Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

49 страниц

389.00 ₽

Купить СТО 17330282.29.240.004-2008 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Регламентирует действия диспетчерского персонала Системного оператора и оперативного персонала сетевых организаций, электростанций оптовых и территориальных генерирующих компаний, электростанций концерна "Росэнергоатом", потребителей электрической энергии и иных субъектов оперативно-диспетчерского управления в пределах технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима энергосистем

 Скачать PDF

Оглавление

1. Введение

2. Область применения

3. Нормативные ссылки

4. Термины, определения и сокращения

5. Общие положения

6. Предотвращение развития и ликвидация нарушений режима Единой энергетической системы России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем

     6.1. Предотвращение и ликвидация аварийных небалансов активной мощности

     6.2. Предотвращение и ликвидация недопустимых отклонений напряжения

     6.3. Ликвидация перегрузки линий электропередачи, электросетевого оборудования и контролируемых сечений

     6.4. Предотвращение и ликвидация асинхронных режимов

     6.5. Ликвидация режимов синхронных качаний

     6.6. Восстановление нормального режима после разделения энергосистемы

7. Предотвращение развития ликвидации нарушений нормального режима на энергообъектах

     7.1. Ликвидация аварийных последствий при технологических нарушениях на линиях электропередачи

     7.2. Ликвидация нарушений в главных схемах электрических станций и подстанций

     7.3. Предотвращение и ликвидация нарушений, связанных с возникновением замыканий на землю в электрических сетях

8. Особенности ликвидации аварий при отказах средств связи и возникновении чрезвычайных ситуаций

9. Подтверждение соответствия Стандарту

Библиография

 
Дата введения30.06.2008
Добавлен в базу01.09.2013
Актуализация01.12.2013
Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28
Стр. 29
стр. 29
Стр. 30
стр. 30

Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации

"ЕЭС России"

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ    СТО

ОАО РАО «ЕЭС РОССИИ»

17330282.29.240.004-2008

Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем

Издание официальное

Москва

2008

2

Стандарт ОАО РАО «ЕЭС России»

Предисловие

Задачи, основные принципы организации предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем, а также стандартизации соответствующих правил установлены Федеральными законами от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике», от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническом регулировании». Постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 № 854 «Об утверждении Правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике».

Сведения о стандарте

1.    РАЗРАБОТАН: ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы», ОАО «Энергетический институт им. Г.М. Кржижановского».

2.    ВНЕСЕН: ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы».

3.    УТВЕРЖДЕН и ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ: Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 30.06.08 № 321 взамен СТО 17330282. 29.240. 001-2005

4.    Настоящий Стандарт ОАО РАО «ЮС России» {далее по тексту Стандарт) содержит основные правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части Единой энергетической системы (ЕЭС) России, а также технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем. По основным понятиям и технологии он согласован с правилами работы объединения европейских энергосистем UCTE (The Union for the Coordination of Transmission of Electricity), представленными в UCTE Operation Handbook.

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения ОАО РАО «ЕЭС

России»

11

приведшая или могущая привести к людским и материальным потерям.

Эксплуатационное состояние оборудования и устройств - оперативное состояние оборудования и устройств: работа, резерв, ремонт, консервация.

Виды режимов работы и состояний энергосистемы

Режимы работы энергосистемы

Нормальный режим, Вынужденный режим, Аварийный режим, Послеаварийный

режим.

Состояния энергосистемы

Нормальное состояние, Контролируемое аварийное состояние.

Нормальное состояние энергосистемы - состояние энергосистемы, при котором условия ее функционирования соответствуют нормативным, отсутствуют нарушения в работе основных устройств и оборудования, параметры режима удовлетворяют всем требованиям по безопасности, надежности функционирования и качеству электроэнергии.

Контролируемое аварийное состояние энергосистемы состояние энергосистемы, при котором она находится под воздействием возмущения или после него с отклонениями параметров функционирования от нормальных значений, однако обладает необходимыми запасами энергоресурсов, пропускной способности сети, резервами генерирующих мощностей и является управляемым.

Резерв мощности

Первичный резерв - (с автоматическим вводом не более 30 с)

Вторичный резерв (с автоматическим или ручным вводом не более 15 мин (на загрузку и на разгрузку))

Третичный резерв - оперативный и холодный резерв, обеспеченный энергоресурсами и вводимый персоналом.

Используемые сокращения

АГП

автомат гашения поля

лэп

линия электропередачи

АПВ

автоматическое повторное включение

кив

контроль изоляции вводов

АВСН

автоматическое выделение на собственные нужды

ПА

противоаварийная автоматика

АОПН

автоматическое ограничение повышения напряжения

РЗА

релейная защита и автоматика

АОСН

автоматическое ограничение снижения напряжения

РУ

распределительное устройство

АЧР

автоматическая частотная разгрузка

РПН

устройство регулирования напряжения под нагрузкой

АЛАР

автоматическая ликвидация асинхронного режима

УРОВ

устройство резервирования отказа выключателей

АРО

автоматическая разгрузка оборудования

сш

система шин

АРПМ

автоматическая разгрузка при перегрузке по мощности

ск

синхронный компенсатор

АЭС

атомная электростанция

сн

собственные нужды

12

АВР

автоматический ввод резерва

САОН

Специальная автоматика отключения нагрузки

ВЛ

воздушная линия

ТСН

трансформатор собственных нужд

ГЭС

гидроэлектростанция

ТЭС

тепловая электростанция

ГАЭС

Г идроаккумулирующая электростанция

ТЭЦ

тепловая электроцентраль

ДЗШ

дифференциальная защита шин

ЧАПВ

частотная автоматика повторного включения

ЕЭС

Единая энергосистема России

ЧДА

частотная делительная автоматика

КЗ

КРУ

короткое замыкание Комплектное

распределительное устройство

ЭС

энергетическая система

5 Общие положения

5.1    Руководство ликвидацией нарушений нормального режима электрической части энергосистем осуществляется путем управления технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием объектов электроэнергетики (оборудования, устройств) и энергопринимающих установок потребителей, направленного на:

-    устранение опасности для обслуживающего персонала и оборудования, не затронутого нарушением;

-    предотвращение развития и локализацию нарушения;

-    восстановление в кратчайший срок электроснабжения потребителей и качества электроэнергии;

-    создание наиболее надежной послеаварийной схемы энергосистемы, отдельных ее частей или энергообъектов.

При ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем должна быть обеспечена координация действий подчиненного оперативного и диспетчерского персонала. Оперативный и диспетчерский персонал при принятии решений обязан учитывать самостоятельные действия оперативного и диспетчерского персонала нижестоящего уровня.

