Author: Окина А.А.
Tags: электротехника энергетика электрические станции оперативно-диспетчерское управление
ISBN: 5-93196-111-9
Year: 2001
Similar
Text
©е©те
ПРАВИЛ
ТЕХНИЧЕСКОЙ
ЭКСПЛУАТАЦИИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЙ
И СЕТЕЙ
Москва
«Издательство НЦ ЭНАС»
2001
УДК 621.311-50
ББК 31.19
П61
Пособие для изучения Правил технической эксплуатации
П 61 электрических станций и сетей (оперативно-диспетчерское
управление) / Под общ. ред.|А.А. Окина.| - М.: Изд-во НЦ ЭНАС,
2001.- 144 с.
ISBN 5-93196-111-9
В пособии представлены расширенные комментарии к разделу 6 «Оператив-
но-диспетчерское управление» Правил технической эксплуатации (ПТЭ)
электрических станций и сетей Российской Федерации, изд. 15, РД 34.20.501 - 95
(М.: СПО ОРГРЭС, 1996), а также дополнительные материалы для профес-
сиональной подготовки оперативно-диспетчерского персонала.
Отражены требования к надежности и экономичности режимов их ра-
боты, современная практика планирования и управления режимами энерго-
систем и энергообъединений, а также особенности оперативно-диспетчерс-
кого управления в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности
и реструктуризации электроэнергетики.
Пособие предназначено для оперативно-диспетчерского персонала Цент-
рального диспетчерского управления Единой энергетической системы Рос-
сии (ЦДУ ЕЭС России), объединенных диспетчерских управлений (ОДУ),
энергосистем (AO-энерго), предприятий и районов электрических сетей. По-
собие поможет изучению ПТЭ при поступлении на работу и при подготовке
к очередной проверке профессиональных знаний. Пособие будет полезно
также для студентов соответствующих специальностей и преподавателей
высших учебных заведений электроэнергетического профиля.
УДК 621.311-50
ББК 31.19
ISBN 5-93196-111-9
© ОАО «ЦДУ ЕЭС России», 2001
© ЗАО «Издательство НЦ ЭНАС», 2001
ОГЛАВЛЕНИЕ
ПРЕДИСЛОВИЕ.............................................. 7
1. ЗАДАЧИ И ОРГАНИЗАЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ....................... 8
2. ФОРМЫ ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ...................... 12
3. РЕЖИМЫ ЭНЕРГОСИСТЕМ И ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЙ.............. 16
4. ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ
И ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЙ..................................... 17
4.1. Нормативные возмущения........................... 17
4.2. Коэффициент запаса статической устойчивости...... 19
4.3. Коэффициент запаса по напряжению в узле нагрузки. 21
4.4. Требования к устойчивости энергосистем........... 21
4.5. Расчетная проверка выполнения требований к устойчивости
энергосистем.......................................... 24
4.5.1. Расчеты установившихся режимов................. 25
4.5.2. Расчеты статической устойчивости ЭЭС........... 25
4.5.3. Определение предельных по устойчивости режимов. 26
4.5.4. Расчеты динамической устойчивости.............. 28
5. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА......................... 29
5.1. Релейная защита и устройства резервирования отказа выклю-
чателей .............................................. 29
5.2. Автоматическое повторное включение............... 30
5.3. Противоаварийная автоматика...................... 31
5.3.1. Управляющие воздействия ПА..................... 31
5.3.2. Разгрузка турбин............................... 32
5.3.3. Отключение генераторов......................... 34
5.3.4. Отключение нагрузки............................ 34
6. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА ДИСПЕТЧЕРСКОГО
УПРАВЛЕНИЯ.............................................. 35
3
7. ДОЛГОСРОЧНОЕ ПЛАНИРОВАНИЕ РЕЖИМОВ
ЭНЕРГОСИСТЕМ И ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЙ........................ 37
7.1. Основные функции долгосрочного планирования...... 37
7.1.1. Уровень ЦДУ ЕЭС России......................... 37
7.1.2. Уровень ОДУ.................................... 40
7.1.3. Уровень энергосистемы.......................... 41
7.2. Прогнозирование электропотребления............... 42
7.3. Прогноз располагаемой и рабочей мощности......... 42
7.4. Прогноз показателей надежности оборудования и аппаратуры 43
7.5. Плановые резервы мощности........................ 45
8. КРАТКОСРОЧНОЕ ПЛАНИРОВАНИЕ РЕЖИМОВ
ЭНЕРГОСИСТЕМ И ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЙ........................ 46
8.1. Основные функции краткосрочного планирования..... 46
8.1.1. Уровень ЦДУ ЕЭС России......................... 46
8.1.2. Уровень ОДУ.................................... 47
8.1.3. Уровень энергосистемы.......................... 48
8.2. Краткосрочное прогнозирование электропотребления. 49
8.3. Резервы мощности (краткосрочное планирование и оператив-
ное управление)....................................... 50
9. ВЕДЕНИЕ НОРМАЛЬНОГО РЕЖИМА........................... 52
9.1. Общие положения.................................. 52
9.2. Регулирование энергетического режима............. 52
9.3. Регулирование частоты в Единой энергосистеме..... 54
9.4. Контроль и изменение схемы и режима электрической сети... 55
9.5. Вывод оборудования и ввод его в работу........... 56
9.6. Контроль за устройствами оперативного управления, релей-
ной защиты, линейной и противоаварийной автоматики.... 57
9.7. Регулирование напряжения......................... 57
9.8. Проведение испытаний. Ввод нового оборудования в работу 58
9.9. Передача оперативной информации. Ведение оперативной
отчетности............................................ 58
10. ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙНЫХ
НАРУШЕНИЙ............................................... 59
10.1. Общие положения................................. 59
10.2. Внезапное понижение частотына 0,1-0,2Гциболее... 61
10.3. Дальнейшее понижение частоты ниже 49,5 Гц....... 61
4
10.4. Затяжное (несмотря на принятые меры) понижение частоты
ниже 49,5 Г ц длительностью 15-20 мин.............. 62
10.5. Резкое понижение частоты (несмотря на работу АЧР, частота
остается на уровне 49 Гц и ниже в течение 3-5 мин). 62
10.6. Понижение напряжения в контрольных точках ЕЭС, ОЭС,
энергосистемы ниже допустимых нормальных уровней....... 64
10.7. Дальнейшее понижение напряжения (несмотря на мобили-
зацию резервов реактивной мощности) или внезапное резкое по-
нижение напряжения до установленных аварийных пределов. 65
10.8. Опасная перегрузка межсистемных и внутрисистемных связей 66
10.9. Нарушение режима из-за неотключенного короткого замы-
кания ............................................. 66
10.10. Асинхронный режим в энергосистеме........... 66
10.11. Резкое повышение частоты выше 50,5 Гц....... 67
10.12. Дальнейшее или внезапное повышение частоты до 51,5 Гц
и выше............................................. 68
10.13. Аварийное разделение ЕЭС, ОЭС, энергосистемы на несин-
хронно работающие части с возможностью исчезновения напря-
жения в некоторых отделившихся частях.............. 68
11. ОПЕРАТИВНЫЕ РЕЗЕРВЫ МОЩНОСТИ..................... 72
12. СРЕДСТВА ДИСПЕТЧЕРСКОЙ СВЯЗИ.
СИСТЕМА СБОРА И ПЕРЕДАЧИ ИНФОРМАЦИИ.................. 74
13. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА КОНТРОЛЯ
И УЧЕТА ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ (УПРАВЛЕНИЯ
ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЕМ) - АСКУЭ......................... 79
13.1. Учет электроэнергии на оптовом рынке......... 79
13.2. Структура и принципы построения АСКУЭ........ 82
13.3. Технические средства и программное обеспечение АСКУЭ 85
13.4. Метрологическое и нормативное обеспечение АСКУЭ.. 85
14. ДИСПЕТЧЕРСКИЕ РЕЖИМНЫЕ ТРЕНАЖЕРЫ................. 87
15. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМ
И ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЙ.................................. 92
15.1. Циклы проектирования......................... 92
15.2. Баланс мощности.............................. 92
15.3. Резервы мощности............................. 93
5
15.4. Баланс электроэнергии..................... 95
15.5. Обеспечение топливных ресурсов............ 96
15.6. Межсистемные связи........................ 96
15.7. Схемы и параметры основных сетей.......... 97
15.8. Проектирование подстанций................. 99
15.9. Проектирование схем электростанций....... 100
16. ТЕРМИНОЛОГИЯ................................. 102
16.1. Технологические термины.................. 102
16.2. Коммерческие термины..................... 107
СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ....................... 110
ПРИЛОЖЕНИЕ. РАЗДЕЛ6ПТЭ........................... 112
СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ.................. 143
ПРЕДИСЛОВИЕ
Настоящее пособие представляет собой расширенные комментарии,
а также дополнительные материалы для изучения раздела 6 «Опера-
тивно-диспетчерское управление» Правил технической эксплуатации
(ПТЭ) электрических станций и сетей Российской Федерации, изд. 15,
РД 34.20.501-95 (М.: СПО ОРГРЭС, 1996).
В книге отражены современная практика планирования и управле-
ния режимами энергосистем и энергообъединений, требования к надеж-
ности и экономичности режимов их работы, а также особенности опера-
тивно-диспетчерского управления в условиях функционирования опто-
вого рынка электроэнергии и мощности и реструктуризации
электроэнергетики. Даны краткие описания методов решения некоторых
основных задач планирования и управления режимами энергосистем и
энергообъединений; приведены краткие сведения о проектировании их
развития. Рассмотрены принципы построения и практика применения
диспетчерских режимных тренажеров. Особый интерес представляет
раздел «Терминология», который включает перечень и краткое толкова-
ние основных технологических и коммерческих терминов, относящихся
к диспетчерскому управлению.
Структура пособия отличается от традиционной, когда последова-
тельно приводятся пункты изучаемого раздела ПТЭ, за которыми сле-
дуют соответствующие пояснения. Пособие представляет собой, по су-
ществу, самостоятельную книгу по оперативно-диспетчерскому управ-
лению энергосистемами и объединениями, в которой рассмотрены все
основные темы раздела 6 ПТЭ (за исключением управления тепловыми
сетями).
Полный текст раздела 6 ПТЭ приведен в приложении.
Составители пособия - ведущие специалисты ОАО «Центральное дис-
петчерское управление Единой энергетической системой Российской Фе-
дерации» (ЦДУ ЕЭС России) УК. Курбангалиев, Н.В. Лисицин,
В.А. Семенов. В работе над пособием принимал участие А.М. Меламед.
Пособие предназначено для оперативно-диспетчерского персонала ЦДУ
ЕЭС России, Объединенных диспетчерских управлений (ОДУ), энергосис-
тем (AO-энерго), предприятий и районов электрических сетей. Пособие по-
может изучению ПТЭ при поступлении на работу и при подготовке к оче-
редной проверке профессиональных знаний. Пособие будет полезно также
Для студентов соответствующих специальностей и преподавателей высших
учебных заведений электроэнергетического профиля.
Замечания и предложения по настоящему пособию следует направ-
лять по адресу: 103074, Москва, Китайгородский пр., д.7, ОАО «ЦДУ
ЕЭС России».
7
1. ЗАДАЧИ И ОРГАНИЗАЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ
Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике орга-
низуется исходя из того, что Единая энергетическая система (ЕЭС)
России представляет собой высокоавтоматизированный, постоянно
развивающийся технологический комплекс, состоящий из несколь-
ких параллельно работающих объединенных энергосистем (ОЭС) и
региональных электроэнергетических систем (ЭЭС), связанных об-
щим режимом и единой системой технологического (диспетчерско-
го и автоматического) управления.
Реализацию функций диспетчерского управления обеспечивают
диспетчерские центры (ДЦ) с круглосуточным дежурством, созда-
ваемые:
на электростанциях, в электрических сетях и на других энерго-
объектах - местные ДЦ;
в региональных ЭЭС, охватывающих технологически связанные
электростанции, электрические сети и другие энергообъекты в рам-
ках одного или нескольких субъектов федерации - региональные ДЦ;
в ОЭС - Объединенные диспетчерские управления;
в ЕЭС России - Центральное диспетчерское управление.
С учетом особенностей технологических и коммерческих отно-
шений ДЦ могут создаваться у других субъектов рынка - генериру-
ющих энергокомпаний, независимых производителей электроэнер-
гии (блок-станции, крупные промышленные потребители и др.).
Состав технологических и коммерческих функций, реализуемых на
конкретном ДЦ, определяется задачами, стоящими перед соответ-
ствующим субъектом рынка и ответственностью в части технологи-
ческого и коммерческого управления, возлагаемыми на него техно-
логическим и коммерческим операторами рынка.
В функциональном плане вся вертикально интегрированная
иерархическая структура диспетчерского и технологического уп-
равления представляет собой системного (технологического) опе-
ратора, решающего сложнейшие инженерные и технические задачи
для осуществления стоящих перед ним целей.
Целями системного оператора являются:
обеспечение надежного и эффективного функционирования ЕЭС
России с соблюдением нормативных показателей качества электро-
энергии;
8
оказание оперативно-технологических услуг всем участни-
кам параллельной работы и субъектам оптового рынка электро-
энергии;
организация технологического управления процессом передачи
электроэнергии для реализации принципа открытого доступа к элек-
трической сети субъектов рынка;
обеспечение функционирования и развития технологической
инфраструктуры конкурентного рынка электроэнергии.
Для реализации указанных целей системный оператор решает
следующие основные задачи:
непрерывное оперативно-технологическое управление режима-
ми работы ЕЭС России;
поддержание стандартов качества электроэнергии в электричес-
кой сети;
ликвидация системных аварий; диспетчерское управление в осо-
бых условиях;
задание системных ограничений для проведения торгов на рын-
ке электроэнергии;
расчет и реализация диспетчерских графиков работы ЕЭС Рос-
сии на основе ценовых заявок с учетом системных ограничений;
организация рынков резервов мощности и балансирующего
рынка;
расчеты и задание параметров настройки релейной защиты (РЗ)
и противоаварийной автоматики (ПА);
управление телекоммуникационной сетью технологической и
коммерческой информации, предоставление информации всем уча-
стникам и субъектам рынка;
согласование и реализация графиков ремонта оборудования элек-
тростанций и электрических сетей;
оперативное управление переключениями на энергообъектах;
долгосрочное планирование режимов работы ЕЭС России в ус-
ловиях конкурентного рынка;
проведение единой технической политики в развитии систем
противоаварийного управления, АСДУ, связи и АСКУЭ;
организация подготовки кадров в сфере оперативно-технологи-
ческого управления.
