СБОРНИК

РАСПОРЯДИТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОСИСТЕМ

Электротехническая часть

Часть 1

Москва 2002

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»

ДЕПАРТАМЕНТ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ И РАЗВИТИЯ

СБОРНИК РАСПОРЯДИТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОСИСТЕМ

Электротехническая часть

Издание пятое, переработанное и дополненное

Ч асть1

Москва

о

Номер параграфа С-РМ-82 и вид других документе», изданных после 01.01.1990 г. Наименование параграфа, документа Состояние на 01.102001 г. (включен или не включен в СРМ-2000) Примечание 2.8 Об изменении «Типовой инструкции по организации эксплуатации систем телемеханики в энергосистемах» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1979) Не включен в СРМ-2000 Учтен в местных ин-струкциях 2.9 Об изменении Ns 1 «Норм расхода материалов на техническое обслуживание и ремонт средств диспетчерского и технологического управления энергосистем и энергопредприятий: HP 34-70-056-84» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1985) Не включен в СРМ-2000 Внедрен в практику технического обслуживания и ремонта Изменение Nfi 1 от 28.12.95 г. Изменение Ns 1 «Типового положения об электрическом цехе: ТП 34-70-014-86» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1987) и «Типового положения о цехе тепловой автоматики и измерений: ТП 34-70-010-86» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1987) Включено в п. 2.2 СРМ-2000 Объединено с Изменением Ns 2 от 25.12.96 г. Изменение №2 от 25.12.96 г. Изменение Ns 2 «Типового положения об электрическом цехе: ТП 34-70-014-86» <М.: СПО Союзтехэнерго, 1987) и «Типового положения о цехе тепловой автоматики и измерений: ТП 34-70-010-86» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1987) Включено в п. 2.2 СРМ-2000 Объединено с Изменением № 1 от 28.12.95 г. Письмо первого заместителя председателя правления РАО «ЕЭС России» О введении в действие нормативного документа «Объем и нормы испытаний электрооборудования: РД 34.45-51.300-97» Включено в п. 2,3 СРМ-2000 Без переработки

Раздел 3 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ (НАДЕЖНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ)

3.1. О МЕРАХ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ СИСТЕМНЫХ АВАРИЙ, КОТОРЫЕ МОГУТ ВОЗНИКНУТЬ ВСЛЕДСТВИЕ НАРУШЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ

Для предотвращения и быстрейшей ликвидации системных аварий, которые могут возникнуть в результате нарушения устойчивости, необходимо руководствоваться следующим.

1.    В отношении устойчивости энергосистемы и объединенные энергосистемы (ОЭС) должны удовлетворять требованиям, которые установлены ’’Руководящими указаниями по устойчивости энергосистем" (М,: ЦДУ ЕЭС России, 1994).

2.    В энергосистемах и ОЭС на основе анализа схем и режимов, а также опыта эксплуатации выявлять те части, в которых возможны и наиболее вероятны нарушения устойчивости. Для таких частей энергосистем путем систематического проведения расчетов должна контролироваться достаточность запасов статической устойчивости в нормальных и ремонтных схемах и режимах работы.

При необходимости повышения устойчивости энергосистем следует применять противоаварийную автоматику (ПА), предназначенную для автоматического предотвращения нарушений устойчивости и действующую на разгрузку электростанций, отключение части потребителей, деление системы и т.п. ("Руководящие указания по противоаварийной автоматике энергосистем". — М: СПО Союзтехэнерго, 1987).

3.    Отступление от требований "Руководящих указаний по устойчивости энергосистем" (т.е. переход к вынужденному перетоку с коэффициентом запаса статической устойчивости по активной мощности в сечении не ниже 8% и/или отказ от требований к динамической устойчивости) допускается для предотвращения или уменьшения ограничений потребителей, потери гидроресурсов, при необходимости строгой экономии отдельных видов энергоресурсов, неблагоприятном наложении плановых и аварийных ремонтов основного оборудования электростанций и сети, а также в режимах минимума нагрузки при невозможное -

11

ти уменьшения перетока из-за недостаточной маневренности АЭС. Переход к вынужденному перетоку должен быть разрешен высшей оперативной инстанцией, в ведении или управлении которой находятся связи этого сечения.

Переход к вынужденному перетоку в сечении на время прохождения максимума нагрузки, но не более 40 мин, или на время, необходимое для ввода ограничений потребителей, а в после-аварийном режиме также на время, необходимое для мобилизации резерва (в том числе холодного), может быть выполнен оперативно по разрешению дежурного диспетчера указанной высшей оперативной инстанции.