5.2    Распределение функций и ответственности между персоналом различных уровней оперативно-диспетчерского и оперативно-технологического управления при ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем производится на основании следующих основных положений:

-    соблюдение требований действующей нормативно-технической доку-ментации;

-    оперативный и диспетчерский персонал обязан самостоятельно, в пределах своей ответственности, выполнять действия по ликвидации нарушений нормального режима, если такие действия не требуют координации и не вызовут развития нарушения нормального режима или задержку в его ликвидации. Действия, самостоятельное выполнение которых допускается, а также действия, требующие координации их выполнения, должны быть определены в местных инструкциях по ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем;

-    оперативный и диспетчерский персонал во время ликвидации нарушений нормального режима обязан поддерживать связь с вышестоящим оперативным и диспетчерским персоналом, незамедлительно информировать его обо всех изменениях технологических режимов и эксплуатационного состоянии оборудования, находящегося в его управлении или ведении и информировать его о ходе ликвидации нарушений нормального режима.

5.3    Приемка и сдача смены оперативного и диспетчерского персонала во время ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем

13

запрещается. Пришедший на смену персонал используется по усмотрению лица, руководящего ликвидацией нарушения нормального режима. При затянувшейся ликвидации нарушения нормального режима или при ликвидации нарушения нормального режима, требующей длительного времени, сдача смены допускается по разрешению вышестоящего оперативного и диспетчерского персонала.

Все переговоры оперативного и диспетчерского персонала при ликвидации нарушений нормального режима должны автоматически фиксироваться устройствами регистрации переговоров.

5.4    В рамках координации действий по ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем вышестоящий диспетчерский и оперативный персонал имеет право корректировать действия подчиненного диспетчерского и оперативного персонала, в том числе при его действиях с оборудованием, не находящимся в управлении или ведении вышестоящего диспетчерского и оперативного персонала.

5.5    В случае возникновения или угрозы возникновения нарушения нормального режима электрической части энергосистем по причинам, не зависящим от действий субъектов электроэнергетики решение о созыве штаба по обеспечению безопасности электроснабжения производится в соответствии с [7].

5.6    Местные нормативные документы, регламентирующие действия диспетчерского и оперативного персонала при ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем, должны учитывать особенности схем электрических соединений энергосистем, объектов, конструктивные особенности оборудования и устройств, допустимые режимы их работы и другие требования инструкций по эксплуатации оборудования и устройств, а также предусматривать порядок ликвидации наиболее вероятных нарушений нормального режима и не противоречить требованиям настоящего Стандарта.

5.7    Команды диспетчерского и оперативного персонала не подлежат исполнению в случае, если это создает угрозу жизни и здоровью людей, угрозу повреждения оборудования или может привести к нарушению условий безопасной эксплуатации атомных электростанций.

6 Предотвращение развития и ликвидация нарушений режима Единой энергетической системы России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем

6.1 Предотвращение и ликвидация аварийных небалансов активной мощности

Общие положения

При управлении технологическими режимами энергосистем в нормальных режимах и при нарушениях нормального режима частота в энергосистеме поддерживается системой регулирования частоты, состоящей из подсистем первичного, вторичного и третичного регулирования.

Первичное регулирование частоты (время мобилизации не более 30 с) является основным средством ограничения отклонений частоты. Первичное регулирование частоты осуществляется регуляторами скорости, которые инициируют быстрое изменение моментов турбин энергоблоков на электростанциях в зависимости от направления и величины отклонения скорости вращения турбин от заданной.

Вторичное регулирование частоты (время мобилизации не более 15 мин) корректирует действие регуляторов скорости на электростанциях, выделенных для астатического регулирования частоты и внешних перетоков в зоне регулирования. Вторичное регулирование частоты обеспечивает восстановление частоты в энергосистеме

14

и реализованных при действии первичного регулирования резервов первичного регулирования.

Третичное регулирование частоты восстанавливает резервы вторичного регулирования, оптимизирует распределение возникшего в зоне регулирования небаланса между электростанциями с использованием расчетов, основанных на измерениях, проводимых в режиме реального времени.

При внезапном возникновении больших небалансов мощности, как правило, связанных с разделением энергосистемы на несбалансированные части, для предотвращения недопустимого изменения и восстановления частоты предусматривается и используется противоаварийная автоматика (автоматика ограничения снижения частоты и автоматика ограничения повышения частоты). Указанная автоматика ограничивает отклонения частоты при нарушениях баланса активной мощности, обеспечивая требуемые условия для работы электрических станций и предотвращая развитие нарушений баланса активной мощности.

Значительное снижение или повышение частоты недопустимо по режимам работы электрических станций.

Для тепловых электростанций снижение частоты ниже 49,00 Гц недопустимо по режиму работы котлов, имеющих питательные электронасосы. При длительном, более 1 мин, снижении частоты ниже 48,00 Гц возникает угроза срыва режимов питательных насосов и останова энергоблоков от технологических защит. Работа на пониженной частоте может приводить к разрушению лопаточного аппарата паровых турбин.

Для атомных электрических станций установлены следующие допустимые по величине и длительности отклонения частоты от номинального значения:

Частота, Гц

ВВЭР-1000

РБМК-1000

Выше 51,00

Эксплуатация запрещается

Эксплуатация запрещается

50,50-51,00

Не более 10 с (суммарно не более 60 с в год и 10 случаев за срок службы реактора)

Не более 10 с (суммарно не более 60 с в год)

49,00 - 50,50

Эксплуатация без ограничений

Эксплуатация без ограничений

49,00 - 48,40

Не более 5 мин (суммарно не более 20 мин в год и 20 случаев за срок службы реактора)

Не более 5 мин (суммарно не более 25 мин в год)

48,40 - 48,00

Не более 10 с (суммарно не более 25 мин в год)

48,00 - 47,00

Не более 1 мин, но не более 6 мин в год (суммарно 15 раз за срок службы реактора)

Эксплуатация запрещается

47,00 - 46,00

Не более 10 с (суммарно не более 60 с за год и 10 случаев за срок службы реактора)

Эксплуатация запрещается

Ниже 46,00

Эксплуатация запрещается

Эксплуатация запрещается

Для скорейшего восстановления электроснабжения потребителей, энергопринимающие установки которых были отключены действием автоматики частотной разгрузки (АЧР), предусматривается автоматика их частотного повторного включения (ЧАПВ). ЧАПВ обеспечивает включение потребителей по мере восстановления частоты.

В нормальных режимах ЕЭС частота нормируется в диапазонах:

- 50,00+0.05 Гц - нормальное значение (для длительных отклонений);

15

-    для отклонений длительностью не более 15 мин: 50,00+0.20 Гц.