Целями и задачами коммерческого оператора является организа-
ция торговли на рынке электроэнергии, расчетов между субъектами
рынка за поставленную (полученную) электроэнергию.
В зависимости от конкретных условий оба оператора (техноло-
гический и коммерческий) могут функционировать в составе одной
или разных организаций.
9
В первом случае взаимоотношения между этими двумя орга-
нами определяются соответствующими местными положениями,
во втором - специальными положениями, утверждаемыми госу-
дарственным регулирующим органом и наблюдательным советом
рынка.
Все коммерческие оперативные соглашения, связанные с изме-
нением загрузки электростанций и электрических сетей, должны
согласовываться или утверждаться технологическим оператором.
При этом на коммерческого оператора рынка возлагаются функ-
ции оперативного коммерческого управления, а на технологическо-
го - оперативного технологического управления.
В основе построения системы диспетчерского управления ЕЭС
лежат следующие основные принципы:
разграничение диспетчерских и общехозяйственных функций с
обеспечением независимости системы диспетчерского управления
(в пределах ее технологических функций) от административно-
хозяйственного руководства энергокомпаниями;
иерархическое построение системы с прямым подчинением де-
журного оперативного персонала каждой ступени управления пер-
соналу более высокого уровня иерархии;
предоставление персоналу каждой ступени максимальной само-
стоятельности в выполнении всех оперативных функций, не требу-
ющих вмешательства оперативного руководителя более высокой сту-
пени;
четкое разграничение функций и ответственности оперативного
персонала всех ступеней управления по ведению нормальных режи-
мов и ликвидации аварийных нарушений;
строгая диспетчерская дисциплина.
Управление работой ЕЭС подчинено единой цели - обеспечению
наиболее экономичной работы ЕЭС в целом при рациональном рас-
ходовании энергоресурсов и удовлетворении требований надежнос-
ти энергоснабжения и качества энергии.
Сложность задачи диспетчерского управления ЕЭС обусловли-
вает необходимость разделения (декомпозиции) этой комплексной
задачи на ряд более простых взаимосвязанных задач, решаемых на
всех ступенях системы диспетчерского управления.
Декомпозиция во временном аспекте заключается в разделении
общей задачи управления, решаемой на каждой ступени территори-
альной иерархии, на задачи, относящиеся к четырем различным вре-
менным уровням управления:
долгосрочное планирование режимов на месяц, квартал, год;
краткосрочное планирование режимов на сутки, неделю;
10
оперативное управление текущими режимами, осуществляемое
дежурным оперативным персоналом;
автоматическое управление нормальными и аварийными режи-
мами в темпе технологических процессов.
На высшем уровне временной иерархии осуществляется:
прогнозирование потребления энергии и характерных графиков
нагрузки;
разработка балансов мощности и электроэнергии;
оптимизация планов использования энергоресурсов и проведе-
ния капитальных ремонтов основного оборудования;
разработка схем и режимов для характерных периодов года (осен-
не-зимний максимум, период паводка и др.), а также в связи с вво-
дом новых объектов и расширением состава параллельно работаю-
щих ЭЭС;
решение всего комплекса вопросов повышения надежности элек-
троснабжения и качества электроэнергии, внедрения и совершенство-
вания средств диспетчерского управления и систем автоматическо-
го управления нормальными и аварийными режимами;
разработка диспетчерских инструкций.
Долгосрочные планы регулярно корректируются по мере из-
менения и уточнения условий работы ЕЭС (уровень потребления,
обеспеченность гидроресурсами, топливная конъюнктура и т.д.).
Результаты долгосрочного планирования играют роль основных
ограничений, которые должны быть наложены на краткосрочные
планы (недельные или суточные расходы гидроресурсов, ремонт-
ные мощности и т.д.). Краткосрочные планы оптимизируются с
учетом указанных ограничений на основе более полной и точной
информации об условиях работы в этом цикле управления. При
разработке краткосрочного режима ряд ограничений, связанных
с требованиями надежности и качества энергии, подлежат уточ-
нению.
Оперативное управление (ведение текущего режима оператив-
ным персоналом) осуществляется по суточным планам-графикам;
при отклонениях от плана (по потребляемой мощности, состоянию
оборудования и др.) проводится необходимая корректировка режи-
ма для обеспечения требований надежности, качества и экономич-
ности («дооптимизация» режима).
Низший временной уровень - уровень автоматического управ-
ления, проводимого централизованными и местными (децентрали-
зованными) системами и устройствами автоматического регулиро-
вания режима, устройствами РЗ и ПА и т.д.
11
2. ФОРМЫ ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ
Диспетчерское технологическое управление должно быть орга-
низовано по иерархической структуре, предусматривающей распре-
деление функций технологического управления между уровнями, а
также строгую подчиненность нижестоящих уровней управления
вышестоящим.
Все органы диспетчерского технологического управления, неза-
висимо от форм собственности соответствующего субъекта рынка,
входящего в состав энергосистемы (ОЭС, ЕЭС), должны подчинять-
ся командам (указаниям) вышестоящего технологического дис-
петчера.
Предусматриваются две категории оперативной подчиненности:
оперативное управление и оперативное ведение.
В оперативном управлении соответствующего диспетчера долж-
ны находиться силовое оборудование и средства управления, опера-
ции с которыми требуют координации действий подчиненного дис-
петчерского персонала и согласованного выполнения операций на
нескольких объектах разного оперативного подчинения.
В оперативном ведении диспетчера должны находиться силовое
оборудование и средства управления, состояние и режим которых
влияют на режим работы соответствующей энергосистемы (ОЭС,
ЕЭС). Операции с таким оборудованием и средствами управления
должны проводиться с разрешения соответствующего диспетчера.
Действующими правилами и инструкциями предусматривается,
что все элементы ЭЭС (оборудование, аппаратура, устройства авто-
матики и средства управления) находятся в оперативном управле-
нии и ведении диспетчеров и старшего дежурного персонала раз-
ных ступеней управления.
Термином оперативное управление обозначается вид оператив-
ного подчинения, когда операции с тем или иным оборудованием
ЭЭС производятся только по распоряжению соответствующего дис-
петчера (старшего дежурного персонала), в управлении которого это
оборудование находится. В оперативном управлении диспетчера на-
ходится оборудование, операции с которым требуют координации
действий подчиненного оперативного персонала.
Термином оперативное ведение обозначается вид оперативной
подчиненности, если операции с тем или иным оборудованием ЭЭС
12
выполняются с ведома (по разрешению) соответствующего диспет-
чера, в чьем ведении это оборудование находится.
Предусматривается оперативное ведение двух уровней. В опера-
тивном ведении I уровня находится оборудование, операции с кото-
рым проводятся по согласованию или с уведомлением вышестояще-
го диспетчера или диспетчера того же уровня.
В оперативном ведении II уровня находится оборудование, со-
стояние которого или операции с которым оказывают влияние на
режим работы определенной части электрической сети. Операции с
этим оборудованием проводятся по согласованию с вышестоящим
диспетчером и уведомлением заинтересованных диспетчеров.
Каждый элемент ЭЭС может находиться в оперативном управле-
нии диспетчера не только одной ступени, но и в ведении нескольких
диспетчеров одной или разных ступеней управления. Разделение обо-
рудования, средств автоматизации и управления между ступенями тер-
риториальной иерархии по видам управления характеризует не толь-
ко распределение функций управления между ступенями территори-
альной иерархии на временном уровне оперативного управления, но
в значительной мере определяет распределение функций на других
временных уровнях.
Наряду с этим при оперативном управлении, а в отдельных слу-
чаях и при планировании режимов предусматривается подчинение
по определенному кругу вопросов одного из подразделений друго-
му, находящемуся на том же уровне управления. Так, диспетчеру
одной из энергосистем может быть поручено оперативное управле-
ние ЛЭП, связывающей данную энергосистему с соседней. Таким
образом организуется разгрузка диспетчера ОДУ путем передачи
диспетчерам энергосистем части функций, выполнение которых воз-
можно на этом уровне.
Все оборудование ЭЭС, обеспечивающее производство и распре-
деление электроэнергии, находится в оперативном ведении дежурно-
го диспетчера энергосистемы или непосредственно подчиненного ему
оперативного персонала (начальники смен электростанций; диспет-
черы электрических и тепловых сетей, дежурный персонал подстан-
ций (ПС) и т.д.). Перечни оборудования, находящегося в оперативном
управлении и ведении, утверждаются главными диспетчерами ЦДУ
ЕЭС России, ОДУ ОЭС и ЦЦС энергосистем соответственно.
В оперативном управлении диспетчера энергосистемы находит-
ся основное оборудование, проведение операций с которым требует
координации действий дежурного персонала энергопредприятий
(энергообъектов) или согласованных изменений в РЗ и автоматике
нескольких объектов.
13
Оперативное управление энергетическими объектами, играющи-
ми особо важную роль в объединении или в ЕЭС, в виде исключе-
ния может быть поручено не диспетчеру энергосистемы, а диспет-
черу ОДУ или ЦДУ ЕЭС.
В оперативном ведении дежурного диспетчера ОДУ находятся
суммарная рабочая мощность и резерв мощности энергосистем, элек-
тростанции и агрегаты большой мощности, межсистемные связи и
объекты основных сетей, влияющих на режим ОЭС. В оперативное
управление диспетчера ОДУ передается оборудование, операции с
которыми требуют координации действий дежурных диспетчеров
энергосистем.
В ведении дежурного диспетчера ЦДУ ЕЭС - высшего опера-
тивного руководителя ЕЭС - находятся суммарная рабочая мощ-
ность и резерв мощности ОЭС, электрические связи между объе-
динениями, а также важнейшие связи внутри ОЭС и объекты, ре-
жим которых решающим образом влияет на режим ЕЭС.
В оперативном управлении диспетчера ЦДУ ЕЭС находятся ос-
новные связи между ОЭС и некоторые объекты общесистемного
значения.
Принцип оперативной подчиненности распространяется не толь-
ко на основное оборудование и аппаратуру, но и на РЗ соответствую-
щих объектов, линейную и противоаварийную автоматику, средства
и системы автоматического регулирования нормального режима, а
также средства диспетчерского и технологического управления, ис-
пользуемые оперативным персоналом.
Дежурные диспетчеры AO-энерго, ОДУ и ЦДУ ЕЭС - высшие
оперативные руководители соответственно энергосистемы, объеди-
нения и ЕЭС в целом. Оборудование, находящееся в оперативном
ведении или управлении диспетчера соответствующего звена, не
может быть выведено из работы или резерва, а также включено в
работу без разрешения или указания диспетчера. Распоряжения ад-
министративного руководства энергообъектов и энергосистем по
вопросам, относящимся к компетенции диспетчеров, могут выпол-
няться оперативным персоналом только с разрешения оперативного
дежурного высшего звена.
Высшее звено (ЦДУ ЕЭС) осуществляет круглосуточное опера-
тивное руководство параллельной работой ОЭС и непрерывное ре-
гулирование режима ЕЭС. Среднее звено (ОДУ) ведет режим объе-
динения и управляет параллельной работой энергосистем. Диспет-
черская служба энергосистемы управляет режимом энергосистемы,
обеспечивая согласованную работу всех входящих в нее энергети-
ческих объектов.
14
При работе ЭЭС в составе ОЭС в полной мере сохраняется от-
ветственность энергосистем за использование мощности электро-
станций, обеспечение максимальной располагаемой мощности и
расширение диапазона регулирования. При этом располагаемая мощ-
ность и регулировочные возможности определяются условиями по-
крытия нагрузок ОЭС с учетом пропускной способности межсис-
темных связей.
Основная ответственность за поддержание нормальной часто-
ты возлагается на высшего оперативного руководителя ЕЭС -
диспетчера ПДУ ЕЭС. Диспетчеры ОДУ и энергосистем обеспечи-
вают под держание заданных соответственно ЦДУ ЕЭС и ОДУ гра-
фиков перетоков мощности между ОЭС и энергосистемами, вы-
полнение указаний по изменению перетоков в целях поддержания
нормальной частоты при изменении баланса мощностей. Ответ-
ственность за поддержание частоты разделяют также диспетчеры
ОДУ и энергосистем в части обеспечения заданного вращающего-
ся резерва мощности, а при автоматическом регулировании часто-
ты и активной мощности - в части использования автоматических
систем и устройств, привлекаемых к автоматическому регулирова-
нию и для поддержания требуемого регулировочного диапазона на
электростанциях.
Управление режимом основных электрических сетей по напря-
жению осуществляется согласованными действиями персонала со-
ответствующих ступеней диспетчерского управления. Диспетчеры
ЦДУ ЕЭС и ОДУ поддерживают уровни напряжения в соответству-
ющих точках основной электрической сети, определенных инструк-
циями.
При временном дефиците мощности или электроэнергии в ЕЭС
продолжительность ограничений нагрузки или электропотребления
устанавливается ЦДУ ЕЭС и согласовывается с руководством РАО
«ЕЭС России»; распоряжения о вводе ограничений диспетчер ЦДУ
дает диспетчерам ОДУ, а последние - диспетчерам энергосистем.
Высшее звено оперативного управления (ЦДУ ЕЭС) разрабаты-
вает и утверждает основные инструкции по ведению режима и опе-
ративному управлению, обязательные для оперативного персонала
ОДУ и объектов, непосредственно подчиненных ЦДУ. Территори-
альные ОДУ по своим объединениям разрабатывают инструкции,
находящиеся в соответствии с общими положениями инструкций
ццу и служащие, в свою очередь, основой для разработки ЦДС ме-
стных инструкций, учитывающих особенности структуры и режима
энергосистем.