Работа с вынужденным перетоком не допускается, если нарушение устойчивости в этом режиме при расчетных возмущениях, согласно "Руководящим указаниям по устойчивости энергосистем", и правильном функционировании ПА может привести к отключению потребителей действием АЧР и СЛОН (см. пп. 3.2 и 3.3) суммарной мощностью, более чем в 10 раз превышающей величину ограничения потребителей, которая требуется для обеспечения нормативных показателей нормального перетока.

Работа с вынужденным перетоком в сечениях, примыкающих к АЭС, не допускается.

4. Контролировать устойчивость крупных узлов нагрузки и проводить мероприятия для ее повышения следует в случаях, когда нарушение устойчивости электродвигателей может¹ привести к тяжелым последствиям для потребителей или к нарушению устойчивости генераторов. Противоаварийные мероприятия могут проводиться в энергосистеме или быть рекомендованными потребителю в зависимости от их технической целесообразности и эффективности и с учетом экономических показателей.

Если при КЗ в энергосистеме, работе устройств АПВ, АВР и кратковременных асинхронных режимах не обеспечивается динамическая устойчивость узлов нагрузки, то должны быть приняты меры для сохранения в работе наиболее ответственной ее части (в частности, должен быть обеспечен самозапуск электродвигателей ответственных потребителей путем своевременного автоматического отключения наименее ответственной нагрузки). Целесообразно проводить специальные мероприятия, по-вышающие устойчивость электродвигателей, сокращающие длительность перерывов электроснабжения, повышающие напряжение в аварийном режиме, снижающие чувствительность непрерывного процесса потребителя к кратковременным возмущениям.

Для предотвращения нарушений работы потребителей из-за значительных понижений напряжения в случаях аварийного отключения линий, трансформаторов или части генерирующей мощности следует применять автоматическое ограничение снижения напряжения (АОСН) при наличии расчетного обоснования его эффективности. Устройства АОСН воздействуют на отключение шунтовых реакторов, форсировку конденсаторов, отключение потребителей; может применяться деление сети, В отношении отключения потребителей, как и при автоматическом предотвращении нарушений устойчивости, должны выполняться требования, предъявляемые к САОН (см. п. 3.2).

Напряжение срабатывания для АОСН рекомендуется примерно равным 85% от номинального. Для ограничения медленных снижений напряжения (из-за роста нагрузки при ремонтной схеме электроснабжения или по аналогичным причинам) рекомендуются выдержки времени 5“ 15 с при условии отстройки от действия АПВ, АВР, автоматического регулирования трансформаторов, которые могли бы нормализовать напряжение.

В случаях, когда внезапное снижение напряжения настолько велико, что может привести к быстрому его понижению ниже критического значения, необходимо быстродействующее АОСН, в том числе с пуском по факту повреждения в сети. В таких случаях (как правило, в результате аварийного отделения района с дефицитом мощности) действие АОСН должно быть согласовано с выбором АЧР (см. п. 3.3). При проверке эффективности АОСН в таких случаях необходимо убедиться, что практически реализуемое быстродействие АОСН и выбранные объемы отключения нагрузки достаточны для того, чтобы предотвратить возникновение лавины напряжения у потребителей.

5. Для предотвращения развития нарушений устойчивости в системные аварии на всех связях, по которым может возникать асинхронный ход, должна применяться автоматическая ликвидация асинхронного режима (АЛАР), как правило, путем разделения района на несинхронные части по соответствующим связям (“Руководящие указания по противоаварийной автоматике энергосистем".— М.: СПО Союзтехэнерго, 1987).

В тех случаях, когда глубокие понижения напряжения при асинхронных режимах или глубоких синхронных качаниях могут привести к значительным нарушениям электроснабжения потребителей или выпадению из синхронизма других электростанций, частей энергосистем, а разделение энергосистем не вызывает такого понижения частоты, при котором работают устройства АЧР

(что характерно для слабых связей) и не приводит к развитию нарушения, допускается применять неселективную делительную автоматику, производящую деление при углах 90—180 эл. град. Если применение неселективной автоматики в указанных случаях недопустимо или нецелесообразно, деление должно производиться через два-три цикла асинхронного хода.

При применении кратковременных асинхронных режимов (НАПВ, а также несинхронное включение, производимое персоналом) делительная автоматика должна осуществлять деление с учетом времени, необходимого для ресинхронизации, т.е. через три-пять циклов асинхронного хода, но не позже чем через 15 — 30 с. Меньшее время устанавливается, когда ресинхронизируются тепловые электростанции, большее — когда гидроэлектростанции.

При выборе места установки делительной автоматики, как правило, необходимо обеспечивать:

а)    минимальное понижение частоты в приемной энергосистеме;

б)    минимальное число отключаемых линий и выключателей;

в)    сохранение допустимых уровней напряжения на промежуточных подстанциях;

г)    размещение устройств автоматики по возможности ближе к электрическому центру качаний;

д)    предотвращение неселективного действия устройств автоматики при таких асинхронных режимах, когда их действия мо-гуг привести к неоправданному отключению потребителей (например, при таком изменении схемы, при котором существенно смещается электрический центр качаний).