При невозможности поддержания в ЕЭС частоты в этих пределах в послеаварийных и вынужденных режимах, а также в изолированно работающих энергосистемах и в энергорайонах (энергоузлах), выделившихся на изолированную работу, применяются нормы отклонения частоты [3], которые составляют для двадцатисекундных средних значений:

-    0,20 Гц - нормально допустимое значение отклонения частоты;

-    0,40 Гц - предельно допустимое значение отклонения частоты,

причем допустимое время работы энергосистемы с отклонением частоты в диапазоне от 0,20 до 0,40 Гц не должно превышать 72 мин в сутки.

Ограничение электроснабжения потребителей, в том числе путем отключения их энергопринимающих установок, может применяться при возникновении нарушений нормального режима, связанных с дефицитом активной мощности, после исчерпания резервов генерирующей мощности, при снижении частоты электрического тока в ЕЭС России или изолированно работающих энергосистемах ниже 49,80 Гц.

6.1.1    Предотвращение и ликвидация снижения частоты электрического тока

6.1.1.1    В поддержании нормального уровня частоты участвуют все области регулирования, выполняя заданный суточный график сальдо перетоков мощности с коррекцией по частоте.

6.1.1.2    После разработки и анализа ожидаемого баланса мощности и при выявленной необходимости для предотвращения возможного снижения частоты в энергосистеме, перегрузки сечений, связей и электротехнического оборудования, с необходимой заблаговременностью до предстоящего прохождения максимума нагрузки (утреннего или вечернего):

-    даются команды на подготовку гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) к работе в генераторном режиме;

-    даются команды на пуск энергоблоков, находящихся в холодном резерве;

-    запрещается вывод в ремонт генерирующего и электросетевого оборудования, снижающего пропускную способность сечений с ожидаемой перегрузкой (независимо от наличия разрешенных заявок);

-    даются команды на ввод в работу и приостановление вывода в ремонт энергетического и электросетевого оборудования, ограничивающего выдачу мощности из избыточных районов.

6.1.1.3    При снижении частоты в синхронной зоне, в области регулирования, в которой произошла потеря генерирующей мощности, для ее компенсации используются все имеющиеся собственные резервы мощности и резервы мощности других областей регулирования с учетом пропускной способности контролируемых сечений, линий электропередачи и электротехнического оборудования.

6.1.1.4    При внезапном снижении частоты ниже 49,80 Гц, диспетчер, ответственный за регулирование частоты в синхронной зоне, производит следующие действия:

-    на основании данных информационных систем, опроса оперативного и диспетчерского персонала выясняет причины снижения частоты, состояние и режим контролируемых сечений и связей;

-    в зависимости от причин снижения частоты принимает меры к восстановлению частоты до уровня, не выходящего за пределы нормальных значений, путем использования имеющихся резервов мощности, не допуская при этом превышения допустимых перетоков мощности по контролируемым сечениям и

16

длительно допустимых нагрузок линий электропередачи и электросетевого оборудования.

Если, несмотря на принятые меры, снижение частоты продолжается, то дополнительно:

-    используются разрешенные аварийные перегрузки генерирующего оборудования с контролем загрузки контролируемых сечений, линий электропередачи и электросетевого оборудования;

-    повышается электрическая нагрузка на ТЭЦ за счет снижения расхода пара на промышленные и тепловые отборы путем понижения температуры сетевой воды.

6.1.1.5    Если проведение мероприятий по предыдущему пункту не обеспечило повышения частоты до 49,80 Гц включительно, то вводятся аварийные ограничения с контролем перетоков мощности по контролируемым сечениям и нагрузок линий электропередачи и электросетевого оборудования.

Объем отключений энергопринимающих установок потребителей определяется крутизной статической частотной характеристики (СЧХ) энергосистемы. При отсутствии иных данных объем необходимых отключений определяется как 1% мощности нагрузки потребления синхронной зоны на 0,05 Гц восстанавливаемой частоты.

6.1.1.6    При больших дефицитах мощности, недостаточности АЧР, отказе АЧР вследствие глубокого снижения напряжения, как правило, связанных с разделением энергосистемы на несбалансированные части, вероятно снижение частоты ниже 48,00 Гц, при этом оперативным и диспетчерским персоналом должно учитываться автоматическое выделение электростанций (энергоблоков) на работу со сбалансированной нагрузкой.

При отказе системы автоматического выделения электростанции (энергоблока) на работу со сбалансированной нагрузкой оперативный персонал электростанции должен самостоятельно или совместно с диспетчерским персоналом провести мероприятия по выделению электростанции (энергоблока) и обеспечить надежную работу механизмов собственных нужд, вплоть до их выделения на резервное питание при снижении частоты ниже уровня, допустимого для оборудования собственных нужд. Указанные действия производятся в соответствии с местной инструкцией, согласованной с соответствующим диспетчерским центром.

6.1.1.7    При ликвидации нарушений нормального режима, связанных с глубоким снижением частоты, сопровождающимся работой АЧР, при реализации мероприятий по п.6.1.1.4 необходимо учитывать автоматическое включение потребителей действием ЧАПВ.

6.1.1.8    Включение отключенных энергопринимающих установок потребителей проводится с контролем частоты и перетоков мощности по контролируемым сечениям, линиям электропередачи и электросетевому оборудованию.

6.1.1.9    При работе энергосистемы с частотой ниже 49,80 Гц в электрических сетях и на электростанциях запрещается проведение плановых переключений в РУ, устройствах релейной защиты и противоаварийной автоматики, устройствах технологической автоматики энергоблоков, кроме необходимых для ликвидации нарушения нормального режима.

6.1.2 Предотвращение и ликвидация недопустимого повышения частоты электрического тока

6.1.2.1 При повышении частоты выше 50,05 Гц, диспетчер, ответственный за регулирование частоты в синхронной зоне, производит следующие действия:

17

-    на основании данных информационных систем, опроса диспетчерского и оперативного персонала выясняет причины повышения частоты, состояние и режим контролируемых сечений и связей;

-    в зависимости от причин повышения частоты принимает меры к восстановлению частоты до уровня, не выходящего за пределы нормальных значений, путем разгрузки электростанций (ГЭС, ТЭС, ГТУ, ТЭЦ), перевода агрегатов Г АЭС в двигательный режим.

6.1.2.2    В случае возникновения превышения максимально допустимых перетоков мощности по контролируемым сечениям и длительно допустимых нагрузок линий электропередачи и электросетевого оборудования принимаются меры к их разгрузке путем разгрузки электростанций в избыточной части энергосистемы, обеспечивающей снижение перетоков активной мощности до допустимых значений.

