.3.2. Ликвидация нарушений нормального режима, связанных с возникновением замыканием на землю в электрических сетях

4.3.2.1. Определение места замыкания на землю производится методом последовательного деления электрической сети, в случае отсутствия специальных приборов, определяющих ЛЭП с замыканием на землю.

После определения участка электрической сети с замыканием на землю, производится осмотр РУ питающей подстанции (электростанции).

Если замыкание на землю в РУ питающей подстанции (электростанции) не обнаружено, необходимо произвести кратковременное (на время, минимально необходимое для контроля изоляции сети) поочередное отключение ЛЭП, питающих тупиковые подстанции, с контролем показаний приборов контроля изоляции.

Кратковременное отключение энергопринимающих установок потребителей, перерыв электроснабжения которых не допускается, производится по согласованию с ним.

Поврежденный элемент может быть выявлен путем поочередного перевода присоединений на резервную секцию (СШ), с последующим отключением шиносоединительного выключателя и контролем показаний приборов контроля изоляции.

4.3.2.2. Перед делением электрической сети на части необходимо проверить в каждой отделяемой части:

наличие источников питания;

отсутствие перегрузок ЛЭП и электросетевого оборудования;

отсутствие недопустимых изменений напряжения;

настройку дугогасящих реакторов.

Метод последовательного деления электрической сети и точки деления электрической сети должен быть определены для каждой сети, электростанции и подстанции и указаны в местных инструкциях.

4.3.2.3. Если на основании результатов анализа работы защиты от замыканий на землю или показаний приборов контроля изоляции в сети генераторного напряжения электростанций будет установлено наличие замыкания на землю на отходящей ЛЭП, то не позже чем через 2 часа после возникновения замыкания на землю поврежденная ЛЭП должна быть отключена.

4.3.2.4. Если появление замыкания на землю совпало с включением выключателя присоединения, необходимо немедленно отключить выключатель данного присоединения и убедиться в исчезновении замыкания на землю.

4.3.2.5. При обнаружении замыкания на землю на присоединении генератора, генератор должен быть разгружен и отключен.

V. Особенности ликвидации нарушений нормального режима при отказах средств связи

5.1. Под отказом средств связи понимается нарушение всех видов связи, а также невозможность связаться с оперативным и диспетчерским персоналом более 3 минут из-за плохой слышимости и (или) перебоев в работе связи.

5.2. При отсутствии связи наряду с производством операций, указанных в настоящем разделе, принимаются все меры к восстановлению связи. При этом используются любые виды связи (в том числе междугородная, сотовая, ведомственная связь), а также передача сообщений через другие диспетчерские центры, ЦУС, объекты электроэнергетики.

5.3. При восстановлении связи с диспетчерским персоналом субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике оперативный персонал субъекта электроэнергетики (потребителя электрической энергии) и диспетчерский персонал нижестоящего ДЦ докладывает о самостоятельно предпринятых действиях.

5.4. При отсутствии связи все разрешенные самостоятельные действия оперативный и диспетчерский персонал осуществляет при условии, что эти действия не приводят к развитию нарушений нормального режима из-за возможных перегрузок контролируемых сечений, ЛЭП и электросетевого оборудования, отключения межсистемных ЛЭП, срабатывания противоаварийной автоматики, отключения нагрузки потребителей.

5.5. При потере связи с вышестоящим диспетчерским персоналом диспетчерский персонал ДЦ должен выполнять следующие самостоятельные действия:

регулирование перетоков активной мощности в контролируемых сечениях в своей области регулирования;

регулирование напряжения в контрольных пунктах своей операционной зоны;

регулирование сальдированного перетока своей области регулирования в соответствии с утвержденным диспетчерским графиком или в соответствии с последней диспетчерской командой вышестоящего диспетчера, отданной до потери связи;

отдача команд на изменение генерации электростанций с целью регулирования частоты в выделившейся на изолированную работу от синхронной зоны энергосистеме (энергорайоне).