Во всех случаях следует предусматривать установку основного и резервного устройств делительной автоматики, причем резервное устройство должно устанавливаться на другом конце линии.

На особо ответственных межсистемных связях и на линии электропередачи напряжением 330 кВ и выше, кроме основного и резервного устройств, следует устанавливать дополнительный комплект, действующий при возникновении асинхронного хода в неполнофазном режиме.

6. Диспетчеры и оперативный персонал электростанций должны принимать меры к восстановлению синхронной работы разделившихся частей энергосистем либо частей, вышедших из синхронизма в результате асинхронного режима, не прекращенного работой автоматики.

Основным признаком асинхронного режима являются периодические колебания тока и мощности на генераторах и линиях элек-

14

тропередачи, связывающих электростанции или части системы, вышедшие из синхронизма. При этом происходят также периодические снижения напряжения, особенно глубокие вблизи центра качаний. Частота электрического тока (и частота вращения агрегатов) в различных точках при асинхронном режиме различна: в районах с избытком мощности частота выше, а с дефицитом мощности — ниже.

Для ликвидации асинхронного хода должна, как правило, применяться автоматика.

В инструкциях для оперативного персонала ОДУ и энергосистемы должны быть четко указаны признаки асинхронного хода для различных линий электропередачи, конкретные способы (деление с указанием мест, ресинхронизация) и допустимая длительность его ликвидации. Оперативный персонал подстанции, где установлено основное устройство АЛАР, обязан самостоятельно осуществлять деление в случае, если асинхронный ход продолжается в течение 2 мин. В инструкциях для этого персонала должны быть четко указаны признаки асинхронного хода, характерные для данной сети.

При появлении указанных характерных признаков асинхронного режима должны быть приняты меры по прекращению асинхронного режима в соответствии с инструкцией.

Независимо от способа прекращения асинхронного режима (деление сети, ресинхронизация) должны быть приняты следующие меры:

а)    диспетчер обязан дать распоряжения электростанциям о снижении частоты в тех частях системы, где частота выше, и о ее повышении в тех частях системы, где частота ниже;

б)    оперативный персонал электростанций, на которых частота резко снизилась, обязан, не дожидаясь распоряжений диспетчера, начать восстанавливать нормальную частоту;

в)    на электростанциях, на которых частота повысилась, она должна быть снижена непрерывным воздействием персонала со щита управления или непосредственно на турбины в сторону снижения нагрузки до прекращения асинхронного хода или снижения частоты до уровней (не ниже), превышающих верхние уставки устройств АЧР по частоте на 0,1 Гц; допускается также (только на время ресинхронизации) снижение нагрузки ограничителем открытия;

г)    в тех частях системы, где частота снизилась, она должна быть повышена максимально быстрым вводом резерва до прекращения асинхронного хода или повышения частоты (частоты

15

вращения турбин) до нормальной и отключением синхронных компенсаторов. При отсутствии резерва и снижении частоты ниже 48,5 Гц диспетчер обязан восстановить частоту отключением потребителей по аварийному графику.

В случае применения ресинхронизации:

а)    в тех случаях, когда в системе имеет место асинхронный режим с несколькими различными частотами, для облегчения условий ресинхронизации целесообразно сначала разделить систему в местах, предусмотренных местными инструкциями, таким образом, чтобы в каждой из оставшихся частей было не более двух различных частот, и лишь затем выравнивать частоты для восстановления синхронизма;

б)    если мощность синхронных компенсаторов в одной из частей системы составляет более 30% мощности синхронно работающих с ними генераторов и эти синхронные компенсаторы не были отключены для облегчения условий ресинхронизации, деление системы следует выполнять не позже чем через 1 мин, чтобы не повредились успокоительные обмотки синхронных компенсаторов.

Для восстановления параллельной работы разделившихся частей системы следует использовать устройства АПВ с улавливанием синхронизма и несинхронные устройства АПВ. Там, где это допустимо по кратности токов для генераторов и по условиям сохранения устойчивости системы в целом, включение ее частей на параллельную работу при отсутствии или отказе устройств АПВ допускается производить несинхронно вручную.

Не допускается снижение частоты в ЕЭС России для обеспечения скорейшей синхронизации аварийно отделившейся дефицитной части какой-либо ОЭС. Повышение частоты в отделившейся части ОЭС должно осуществляться немедленной мобилизацией всех ее резервов и при необходимости отключением потребителей. При недостаточности принятых мер для синхронизации отделившейся части с ЕЭС России следует применять выделение генераторов или электростанций смежных избыточных частей ЕЭС России для синхронизации с отделившейся частью или перевод части нагрузки дефицитного района (с кратковременным перерывом питания) на часть ЕЭС России, работающую в нормальном режиме.