6.1.2.3    При сохранении тенденции повышения частоты выше 50,20 Гц, разгружается генерирующее оборудование вплоть до технического минимума с контролем частоты и перетоков мощности по контролируемым сечениям, линиям электропередачи и электросетевому оборудованию.

6.1.2.4    При ликвидации нарушений нормального режима, связанных со значительным повышением частоты, необходимо учитывать возможное отключение генерирующего оборудования действием АОПЧ.

6.1.2.5    При исчерпании регулировочных возможностей на ГЭС и ТЭС производится разгрузка энергоблоков АЭС или (и) отключение котлов на дубль - боках, а также энергоблоков тепловых электростанций.

6.2 Предотвращение и ликвидация недопустимых отклонений напряжения

Общие положения

При управлении технологическими режимами энергосистем в нормальных режимах и при нарушениях нормального режима напряжение в энергосистеме поддерживается системой регулирования напряжения, состоящей из подсистем первичного, вторичного и третичного регулирования.

Первичное регулирование напряжения является основным средством ограничения отклонений напряжения. Первичное регулирование напряжения осуществляется автоматическими регуляторами возбуждения (генерирующих установок, синхронных компенсаторов, синхронных двигателей) и автома-тическими устройствами управления режимами СКРМ (статических компенсаторов реактивной мощности, управляемых шунтирующих реакторов, устройств СТАТКОМ и др.) при изменении напряжения на выводах генератора, трансформатора или в других контролируемых узлах синхронной зоны.

Вторичное регулирование напряжения координирует работу СКРМ и устройств регулирования напряжения и потоков реактивной мощности в пределах области регулирования для поддержания требуемого уровня напряжения в контрольных пунктах и обеспечивает восстановление диапазонов первичного регулирования напряжения. Вторичное регулирование напряжения может осуществляться действиями диспетчерского и оперативного персонала или автоматически.

Третичное регулирование напряжения восстанавливает возможности вторичного регулирования напряжения, оптимизирует уровни напряжения в контрольных пунктах с использованием расчетов, основанных на данных системы измерения, проводимых в режиме реального времени, и обеспечивает соответствующую настройку устройств управления СКРМ и устройств регули-рования напряжения и потоков реактивной мощности.

Обеспечение резервов реактивной мощности.

18

При планировании электроэнергетических режимов должен быть обеспечен необходимый резерв реактивной мощности для осуществления управления режимом работы энергосистем по напряжению и реактивной мощности.

Регулирование напряжения в сети 110 кВ и выше должно осуществляться в контрольных пунктах, установленных в зависимости от степени влияния уровней напряжения в контрольном пункте на устойчивость и потери электроэнергии.

Регулирование напряжения в контрольных пунктах сети осуществляется в соответствии с утвержденными графиками напряжений в контрольных пунктах или графиками реактивной мощности объектов генерации. Графики напряжений должны содержать верхние и нижние границы диапазона регулирования.

Допустимые уровни напряжения в контрольных пунктах обеспечиваются за счет управления электроэнергетическим режимом по напряжению и реактивной мощности.

Допустимые отклонения напряжения

Наибольшими рабочими напряжениями (наибольшими длительно допускаемыми рабочими напряжениями) для электрических сетей и оборудования различных номинальных напряжений являются:

Наибольшее

Класс напряжения

рабочее

Номинальное

Наибольшее длительно

электрооборудова

напряжение

напряжение

допускаемое рабочее

ния.

электрооборудован

электрической

напряжение в электрической

кВ

ия, кВ

сети, кВ

сети, кВ

1

1,1

1,0

1,1

3,0

3,5

3

3,6

3,15

3,5

3,3

3,6

5

7,2

6,0

6,9

6,6

7,2

10

12,0

10,0

11,5

11,0

12,0

13,8

15,2

15

17,5

15,0

17,5

15,75

17,5

18,0

19,8

20

24,0

20,0

23,0

22,0

24,0

24

26,5

24,0

26,5

27

30,0

27,0

30,0

35

40,5

35,0

40,5

110

126,0

110,0

126,0

150

172,0

150,0

172,0

220

252,0

220,0

252,0

330

363,0

330,0

363,0

500

525,0

500,0

525,0

750

787,0

750,0

787,0

Для электрических сетей и оборудования номинальным напряжением 1150 кВ наибольшим рабочим напряжением (наибольшим длительно допускаемыми рабочим напряжением) является 1200 кВ.

В узлах электрической сети 110 кВ и выше допустимые отклонения напряжения определяются параметрами установленного оборудования электрических станций и сетей с учетом допустимых эксплуатационных повышений напряжения промышленной частоты на электрооборудовании (в соответствии с данными заводов-изготовителей),

19

требованиями по устойчивости параллельной работы генераторов, частей синхронной зоны, устойчивости работы электродвигательной нагрузки.

Минимально допустимые и аварийно допустимые напряжения в узлах с мощными электродвигателями или с высокой долей электродвигательной нагрузки определяются нормируемыми коэффициенты запаса (Кзап) и критическими напряжениями (икр). Критическое напряжение в узлах электрической сети 110 кВ и выше с мощными электродвигателями или с высокой долей электродвигательной нагрузки при отсутствии более точных данных следует принимать равным:

Икр = 0,7-Цном

Коэффициенты запаса по напряжению в узлах электрической сети должны быть не

менее:

- в нормальном режиме:    Кзап.норм = 1,15;

-    в послеаварийном режиме: Кзап.пав =1,1.

При этом допустимые уровни напряжения составляют:

-    минимально допустимое: Цм.д. = 1,15*Цкр;

-    аварийно допустимое:    Цав.д. = 1,1*Цкр

6.2.1    Предотвращение и ликвидация недопустимых снижений напряжений

6.2.1.1    При снижении напряжения на энергообъектах одной из областей регулирования для его нормализации используются собственные резервы реактивной мощности, средства управления ее потоками и резервы реактивной мощности, средства управления ее потоками смежных областей регулирования.

6.2.1.2    В случае снижения напряжения в контрольных пунктах ниже минимальной границы графика напряжения диспетчер, ответственный за регулирование напряжения в области регулирования, на основании данных информационных систем, опроса оперативного и диспетчерского персонала выясняет причины снижения напряжения и принимает меры к восстановлению напряжения путем:

-    использования резервов реактивной мощности генерирующего оборудования и СКРМ;

-    отключения (вывода в резерв) шунтирующих реакторов;

-    включения находящихся в резерве СКРМ;

-    изменения коэффициентов трансформации трансформаторного оборудования, оснащенного устройствами РПН.