15
3. РЕЖИМЫ ЭНЕРГОСИСТЕМ
И ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЙ
В процессе работы ЕЭС (ОЭС, энергосистема) может находить-
ся в различных режимах: нормальном, утяжеленном, аварийном и
послеаварийном. В каждом из них решаются различные задачи уп-
равления; различны также степень автоматизации управления и ха-
рактер распределения обязанностей между оперативным персона-
лом территориальных ступеней управления:
Режим Характеристика
Нормальный Выполнение установленных требований по надежности и качеству электроэнергии
Утяжеленный (вынужденный) Длительность режима ограничена. Снижение части требований надежности и качества энергии. Повышение вероятности возникно- вения аварии
Аварийный Подлежит быстрой ликвидации средствами защиты и автоматики. Требует в ряде случаев выполнения немедленных действий дежур- ным персоналом
Послеаварийный Режим, устанавливающийся в энергосистеме после ликвидации аварии. Часто является утя- желенным, вызывает необходимость вмеша- тельства персонала для ограничения длитель- ности
4. ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ
ЭНЕРГОСИСТЕМ И ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЙ
4.1. Нормативные возмущения
Руководящие указания по устойчивости энергосистем (ОЭС,
ЕЭС) устанавливают требования, которым должны удовлетворять
энергосистемы и их объединения в отношении устойчивости.
Возмущения, которые учитываются в требованиях к устойчиво-
сти энергосистем, подразделены на три группы: I, II и III. В состав
групп входят следующие возмущения:
отключение элемента сети без КЗ или с КЗ (распределение по
группам возмущений приведено в табл. 1);
возникновение аварийного небаланса мощности по любым при-
чинам - отключение генератора или блока генераторов с общим вык-
лючателем на стороне высшего напряжения, крупной ПС или круп-
ного потребителя, ППТ или ее элемента и др. (распределение по груп-
пам возмущений приведено в табл.2).
Кроме того, в группу III включаются следующие возмущения:
одновременное отключение двух цепей, расположенных в общем
коридоре более чем на половине длины более короткой линии, при
возмущении группы I в соответствии с табл.1;
возмущения групп I и II с отключением элемента сети или гене-
ратора, которые вследствие ремонта одного из выключателей приво-
дят к отключению другого элемента сети или генератора, подклю-
ченных к тому же распредустройству.
Если при кратковременном нарушении электроснабжения круп-
ного потребителя, вызванного КЗ, паузой устройств автоматическо-
го повторного включения (АПВ) и т.п., возможен выбег двигателей с
последующим групповым самозапуском, необходимо учитывать вы-
зываемый этим наброс реактивной нагрузки в качестве одного из
в°змущений группы I.
17
Таблица 1
Возмущения Группа нормативных возмущений в сетях с номинальным напряжением, кВ
110-220 330-500 750 1150
Отключение любого элемен- та сети без КЗ I I г, II II
КЗ на линии электропередачи
Однофазное с успешным АПВ (на 330 кВ и выше - ОАПВ, на 110-220 кВ - ТАПВ) I I I I
Однофазное с неуспешным АПВ (на 330 кВ и выше - ОАПВ, на 110-220 кВ - ТАПВ)" I I 1‘,п I
Многофазное с успешным и неуспешным АПВ** II II III III
Однофазное с отказом од- ного выключателя и дейст- вием УРОВ II III III III
Многофазное с отказом одного выключателя (для сетей 330-750 кВ - одной из фаз выключателя) и дей- ствием УРОВ III III III* —
* На связи АЭС с энергосистемой.
** При обеспечении автоматического запрета АПВ в случае непогаса-
ния дуги неуспешное АПВ может не рассматриваться.
Таблица 2
Значение аварийного небаланса мощности Группа нормативных возмущений
Не более мощности генератора или блока генератора, кроме наиболее мощных, имеющихся в небольшом количестве в данной ОЭС I
Не менее небаланса для группы I, но не более: - наибольшей мощности генератора или блока генера- торов в данной ОЭС; - мощности двух генераторов АЭС, подключенных к одному генераторному блоку II
Не менее небаланса для группы II, но не более: - мощности, подключенной к одной секции (системе) шин или распредустройства одного напряжения электростанции; - 50 % мощности электростанции ш*
* Аварийные небалансы группы III относятся к случаю, когда рассмат-
ривается устойчивость параллельной работы по связям между ОЭС.
18
Расчетная длительность КЗ принимается по верхней границе
фактических значений, соответствующих работе основной защиты.
Лри проектировании должны приниматься меры, обеспечивающие
длительности КЗ, не превышающие указанных:
Номинальное напряжение, кВ 330 500 750 1150
Время отключения КЗ, с 0,14 0,12 0,10 0,08
4.2. Коэффициент запаса статической устойчивости
Коэффициент запаса статической устойчивости по активной мощ-
ности в сечении (Кр) вычисляется по формуле
К=(Рпр-Р-Ы>)/Р,
где Рпр - активная мощность, передаваемая через рассматриваемое
сечение (переток в сечении) в режиме, предельном по ста-
тической устойчивости;
Р - переток в сечении в рассматриваемом режиме, Р > 0;
ДР - расчетная амплитуда нерегулярных колебаний активной
мощности в этом сечении в рассматриваемом режиме (при-
нимается, что под действием нерегулярных колебаний пе-
реток Р изменяется в диапазоне (Р + ДР)).
Определение предельного по статической устойчивости перето-
ка в сечении осуществляется утяжелением режима (увеличением
перетока). При этом рассматриваются траектории утяжеления режи-
ма, представляющие собой последовательности установившихся
режимов, которые при изменении некоторого параметра или группы
параметров позволяют достичь границы области статической устой-
чивости.
Следует рассматривать увеличение перетока в сечении для ряда
траекторий утяжеления, которые характерны для данной ЭЭС и раз-
личаются перераспределением мощности между узлами, находящи-
мися с каждой из сторон рассматриваемого сечения. Значение Р
определяется по траектории, которой соответствует наименьшая пре-
дельная мощность.
Допускается рассматривать только сбалансированные по мощ-
ности способы утяжеления режима, т.е. такие, при которых частота
остается практически неизменной. Если для конкретных условий
Увеличение перетока может вызываться или сопровождаться замет-
19
ным изменением частоты, то такие способы утяжеления режима так-
же должны быть рассмотрены.
Предельные по статической устойчивости перетоки определяются
с учетом перегрузки генераторов по току ротора, допустимой в тече-
ние 20 мин.
Более высокую перегрузку разрешается учитывать (во всех ре-
жимах, кроме послеаварийного), если за допустимое время такая
перегрузка автоматически ликвидируется без снижения запаса ус-
тойчивости в сечении (автоматический пуск гидрогенераторов, пе-
ревод их из компенсаторного режима в активный и т.п.).
Значение амплитуды нерегулярных колебаний активной мощно-
сти (ДР) устанавливается для каждого сечения ЭЭС по данным из-
мерений.
При отсутствии таких данных расчетная амплитуда нерегуляр-
ных колебаний активной мощности, МВт, может быть определена
по выражению
кР = К —Н1 н2
V Л.1 + ?н2
где Р , Рн2 - суммарные мощности нагрузки с каждой из сторон рас-
сматриваемого сечения, МВт. Коэффициент К прини-
мается равным: 1,5 - при ручном регулировании и 0,75 -
при автоматическом регулировании и ограничении
перетоков мощности.
В эксплуатации для контроля за соблюдением нормативных за-
пасов статической устойчивости следует, как правило, использовать
значения перетоков активной мощности.
При необходимости максимально допустимые и аварийно до-
пустимые перетоки задаются как функции перетоков в других се-
чениях и напряжении в узловых точках энергосистемы. Такие пе-
ретоки и напряжения следует включать в число контролируемых
параметров.
В зависимости от конкретных условий в качестве контролируе-
мых могут использоваться и другие параметры режима энергосис-
темы, в частности, значения углов между векторами напряжений по
концам электропередачи. Допустимые значения контролируемых
параметров, при которых обеспечивается нормативный коэффици-
ент запаса статической устойчивости по активной мощности, уста-
навливаются на основе расчетов.
20
4.3. Коэффициент запаса по напряжению
в узле нагрузки
Значения коэффициента запаса по напряжению относятся к
узлам нагрузки и вычисляются по формуле
K^U-UJ/U,
где [/-напряжение в узле в рассматриваемом режиме;
U - критическое напряжение в том же узле, соответствующее
границе, ниже которой происходит нарушение статической
устойчивости двигателей.
Критическое напряжение в узле нагрузки НО кВ и выше, как
правило, следует принимать не меньшим, чем 0,7 [/ом и 0,7577 , где
U - номинальное напряжение, U - напряжение в рассматривае-
мом узле нагрузки при нормальном режиме.
Для контроля за соблюдением нормативных запасов по напряже-
нию в узле нагрузки в эксплуатационной практике могут использо-
ваться напряжения в любых узлах сети ЭЭС. Допустимые значения
напряжений в контролируемых узлах устанавливаются расчетами
режимов ЭЭС.
4.4. Требования к устойчивости энергосистем
Требования к устойчивости энергосистем приведены в табл.1.
Эти требования могут быть изменены с учетом конкретных условий
при наличии технико-экономического обоснования.
По условиям устойчивости ЭЭС нормируются минимальные ко-
эффициенты запаса статической устойчивости по активной мощнос-
ти в сечениях и по напряжению в узлах нагрузки. Кроме того, уста-
навливаются группы возмущений, при которых должны обеспечивать-
ся как динамическая устойчивость, так и нормируемые коэффициенты
запаса статической устойчивости в послеаварийных режимах.
Указанные требования могут выполняться путем:
усиления электрической сети;
уменьшения времени отключения КЗ, усовершенствования и
оптимизации настройки устройств АПВ (например, использование
контроля погасания дуги в паузу АПВ, выбор порядка постановки
ЛЭП под напряжение, изменение длительности паузы АПВ) и т.п.;
применение систем и устройств автоматического предотвраще-
ния нарушений устойчивости (АПНУ);
изменения режима работы ЭЭС.
21
Нормируются коэффициенты запаса по апериодической стати-
ческой устойчивости; при этом в допустимой области режимов дол-
жно быть обеспечено отсутствие самораскачивания. Если саморас-
качивание проявляется, то должны приниматься меры по устране-
нию его причин, а оперативно должно быть дополнительно
разгружено сечение, в котором наблюдаются колебания, до исклю-
чения этих колебаний.
Для допустимых перетоков должно быть также проверено от-
сутствие термической перегрузки оборудования с учетом длитель-
ности существования режима, а также другие имеющиеся ограниче-
ния, не связанные с устойчивостью энергосистемы.
Значения показателей устойчивости должны быть не ниже ука-
занных в табл.З.
Таблица 3
Переток в сечении Минимальные коэффициенты запаса по активной мощности, КР Минимальные коэффициенты запаса по напряжению, «и Группы возмущений, при которых должна обеспечиваться устойчивость в сечении
при нормальной схеме при ремонтной схеме
Нормаль- ный 0,20 0,15 I, II, III I, II
Утяже- ленный 0,20 0,15 1,11 I
Вынуж- денный 0,08 0,10 — —
При проектировании ЭЭС в нормальной схеме и при нормаль-
ном перетоке устойчивость при возмущении группы I в сети 500 кВ
и ниже должна обеспечиваться без применения средств ПА.
При отключении элементов сети 750 кВ и выше, в том числе в
результате неуспешного ОАПВ после однофазного КЗ, устойчивость
может обеспечиваться с применением ПА, но без воздействия на
разгрузку АЭС и при объеме нагрузки, отключаемой специальной
автоматикой отключения нагрузки (САОН), не более 30% передава-
емой по сечению мощности и не более 5-7 % от нагрузки приемной
ЭЭС (большее число относится к ЭЭС, меньшее - к ОЭС).
При эксплуатации ЭЭС в нормальной схеме и при нормальном
перетоке в случае возмущения группы I устойчивость должна обес-
печиваться без применения ПА, за исключением случаев, когда:
выполнение требования приводит к необходимости ограничения
потребителей или потере гидроресурсов;
22
в результате возмущения предел статической устойчивости в се-
чении уменьшается более чем на 25 %.
При этом в указанных случаях, а также при отключении элемен-
та сети 750 кВ и выше, в том числе в результате неуспешного ОАПВ
после однофазного КЗ, устойчивость должна обеспечиваться без
воздействия ПА на разгрузку АЭС.
Для пусковых схем объектов допускается применять ПА для пре-
дотвращения нарушения устойчивости при возмущениях группы I,
а также при отключении элемента сети 750 кВ и выше, в том числе в
результате неуспешного ОАПВ однофазного КЗ, но без воздействия
на разгрузку АЭС.
Послеаварийный режим после нормативных возмущений должен
удовлетворять следующим требованиям:
коэффициенты запаса статической устойчивости по активной
мощности должны быть не менее 0,08;
коэффициенты запаса по напряжению - не менее 0,1.
Длительность послеаварийного режима определяется временем,
необходимым диспетчеру для восстановления условий нормального
режима (как правило, не более 15-20 мин).
В течение этого времени возникновение дополнительных возму-
щений (т.е. наложение аварии на аварию) не рассматривается.
Устойчивость при возмущении, приводящем к ослаблению сече-
ния, может не сохраняться (кроме условий, оговоренных выше) в
следующих случаях:
предел статической апериодической устойчивости в рассматри-
ваемом сечении уменьшается более чем на 70 %;
предел статической апериодической устойчивости по оставшимся
в сечении связям не превышает утроенной амплитуды нерегуляр-
ных колебаний мощности в этом сечении.
При этом деление по оставшимся в работе связям не должно при-
водить к каскадному развитию аварии при правильной работе ПА.
В указанных случаях должно осуществляться автоматическое
разделение ЭЭС по этому сечению до возникновения асинхронного
режима или в его начальной стадии.
В эксплуатации любое отступление от требований, относящихся к
нормальному перетоку (первая строка табл.4), означает переход к вы-
нужденному перетоку и должно быть разрешено высшей оперативной
инстанцией, в ведении или управлении которой находятся связи этого
сечения. Переход к вынужденному перетоку в сечении на время про-
хождения максимума нагрузки, но не более 40 мин, или на время, необ-
ходимое для ввода ограничений потребителей, а в послеаварийном
23
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 наруше-
ние устойчивости в этом режиме при возмущениях группы I или II и
правильном функционировании ПА может привести к отключению
потребителей автоматической частотной разгрузкой (АЧР) и САОН
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.
Должно предусматриваться автоматическое прекращение асин-
хронных режимов в ЭЭС, как правило, путем их деления. Ресинхро-
низация как с применением автоматических устройств, так и само-
произвольная должна резервироваться делением.