Разрешается для быстрейшей синхронизации с ОЭС (или с частью ОЭС, или с энергосистемой) кратковременное понижение частоты в отделившихся с избытком мощности небольших районах, энергосистемах или частях ОЭС (но не ниже верхних

уставок устройств АЧР), если при понижении частоты не возникает опасности нарушения устойчивости по их внутрисистемным связям.

7.    При эксплуатации возможно возникновение длительных незатухающих синхронных качаний, сопровождающихся, как и асинхронные режимы, глубокими периодическими колебаниями тока и мощности генераторов и линий электропередачи и периодическими снижениями напряжения. Такие синхронные качания могут возникать, как правило, при режимах работы линий электропередачи вблизи предела передаваемой мощности. Диспетчерскому и оперативному персоналу по показаниям щитовых приборов затруднительно отличить синхронные качания от асинхронного режима. Наиболее надежной отличительной чертой синхронных качаний является то, что средняя частота колебаний остается неизменной, равной исходной.

При возникновении длительных глубоких синхронных качаний диспетчер должен для их ликвидации разгрузить электропередачу. Если это не приводит к ликвидации синхронных качаний, диспетчер должен не позже чем через 2 — 3 мин произвести разделение системы. В инструкциях для оперативного персонала ОДУ и энергосистемы должны быть четко указаны признаки синхронных качаний, при возникновении и невозможности устранения которых следует осуществлять деление, а также места деления.

8.    Для особо ответственных узлов, подстанций и распределительных устройств электростанций, где отключение шин и прилегающих участков линий резервными защитами с выдержками времени может приводить к нарушению устойчивости и развитию аварии в системную, перед каждым выводом из действия быстродействующей защиты, даже если на это время не предусматриваются операции с разъединителями и выключателями, должно быть введено в действие необходимое ускорение, в том числе и с нарушением селективности, на соответствующих резервных защитах от междуфазных, а если необходимо, то и от однофазных КЗ.

Перечень электростанций и подстанций (на каком оборудовании и на каких напряжениях), где вводится такой порядок, должен быть утвержден главным инженером AO-энерго и ежегодно переугверждаться. Должно быть оговорено, с какого срока на каждом из объектов вводится указанный порядок с учетом принятия мер по обеспечению надежного и безошибочного осуществления ускорений на резервных защитах (пересмотр схем и

инструкций, установка накладок и испытательных блоков, меры предупреждения, напоминания, сигнализация и пр.). Для объектов и оборудования, находящихся в оперативном управлении или ведении ОДУ (CQ-ЦДУ ЕЭС России), соответствующие перечни должны утверждаться главным диспетчером ОДУ (СО-ЦДУ ЕЭС России).

9.    При разрешении заявок на проведение работ на электрооборудовании и во вторичных цепях (в том числе и на устройствах защиты и автоматики) особо ответственных объектов, предусмотренных п. 8, обязательно рассматривать вопрос о допустимости совмещения этих работ с другими, разрешаемыми по заявкам на то же время, исходя из условий надежности работы и ограничения вероятности нарушений устойчивости и развития аварий в системные. Предусматривать, если это целесообразно и возможно, соответствующие изменения режимов для дополнительного повышения надежности работы.

10.    Для электростанций и подстанций должны быть подготовлены программы проведения сложных типовых операций (вывода в ремонт и ввода из ремонта выключателей, перевода присоединений через шиносоединительный или обходной выключатель и др.) с указанием их последовательности гю силовой части и цепям релейной защиты и электроавтоматики. Для нетиповых операций по этим объектам (новые включения, испытания, создание искусственных схем и пр.) должны подготавливаться разовые программы.

Перечни объектов, где этот порядок обязателен, а также программы должны утверждаться главным инженером электростанции, АО-энерго, а по объектам и оборудованию, находящимся в оперативном управлении ОДУ (СО-ЦДУ ЕЭС России), — главным диспетчером ОДУ (СО-ЦЛ.У ЕЭС России).

11.    При выводе из действия на узловых подстанциях дифференциальной защиты шин (ДЗШ) следует соблюдать требования п. 5.9.6 “Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: РД 34.20.501-95" (ПТЭ).— М.: СПО ОРГРЭС, 2002.

При работе в цепях ДЗШ узловых подстанций напряжением 110 кВ и выше, если при этом требуется кратковременное выведение защиты из действия, на период до ее обратного ввода допускается не вводить ускорения резервных защит. Однако в этом случае, как правило, не следует производить в зоне действия этой защиты никаких операций по включению и отключению воздушных выключателей под напряжением.