6.2.1.3    При снижении напряжения на энергообъектах ниже минимально допустимого уровня дополнительно к мероприятиям по п. 6.2.1.2, диспетчер, ответственный за регулирование напряжения в области регулирования, принимает следующие меры:

-    увеличение загрузки генерирующего оборудования и СКРМ по реактивной мощности до уровня разрешенных аварийных перегрузок. При этом предусматриваются меры, предотвращающие отключение генерирующего оборудования защитами от перегрузки тока ротора и отключение СКРМ технологическими защитами;

-    снижение перетоков активной мощности по линиям электропередачи;

-    разгрузка генерирующего оборудования по активной мощности и дополнительная загрузка по реактивной мощности с контролем частоты и перетоков активной мощности по контролируемым сечениям и электросетевому оборудованию.

При этом напряжения в узлах электрической сети не должны превышать длительно допустимых значений.

20

6.2.1.4    Если проведение мероприятий по предыдущему пункту не обеспечило повышения напряжения до минимально допустимого значения, вводятся аварийные ограничения режима потребления с контролем частоты и перетоков мощности по контролируемым сечениям и электросетевому оборудованию.

6.2.1.5    При ликвидации нарушений нормального режима, связанных с глубоким снижением напряжения, с использованием перегрузочной способности генерирующего оборудования и СКРМ, необходимо учитывать разгрузку оперативным персоналом электростанций (подстанций), генераторов (СКРМ) до номинальных токов статора и ротора (оборудования) при истечении допустимой длительности перегрузки, что может привести к дальнейшему снижению напряжения и возможному разделению энергосистемы с отключением энергопринимающих установок потребителей, в том числе устройствами АОСН.

6.2.1.6    При глубоком снижении напряжения в узлах с крупными электродвигателями или с высокой долей электродвигательной нагрузки необходимо учитывать возможность отключения электродвигателей с последующим увеличением напряжения и работой автоматики ограничения повышения напряжения.

6.2.1.7    Снижение напряжения на шинах собственных нужд электростанций может привести к снижению производительности механизмов собственных нужд электростанции, выдаваемой активной и реактивной мощности и дополнительному снижению уровней напряжения в энергосистеме.

6.2.1.8    Если действия по пунктам 6.2.1.2, 6.2.1.3. не привели к повышению напряжения на шинах собственных нужд электростанции выше аварийно допустимых величин, то для предотвращения нарушения нормального режима механизмов СН и полного останова агрегатов электростанции осуществляется выделение электростанции (энергоблока) на нагрузку собственных нужд или на работу со сбалансированной нагрузкой.

При отсутствии или отказе системы автоматического выделения электростанции (энергоблока) на нагрузку собственных нужд или на работу со сбалансированной нагрузкой оперативный персонал электростанции должен самостоятельно или совместно с диспетчерским персоналом провести мероприятия по выделению электростанции (энергоблока) и обеспечить надежную работу механизмов собственных нужд, вплоть до их выделения на резервное питание или на питание от выделенного генератора. Указанные действия производятся в соответствии с местной инструкцией оперативному персоналу, согласованной с диспетчером операционной зоны, в которой находится электростанция.

6.2.1.9    При снижении напряжения, вызванном неотключившимся КЗ в электрической сети, на основании анализа уровней напряжения, перетоков мощности, действия устройств релейной защиты и автоматики, опроса оперативно персонала определяется место КЗ и производится его отключение.

6.2.1.10    Следует учитывать, что, при снижении напряжения в узлах энергосистемы происходит снижение предела передаваемой мощности в контролируемых сечениях и увеличение токовой загрузки электротехнического оборудования.

6.2.2 Предотвращение и ликвидация недопустимых повышений напряжений

6.2.2.1    Напряжения в контрольных пунктах сети должны поддерживаться в соответствии с заданными графиками. При этом напряжения в контрольных пунктах не должны превышать длительно допустимых значений, установленных нормативными документами, а на оборудовании - не должны превышать длительно допустимых значений, установленных ГОСТ и нормами заводов-изготовителей.

6.2.2.2    В случае повышения напряжения на оборудовании энергообъектов сверх допустимых значений, на основе данных информационных систем, опроса оперативного и

3

Содержание

1    Введение.............................................................................................................................4

2    Область применения.........................................................................................................4

3    Нормативные ссылки.......................................................................................................4

4    Термины, определения    и сокращения............................................................................5

5    Общие положения..........................................................................................................12

6    Предотвращение развития и ликвидация нарушений режима Единой

энергетической системы России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем............................................................................................13

6.1    Предотвращение и ликвидация аварийных небалансов активной мощности . 13

6.2    Предотвращение и ликвидация недопустимых отклонений напряжения........17

6.3    Ликвидация перегрузки линий электропередачи, электросетевого

оборудования и контролируемых сечений....................................................................23

6.4    Предотвращение и ликвидация асинхронных режимов......................................24

6.5    Ликвидация режимов синхронных качаний.........................................................25

6.6    Восстановление нормального режима после разделения энергосистемы.........25

7    Предотвращение развития и ликвидация нарушений нормального режима на

энергообъектах......................................................................................................................27

7.1    Ликвидация аварийных последствий при технологических нарушениях на

линиях электропередачи..................................................................................................27

7.2    Ликвидация нарушений в главных схемах электрических станций и

подстанций.........................................................................................................................29

7.3    Предотвращение и ликвидация аварий в схемах собственных нужд

подстанций и электрических станций............................................................................37

7.4    Предотвращение и ликвидация нарушений на ЛЭП распределительных

электрических сетей.........................................................................................................39

7.5    Предотвращение и ликвидация нарушений, связанных с возникновением

замыканий на землю в электрических сетях................................................................41

8    Особенности ликвидации аварий    при отказах средств связи и возникновении

чрезвычайных ситуаций......................................................................................................45

9    Подтверждение соответствия Стандарту.....................................................................46

10    Библиография..................................................................................................................46

21

диспетчерского персонала, диспетчер, ответственный за регулирование напряжения в области регулирования, выявляет причины повышения напряжения (односторонне отключены или разгружены линии электропередачи, отключены шунтирующие реакторы) и принимает меры к его снижению путем:

-    снижения загрузки по реактивной мощности генерирующего оборудования и СК, работающих в режиме ее выдачи, или увеличения потребления реактивной мощности генерирующего оборудования и СК, работающих в режиме потребления реактивной мощности;

-    включения шунтирующих реакторов, находящихся в резерве;

-    отключения (изменение режима работы) СКРМ, работающих в режиме выдачи реактивной мощности;

-    изменения    коэффициентов    трансформации    трансформаторов, оснащенных

устройствами РПН;

-    перевода генерирующего оборудования и СК, работающих в режиме выдачи реактивной мощности, в режим потребления реактивной мощности;

-    разгрузки    генерирующего    оборудования    по активной мощности и

дополнительной разгрузки по реактивной мощности с контролем частоты и перетоков активной мощности по контролируемым сечениям и электросетевому оборудованию;

-    перераспределения перетоков активной мощности по линиям электропередачи с контролем перетоков активной мощности по контролируемым сечениям и электросетевому оборудованию;

-    вывода в резерв линий электропередачи в районе повышенного напряжения

(только выключателями), дающих наибольший эффект снижения напряжения, определяемый по стоку реактивной мощности, с контролем напряжения и перетоков    мощности по    контролируемым    сечениям и электросетевому

оборудованию.