5.6. При отсутствии связи оперативный персонал объектов электроэнергетики должен выполнять следующие самостоятельные действия:

включение тупиковых ЛЭП, за исключением ЛЭП, отключенных действием противоаварийной автоматики, и ЛЭП, включение которых запрещено местными инструкциями;

включение в транзит с контролем синхронизма транзитных ЛЭП, трансформаторов (автотрансформаторов) за исключением ЛЭП, трансформаторов (автотрансформаторов), недопустимость включения в транзит с контролем синхронизма которых определена местными инструкциями;

регулирование напряжения в допустимых пределах путем загрузки (разгрузки) синхронных компенсаторов и генераторов по реактивной мощности, включения (отключения) СКРМ, изменения коэффициентов трансформации трансформаторного оборудования, оснащенного устройствами РПН;

подача напряжения на собственные нужды, системы шин, трансформаторы (автотрансформаторы) с принятием мер, исключающих подачу напряжения на транзитные ЛЭП;

отделение от обесточенных шин поврежденного участка коммутационными аппаратами (с выполнением необходимых действий по обеспечению безопасности оперативного персонала при операциях с коммутационными аппаратами);

отключение ЛЭП, отключение которых осуществляется действием устройств АЛАР, при выявлении по ним непрекращающегося асинхронного режима;

регулирование нагрузки электростанций, работающих в синхронной зоне, в соответствии с утвержденным диспетчерским графиком или последней диспетчерской командой, отданной до потери связи;

синхронизация с энергосистемой электростанций или отдельных генераторов, выделившихся на сбалансированную нагрузку, без набора активной нагрузки;

синхронизация с энергосистемой генераторов электростанций, выделившихся на нагрузку собственных нужд, с несением минимальной активной нагрузки, необходимой для устойчивой работы генерирующего оборудования;

выделение электростанции (энергоблока) на сбалансированную нагрузку или нагрузку собственных нужд в соответствии с пунктами 3.1.4.6., 3.2.5.6. настоящей Инструкции.

5.7. При отсутствии связи оперативному персоналу объектов электроэнергетики не допускается выполнять следующие самостоятельные действия:

выполнение переключений, не связанных с предотвращением развития и ликвидации нарушений нормального режима;

включение без проверки синхронизма транзитных ЛЭП, трансформаторов (автотрансформаторов);

подача напряжения на транзитные ЛЭП;

отключение коммутационных аппаратов транзитных ЛЭП и трансформаторов (автотрансформаторов) при исчезновении напряжения на шинах энергообъекта, за исключением случаев угрозы жизни людей, повреждения оборудования, случаев когда анализ работы устройств РЗА показывает отказ выключателя или устройств РЗА, а также при самостоятельной подаче напряжения на собственные нужды, системы шин, трансформаторы (автотрансформаторы) с принятием мер, исключающих подачу напряжения на транзитные ЛЭП;

включение нагрузки потребителей, отключенных по графикам аварийного ограничения режима потребления, устройствами (комплексами) ПА, загрузка, разгрузка, включение генераторов, автоматически разгруженных, загруженных, отключенных действием устройств (комплексов) ПА.

5.8. При отсутствии связи и исчезновения напряжения на ЛЭП, присоединенных к шинам РУ, оперативный персонал объекта электроэнергетики должен быть готов к подаче рабочего напряжения по любой из ЛЭП без предупреждения.

5.9. В местных инструкциях по ликвидации аварий субъектов электроэнергетики должен быть определен перечень действий в условиях отказа средств связи, которые может выполнять оперативный персонал самостоятельно, и перечень действий, выполнение которых недопустимо.