12. Действие устройств АПВ и релейной защиты на всех линиях электропередачи с двусторонним питанием напряжением 110 кВ и выше должно быть согласовано.

В отношении проверки синхронизма при АПВ и включениях вручную необходимо иметь в виду следующее.

Проверка возможности несинхронных включений каждой линии и допустимости несинхронных включений, если они возможны, должна выполняться для всех линий как в нормальных режимах, так и во всех возможных ремонтных режимах. По этим признакам линии подразделяются на три категории;

а)    линии, при отключении которых безусловно сохраняется синхронизм между напряжениями по ее концам за счет остальных связей. Этот признак должен сохраняться и в тех случаях, когда отключены два любых других элемента схемы (линии или трансформаторы), а также отключены те секционные выключатели в пределах одной электростанции или подстанции, на которые при КЗ воздействуют устройства их опережающего отключения (для снижения токов КЗ).

Для таких линий следует выполнять несинхронное АПВ, и персонал может производить включения без проверки синхронизма. Релейная защита должна быть отстроена от тока включения, соответствующего предельному углу расхождения между векторами напряжений по концам линий;

б)    линии, при отключении которых возможно или неизбежно отсутствие синхронизма между напряжениями по концам (в том числе в случаях отключения двух любых элементов схемы и секционных выключателей, см. выше, п. а) и для которых допустимо несинхронное включение.

Несинхронные включения считаются допустимыми, если:

—    допустимы ударные моменты в генераторах (их допустимость определяется расчетом токов несинхронного включения с углом 180 эл. град.);

—    во всех режимах обеспечивается быстрое втягивание в синхронизм;

—    асинхронный режим не может привести к дополнительным нарушениям устойчивости генераторов, нарушениям работы ответственных потребителей.

Для таких линий следует выполнять несинхронное АПВ и персонал может производить включения без проверки синхронизма. При этом должны предусматриваться мероприятия, предотвращающие неправильные действия устройств релейной защиты в момент наиболее неблагополучного несинхронного включения и в процессе втягивания в синхронизм.

19

Разработано Открытым акционерным обществом “Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС"

Под общей редакцией Ф.Л. КОГАНА

Составители ВА. ВАЛИТОВ (разделы 1 и 6), И.П. ПЛЯСУЛЯ (раздел 2), В.П. ГЕРИХ (СО-ЦДУ ЕЭС России), Ю.Е. ГУРЕВИЧ и ЮЛ. ТИХОНОВ (ОАО “ВНИИЭ"), И.П. МИХАЙЛОВА (раздел 3), Ф.Д. КУЗНЕЦОВ (раздел 4), В С. БУРТАКОВ (раздел 5), В.И. РОДИОНОВ (раздел 7) и совместно с Е.Ф. КО-НОВАЛОВЫМ (раздел 9), В.Б. САТИН (раздел 8), В.М. АРСЕНЬЕВ и АН. ЖУЛЕВ (раздел 10), В А КРИЧКО (раздел П)

Согласованос Департаментом генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей РАО “ЕЭС России" 07.03.2002 г.

Начальник    ММ. ЧИЧИНСКИЙ,

ЦДУ ЕЭС России 24.02.2002 г.

Первый заместитель    А.Ф.    БОНДАРЕНКО

генерального директора

Утверждено Департаментом научно-технической политики и развития РАО “ЕЭС России" 27.06.2002 г.

Начальник    Ю.Н. КУЧЕРОВ

Департаментом электрических сетей РАО “ЕЭС России" 01.04.2002 г.

Начальник    В.П. ДИКОЙ

Настоящий Сборник распорядительных материалов (СРМ-2000) издан в двух частях. В часть 1 включены разделы 1-6, в часть 2 - разделы 7-11.

В Сборнике информационных материалов, изданном в качестве приложения к СРМ-2000, документы систематизированы по тематическим разделам СРМ-2000.

Настоящий документ не может быть полностью иди частично воспроизведен, тиражирован и распространен без разрешения издателя.

© СПО ОРГРЭС, 2002

Если в энергосистеме в результате аварии или других обстоятельств возникнет схема, для которой проверка допустимости несинхронных включений не выполнялась, то на время существования этой схемы несинхронные включения вручную следует считать недопустимыми, а устройства несинхронного АПВ должны быть по возможности заблокированы;

в) линии, при отключении которых возможно отсутствие синхронизма между напряжениями по концам и для которых несинхронное включение недопустимо.

Для таких линий в зависимости от конкретных условий трех-фазное АПВ следует выполнять или с улавливанием синхронизма (АПВ УС), или с контролем синхронизма (АПВ КС), а персонал должен производить включение либо с помощью устройств АПВ, либо с визуальной проверкой синхронизма по дифференциальному вольтметру. При этом должны быть исключены неправильные действия устройств релейной защиты при включении линии действием АПВ УС или АПВ КС.