Допустимая длительность асинхронного режима и способ его
прекращения устанавливается для каждого сечения с учетом необ-
ходимости предотвращения повреждений оборудования ЭЭС, допол-
нительных нарушений синхронизма и нарушений электроснабжения
потребителей. При этом особое внимание следует уделять устойчи-
вости электростанций и крупных узлов нагрузки, вблизи которых
может оказаться центр качаний.
4.5. Расчетная проверка выполнения требований
к устойчивости энергосистем
Расчеты устойчивости ЭЭС и расчетная проверка мероприятий
по ее обеспечению являются необходимой частью работ по проек-
тированию и эксплуатации ЭЭС.
Расчеты устойчивости выполняются при:
выборе основной схемы ЭЭС и уточнении размещения основно-
го оборудования;
выборе рабочих режимов ЭЭС;
выборе мероприятий для повышения устойчивости ЭЭС, вклю-
чая средства ПА;
определении параметров настройки систем регулирования и уп-
равления, РЗ, АПВ и т.д.;
определении параметров настройки систем ПА, предназначен-
ных для повышения устойчивости ЭЭС;
проверке выполнения нормативных показателей устойчивости и
других требований.
24
Кроме того, расчеты устойчивости следует проводить при разра-
ботке и уточнении требований к основному оборудованию энерго-
систем, РЗ, автоматике и системам регулирования по условиям ус-
ТОИЧИВОСТИ 35*5(3.
Далее рассмотрены вопросы, относящиеся к проверке выполне-
ния нормативных требований п.4.4, которая включает расчеты уста-
новившихся нормальных и послеаварийных режимов, оценку их ста-
тической устойчивости, определение предельных по устойчивости
режимов, вычисление коэффициентов запаса статической устойчи-
вости, определение устойчивости при нормативных возмущениях
(расчеты динамической устойчивости).
4.5.1. Расчеты установившихся режимов
При проверке устойчивости ЭЭС следует рассматривать длитель-
но существующие режимы, соответствующие характерным точкам
суточных и сезонных графиков генерации и потребления при воз-
можных нормальных и ремонтных схемах.
Генераторы в расчетах установившихся режимов следует пред-
ставлять источниками неизменного напряжения (в расчетных точ-
ках поддержания напряжения) с заданными активными мощностя-
ми. Минимальное и максимальное значения располагаемой реактив-
ной мощности рекомендуется задавать с учетом значений напряжения
и активной мощности в данном режиме. Возможно задание фикси-
рованной реактивной мощности (вместо напряжения).
Узлы нагрузки следует, как правило, представлять независимы-
ми от напряжения значениями активной и реактивной мощности.
Параметры послеаварийного режима должны быть получены с
учетом всех изменений, вызванных переходным процессом, в том числе
действием ПА, а также ограничителей перегрузки обмоток возбужде-
ния генераторов и синхронных компенсаторов. При существенном
небалансе мощности должно быть учтено изменение частоты.
Узлы нагрузки при расчете послеаварийного режима следует
представлять статическими характеристиками по напряжению с уче-
том автоматического регулирования напряжения трансформаторов
(АРНТ). При изменении частоты для генераторов и нагрузки долж-
ны быть учтены их статические характеристики по частоте.
4.5.2. Расчеты статической устойчивости ЭЭС
В тех случаях, когда область апериодической статической устой-
чивости близка к области существования режима, допускается огра-
ничиваться проверкой существования режима.
25
В расчетах апериодической статической устойчивости, если в
каком-либо узле нагрузки нарушается условие U> U , соответству-
ющий режим следует считать апериодически неустойчивым.
Расчеты колебательной устойчивости следует выполнять:
в условиях эксплуатации, если имеются данные о возможности
возникновения незатухающих или слабозатухающих колебаний, для
уточнения области допустимых режимов и определения эффектив-
ности мер по предотвращению колебательного нарушения устойчи-
вости;
при проектировании, если можно ожидать трудности обеспече-
ния колебательной устойчивости, в частности, если на электростан-
ции будет использоваться новое оборудование: генераторы, системы
возбуждения и автоматические регуляторы возбуждения (АРВ).
Генераторы при проверке апериодической устойчивости в боль-
шинстве случаев допускается представлять источниками неизмен-
ного напряжения в расчетных точках поддержания напряжения (в
зависимости от типа АРВ) с заданными активными мощностями, а
нагрузки - статическими характеристиками без учета регулирова-
ния напряжения трансформаторов.
4.5.3. Определение предельных
по устойчивости режимов
Для определения коэффициента запаса устойчивости по актив-
ной мощности в сечении выполняется утяжеление режима путем
увеличения перетока мощности в сечении до получения режима,
предельного по устойчивости.
Траектории утяжеления режима должны в наибольшей степени
изменять режим рассматриваемого сечения. Расчет утяжеленных
режимов сопровождается проверкой их статической апериодичес-
кой устойчивости.
Для увеличения перетоков в рассматриваемом сечении при расче-
те рекомендуется загружать генераторы с одной стороны сечения и
разгружать - с другой. При достижении ограничений по максималь-
ной или минимальной мощности генераторов дальнейшее увеличе-
ние перетока рекомендуется осуществлять соответственно уменьше-
нием или увеличением активной и реактивной мощности нагрузки.
Если нагрузка снижена до возможного в реальных условиях миниму-
ма, то для дальнейшего увеличения перетока следует осуществлять
перегрузку генераторов, сняв соответствующие ограничения (потоку
статора генератора, по току трансформатора, по мощности агрегата
или энергоблока и т.п., кроме ограничений по току ротора).
26
Если рассматриваемое сечение связывает две части ЭЭС, при-
цел меньшая из них является дефицитной, то в качестве основного
способа утяжеления режима в этом сечении следует принимать уве-
личение нагрузки дефицитной части ЭЭС.
Если для конкретных условий характерны иные факторы, вызы-
вающие увеличение перетока, то такие способы утяжеления режима
также должны быть рассмотрены.
При утяжелении режима генераторы допустимо представлять как
при расчете установившегося режима; ограничения по реактивной
мощности генераторов должны приниматься, как указано ранее.
При необходимости учитывается изменение активной мощнос-
ти генераторов под действием систем вторичного регулирования. При
этом следует считать отключенными все устройства автоматическо-
го управления, препятствующие достижению предельного перетока
в данном сечении (автоматическое ограничение перетока, ПА).
Крупные узлы нагрузки, расположенные в пунктах ЭЭС, где при
утяжелении возможны существенные (более 5-10 %) изменения на-
пряжения, должны быть представлены статическими характеристи-
ками с учетом АРНТ. Для остальных нагрузок допустимо принимать
Ря = const, Qr = const.
При утяжелении режима способом увеличения нагрузки прирост
реактивной нагрузки при отсутствии фактических данных рекомен-
дуется принимать пропорциональным приросту активной нагрузки
с коэффициентом пропорциональности, равным 0,5-0,7 Мвар/МВт.
При рассмотрении траекторий утяжеления с заметным измене-
нием частоты для генераторов и нагрузки должны быть дополни-
тельно заданы статические характеристики мощности по частоте.
Определение критического напряжения в узле нагрузки имеет
следующие особенности.
Если узел нагрузки содержит синхронные двигатели, работаю-
щие с отключенным АРВ, то критическое напряжение следует при-
нимать равным 0,85(7 ом; для уточнения требуются расчеты, учиты-
вающие параметры двигателей и их систем возбуждения.
Если узел нагрузки содержит специфические электроприемники
(например, электроприводы постоянного тока), то значения U следу-
ет задавать с учетом соответствующих ведомственных нормативов.
Если узел нагрузки содержит протяженные или сильно загружен-
ные линии распределительной сети (не включенные в расчетную
схему энергосистемы), то критическое напряжение должно быть
уточнено расчетами по специальной расчетной схеме. В этой схеме
учитываются: распределительная сеть, питаемая от рассматривае-
мого узла) регулирование напряжения понижающих трансформато-
27
ров, статические характеристики по напряжению всех основных
групп электроустановок и значения их критических напряжений.
Внешняя по отношению к узлу часть ЭЭС не учитывается, рас-
сматриваемый узел принимается в качестве балансирующего (БУ).
В первом расчете напряжение БУ принимается равным нормально-
му напряжению в этом узле. В последующих расчетах напряжение
БУ от расчета к расчету понижается.
Критическое напряжение принимается равным минимальному
напряжению балансирующего узла, при котором сохраняется стати-
ческая апериодическая устойчивость узла нагрузки, но не менее зна-
чений U , указанных ранее.
4.5.4. Расчеты динамической устойчивости
В расчетах динамической устойчивости для генераторов, близ-
ких к точке КЗ, рекомендуется применять расчетные модели, в кото-
рых учитываются электромагнитные переходные процессы в обмот-
ке возбуждения и демпферных контурах и переходные процессы в
системе возбуждения, включая АРВ. Остальные генераторы допус-
тимо замещать неизменной по величине переходной ЭДС за пере-
ходным сопротивлением.
При расчетах кратковременных переходных процессов допусти-
мо, как правило, принимать мощность турбин постоянной.
При расчетах динамической устойчивости для крупных узлов
нагрузки (в особенности расположенных вблизи подробно модели-
руемых генераторов и в сечениях, по которым может быть нарушена
устойчивость энергосистемы) следует использовать уравнения асин-
хронных, а также и синхронных двигателей, если мощность, потреб-
ляемая последними, значительна.
Для остальных узлов нагрузки допустимо, как правило, исполь-
зовать статические характеристики, причем в тех узлах, в которых
снижение напряжения в переходном режиме (после отключения КЗ)
не превышает 5-10 %, допустимо представлять нагрузку постоян-
ным сопротивлением, а для удаленных от места КЗ - также постоян-
ной мощностью, либо учитывать ее в балансе генерирующих узлов.
Следует также учитывать самоотключения электроприемников
при глубоких снижениях напряжения.
Проверка выполнения требований устойчивости при норматив-
ных возмущениях должна осуществляться с учетом действия ПА,
включая проверку эффективности АПНУ.
Расчетные модели ЭЭС уточняются на основе опыта эксплуата-
ции с помощью натурных экспериментов.
5. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА
5.1. Релейная защита и устройства
резервирования отказа выключателей
Все элементы основной электрической сети ЕЭС России (линии
электропередачи, трансформаторы, автотрансформаторы, шины)
должны быть оснащены основными быстродействующими РЗ.
Устройства РЗ должны обязательно отключить повреждение с
использованием при необходимости средств резервирования, по-
скольку работа энергосистемы с неотключенным КЗ невозможна.
Для ликвидации КЗ в случае отказа основной РЗ или выключате-
ля предусматриваются разнообразные средства и методы резерви-
рования: дальнего - на соседних ПС и ближнего - на своей ПС.
К средствам дальнего резервирования относятся: резервные мно-
гоступенчатые РЗ от междуфазных КЗ (дистанционные) и от КЗ на
землю (направленные токовые защиты нулевой последовательнос-
ти); устройства телеотключения (передачи команды на отключение
выключателя, установленного на противоположном конце линии) при
срабатывании первой дистанционной РЗ.
Для целей РЗ используются как высокочастотные каналы с пере-
дачей сигналов по проводам и тросам защищаемой ВЛ, так и радио-
релейные каналы. В ряде случаев применяются оба вида каналов
связи. В последнее время для целей релейной защиты и автоматики
(РЗА) и ПА все более широко используются каналы связи, организу-
емые по волоконно-оптическим кабелям, подвешиваемым на ВЛ.
По мере развития энергосистем осуществление дальнего резер-
вирования в кольцевых и системообразующих сетях с помощью РЗ
смежных элементов становится затруднительным или невозможным
по условиям обеспечения чувствительности защит, быстродействия
отключения КЗ, селективности отключения необходимых присоеди-
нений.
К средствам ближнего (местного) резервирования относятся: уст-
ройство резервирования отказа выключателей (УРОВ); дублирование-
применение на ВЛ двух, а иногда и трех основных РЗ (обычно разных
™пов, например, дифференциально-фазной и дистанционной с пере-
дачей команд телеотключения), подключенных к разным трансформа-
торам тока и напряжения, разным автоматическим выключателям (пре-
дохранителям) постоянного оперативного тока и воздействующих
29
на разные катушки отключения выключателя; специальные токовые или
дистанционные защиты шиносоединительных (или секционных) вык-
лючателей, осуществляющие в случае наличия на отходящих от шин
элементах неотключившегося КЗ деление систем (или секций) шин,
благодаря чему повышается чувствительность и селективность действия
резервных РЗ, осуществляющих дальнее резервирование.
Все более широкое применение находят микропроцессорные комп-
лексы, содержащие наряду с РЗ средства технического диагностирова-
ния, а также устройства д ля записи аварийной информации. Накопление
базы данных аварийной информации позволяет улучшить как оператив-
ный анализ происшедших аварийных нарушений, так и ретроспектив-
ный анализ, позволяющий оценить правильность противоаварийных
мероприятий, выявить неисправность устройств автоматики.
Основные преимущества микропроцессорных устройств сводятся
к следующему:
высокая надежность функционирования устройств за счет посто-
яннодействующей самодиагностики;
простота технического и оперативного обслуживания при мень-
ших затратах на подготовку персонала и эксплуатацию;
возможность получения любых форм характеристик;
возможность получения устройства, реагирующего на аварийные
составляющие тока и напряжения;
автоматическая адаптация к изменению схемы и режима сети;
одновременная настройка в одном реле нескольких комплектов
уставок с вводом в работу любого из них с любого уровня оператив-
ного управления;
регистрация аналоговой и дискретной информации в аварийных
режимах и передача этой информации на любой уровень диспетчер-
ского управления;
контроль параметров нормального режима с любого уровня дис-
петчерского управления;
интегрирование с системами контроля и управление объектом;
возможность включения в экспертные системы контроля за про-
исходящими в энергосистеме или на объекте событиями в помощь
оперативному персоналу и службам РЗА.
5.2. Автоматическое повторное включение
Все ВЛ и многие шины ПС основной сети ЕЭС России оснаще-
ны устройствами АПВ. Наряду с трехфазным АПВ (ТАПВ) на лини-
ях сверхвысоких напряжений успешно применяется однофазное АПВ
(ОАПВ). Большинство ВЛ 500 кВ и все ВЛ 750 кВ оснащены комби-
30
нированными АПВ (КАПВ), действующими при отключении одной
фазы (в случае однофазного КЗ) как ОАПВ, а при отключении трех
фаз (в случае междуфазного КЗ или неправильного срабатывания
РЗ) - как ТАПВ.