6.2.2.3    При одностороннем отключении линии электропередачи и повышении напряжения сверх допустимого значения эта линия включается в транзит, а при отсутствии такой возможности отключается.

6.2.2.4    При управлении электроэнергетическими режимами для энергообъектов

110-330    кВ необходимо, в случае    отсутствия иных данных завода-изготовителя

оборудования, руководствоваться представленными в таблице 1, а для энергообъектов 500-750кВ представленными в таблице 2 значениями кратности повышения напряжения промышленной частоты (линейного и фазного) по отношению к наибольшему рабочему напряжению и их продолжительностями.

Таблица 1.

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

Вид электрооборудования

Допустимое повышение напряжения, относительное значение, не более, при длительности t

20 мини

20 с1)

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

4

1 Введение

Настоящий стандарт разработан в соответствии с требованиями Федерального закона №184-ФЗ «О техническом регулировании», гармонизирован с основными понятиями, принятыми в европейских энергосистемах и представленными в правилах работы UCTE (The Union for the Coordination of Transmission of Electricity).

Стандарт направлен на обеспечение безопасного функционирования электроэнергетики.

Настоящая редакция Стандарта содержит действующие правила и рекомендации.

2 Область применения

Стандарт регламентирует порядок действий диспетчерского и оперативного персонала в электроэнергетике по предотвращению развития и ликвидации наиболее характерных аварийных нарушений нормального режима электрической части Единой энергетической системы России, а также    технологически    изолированных

территориальных электроэнергетических систем, расположенных на территории Российской Федерации.

Стандарт регламентирует действия диспетчерского персонала Системного оператора и оперативного персонала сетевых организаций, электростанций оптовых и территориальных генерирующих компаний, электростанций концерна “Росэнергоатом”, потребителей электрической энергии и иных субъектов оперативно-диспетчерского управления в пределах технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима энергосистем.

При ликвидации нарушений нормального режима, не отраженных в настоящем Стандарте, диспетчерский и оперативный персонал должен действовать в соответствии с инструкциями (нормативно-техническими документами), разработанными на основе этих правил и с учетом реальной обстановки.

Стандарт определяет только технические вопросы и не рассматривает правила ведения коммерческой деятельности на рынке электроэнергии.

Стандарт определяет правила и порядок действий по предотвращению развития и ликвидациям нарушений нормального режима энергосистем в общем виде, не учитывая особенностей их выполнения на конкретном оборудовании, поэтому в развитие данного стандарта субъектами электроэнергетики могут быть разработаны собственные стандарты организаций, учитывающие эти особенности.

3 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты, законодательные акты и нормативные документы (ссылки в тексте соответствуют номеру документа):

1.    Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике».

2.    Постановление Правительства РФ от 27.12.2004 № 854 «Об утверждении Правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике».

3.    Нормы качества электроэнергии в системах электроснабжения общего назначения. ГОСТ 13109-97.

4.    Федеральный закон от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническом регулировании».

5

5.    Федеральный закон «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера» от 21.12.1994 № 68.

6.    Постановление Правительства РФ № 530 от 31.08.2006 «Об утверждении Правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики».

7.    Постановление Правительства РФ № 86 от 16.02.2008 «О штабах по обеспечению безопасности электроснабжения».

8.    Электрооборудование переменного тока на напряжения от 1 до 750 кВ. Требования к электрической прочности изоляции. ГОСТ 1516.3-96.

9.    Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения свыше 1000 В. ГОСТ 721-77.

4 Термины, определения и сокращения

Авария в энергосистеме - нарушение нормального режима всей или значительной части энергетической системы, связанное с недопустимыми режимами ее работы или режимами работы оборудования, повреждением оборудования, временным недопустимым ухудшением качества электрической энергии или перерывом в электроснабжении потребителей.

Баланс мощности энергосистемы (Capacity balance) - система показателей, характеризующая соответствие между рабочей мощностью электростанций и нагрузкой потребителей энергосистемы, с учетом расходов на собственные нужды, потерь при передаче, распределении и преобразовании, обмена мощностью с другими энергосистемами и нормированных резервов мощности.

Баланс энергии (Energy balance) - соотношение между располагаемым производством электрической или тепловой энергии системы и энергопотреблением (нагрузкой) с учетом расходов на собственные нужды, потерь при передаче, распределении и преобразовании, а также необходимого резерва энергии.

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.

Надежность электроснабжения - способность энергосистемы, в составе которой работают энергопринимающие установки потребителей, обеспечить им поставку электрической энергии (мощности) в соответствии с заявленными величинами и договорными обязательствами при соблюдении установленных норм качества электроэнергии.

Объекты электроэнергетики - имущественные объекты, непосредственно используемые в процессе производства, передачи электрической энергии, оперативнодиспетчерского управления в электроэнергетике и сбыта электрической энергии, в том числе объекты электросетевого хозяйства.

Область регулирования - (Control Area) — синхронная зона целиком (изолированно работающие энергосистемы) или ее часть, в которой централизованное оперативнодиспетчерское управление осуществляется одним диспетчером, ответственным за ее режим, включая баланс мощности. Если область регулирования является частью синхронной зоны, то физически она ограничена расположением точек измерения мощности и учета электроэнергии, импорт-экспорт которых осуществляется с остальными частями синхронной зоны. ЕЭС России является областью регулирования в синхронной зоне, объединяющей ЮС России и параллельно работающие с ней энергосистемы

6

зарубежных стран.

Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике - комплекс мер по централизованному управлению технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, если эти объекты и устройства влияют на электроэнергетический режим работы энергетической системы и включены соответствующим субъектом оперативнодиспетчерского управления в электроэнергетике в перечень объектов, подлежащих такому управлению.