В тех случаях, когда будуг выявлены несоответствия между принципами и характеристиками имеющихся устройств АПВ и релейной защиты, необходимо разработать и осуществить мероприятия по устранению этих несоответствий и определить сроки их выполнения.

13.    Для обеспечения включения линий электропередачи действием АПВ КС при углах между векторами напряжений до 70 эл. град, с помощью реле контроля синхронизма со шкалой 40 эл. град, устанавливать по два таких реле. К обмоткам каждого из реле подводить напряжение со сдвигом векторов на 30 эл. град. (При таком включении реле перестает действовать одинаково при изменении знака угла между векторами напряжения, поэтому на линиях с реверсом мощности требуются два реле; на линиях без реверса мощности достаточно одного реле, обеспечивающего зону от —10 до 4-70 эл. град.).

14.    При разработке мероприятий для предотвращения ложных срабатываний устройств релейной защиты при включении линий от АПВ и вручную необходимо в первую очередь ориентироваться на отстройку уставок срабатывания устройств релейной защиты, что, как правило, обеспечивает наиболее простые решения. Применять дополнительные переключатели и накладки и т.п. следует только в случаях крайней необходимости, поскольку это связано с усложнением схемы и понижением надежности устройств, а также с увеличением вероятности ошибок оперативного персонала при операциях.

УДК 621.311.002.5

В настоящий Сборник (Ч. 1 и 2) включены действующие распорядительные документы Департамента научно-технической политики и развития и Департамента электрических сетей РАО "ЕЭС России" по электротехнической части, изданные до 01.01.2001 г. Приведенные в Сборнике циркуляры и решения в необходимых случаях переработаны и уточнены.

Требования распорядительных документов Сборника обязательны для всех энергопредприятий и организаций ЕЭС России.

Информационные документы (письма, извещения и т.п.), выпущенные Департаментом научно-технической политики и развития и Департаментом электрических сетей РАО "ЕЭС России" в период с 01.01.1990 г. до 01.01.2001 г., включены в отдельно изданный в качестве приложения к СРМ-2000 "Сборник информационных материалов по эксплуатации энергосистем. Электротехническая часть".

Введение

Настоящий Сборник (СРМ-2000) — пятое, переработанное и дополненное издание "Сборника руководящих материалов Глав-техуправления Минэнерго СССР. Электротехническая часть. Издание четвертое, переработанное и дополненное. Ч. 1 и 2" (М.: СПО ОРГРЭС, 1992).

Сборник дополнен циркулярами (Ц) и решениями (Р) департаментов РАО "ЕЭС России", изданными с 1 января 1990 г, по 31 декабря 2000 г. включительно с учетом их актуальности, опыта применения и использования в типовых инструкциях и других документах.

В СРМ-2000 не включены решения и циркуляры, положения которых либо реализованы, либо учтены в ПУЭ, ПТЭ, типовых инструкциях и прочих документах, изданных после выхода решений и циркуляров, а также совместные решения Главтех-

3

управления (или его правоприемников) и других ведомств по частным вопросам.

Сведения о состоянии на 01.10.2001 г. документов Сборника руководящих материалов издания 1992 г. (СРМ-92), а также решений и циркуляров, изданных с 01.01.1990 г. по 31.12.2000 г., приведены в перечнях в конце каждого раздела СРМ-2000. Номера циркуляров и решений указаны в содержании каждой части СРМ-2000.

Ряд содержащихся в СРМ-2000 распорядительных документов обновлен и переработан с учетом опыта эксплуатации, внесе иия уточнений и дополнений в ранее выпущенные документы и выхода новых.

Контроль за выполнением требований распорядительных документов СРМ-2000 осуществляет Департамент генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей РАО "ЕЭС России" через свои региональные предприятия.

С введением в действие настоящего Сборника утрачивает силу СРМ-92, а также все циркуляры и решения, изданные отдельно до 01.01.2001 г.

4

Раздел 1 О ПРИМЕНЕНИИ СБОРНИКА

Настоящий Сборник содержит действующие распорядительные (обязательные) документы Департамента научно-технической политики и развития, а также Департамента электрических сетей РАО "ЕЭС России" по электротехнической части.

Требования распорядительных документов Сборника обязательны для всех энергопредприятий и организаций ЕЭС России.