Действие АПВ при неустойчивых повреждениях или ложных
срабатываниях РЗ способствует предотвращению развития аварий-
ных нарушений, восстановлению нормальной схемы сети.
5.3. Противоаварийная автоматика
Для предотвращения возникновения и развития аварийных на-
рушений в ЭЭС, ОЭС и ЕЭС и ускорения восстановления нормаль-
ного режима должны применяться средства ПА. Ее применение по-
зволяет предотвратить возникновение системных аварий, сопровож-
дающихся нарушением электроснабжения потребителей на
значительной территории.
Комплекс устройств ПА состоит из нескольких подсистем, реа-
лизующих следующие функции:
автоматическое предотвращение нарушения устойчивости
(АПНУ);
автоматическая ликвидация (прекращение) асинхронного режи-
ма (АДАР);
автоматическое ограничение снижения частоты (частотная раз-
грузка - АЧР);
автоматическое ограничение снижения напряжения (АОСН);
автоматическое ограничение повышения частоты (АОПЧ) и на-
пряжения (АОПН);
автоматическая разгрузка оборудования.
Устройства ПА по совокупности контролируемых признаков дол-
жны выполнять следующие функции:
оценивать состояние ЭЭС;
выявлять наличие и оценивать тяжесть аварийного возмущения;
определять необходимость и требуемую интенсивность управ-
ляющих воздействий (УВ).
5.3.1. Управляющие воздействия ПА
Устройства ПА должны осуществлять следующие основные УВ:
Разгрузка турбин;
отключение генераторов (ОГ);
отключение нагрузки (ОН);
программная форсировка возбуждения генераторов;
31
управление установками продольной и поперечной компенсации,
форсировка компенсации, включение и отключение шунтовых реак-
торов;
деление энергосистемы на несинхронно работающие части;
реализация резервов мощности;
отключение отдельных ЛЭП и трансформаторов связи, секционных
и шиносоединительных выключателей, не приводящее к делению ЭЭС;
включение ранее отключенной нагрузки, нормально отключен-
ных ЛЭП, трансформаторов, выключателей.
Другие типы УВ разрабатываются, находятся в стадии внедрения или
имеют более ограниченную область применения, чем указанные выше:
электрическое торможение генераторов;
загрузка паровых турбин воздействием на систему регулирова-
ния или путем отключения отборов высокого давления, теплофика-
ционных отборов;
разгрузка и загрузка гидротурбин;
управление мощностью передач и вставок постоянного тока и др.
Дозировать УВ рекомендуется ступенями, т.е. УВ определенной
интенсивности должны быть заранее подготовлены к действию по
соответствующему сигналу.
С учетом возможного ущерба целесообразна определенная оче-
редность применения УВ, зависящая от цели воздействия и вида ПА.
Менее предпочтительные УВ должны использоваться при исчерпа-
нии возможностей более предпочтительных или в качестве резерв-
ных, а также при неготовности системы к реализации более пред-
почтительных УВ. При выборе УВ необходимо учитывать состоя-
ние электротехнического и энергетического оборудования.
Далее кратко рассмотрены три основных типа УВ: разгрузка тур-
бин, отключение генераторов и отключение нагрузки.
5.3.2. Разгрузка турбин
Разгрузка паровой турбины осуществляется через систему регу-
лирования с использованием двух входов: быстродействующего -
электрогидравлического преобразователя (ЭГП) и медленнодейству-
ющего - механизма управления турбиной (МУТ).
Применяются два вида разгрузки паровых турбин - кратковре-
менная и длительная.
Кратковременная (импульсная) разгрузка паровой турбины (КРТ)
представляет собой быстрое уменьшение мощности турбины за счет
прикрытия регулирующих клапанов на несколько секунд. Применя-
ется при АПНУ для уменьшения избыточной кинетической энергии
32
роторов агрегатов на начальной стадии переходного процесса, выз-
ванного аварийным возмущением. Интенсивность воздействия ха-
рактеризуется глубиной и скоростью разгрузки. КРТ осуществляет-
ся подачей на ЭГП прямоугольного импульса с экспоненциальным
его снятием в темпе, примерно соответствующем затуханию элект-
ромеханических колебаний в энергосистеме. Амплитуда и длитель-
ность прямоугольной части импульса выбирается с учетом экспери-
ментальных зависимостей глубины разгрузки от параметров импуль-
са (импульсных диаграмм). Диапазон изменения амплитуды обычно
составляет 1-4 о.е., длительности - 0,1-0,3 с.
Ступени КРТ электростанции могут отличаться амплитудой или
длительностью прямоугольной части импульса, а также числом раз-
гружаемых агрегатов. При выборе состава агрегатов, участвующих
в аварийной разгрузке, следует учитывать ожидаемую частоту и до-
зировку КРТ, имея в виду ограниченность ресурса каждого агрегата.
Длительная разгрузка паровой турбины (ДРТ) или ограничение
мощности (ОМ) представляет собой длительное (на время существо-
вания послеаварийного режима) уменьшение мощности за счет при-
крытия регулирующих клапанов турбины и соответствующего умень-
шения производительности котлоагрегата. ДРТ характеризуется глу-
биной разгрузки; она может осуществляться через ЭГП и (или) МУТ
турбины и должна сопровождаться подачей соответствующих УВ
на системы регулирования режима котла.
Применение ДРТ позволяет:
предотвратить нарушение устойчивости;
ликвидировать асинхронный режим;
ограничить перегрузку оборудования.
Ступени ограничения могут отличаться величиной сигнала огра-
ничения или количеством разгружаемых агрегатов. ДРТ реализуется
агрегатами и общестанционными устройствами ОМ. Агрегатные уст-
ройства автоматически отрабатывают заданную общестанционным
устройством глубину ограничения. Допускается применение агрегат-
ных устройств ОМ как содержащих, так и не содержащих регулирую-
щий контур, замкнутый по мощности агрегата.
Как правило, используются устройства первого типа, главным
образом, из-за большей точности ограничения. С помощью об-
Щсстанционного устройства распределяется заданный объем раз-
гРУзки по агрегатам (энергоблокам) с учетом их регулировочного
Диапазона, а также с учетом распределения агрегатов в случае
Деления ЭЭС. Если суммарный регулировочный диапазон элект-
ростанции при этом оказывается недостаточным, выполняется до-
полнительное ОГ.
33
5.3.3. Отключение генераторов
Отключение генераторов служит для:
предотвращения нарушений устойчивости;
ликвидации асинхронного режима;
ограничения повышения частоты и перегрузки оборудования.
ОГ осуществляется путем отключения выключателей генерато-
ров или блоков генератор - трансформатор.
Отключаемые выключатели следует выбирать с учетом:
обеспечения необходимого быстродействия и надежности отклю-
чения;
количества генераторов, отключаемых при воздействии на соот-
ветствующие выключатели;
схемы высокого напряжения электростанции.
На ТЭС и АЭС, если состояние технологической автоматики и
системы регулирования частоты вращения агрегата не обеспечивает
надежную работу блока на холостом ходу или с нагрузкой собствен-
ных нужд, допускается воздействие устройства ОГ на закрытие сто-
порных клапанов с последующим отключением выключателя, если
при этом быстродействие достаточно для выполнения функций ПА.
При выборе данного типа УВ необходимо иметь в виду, что ОГ:
на ГЭС предпочтительнее, чем на ТЭС;
на ТЭС или АЭС целесообразно лишь после исчерпания возмож-
ностей ОМ;
на АЭС следует применять в последнюю очередь.
При выборе отключаемых генераторов следует учитывать воз-
можность удержания агрегатов при работе генераторов на нагрузку
собственных нужд.
5.3.4. Отключение нагрузки
Отключение нагрузки применяется для:
ограничения снижения частоты и напряжения;
предотвращения нарушения устойчивости;
ликвидации асинхронного режима;
ограничения перегрузки оборудования.
Поскольку ОН связано с прямым недоотпуском энергии потре-
бителям, рекомендуется по возможности после ОН использовать
АПВ.
6. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА
ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ
Автоматизированная система диспетчерского управления
(АСДУ), базирующаяся на современных средствах вычислительной
техники, сбора, обработки и отображения информации, обеспечива-
ет эффективную поддержку персонала ЦДУ, ОДУ и ЦЦС АО-энерго
на всех этапах планирования режимов, оперативного и автоматичес-
кого управления.
С помощью АСДУ решаются следующие задачи оперативного
управления и планирования режимов энергосистем и объединений:
сбор и обработка информации, решение задач автоматичес-
кого управления:
прием, обработка и ретрансляция телеинформации;
обмен оперативной информацией между ЭВМ различных уров-
ней управления;
управление диспетчерским щитом;
формирование архивов и баз данных реального времени;
ввод и отображение информации на графических рабочих стан-
циях и на мониторах ПЭВМ;
документирование информации;
ведение суточной диспетчерской ведомости и диспетчерской
сводки;
контроль за состоянием оборудования;
решение информационных диспетчерских задач (оперативный ба-
ланс мощности, контроль частоты и др.);
автоматическое регулирование частоты и обменной мощности
(АРЧМ);
управление централизованной системой ПА;
планирование режимов и расчеты в реальном времени:
анализ топологии электрических сетей и оценивание состояния
ЭЭС;
моделирование и анализ режима;
советчик диспетчера по вводу режима в допустимую область;
прогнозирование нагрузки на текущие и предстоящие сутки;
оптимизация режима по активной мощности;
Внутрисуточная коррекция режима по активной мощности;
оптимизация режима по реактивной мощности и напряжению;
35
оперативная оценка надежности режимов;
автоматический расчет передаваемой мощности по ЛЭП и сече-
ниям;
расчет и анализ технико-экономических показателей работы энер-
госистемы (ОЭС, ЕЭС);
диспетчерский тренажер;
информационные задачи контроля и учета ресурсов, решае-
мые в суточном цикле:
баланс топлива, тепловой и электрической энергии, гидроресурсов;
автоматизированная система контроля и учета электропотребле-
ния (управления электропотреблением) - АСКУЭ;
прием-передача и обработка ремонтных заявок;
планирование режимов вне реального времени:
расчет и анализ установившихся режимов;
прогнозирование и статистический анализ нагрузки;
планирование режимов по активной мощности, расчет баланса
электроэнергии;
планирование режимов по напряжению, реактивной мощности,
расчет и оптимизация потерь в сетях;
расчеты статической и динамической устойчивости, выбор уста-
вок ПА;
расчеты токов короткого замыкания, выбор уставок РЗ;
планирование режимов ГЭС;
планирование развития энергосистем, ОЭС, ЕЭС;
статистическая обработка и анализ технико-экономических по-
казателей работы энергосистем, ОЭС, ЕЭС.
Кроме задач, перечисленных ранее, в составе оперативно-инфор-
мационных управляющих комплексов (ОИУК) АСДУ реализуются
новые нетрадиционные программные средства, в т.ч.:
экспертные системы планирования ремонтов и проработки заявок
на вывод в ремонт основного оборудования и средств управления;
системы мониторинга речевых сообщений (регистратор дис-
петчерских переговоров, речевая почта, системы оповещения
и т.п.);
географические информационные системы (ГИС) и др.
Технические средства и программное обеспечение АСДУ посто-
янно совершенствуются по мере развития вычислительной техники,
средств телекоммуникации и информационных технологий.
7. ДОЛГОСРОЧНОЕ ПЛАНИРОВАНИЕ РЕЖИМОВ
ЭНЕРГОСИСТЕМ И ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЙ
7.1. Основные функции долгосрочного планирования
7.1.1. Уровень ЦДУ ЕЭС России
При решении задач долгосрочного (на предстоящий год - квар-
тал - месяц) планирования режимов ЦДУ ЕЭС России выполняет
следующие функции:
разрабатывает годовые, квартальные и месячные балансы мощ-
ности для ЕЭС в целом;
участвует в разработке и корректировке годовых, квартальных и
месячных планов выработки и перетоков электроэнергии между ОЭС;
разрабатывает годовые и сезонные схемы регулирования стока
водохранилищ каскадов ГЭС, расположенных в зоне нескольких ОЭС;
контролирует ведение режимов каскадов ГЭС и вносит необхо-
димые изменения в графики сработки и наполнения водохранилищ;
ведет учет технико-экономических показателей ГЭС и проводит
анализ эффективности использования гидроресурсов;
выполняет расчеты и анализ обеспеченности топливными ресур-
сами;
участвует в разработке оперативных планов использования раз-
личных видов топлива и мероприятий по ведению энергетических
режимов в соответствии со складывающейся топливной конъюнк-
турой;
прогнозирует электропотребление и типовые суточные графики
нагрузки на период долгосрочного планирования;
выполняет расчеты энергетических режимов и для характерных
дней планируемого периода составляет графики покрытия нагрузок,
необходимые для разработки проектов оптимальных долгосрочных
планов выработки и перетоков мощности электроэнергии между ОЭС;
ведет учет и анализ технико-экономических показателей по от-
дельным группам оборудования ТЭС;
разрабатывает мероприятия по улучшению структуры выработки
электроэнергии и снижению удельных расходов условного топлива;
выполняет анализ использования маневренных способностей
оборудования ТЭС при регулировании режима ЕЭС и ОЭС;
37
определяет допустимые значения мощности, выводимой в ремонт
по каждой ОЭС и по ЕЭС в целом;
подготавливает предложения по оптимизации планов капиталь-
ных и средних ремонтов основного оборудования электростанций и
согласовывает годовые планы ремонтов;
разрабатывает месячные планы ремонтов оборудования, находя-
щегося в оперативном управлении и ведении диспетчера ЦДУ;
ведет контроль выполнения планов ремонтов оборудования элек-
тростанций;
устанавливает эксплуатационные схемы основной электрической
сети, находящейся в оперативном подчинении ЦДУ;
разрабатывает режимы ТЭС на характерные периоды года (осенне-
зимний максимум, паводок, летний ремонт и т.д.), а также в связи с
вводом новых объектов системного значения;
выполняет расчеты потокораспределения и режимов напряжения
в основной сети ЕЭС;
проводит для характерных дней периода (месяц, квартал) расче-
ты оптимальных режимов электрической сети по напряжению и ре-
активной мощности;
определяет порядок использования средств регулирования напря-
жения и задает графики напряжения в точках, контролируемых дис-
петчером ЦДУ;
ведет общий контроль за электрическим режимом;
разрабатывает предложения по ликвидации в основной электри-
ческой сети узких мест, препятствующих рациональному использо-
ванию мощностей и ведению оптимальных режимов;
анализирует структуру и динамику потерь в электрической сети;
определяет мероприятия по снижению потерь и улучшению ре-
жима напряжения;
разрабатывает планы ремонтов межсистемных и основных тран-
зитных связей, находящихся в оперативном управлении диспетчера
ЦДУ ЕЭС, и контролирует выполнение этих планов;
проводит расчеты устойчивости, токов КЗ, асинхронных режимов;
определяет максимально допустимые значения мощности, передава-
емой по связям между ОЭС, и другим основным транзитным связям ЕЭС;
оценивает параметры предельных режимов для различных усло-
вий работы ЕЭС, а также в связи с присоединением на параллель-
ную работу энергосистем (ОЭС) и вводом в эксплуатацию новых
объектов системного значения;
разрабатывает или согласовывает требования по оснащению ос-
новной сети ЕЭС устройствами РЗ, линейной и противоаварийной
автоматики;
38
выбирает уставки РЗА межсистемных и транзитных связей, на-
ходящихся в оперативном управлении диспетчера ПДУ;
согласовывает уставки и характеристики устройств, находящих-
ся в оперативном ведении диспетчера ЦЦУ;
задает объемы и уставки АЧР и частотного АПВ (ЧАПВ);
дает указания по применению устройств САОН;
при длительном дефиците энергоресурсов подготавливает пред-
ложения по продолжительности ограничений потребителей по мощ-
ности и электроэнергии; при утверждении этих ограничений - вво-
дит и контролирует их выполнение;
составляет по данным энергосистем и ОДУ сводные графики
ограничений мощности, электроэнергии и аварийных отключений
потребителей с питающих центров.