Диспетчерское ведение — организация управления технологическими режимами и эксплутационным состоянием объектов электроэнергетики или энергопринимающих установок потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой, при которой указанные технологические режимы или эксплутационное состояние изменяются только по согласованию с соответствующим диспетчерским центром.

Диспетчерское управление - организация управления технологическими режимами и эксплутационным состоянием объектов электроэнергетики или энергопринимающих установок потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой, при которой указанные технологические режимы или эксплутационное состояние изменяются только по оперативной диспетчерской команде диспетчера соответствующего диспетчерского центра.

Диспетчерская команда - указание совершить (воздержаться от совершения) конкретное действие (действия) по управлению технологическими режимами и эксплутационным состоянием объектов электроэнергетики или энергопринимающих установок потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой, выдаваемое диспетчером вышестоящего диспетчерского центра по каналам связи диспетчеру нижестоящего диспетчерского центра или оперативному персоналу.

Диспетчерское распоряжение - документ, определяющий содержание, порядок и сроки осуществления конкретных действий, связанных с управлением технологическими режимами работы и эксплутационным состоянием объектов электроэнергетики или энергопринимающих установок потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой, выдаваемый вышестоящим диспетчерским центром нижестоящему диспетчерскому центру, субъекту электроэнергетики или потребителю электрической энергии с управляемой нагрузкой

Диспетчерский центр - структурное подразделение организации-субъекта оперативно-диспетчерского управления, осуществляющее в пределах закрепленной за ним операционной зоны управление режимом энергосистемы.

Операционная зона (Зона диспетчерского управления) - территория, в границах которой расположены объекты электроэнергетики и энергопринимающие установки потребителей, управление взаимосвязанными технологическими режимами которых осуществляет соответствующий диспетчерский центр.

Отказ - самопроизвольные запуск или прекращение функционирования технического устройства, а также выход параметров функционирования за допустимые границы.

Режим энергосистемы (Электроэнергетический режим энергосистемы) -единый процесс производства, преобразования, передачи и потребления электрической энергии в энергосистеме и состояние объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии (включая схемы электрических соединений объектов электроэнергетики).

Нормальный режим энергосистемы - режим энергосистемы, при котором

7

потребители снабжаются электрической энергией, а значения технических параметров режима энергосистемы и оборудования находятся в пределах длительно допустимых значений, имеются нормативные оперативные резервы мощности и топлива на электростанциях.

Аварийный режим энергосистемы (аварийный электроэнергетический режим)

— режим энергосистемы с параметрами, выходящими за пределы требований технических регламентов, возникновение и длительное существование которого представляют недопустимую угрозу жизни людей, повреждения оборудования и ведут к ограничению подачи электрической и тепловой энергии в значительном объеме.

Послеаварийный режим энергосистемы - режим, в котором энергосистема находится после локализации аварии до установления нормального или вынужденного режима. Послеаварийный режим характеризуется сниженными требованиями к параметрам режима, по сравнению с требованиями к нормальному режиму. Продолжительность нормализации послеаварийного режима ограничена 20 мин. Превышение указанного времени означает переход к работе в вынужденном режиме.

Вынужденный режим энергосистемы - режим энергосистемы, при котором загрузка некоторых контролируемых сечений выше максимально допустимой, но не превышает аварийно допустимой. Вынужденный режим может быть разрешен на высшем уровне диспетчерского управления для послеаварийных режимов на время прохождения максимума или минимума нагрузки, но не более 40 мин (дополнительно к 20 мин, разрешенным для нормализации послеаварийного режима), или на время, необходимое для ввода ограничений и/или мобилизации резерва, а также при невозможности выполнения требований к нормальным режимам энергосистемы.

Режим синхронных качаний — режим энергосистемы, характеризующийся низкочастотными периодическими изменениями токов, напряжений и мощности при сохранении синхронности параллельной работы генераторов.

Асинхронный режим - режим энергосистемы, характеризующийся устойчивыми глубокими периодическими колебаниями напряжений, токов и мощностей, периодическим изменением взаимного угла ЭДС генераторов электростанций и наличием разности частот между частями синхронной зоны при сохранении электрической связи между ними.

Технологический режим объекта электроэнергетики или энергопринимающей установки потребителя - процесс, протекающий в технических устройствах объекта электроэнергетики или энергопринимающей установки потребителя электрической энергии, и состояние этого объекта или установки (включая параметры настройки системной и противоаварийной автоматики).

Резервы генерирующей мощности

Резерв генерирующей мощности на увеличение (на загрузку) агрегата (энергоблока) электростанции (вращающийся резерв) - определяемая в реальном времени часть регулировочного диапазона включенного в работу агрегата (энергоблока) электростанции от его текущей нагрузки до располагаемой мощности, достижимая в течение заданного интервала времени исходя из его маневренных характеристик. Под резервом генерирующей мощности на увеличение также понимаются все остановленные и отключенные от сети агрегаты (энергоблоки), включение в сеть которых для последующего набора нагрузки возможна в течении 20 мин. Резерв на электростанции считается резервом генерирующей мощности на увеличение в случае его обеспеченности энергоресурсами не менее чем на три часа.

Резерв генерирующей мощности на увеличение (на загрузку) энергосистемы -

сумма резервов генерирующей мощности на увеличение (на загрузку) всех включенных в работу агрегатов (энергоблоков) электростанций, входящих в данную энергосистему.

Резерв генерирующей мощности на снижение (на разгрузку) агрегата электростанции (энергоблока) - определяемая в реальном времени часть регулировочного диапазона включенного в работу агрегата (энергоблока) электростанции от текущей нагрузки до технологического минимума, достижимая в течение заданного интервала времени исходя из его маневренных характеристик.

Резерв генерирующей мощности на снижение (на разгрузку) энергосистемы -

сумма резервов генерирующей мощности на снижение (на разгрузку) всех включенных в работу агрегатов (энергоблоков) электростанций, входящих в данную энергосистему.

Холодный резерв генерирующей мощности энергосистемы — суммарная располагаемая мощность всех не находящихся в работе агрегатов (энергоблоков) электростанций, входящих в данную энергосистему, обеспеченных топливом и готовых к пуску в срок определенный нормативом, а для турбоагрегатов дополнительно -обеспеченных производительностью котельного оборудования.

Потребители электрической энергии с управляемой нагрузкой - категория потребителей электрической энергии, которые в силу режимов работы (потребления электрической энергии) влияют на качество электрической энергии, надежность работы Единой энергетической системы России и оказывают в связи с этим на возмездной договорной основе услуги по обеспечению вывода Единой энергетической системы России из аварийных ситуаций. Указанные потребители могут оказывать и иные согласованные с ними услуги на условиях договора.