Департамент научно-технической политики и развития и Департамент электрических сетей предлагают руководителям энергопредприятий и организаций ЕЭС России:

—    обеспечить наличие настоящего Сборника на местах;

—    обязать инженерно-технических работников и рабочий персонал проработать и изучить материал данного Сборника в объеме, соответствующем квалификации и занимаемой должности;

—    проверить выполнение мероприятий и соблюдение требований, изложенных в распорядительных документах Сборника, и при необходимости составить планы и графики их реализации;

—    внести в действующие местные инструкции и положения изменения в соответствии с требованиями и рекомендациями настоящего Сборника;

—    сообщать замечания и предложения по Сборнику в Департамент научно-технической политики и развития РАО “ЕЭС России" по адресу: 103074, Москва, Китайгородский пр., 7.

5

Раздел 2 ОБЩИЕ ВОПРОСЫ

2.1.    О ПРИМЕНЕНИИ И ВВЕДЕНИИ В ДЕЙСТВИЕ ЕДИНЫХ ФОРМ ПРОТОКОЛОВ ИСПЫТАНИЙ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

И ПАСПОРТОВ-ПРОТОКОЛОВ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И ЭЛЕКТРОАВТОМАТИКИ (Р № Э-4/83, Р № Э-3/84, Р № Э-2/86)

В целях установления единых требований к объемам испытаний и проверок электрооборудования и устройств РЗА и упорядочения требований к приемо-сдаточной документации:

1.    Оформлять результаты проверок и испытаний устройств РЗА и электрооборудования при сдаче их в эксплуатацию энергосистемам и в процессе эксплуатации по единым формам паспортов-протоколов и протоколов испытаний.

Оформление единых форм протоколов должно осуществляться наладочной организацией при сдаче энергосистеме вновь вводимого электрооборудования.

В процессе эксплуатации оформление результатов испытаний электрооборудования должно производиться в соответствии с порядком ведения документации, принятым энергосистемой.

2.    Предусматривать единые формы протоколов в разрабатываемых ОАО "Фирма ОРГРЭС" отраслевых методических указаниях по проверкам устройств РЗА и испытаниям электрооборудования.

3.    Разрешить при согласии эксплуатирующей организации применение протоколов электромонтажных организаций для оформления результатов проверок и испытаний при сдаче в эксплуатацию вновь вводимого электрооборудования и устройств защиты и автоматики.

2.2,    ОБ ИЗМЕНЕНИЯХ “ТИПОВОГО ПОЛОЖЕНИЯ ОБ ЭЛЕКТРИЧЕСКОМ ЦЕХЕ: ТП 34-70-014-86” (М.: СПО Союзтехэнерго, 1987) И “ТИПОВОГО ПОЛОЖЕНИЯ О ЦЕХЕ ТЕПЛОВОЙ АВТОМАТИКИ И ИЗМЕРЕНИЙ: ТП 34-70-010-86” (М.: СПО Союзтехэнерго, 1987) (Изменение № 1 от 28.12.95 r._v Изменение Ш 2 от 25.12.96 г.)

В связи с имеющими место спорными вопросами на электростанциях о границах зон обслуживания электрооборудования между ЭЦ и ЦТАИ в типовые положения вносятся изменения, уточняющие границы зон обслуживания оборудования между цехами.

6

1.    В 'Типовое положение о цехе тепловой автоматики

и измерений: ТП 34-70-010-86" внести следующие изменения:

1.1.    Пункт 1.3.7 изложить в следующей редакции:

"1.3.7. Блочные, групповые щиты управления, местные щиты управления, на которых установлена аппаратура кошроля и управления теплотехническим оборудованием, технологических защит, сборки задвижек, вводные шкафы питания этих сборок со схемой АВР, за исключением кабельных вводов питания основного и резервного''.

1.2.    Второй и пятый абзацы п. 6.3.2 изложить в следующей редакции:

"производить техническое обслуживание и ремонт кабельных вводов питания (основного и резервного) щитов управления и сборок задвижек до первого пакетного выключателя (рубильника) вводного шкафа питания, а также кабельных перемычек питания между вводными шкафами различных сборок при их последовательном или кольцевом питании. Шкаф ввода, начиная с пакетных выключателей, устройство АВР, токоограничивающий реактор обслуживаются персоналом ЦТАИ";

"производить техническое обслуживание и ремонт кабелей питания устройств оперативного тока, закрепленных за ЦТАИ, до первого ряда зажимов на панелях, обслуживаемых ЦТАИ. Кабельные перемычки по питанию между самими панелями обслуживает ЦТАИ;"

2.    В "Типовое положение об электрическом цехе:

ТП 34-70-014-86" внести следующие изменения:

2.1.    Пункт 1.3.10 изложить в следующей редакции:

“1.3.10. Кабельные вводы питания сборок задвижек, сварочных агрегатов и трансформаторов термообработки вместе с вводами подключения этих кабелей".