Наряду с непосредственной разработкой долгосрочных режи-
мов ЦДУ ЕЭС выполняет другие важные функции, относящиеся
к уровню долгосрочного планирования и связанные с оптимиза-
цией развития ЕЭС, обеспечением экспорта электроэнергии в за-
рубежные страны, совершенствованием системы, методов и
средств оперативно-диспетчерского управления, оснащением ЕЭС
новыми средствами автоматизации системного значения, в том
числе:
подготавливает предложения по развитию ЕЭС;
разрабатывает планы ввода новых мощностей и крупных сете-
вых объектов;
согласовывает проекты развития ОЭС и ЕЭС, заданий на проек-
тирование энергообъектов системного значения, технических про-
ектов и пусковых схем этих энергообъектов;
координирует работу по расширению состава ЕЭС;
участвует в разработке требований к новому крупному энергети-
ческому оборудованию, средствам диспетчерского и технологичес-
кого управления, устройствам автоматического управления анормаль-
ными и аварийными режимами;
руководит внедрением средств и устройств системного значения;
принимает участие в разработке директивных материалов по
повышению технического уровня эксплуатации энергосистем;
организует выполнение научно-исследовательских, опытно-
конструкторских и наладочных работ по повышению надежнос-
ти, экономичности работы ЕЭС и ОЭС и качества электроэнер-
гии;
рассматривает и утверждает выполняемые по заданиям ЦЦУ и
ОДУ работы по развитию и автоматизации оперативно-диспетчерс-
кого управления;
39
осуществляет общее техническое руководство эксплуатацией
средств телемеханики и связи организациями и предприятиями от-
расли;
координирует строительство и эксплуатацию магистральных
линий связи отрасли; разрабатывает положения и инструкции по
оперативно-диспетчерскому управлению и эксплуатации энергообо-
рудования;
ведет текущую и обобщенную отчетность по работе ЕЭС;
организует проведение системных испытаний, связанных с при-
соединением новых энергосистем (ОЭС), определением режимных
характеристик энергосистем и внедрением средств автоматизации
управления режимами.
Подразделения ЦДУ ЕЭС осуществляют методическое руковод-
ство соответствующими подразделениями ОДУ, обеспечивая прове-
дение единой технической политики по оперативному управлению,
совершенствованию методов и технических средств управления и
организации четкого взаимодействия всех ступеней иерархии управ-
ления.
7.1.2. Уровень ОДУ
Функции ОДУ, относящиеся к временному уровню долгосроч-
ного планирования режимов, в основном аналогичны соответствую-
щим функциям ЦДУ ЕЭС, но ограничены рамками управляемой
ОЭС.
При долгосрочном планировании ОДУ выполняет следующие
основные функции:
обеспечивает ЦДУ ЕЭС необходимой информацией для плани-
рования, ведения и анализа режимов;
подготавливает для ЦДУ эквивалентные расчетные схемы и дан-
ные по ОЭС, необходимые для ведения энергетических и электри-
ческих расчетов по ЕЭС;
разрабатывает для ЦДУ предложения по долгосрочным планам
выработки электроэнергии и балансам мощности, планам проведе-
ния ремонтов основного оборудования, развитию ОЭС и входящих в
нее энергосистем;
участвует в проводимой ЦДУ разработке общесистемных мероп-
риятий по ЕЭС, направленных на повышение надежности и эконо-
мичности электроснабжения и качества электроэнергии;
проводит необходимые плановые расчеты и передает в ЦДС энер-
госистем, входящих в состав ОЭС, плановые задания и другие дан-
ные для планирования режимов энергосистем.
40
7.1*3. Уровень энергосистемы
Функции ЦДС энергосистем по долгосрочному планированию
режимов в основном ограничены областью оперативной и режим-
ной работы. При этом решаются следующие задачи:
разработка вопросов перспективного развития энергосистем;
планирование энергетического производства и технико-экономи-
ческих показателей;
составление технико-экономических характеристик и определе-
ние допустимых режимов работы оборудования;
руководство процессом оснащения энергосистемы устройства-
ми РЗ, линейной и противоаварийной автоматики, АРЧМ, а также
размещением и настройкой устройств АЧР, ЧАПВ, САОН;
участие в разработке и внедрении мероприятий по обеспечению
устойчивости параллельной работы электростанций, повышению
надежности питания основных узлов нагрузки и наиболее ответствен-
ных потребителей, улучшению экономичности работы электростан-
ций и энергосистемы в целом, повышению маневренности и управ-
ляемости основного оборудования электростанций, снижению по-
терь электроэнергии в основной электрической сети, повышению
качества электроэнергии, автоматизации диспетчерского управления
энергосистемой и энергопредприятиями (энергообъектами);
участие в проверке готовности электростанций и сетей к работе
в периоды осенне-зимнего максимума, паводка, грозового сезона;
составление диспетчерских инструкций и т.д.
ЦДС энергосистем предоставляют ОДУ все данные, необходи-
мые для долгосрочного планирования работы ОЭС, в том числе:
предложения по балансам мощности и электроэнергии, ожидае-
мые типовые графики нагрузки;
исходные данные для экономического распределения мощностей;
схемы основной сети с параметрами ее элементов, упрощенные
(эквивалентные) расчетные схемы;
желательные графики напряжения в точках, контролируемых
диспетчером ОДУ;
результаты контрольных замеров по энергосистеме;
суммарные графики аварийных ограничений и отключений по-
требителей и т.д.
ЦДС энергосистем получают от ОДУ:
данные по оптимальным долгосрочным планам выработки элек-
троэнергии и использованию энергоресурсов, относящиеся к энер-
госистеме;
задания по межсистемным перетокам;
41
указания по ограничениям, подлежащим учету при долгосроч-
ном планировании;
допустимые значения ремонтной мощности по месяцам года;
ремонтные схемы, создаваемые при выводе из работы межсис-
темных связей;
значения максимально допустимой мощности, передаваемой по
межсистемным и транзитным связям, существенно влияющим на ре-
жим ОЭС;
задания по объему и настройке АЧР, ЧАПВ и САОН;
требования к оснащению энергосистемы новыми средствами
автоматизации и оперативного управления;
диспетчерские положения и инструкции и т.д.
7.2. Прогнозирование электропотребления
В качестве основной исходной информации для всех задач дол-
госрочного планирования используются заблаговременные прогно-
зы потребления электроэнергии. Для каждого интервала соответству-
ющего года (неделя, месяц) прогнозируется электропотребление и
характерные суточные графики нагрузки - среднего рабочего дня,
субботы, воскресенья и понедельника. Прогноз осуществляется для
ЕЭС в целом и для отдельных ОЭС и ЭЭС.
Прогнозирование потребления электроэнергии для каждого ме-
сяца года осуществляется на основании статистических данных за
несколько предшествующих лет. Исходные данные приводятся к
среднемноголетним значениям влияющих метеорологических фак-
торов. Месячное потребление электроэнергии определяется как сум-
ма потребления отдельных дней: рабочих, субботних, воскресных,
понедельников, праздничных и предпраздничных.
Прогноз характерных графиков нагрузки осуществляется на базе
прогноза уровня электропотребления и статистической экстраполя-
ции на будущее прошлого режима электропотребления. При этом це-
лесообразно учитывать особенности изменения нагрузки разных групп
потребителей (промышленных, непромышленных, бытовых) и отрас-
лей промышленности. Отдельно прогнозируется максимум нагрузки.
7.3. Прогноз располагаемой и рабочей мощности
Для составления баланса мощности и энергии на предстоящий
период (год, квартал, месяц) должны быть определены ожидаемые
значения располагаемой и рабочей мощности электростанций. При
этом необходимо учитывать разрывы и ограничения электрической
42
мощности электростанций, объемы плановых капитальных и теку-
щих ремонтов (аварийные снижения мощности определяются веро-
ятностным расчетом на основе показателей аварийности оборудова-
ния).
Указанные составляющие мощности электростанций должны
прогнозироваться на основе применения как статистических мето-
дов (статистическая экстраполяция прошлого на будущее), так и нор-
мативно-справочных материалов (например, регламентирующих пе-
риодичность и продолжительность плановых ремонтов).
В зависимости от заблаговременности долгосрочного планиро-
вания (месяц, квартал, год) те или иные составляющие могут быть
определены с большей или меньшей степенью достоверности. Так,
например, с достаточной достоверностью может быть учтен вывод в
«холодный» резерв и консервацию малоэкономичных агрегатов.
Мощности агрегатов, выводимых в капитальные и средние ре-
монты, являются также практически определенными величинами,
поскольку эти ремонты планируются на год исходя из нормативной
периодичности и продолжительности с учетом планируемого баланса
мощности.
Значение мощности агрегатов ТЭС, находящихся в аварийном
ремонте, определяется на основании вероятностных характеристик
за ряд предшествующих лет.
При определении значений располагаемой и рабочей мощности
необходимо учитывать также сезонное снижение мощности ГЭС,
обусловленное уменьшением напора во время весеннего половодья
из-за роста уровня нижнего бьефа вследствие больших расходов
воды, а в зимние месяцы - снижением уровня верхнего бьефа из-за
сработки водохранилищ.
Наряду с прогнозом значений располагаемой и рабочей мощнос-
ти, необходимой для покрытия нагрузки, при долгосрочном плани-
ровании определяется количество электроэнергии, которое может
быть выработано электростанциями. В первом приближении возмож-
ная выработка электроэнергии оценивается по числу часов исполь-
зования установленной мощности на расчетный период для каждо-
го типа генерирующего оборудования.
7.4. Прогноз показателей надежности
оборудования и аппаратуры
Прогноз показателей надежности энергетического и электро-
технического оборудования и аппаратуры, средств управления в
Условиях эксплуатации обычно осуществляется экстраполяцией
43
или «прямым распространением» на предстоящий период значе-
ний показателей надежности, получаемых на основе статистичес-
ких данных. При условии, что предстоящий период является не
очень продолжительным (не превышает 2-3 лет), такой метод
можно считать приемлемым. Однако возможны случаи, когда на
основе ретроспективных данных нельзя получить достоверных
значений показателей надежности некоторой части оборудования.
Это имеет место, например, когда опыт эксплуатации нового обо-
рудования является недостаточным для получения достоверных
характеристик их надежности или вовсе отсутствует. В ряде слу-
чаев показатели надежности нового оборудования можно прибли-
женно оценить, рассматривая его как систему, состоящую из эле-
ментов, для которых могут быть получены характеристики на-
дежности по данным о работе аналогичных элементов или по
данным испытаний. Если же и это невозможно, то соответствую-
щие характеристики приходится прогнозировать с помощью экс-
пертных оценок.
Таким образом, основой для определения значений показа-
телей надежности оборудования, необходимых для диспетчерс-
кого управления на всех уровнях территориальной и временной
иерархии, как правило, является статистическая обработка ретро-
спективной информации о его повреждаемости и восстанавли-
ваемости.
В России и за рубежом разрабатываются и используются раз-
личные ведомственные методики сбора и обработки статистичес-
ких данных о надежности оборудования. Повреждаемость и вос-
станавливаемость оборудования определяются условиями изго-
товления, эксплуатации, а также и внешними (природными)
условиями. Поэтому при сборе информации рассматриваются
множества событий и условий, при которых происходят эти со-
бытия. Множество событий характеризуется фактом и календар-
ным временем повреждения и вывода оборудования в ремонт,
видом повреждения, характером и длительностью ремонта. Мно-
жество условий характеризуется общими данными элемента (наи-
менование, тип и параметры, завод-изготовитель, год выпуска и
т.д.), условиями эксплуатации, причинами повреждений и выво-
дов в ремонт и т.д.
44
7.5. Плановые резервы мощности
Виды, назначение и величины планируемых в долгосрочном ди-
апазоне резервов мощности характеризуются данными (табл. 4).
Таблица 4
Резерв Назначение Величина
Народно-хозяй- ственный Долгосрочное планирова- ние Компенсация возможного повышения потребления, за- держки ввода новых мощно- стей 2-3%Pmx
Ремонтный: для капитально- го и среднего ремонта для текущего ремонта для аварийного ремонта Компенсация вывода обо- рудования в ремонт в годовой максимум нагрузки То же, в период летнего провала нагрузки То же, в период максимума нагрузки То же, в остальное время То же, в любое время 0,5-1 % Ррасп До9-10%Ррасп 3-4 % РраСп 4—5 % Ррасп 4—5 % Ррасп
Здесь Р и Р соответственно - значения максимальной и
max расп
располагаемой мощности ЭЭС (ОЭС, ЕЭС).