Синхронная зона (Synchronous Area) — совокупность всех параллельно работающих энергосистем, имеющих общую системную частоту электрического тока.

Субъекты оперативно-диспетчерского управления:

Системный оператор Единой энергетической системы России (далее -системный оператор (System Operator)) - специализированная организация, осуществляющая единоличное управление технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и уполномоченная на выдачу оперативных диспетчерских команд и распоряжений, обязательных для всех субъектов оперативно-диспетчерского управления, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой;

Иные субъекты оперативно-диспетчерского управления - организации, осуществляющие оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике в пределах технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем и уполномоченные на выдачу оперативных диспетчерских команд и распоряжений, обязательных для субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой в пределах зон диспетчерской ответственности соответствующих субъектов оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

Диспетчер — работник диспетчерского центра, осуществляющий управление взаимосвязанными технологическими режимами и эксплуатационным состоянием объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии в операционной зоне этого диспетчерского центра.

Оперативный персонал — дежурные работники, уполномоченные субъектом электроэнергетики или потребителем электрической энергии на осуществление в отношении принадлежащего ему оборудования объекта электроэнергетики мероприятий, обеспечивающих его эксплуатацию (оперативный персонал энергообъекта

9

электрической станции, подстанции, энергопринимающей установки потребителя), атак же дежурные работники, уполномоченные от имени сетевой организации отдавать команды оперативно подчиненному персоналу подстанций на осуществление в отношении подведомственных объектов электрических сетей мероприятий, обеспечивающих их эксплуатацию (оперативный персонал центров управления сетями сетевых организаций).

Устойчивость режима энергосистемы

Статическая устойчивость энергосистемы — способность энергосистемы возвращаться к исходному или близкому к нему установившемуся режиму после малых возмущений. Под малым возмущением режима энергосистемы понимается такое возмущение, при котором изменения параметров несоизмеримо малы по сравнению со значениями этих параметров.

Динамическая устойчивость энергосистемы - способность энергосистемы возвращаться к установившемуся режиму после значительных возмущений без перехода в асинхронный режим.

Запас устойчивости - показатель, количественно характеризующий “удаленность“ значений параметров режима энергосистемы от их значений в предельном по устойчивости режиме.

Электрическая сеть - совокупность технических устройств, состоящая из высоковольтных линий электропередачи и подстанций, предназначенная для передачи и распределения электрической энергии.

Единая национальная (общероссийская) электрическая сеть - комплекс электрических сетей и иных объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих на праве собственности или на ином предусмотренном федеральными законами основании субъектам электроэнергетики, обеспечивающих устойчивое снабжение электрической энергией потребителей, функционирование оптового рынка, а также параллельную работу российской электроэнергетической системы и электроэнергетических систем иностранных государств.

Связь (в электрической сети) - последовательность элементов сети, соединяющих две части энергосистемы. Данная последовательность может включать в себя кроме линий электропередачи трансформаторы, системы (секции) шин, коммутационные аппараты.

Сечение (в электрической сети) - совокупность таких сетевых элементов одной или нескольких связей, отключение которых приводит к полному разделению энергосистемы на две изолированные части.

Частичное сечение (в электрической сети) - совокупность сетевых элементов (часть сечения), отключение которых не приводит к делению энергосистемы на две изолированные части.

Контролируемое сечение — сечение или частичное сечение, перетоки мощности в котором контролируются и/или регулируются диспетчером соответствующего диспетчерского центра и максимально допустимые перетоки в котором заданы соответствующим диспетчерским центром.

Максимально допустимый переток мощности в сечении сети - наибольший переток в сечении, удовлетворяющий всем требованиям к нормальным режимам.

При эксплуатации энергосистем превышение максимально допустимого перетока, возникающее без воздействия аварийного возмущения, является недопустимым. Превышение максимально допустимого перетока в послеаварийном режиме, но не выше аварийно допустимого, ограничено по продолжительности допустимым временем

10

ликвидации аварийных нарушений режима (20 мин). Превышение указанной продолжительности считается переходом к вынужденному режиму (перетоку), оно должно быть разрешено на высшем уровне диспетчерского управления и оформлено в установленном порядке.

Аварийно допустимый переток мощности в сечении сети - наибольший допустимый в послеаварийном или вынужденном режимах переток.

Вынужденный переток мощности в сечении сети - загрузка сечения выше максимально допустимого, но не превышающая аварийно допустимого перетока мощности в вынужденном режиме.

Контрольные пункты сети - выделенные в каждой операционной зоне подстанции и электростанции, на шинах которых напряжение должно поддерживаться в соответствии с утвержденными графиками в функции времени или в зависимости от параметров режима и состава включенного оборудования. В группу Контрольных пунктов должны включаться подстанции и электростанции с наибольшим влиянием на устойчивость нагрузки, параллельной работы электростанций, частей синхронной зоны и на потери электроэнергии в операционной зоне.

Энергетическая система (Энергосистема, Power System, ЭС) - совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической энергии и тепла при общем управлении этим режимом.

Единая энергетическая система России (ЕЭС России) - совокупность производственных и иных имущественных объектов электроэнергетики, связанных единым процессом производства (в том числе производства в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии) и передачи электрической энергии в условиях централизованного оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

Изолированная энергосистема (Island - Остров) - энергосистема, электрически отделенная от единой энергосистемы на заданной территории.

Расчетные (нормативные) условия функционирования энергосистемы -условия, принимаемые при планировании развития и функционирования энергосистем в соответствии с действующими нормами, по отношению к которым должны быть обеспечены требуемые параметры и показатели функционирования, включая параметры и показатели безопасности энергосистем, качества электроэнергии и надежности электроснабжения потребителей.

Обеспечение функционирования энергосистемы - сочетание всех технических и организационных действий, направленных на то, чтобы энергосистема могла выполнять функцию по энергоснабжению с учетом необходимой адаптации к изменяющимся условиям.

Безопасное функционирование (функциональная безопасность) энергосистемы — функционирование энергосистемы, при котором отсутствует недопустимый риск, связанный с причинением вреда здоровью людей, имуществу физических или юридических лиц, государственному или муниципальному имуществу, окружающей среде, гибелью животных и растений. При этом учитывается, что вред может быть причинен непосредственно или косвенно в результате перерыва электроснабжения или нарушения иных установленных норм качества электроэнергии.

Чрезвычайная ситуация (ЧС) - ситуация, при которой существует высокая вероятность нарушения или уже нарушены нормальные условия жизни и деятельности людей, связанная с аварией, катастрофой, стихийным или экологическим бедствием, эпидемией, применением возможным противником современных средств поражения и