Приложение

Допустимые кратковременные повышения напряжения частотой 50 Гц для электрооборудования различных классов напряжения

Таблица 1. Допустимые в условиях эксплуатации кратковременные повышения напряжения частотой 50 Гц для электрооборудования классов напряжения от 110 кВ до 330 (400) кВ включительно

Вид электрооборудования	Допустимое повышение напряжения, относительное значение, не более, при длительности t
	20 мин 1)		20 с 2)		1 с		0,1 с
	ф-ф	ф-з	ф-ф	ф-з	ф-ф	ф-з	ф-ф	ф-з
Силовые трансформаторы (автотрансформаторы)	1,10		1,25		1,50	1,90	1,58	2,00
Шунтирующие реакторы и электромагнитные трансформаторы напряжения	1,15		1,35		1,50	2,00	1,58	2,10
Аппараты, емкостные трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, конденсаторы связи, шинные опоры	1,15		1,60		1,70	2,20	1,80	2,40
1) Количество повышений напряжения длительностью 20 мин не должно быть более 50 в течение одного года. 2) Количество повышений напряжения длительностью 20 с не должно быть более 100 за срок службы электрооборудования, указанный в стандартах на отдельные виды электрооборудования, или за 25 лет, если срок службы не указан. При этом количество повышений напряжения не должно быть более 15 в течение одного года и более двух в течение суток.

Таблица 2. Допустимые в условиях эксплуатации кратковременные повышения напряжения частотой 50 Гц для электрооборудования классов напряжения 500 кВ и 750 кВ

Примечания

1. Значения в таблицах 1 и 2 приведены относительно наибольшего рабочего напряжения.

2. Для силовых трансформаторов при длительности воздействия напряжения 20 с и выше, независимо от приведенных в таблицах 1 и 2 значений, повышенные напряжения не должны иметь кратность по отношению к номинальному напряжению ответвления обмотки трансформатора более указанной в ГОСТ 11677-85 "Трансформаторы силовые. Общие технические условия", утвержденном постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 24 сентября 1985 г. N 3005, раздел 9.

3. Для выключателей, независимо от приведенных в таблицах 1 и 2 значений, повышенные напряжения должны быть ограничены пределами, при которых собственное восстанавливающееся напряжение на контактах выключателя не превышает значений, указанных в ГОСТ Р 52565-2006 "Выключатели переменного тока на напряжения от 3 до 750 кВ. Общие технические условия", утвержденном приказом Росстандарта от 23 августа 2006 г. N 170-ст, и ГОСТ 12450-82 "Выключатели переменного тока на номинальные напряжения от 110 до 750 кВ. Технические требования к отключению ненагруженных воздушных линий и методы испытаний", утвержденном постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 22 марта 1982 г. N 1122.

4. При длительности повышения напряжения t, промежуточной между двумя значениями длительности, приведенными в таблицах 1 и 2, допустимое повышение напряжения должно быть равно указанному для большего из этих значений длительности.

При 0,1 с < t _ 0,5 с допускается повышение напряжения, равное U1c + 0,3(U0,1c - U1c), где U0,1c и U1c - допустимые повышения напряжения при длительностях t, равных соответственно 1 и 0,1 с.

5. Промежуток времени между двумя повышениями напряжения длительностью 20 с; 1; 5 и 20 мин должен быть не менее 1 ч, длительностью 1, 3 и 8 ч - не менее 12 ч. Если повышение напряжения длительностью 20 мин имело место два раза (с часовым интервалом), то в течение ближайших 24 ч повышение напряжения в третий раз допускается лишь в случае, если это требуется ввиду аварийной ситуации, но не ранее чем через 4 ч.

6. Количество допускаемых в течение года повышений напряжения указано в таблицах 1 и 2 (для длительностей 0,1 и 1 с количество повышений напряжения не регламентировано).

7. Значения, продолжительность и количество повышений напряжения длительностью 20 мин и более подлежат обязательной регистрации оперативным персоналом или автоматически.

Обзор документа

Планируется урегулировать вопросы предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем. Закрепляются действия оперативного и диспетчерского персонала субъектов электроэнергетики и потребителей ресурсов.

Предусматриваются правила предотвращения и ликвидации недопустимых отклонений частоты электрического тока, напряжения; перегрузки ЛЭП, электросетевого оборудования и контролируемых сечений; ликвидации неполнофазных и асинхронных режимов, режимов синхронных качаний в электросети.

Закрепляются требования к действиям при отключении ЛЭП, разделении энергосистемы (отделении части синхронной зоны на изолированную работу или электрической станции (генерирующего оборудования) на изолированный район) и т. д.