8. КРАТКОСРОЧНОЕ ПЛАНИРОВАНИЕ РЕЖИМОВ
ЭНЕРГОСИСТЕМ И ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЙ
8.1. Основные функции краткосрочного планирования
8.1.1. Уровень ЦДУ ЕЭС России
При решении задач краткосрочного (на предстоящие сутки - не-
делю) планирования режимов ЦДУ ЕЭС России выполняет следую-
щие функции:
используя данные ОДУ, осуществляет прогнозирование суточных
графиков нагрузки по ОЭС (иногда частей ОЭС) и ЕЭС в целом на
предстоящий период краткосрочного планирования;
принимает от ОДУ (и других непосредственно подчиненных зве-
ньев оперативного управления) заявки на ввод в работу нового обору-
дования и вывод из работы или резерва оборудования электростанций
и электрических сетей, устройств релейной защиты, линейной и про-
тивоаварийной автоматики, средств автоматического регулирования
режима, а также диспетчерского и технологического управления, на-
ходящихся в оперативном управлении и ведении диспетчера ЦДУ;
рассматривает (разрешает, отказывает) заявки, определяет для
наиболее сложных разрешенных заявок условия проведения работ;
дает указания по изменению схемы и подготовке режима, кор-
ректировке предельно допустимых значений мощности, передавае-
мой по контролируемым связям, использованию и настройке средств
защиты и автоматики, изменению графиков напряжения в конт-
рольных точках и т.д.;
определяет по данным ОДУ и в соответствии с разрешаемыми
заявками рабочую мощность электростанций по ОЭС (или их час-
тям) и ЕЭС в целом;
составляет балансы мощности на утренний и вечерний максиму-
мы нагрузки;
проверяет при необходимости балансы мощности на час ночного
минимума, учитывает маневренные возможности электростанций ОЭС;
устанавливает для предстоящего краткосрочного периода допус-
тимые значения выработки электроэнергии каскадов ГЭС, долгосроч-
ные режимы которых разрабатываются ЦДУ, руководствуясь утвер-
жденными графиками наполнения и сработки водохранилищ и учи-
46
тывая фактическое положение с гидроресурсами и метеорологичес-
кую обстановку;
определяет налагаемые на режимы ЕЭС и ОЭС ограничения по
использованию отдельных видов топлива в соответствии с планами
топливоснабжения и фактическим положением с запасами топлива;
устанавливает длительность необходимых ограничений нагруз-
ки потребителей по ОЭС при выявлении дефицита мощности и элек-
троэнергии; с разрешения вышестоящего руководства задает их ОДУ;
проводит расчеты по оптимизации краткосрочных энергетичес-
ких режимов ЕЭС;
разрабатывает и утверждает суточные планы-графики работы ЕЭС:
графики нагрузки (потребляемой мощности) по ОЭС и ЕЭС, суммар-
ной мощности электростанций ОЭС (или их частей), а также мощнос-
ти ГЭС каскадов, размещенных в зоне нескольких ОЭС, перетоков мощ-
ности по связям между ОЭС, значений горячего резерва мощности;
передает эти графики ОДУ и диспетчерам ЦДУ для исполнения;
осуществляет ежедневный анализ работы ЕЭС за прошедшие
сутки в целях выявления причин отклонений от заданных графиков
и оценки действий дежурных диспетчеров, выполняющих план и
коррекцию режима при отклонении от плановых условий работы.
8.1.2. Уровень ОДУ
Функции ОДУ по краткосрочному планированию режимов ОЭС,
работающих в составе ЕЭС, аналогичны указанным выше и включают:
анализ фактических графиков работы ОЭС за предшествую-
щие дни;
прогнозирование графиков нагрузки ОЭС;
рассмотрение заявок по оборудованию и устройствам, находя-
щимся в оперативном управлении и ведении диспетчера ОДУ;
режимную проработку заявок, передачу разрешений (отказов) по
заявкам, а также необходимых указаний ЦДС энергосистем;
разработку балансов мощности по ОЭС и оптимальных суточ-
ных планов-графиков работы ОЭС.
Взаимодействие ОДУ с ЦДС энергосистем при разработке кратко-
срочных планов аналогичны взаимодействию ЦДУ с ОДУ:
реализуя задания ЦДУ по суммарным графикам мощности, пе-
ретокам со смежными ОЭС и значениям горячего резерва, ОДУ ус-
танавливает значения выработки ГЭС, разработка долгосрочных ре-
жимов которых относится к его компетенции;
уточняет ограничения по использованию отдельных видов топ-
лива;
47
при вводе ограничений потребителей распределяет по энергоси-
стемам ограничения, заданные для ОЭС;
проводит расчеты оптимизации энергетических режимов, осу-
ществляя экономическое распределение мощностей между энер-
госистемами с учетом ограничений по энергоресурсам и режи-
мам сети;
задает энергосистемам графики суммарной мощности энергоси-
стем и межсистемных перетоков, графики мощности крупных ГЭС,
а в ряде случаев и отдельных ТЭС и АЭС, а также значения горячего
резерва;
передает эти графики для исполнения ЦЦС энергосистем и дис-
петчерам ОДУ.
8.1.3. Уровень энергосистемы
Взаимодействуя с ОДУ и подчиненными ЦДС оперативными
подразделениями, ЦДС энергосистемы выполняет аналогичные фун-
кции по краткосрочному планированию режимов:
анализирует режим работы энергосистемы и действия диспетче-
ров за предшествующие дни;
прогнозирует суточные графики нагрузки энергосистемы, в некото-
рых случаях - отдельных частей энергосистемы и нагрузочных узлов;
принимает от электростанций и предприятий электрических се-
тей (ПЭС) заявки по оборудованию и устройствам, находящимся в
оперативном управлении и ведении диспетчера энергосистемы или
более высокой ступени управления;
передает соответствующие заявки в ОДУ;
рассматривает заявки по оборудованию и устройствам, не нахо-
дящимся в оперативном управлении или ведении вышестоящих дис-
петчеров;
определяет максимальную рабочую и минимальную мощности
электростанций с учетом состава оборудования, отпуска тепла, ме-
теорологических факторов, эксплуатационного состояния оборудо-
вания и условий работы электростанций;
уточняет ограничения по использованию некоторых видов топ-
лива электростанциями и отдельными крупными агрегатами;
задает предписанные ОДУ ограничения потребителей;
при необходимости по местным условиям согласовывает огра-
ничения с ОДУ;
передает утвержденные суточные графики электростанциям и
диспетчерам энергосистемы для исполнения.
48
8.2. Краткосрочное прогнозирование
электропотребления
В качестве основной исходной информации для всех задач крат-
косрочного планирования используются прогнозы потребления
электроэнергии. Прогноз должен производиться ежедневно, обыч-
но на каждый час следующих суток (а перед выходными и празд-
ничными днями - на несколько суток). Возможно также примене-
ние недельных прогнозов с последующей их ежесуточной коррек-
тировкой.
При прогнозировании на сутки и более (когда данные текущих
суток неизвестны) нагрузки каждого часа определяются на основе
статистического анализа соответствующих временных рядов поча-
совых нагрузок нескольких предыдущих однотипных дней.
При прогнозировании суммарной нагрузки целесообразно так-
же использовать прогнозы метеофакторов (температуры и осве-
щенности), сведения о предполагаемом режиме работы крупных
потребителей (для уровня ЭЭС), о программах телевизионных пе-
редач.
Прогноз активных и реактивных нагрузок в узлах электрической
сети необходим для обеспечения информацией программ расчета и
оптимизации электрических режимов.
Методы прогнозирования узловых нагрузок могут основываться
на двух принципиально различных подходах. Первый подход анало-
гичен применяемому при прогнозе графика нагрузки для всей энер-
госистемы и требует для каждого узла такого же объема информа-
ции. Второй подход основан на использовании статистических дан-
ных о зависимости активных нагрузок отдельных узлов от суммарной
нагрузки энергосистемы и реактивных нагрузок от активной. Его ис-
пользование позволяет значительно сократить объем необходимой
исходной информации.
Исходные данные о фактических нагрузках, особенно реактив-
ных, целесообразно приводить по статическим характеристикам к
номинальному напряжению, а если имели место отклонения часто-
ты, то и к номинальной частоте. В зависимости от порядка примене-
ния технологических алгоритмов, использующих прогноз, а также
от реальной возможности получить информацию о нагрузках узлов,
прогноз может производиться на каждый час суток или только на
отдельные характерные точки суточного графика нагрузки и лишь
Для той части сети, для которой предполагается производить расче-
ты электрических режимов.
49
8.3. Резервы мощности (краткосрочное планирование
и оперативное управление)
Виды, назначение и величины резервов мощности, планируемые
в краткосрочном (сутки - неделя) цикле и поддерживаемые при опе-
ративном управлении, представлены в табл.5. Здесь Ртах и Ррасп соот-
ветственно - значения максимальной и располагаемой мощности
ЭЭС (ОЭС, ЕЭС).
Таблица 5
Резервы мощности
Вид Назначение Величина Характер Мобиль- ность
Ремонт- ный (для аварийно- го ремон- та) Компенсация вывода обору- дования в ава- рийный ремонт в пределах цикла кратко- срочного пла- нирования 1-2 % Ррасп Горячий (включен- ный) Невклю- ченный Минуты Десятки минут- несколько часов
Нагрузоч- ный (ре- гулиро- вочный) Компенсация погрешности прогноза на- грузки 1-2 % Ртах Включен- ный Невклю- ченный Минуты Десятки минут- несколько часов
Аварий- ный: 1-й категории Предотвраще- ние нарушений устойчивости, автоматическое восстановление питания потре- бителей, от- ключенных действием про- тивоаварийной автоматики, восстановление частоты По мест- ным усло- виям Включен- ный, реали- зуемый действием автомати- ческих уст- ройств Доли се- кунд- секунды - десятки секунд
50
Окончание табл. 5
Резервы мощности
Вид Назначение Величина Характер Мобиль- ность
2-й категории Ликвидация перегрузки ли- ний электропе- редачи по току, восстановление нормальных запасов устой- чивости, вос- становление частоты По мест- ным усло- виям Включен- ный или невклю- ченный, мобили- зуемый вручную Минуты - десятки минут
3-й категории Восстановле- ние нормально- го режима при значительных дефицитах мощности По мест- ным усло- виям Невклю- ченный Часы
Нагрузоч- ный (ре- гулиро- вочный) Компенсация погрешности прогнозирова- ния нагрузки и непредвиден- ных вынужден- ных изменений мощности электростанций 1-2% р 1 max Включен- ный, реали- зуемый действием АРЧМ Секунды - десятки секунд
Оперативные резервы мощности рассмотрены более подробно
в разделе 11.
9. ВЕДЕНИЕ НОРМАЛЬНОГО РЕЖИМА
9.1. Общие положения
Оперативное управление в нормальных условиях заключается в
регулировании режима согласно заданному оптимальному суточно-
му плану-графику работы с коррекцией («дооптимизацией») режи-
ма при отклонении условий работы от принятых при краткосрочном
планировании. Выполняя свои функции по ведению нормального
режима, диспетчеры ЦЦУ ЕЭС, ОДУ, энергосистем и дежурный пер-
сонал оперативных подразделений более низких ступеней управле-
ния проводят оперативные переключения (предусмотренные суточ-
ным планом или внеплановые, необходимость в которых возникла в
процессе управления), изменяя схему электрических сетей и энерго-
объектов, а также состав включенного оборудования электростан-
ций и сетей (вывод в ремонт или резерв, включение в работу после
ремонта и резерва).
На каждой ступени системы оперативно-диспетчерского управле-
ния производится сбор, обработка и документирование оперативной
информации. Управление текущим режимом осуществляется с помо-
щью средств оперативного управления, в том числе средств автомати-
ческого управления, состояние и настройка которых контролируется
оперативным персоналом и при необходимости изменяется.
9.2. Регулирование энергетического режима
Диспетчер ЦДУ ЕЭС:
регулирует энергетический режим ЕЭС, управляя параллельной
работой ОЭС;
оперативно руководит реализацией оптимального суточного пла-
на-графика работы ЕЭС;
контролирует выполнение заданных ЦДУ графиков перетоков
мощности между ОЭС, суммарных мощностей ОЭС и крупных кас-
кадов ГЭС, выходящих за рамки отдельных ОЭС, значений горячего
резерва мощности;
при отклонении условий работы ЕЭС от учтенных в плане изме-
няет диспетчерские графики в целях «дооптимизации» энергетичес-
кого режима, корректируя распределение мощностей между ОЭС с
учетом требований надежности и качества электроэнергии;
вносит в энергетический режим корректировку, вызванную не-
предвиденными изменениями в топливоснабжении.
52
Диспетчер ОДУ:
регулирует режим ОЭС, управляя работой входящих в ОЭС
энергосистем;
осуществляет оперативное руководство реализацией оптималь-
ного суточного плана-графика;
обеспечивает выполнение заданных (корректируемых диспетче-
ром ЦДУ) графиков перетоков мощности по связям со смежными ОЭС,
суммарных графиков мощности ОЭС и значений горячего резерва;
контролирует выполнение заданных энергосистемам графиков
межсистемных перетоков мощности, графиков мощности энергоси-
стем и отдельных электростанций, режим которых планируется ОДУ;
корректирует распределение мощности между энергосистемами,
осуществляя «дооптимизацию» энергетического режима ОЭС при
отклонении условий работы ОЭС от предусмотренных в плане и при
изменении диспетчером ЦДУ плановых заданий;
уточняет балансы мощности по ОЭС, контролирует положение с
энергоресурсами и вносит в энергетический режим соответствую-
щие изменения (при необходимости согласовывая их с диспетчером
ЦДУ) при непредвиденных отклонениях от плана.