2.2.    Второй и пятый абзацы п. 6.5.1 изложить в следующей редакции:

"производить техническое обслуживание и ремонт кабельных вводов питания (основного и резервного) щитов управления и сборок задвижек до первого пакетного выключателя (рубильника) вводного шкафа питания, а также кабельных перемычек питания между вводными шкафами различных сборок. Шкаф ввода, начиная с пакетных выключателей, устройство АВР, токоограничивающий реактор обслуживаются персоналом ЦТАИ";

"производить техническое обслуживание и ремонт кабелей питания устройств оперативного тока, закрепленных за ЦТАИ, до первого ряда зажимов на панелях, обслуживаемых ЦТАИ.

7

Кабельные перемычки по питанию между самими панелями обслуживает ЦТАИ^М.

3. В связи с происшедшими изменениями в хозяйственной деятельности предприятий энергетики России установить, что "Типовое положение об электрическом цехе: ТП 34-70-014-86", "Типовое положение о цехе тепловой автоматики и измерений: ТП 34-70-010-86", разработанные и утвержденные в 1985 г., и указанные выше изменения к ним носят рекомендательный характер в части разграничения зон обслуживания между электрическим цехом и цехом тепловой автоматики и измерений,

С учетом сложившейся организационной структуры и установленных функций подразделений тепловых электростанций границы обслуживания на конкретных электростанциях могут отличаться от рекомендованных и должны быть утверждены руководством ТЭС, Изменение существующих границ обслуживания на действующих электростанциях не является обязательным.

2.3. О ВВЕДЕНИИ В ДЕЙСТВИЕ НОРМАТИВНОГО ДОКУМЕНТА “ОБЪЕМ И НОРМЫ ИСПЫТАНИЙ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ:

РД 34.45-51.300-97”

Организациями РАО "ЕЭС России" завершен пересмотр нормативного документа "Нормы испытания электрооборудования", Изд. 5-е (М; Атомиздат, 1978).

При подготовке шестого издания указанного документа учтен опыт эксплуатации и испытаний электрооборудования, накопленный энергосистемами, наладочными организациями, заводами-из-готовителями и научно-исследовательскими институтами.

В шестое издание включены современные методы диагностики электрооборудования, а также нормы контроля новых видов оборудования, которых не было в пятом издании (элегазовьге выключатели, вакуумные выключатели и другие).

Шестое издание документа "Объем и нормы испытаний электрооборудования" введено в действие с 1 июня 1998 г. Требования приведенных в нем норм обязательны для всех энергообъектов при вводе электрооборудования в работу, проведении наладочных, эксплуатационных и ремонтных испытаний.

С введением в действие шестого издания документа "Объем и нормы испытаний электрооборудования" и Изменения № 1 "Объема и норм испытаний электрооборудования: РД 34.45-51.300-97" (М.: СПО ОРГРЭС, 2000) утрачивает силу предыдущее пятое издание.

По вопросу приобретения упомянутых документов обращаться в ОАО "Фирма ОРГРЭС" или НЦ ЭНАС при ОАО “ВНИИЭ".

8

Перечень документов по тематике раздела 2 “Общие вопросы", включенных в СРМ-92, а также изданных с 01.01.1990 г. по 31.12.2000 г.

Номер параграфа СРМ-92 и вид других документов, изданных после 01.01.1990 г.	Наименование параграфа, документа	Состояние на 01.10.2001 г. (включен или не включен е СРМ-2000)	■ I i Примечание j
2.1	О разграничении области применения правил и указаний Министерства путей сообщения и «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ). Шестое издание, переработанное и дополненное (М.: Энергоатом иэдат, 1985)	Не включен в СРМ-2000	Учтен в правилах и указаниях Министерства путей сообщения
2.2	О разработке схем и объектов внешнего электроснабжения магистральных нефте- и газопроводов	Не включен в СРМ-2000	Учтен в проектных решениях института «Энергосетьпроект»
2.3	О схемах внешнего электроснабжения тяговых подстанций	Не включен в СРМ-2000	Учтен в проектных документах
2.4	Об области применения «Норм испытания электрооборудования и аппаратов электроустановок потребителей »(М.: Энергоиздат, 1982)	Не включен в СРМ-2000	Решение носило информационный характер
2.5	О применении и введении в действие единых форм протоколов испытаний электрооборудования и паспортов-протоколов устройств релейной защиты и электроавтоматики (Р № Э-4/83, Р № Э-3/84, Р № Э-2/86)	Включен в п. 2.1 СРМ-2000	Без переработки
2.6	О внесении изменений в «Инструкцию по проектированию электроснабжения промышленных предприятий: СН 174-75» (М.: Стройиздат, 1976)	Не включен в СРМ-2000	Учтен в документах Госстроя РФ
2.7	Об изменении «Руководящих указаний по выбору объемов информации, проектированию систем сбора и передачи информации в энергосистемах» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1981)	Не включен в СРМ-2000	Учтен в проектных документах

«О