Диспетчер энергосистемы:
оперативно управляет работой электростанций и сетей в соот-
ветствии с оптимальным планом-графиком работы энергосистемы и
распоряжениями диспетчера ОДУ;
обеспечивает выполнение заданных (корректируемых диспетче-
ром ОДУ) графиков перетоков мощности по связям со смежными
энергосистемами, графиков мощности энергосистемы и значений
горячего резерва;
контролирует выполнение электростанциями заданных суточных
графиков мощности;
корректирует распределение мощности между электростанция-
ми, осуществляя «дооптимизацию» режима при отклонении усло-
вий работы энергосистемы от плановых и при изменении диспетче-
ром ОДУ плановых заданий;
следит за обеспеченностью топливом электростанций, имеющих
недостаточные запасы; при непредвиденном резком снижении запа-
сов топлива в установленном порядке принимает меры к разгрузке
этих электростанций;
обеспечивает требуемую очередность и своевременность пуска
и остановов крупных агрегатов электростанций;
контролирует выполнение электростанциями установленных за-
даний по максимальной мощности и техническим минимумам мощ-
ности агрегатов и электростанции в целом;
53
осуществляет общий контроль действий подчиненного оператив-
ного персонала по обеспечению надежного теплоснабжения и под-
держанию в заданных пределах параметров теплоносителей.
Старший оперативный персонал электростанций:
регулирует мощность электростанций в соответствии с заданным ’
графиком и распоряжениями диспетчера;
осуществляет экономическое распределение электрических мощ-
ностей и отборов тепловой мощности (на ТЭС) между агрегатами;
руководит переключениями в основной схеме электростанции,
пуском и остановом агрегатов, а также вспомогательного оборудо-
вания, влияющего на использование мощности, надежность и эко-
номичность работы электростанции;
обеспечивает надежное питание собственных нужд;
руководит (на ТЭС) поддержанием на нормальном уровне пара-
метров теплоносителей (давление и температура отпускаемых
потребителям пара и горячей воды);
контролирует положение с топливоснабжением;
руководит действиями подчиненного оперативного персонала по
поддержанию нормальных показателей технологического режима
ТЭС, АЭС и водохозяйственного режима ГЭС.
9.3. Регулирование частоты в Единой энергосистеме
Диспетчер ЦДУ ЕЭС:
руководит регулированием частоты в ЕЭС, устанавливая поря-
док использования централизованной системы АРЧМ высшего уров-
ня и определяя участие ОЭС (энергосистем) в автоматическом регу-
лировании;
координирует действия подчиненного оперативного персонала
по поддержанию необходимого регулировочного диапазона;
непосредственно руководит использованием мощности крупных
ГЭС, находящихся в его прямом оперативном подчинении;
уточняет балансы мощности по ЕЭС на утренний и вечерний
максимумы нагрузки и при необходимости принимает меры по мо-
билизации дополнительной мощности;
определяет длительность ограничений мощности и вводит эти
ограничения по решению руководства ЦДУ при дефицитах мощно-
сти, вызванных отклонениями от плана.
Диспетчер ОДУ:
выполняет распоряжения диспетчера ЦДУ по регулированию
частоты, устанавливая порядок использования и настройки систем
АРЧМ;
54
на уровне ОЭС руководит действиями оперативного персонала
по обеспечению необходимого регулировочного диапазона;
непосредственно руководит использованием мощности крупных
электростанций, находящихся в прямом оперативном подчинении
диспетчера ОДУ.
Диспетчер энергосистемы контролирует распределение мощно-
сти между регулирующими электростанциями, осуществляемое си-
стемой АРЧМ, и наличие необходимого регулировочного резерва на
этих электростанциях.
Старший оперативный персонал электростанций:
контролирует работу агрегатов, участвующих в автоматическом
регулировании;
выполняет задания вышестоящего оперативного персонала по
ручному регулированию частоты и поддержанию необходимого ре-
гулировочного диапазона.
9.4. Контроль и изменение схемы и режима
электрической сети
Диспетчер У ЕЭС:
контролирует схему и режим основной сети ЕЭС (связи между
ОЭС и наиболее важные транзитные связи 500-750 кВ внутри ОЭС),
при необходимости изменяет схему и режим по условиям надежнос-
ти;
координирует действия подчиненного персонала по выполнению
заданных графиков напряжения в контрольных точках основной сети
ЕЭС и использованию средств регулирования напряжения, обеспе-
чивая оптимизацию электрического режима;
подготавливает схему и режим ЕЭС к ожидаемым неблагоприят-
ным метеорологическим явлениям (гроза, гололед, ураганный ветер),
принимая дополнительные меры повышения надежности.
Диспетчер ОДУ:
контролирует схему и режим основной сети ОЭС (межсистем-
ные и наиболее важные внутренние транзитные связи);
руководит действиями диспетчеров энергосистем и оперативно-
го персонала энергообъектов прямого оперативного подчинения по
поддержанию надежной схемы основной сети ОЭС, регулированию
напряжения и оптимизации электрического режима, а также по под-
готовке к ожидаемым стихийным явлениям.
Диспетчер энергосистемы:
контролирует и при необходимости изменяет схему и режим ос-
новной (питающей) сети энергосистемы, обеспечивая надежную
55
параллельную работу электростанций, ограничивая допустимыми
пределами перетоки мощности по межсистемным и внутренним тран-
зитным связям, а также нагрузки по току оборудования, находяще-
гося в оперативном управлении диспетчера;
осуществляет контроль за поддержанием надежных схем пита-
ния основных узлов нагрузки и отдельных ответственных потреби-
телей;
подготавливает энергосистему к ожидаемым стихийным явле-
ниям;
руководит регулированием напряжения в энергосистеме, обес-
печивая поддержание напряжения в контрольных точках в соответ-
ствии с заданными графиками и принимая меры к поддержанию
оптимального электрического режима в основной сети;
контролирует использование реактивных мощностей и устройств
регулирования под нагрузкой (РПН) трансформаторов питающей
сети;
следит за состоянием основного оборудования энергосистемы.
Старший оперативный персонал электростанций обеспечивает
регулирование напряжения на шинах электростанций при оптималь-
ном распределении реактивных мощностей между генераторами.
Старший оперативный персонал электрических сетей:
контролирует схему и режим сети, находящейся в его управле-
нии, при необходимости изменяет схему и режим по условиям на-
дежности питания потребителей и экономичности работы сети;
обеспечивает поддержание уровней напряжения в центрах пита-
ния распределительной сети, обеспечивающих нормальное напря-
жение у потребителей;
регулирует реактивную мощность синхронных компенсаторов
(СК);
изменяет положение устройств РПН трансформаторов;
включает и отключает конденсаторные батареи в соответствии с
требованиями экономичности и качества электроэнергии.
9.5. Вывод оборудования и ввод его в работу
Диспетчеры ЦЦУ, ОДУ, энергосистем и старший оперативный
персонал электростанций и электрических сетей:
ведут контроль за выводом из работы (или резерва) и вводом обо-
рудования в работу (или резерв) в соответствии с разрешенными за-
явками;
дают разрешение на выполнение операций на оборудовании и
устройствах, находящихся в их оперативном ведении;
56
проводят подготовку схемы, режима и устройств автоматики и
релейной защиты к проведению работ по заявкам;
руководят действиями подчиненного оперативного персонала при
проведении операций на оборудовании и устройствах, находящихся
в их оперативном подчинении;
рассматривают и решают вопросы проведения неотложных вне-
плановых работ на оборудовании или устройствах, находящихся в
их оперативном управлении (если длительность работ ограничена
пределами смены).
9.6. Контроль за устройствами оперативного
управления, релейной защиты, линейной
и противоаварийной автоматики
Диспетчеры ЦДУ, ОДУ, энергосистем и старший оперативный
персонал электростанций и электрических сетей:
контролируют состояние устройств и систем РЗА, находящихся
в их оперативном управлении и ведении, и соответствие настройки
РЗА схеме и режиму сети;
следят за состоянием средств диспетчерского и технологическо-
го управления и вычислительной техники;
принимают меры к ликвидации возникших неисправностей;
выводят из действия и вводят в работу устройства РЗА в соответ-
ствии с инструктивными указаниями;
дают разрешение обслуживающему персоналу на вывод из дей-
ствия и ввод в работу средств диспетчерского и технологического
управления и вычислительной техники.
9.7. Регулирование напряжения
Поддержание установленных уровней напряжения в определен-
ных точках основной сети считается преимущественно локальной
задачей. Электростанции и потребители должны поддерживать уро-
вень напряжения в установленных пределах в районе присоедине-
ния своих электроустановок к основной сети. Напряжение в конт-
рольных точках сети должны задавать диспетчерские управления так,
чтобы перетоки реактивной мощности через границы раздела соб-
ственности были по возможности близкими к нулю. Условия под-
держания уровней напряжения и потребления реактивной мощнос-
ти определяются в договорах между энергоснабжающей организа-
цией и потребителями электроэнергии.
57
9.8. Проведение испытаний.
Ввод нового оборудования в работу
Диспетчеры ЦДУ, ОДУ, энергосистем и старший оперативный
персонал электростанций и электрических сетей осуществляют опе-
ративное руководство испытаниями в соответствии с разрешенны-
ми заявками и утвержденными программами, а также ввод в работу
нового оборудования, устройств РЗА.
9.9. Передача оперативной информации.
Ведение оперативной отчетности
Диспетчеры ЦДУ, ОДУ, энергосистемы и старший оперативный
персонал электростанций и электрических сетей:
получают от подчиненного оперативного персонала сообщения
о нарушениях режима, несчастных случаях с людьми и других про-
исшествиях;
предоставляют в установленном порядке соответствующую ин-
формацию вышестоящему оперативному руководству;
ведут оперативную отчетность, отмечая все существенные от-
клонения от заданного графика;
обеспечивают фиксацию (звукозапись) оперативных переговоров.
10. ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ
АВАРИЙНЫХ НАРУШЕНИЙ
10.1. Общие положения
Распределение функций по предотвращению и ликвидации ава-
рий определяются типовыми, а также местными диспетчерскими
инструкциями, учитывающими:
разнообразие схем и режимов энергосистем и энергообъектов;
особенности оборудования;
степень оснащенности средствами оперативного управления;
уровень автоматизации и ряд других факторов.
Правильное распределение этих функций - сложная задача, на
решение которой влияют два противоречивых фактора:
стремление предоставить оперативному персоналу возможно
большую самостоятельность при ликвидации быстро развиваю-
щихся и охватывающих большое число объектов системных ава-
рий, при которых персонал должен действовать незамедлительно
и в большинстве случаев в условиях практической невозможнос-
ти получить своевременные указания вышестоящего оперативно-
го руководителя;
необходимость ограничить самостоятельные действия персона-
ла электростанций и энергосистем по аварийному регулированию
мощности, которые в условиях сложного энергообъединения с пре-
дельно загруженными и слабыми связями, не контролируемыми этим
персоналом, могут привести к развитию аварии.
Четкое распределение функций между персоналом различных
ступеней оперативного управления на основе наибольшей допусти-
мой самостоятельности подчиненного персонала и строжайшая дис-
петчерская дисциплина - важнейшие условия своевременного пре-
дупреждения аварий и их быстрой ликвидации. Все распоряжения
высшего руководства должны выполняться незамедлительно и бе-
зоговорочно (за исключением распоряжений, угрожающих безопас-
ности людей и сохранности оборудования и создающих явную угро-
зу погашения электростанций).
Диспетчер энергосистемы самостоятельно руководит ликвида-
цией аварии, влияющей на работу этой энергосистемы (когда вме-
шательства диспетчера ОДУ не требуется). Аварии, охватывающие
59
несколько энергосистем, ликвидируются под руководством диспет-
чера ОДУ.
Диспетчер ЦДУ ЕЭС руководит ликвидацией аварий общесис-
темного характера, вызывающих общее нарушение схемы и режима
ЕЭС (аварии на связях между ОЭС, разделение ЕЭС, снижение час-
тоты в ЕЭС и т.д.).
При ликвидации местных аварий, а также в энергосистеме или
ОЭС оперативный персонал по возможности должен поддерживать
связь с вышестоящим оперативным руководителем (в зависимости
от характера подчинения и принадлежности оборудования). При этом
диспетчеры ЦДУ, ОДУ, энергосистемы в случае необходимости име-
ют право вмешиваться в ход ликвидации аварии на оборудовании,
не находящемся в их оперативном управлении.
В местных инструкциях указываются самостоятельные действия,
которые должны проводиться персоналом только при потере связи
или независимо от наличия связи с вышестоящим оперативным ру-
ководителем. Под отсутствием связи понимается не только наруше-
ние связи, но и невозможность в течение нескольких (двух-трех)
минут связаться с вышестоящим руководителем. В местных инст-
рукциях указываются также операции, самостоятельное выполнение
которых запрещается (например, включение без проверки синхро-
низма линий и трансформаторов, несинхронное включение которых
недопустимо, подача персоналом напряжения на отключившиеся
линии, по которым в соответствии с инструкцией должно быть по-
лучено напряжение от других объектов и т.д.).
В целях быстрейшей ликвидации таких аварий диспетчеры выс-
ших ступеней управления в первую очередь должны:
выяснить состояние энергосистемы (ОЭС);
установить характер нарушения схемы, режима и (по возможно-
сти) причины нарушения;
опросить и дать распоряжения персоналу основных объектов по
быстрейшей ликвидации аварии.
В процессе ликвидации аварии диспетчер обязан осуществлять
необходимое взаимодействие с вышестоящим руководителем, не
отвлекаясь на несущественные сообщения подчиненного персонала
и рассчитывая на его самостоятельные действия, предусмотренные
местными инструкциями. Действия оперативного персонала различ-
ных ступеней управления, необходимые для предотвращения и лик-
видации основных видов аварий, рассмотрены далее.
60
10.2. Внезапное понижение частоты
на 0,1-0,2 Гц и более
Диспетчер ЦДУ ЕЭС выясняет причины понижения частоты и
дает распоряжения диспетчерам ОДУ и начальникам смены (дежур-
ным инженерам) ГЭС непосредственного оперативного подчинения
об использовании вращающегося резерва для восстановления нор-
мальной частоты, учитывая загрузку связи между ОЭС.
Диспетчер ОДУ отдает распоряжения диспетчерам энергосистем
и начальникам смены электростанций непосредственного оператив-
ного подчинения об использовании вращающегося резерва мощнос-
ти в пределах, допустимых по загрузке межсистемных связей.
Диспетчер энергосистемы отдает соответствующие распоряже-
ния начальникам смены электростанций, учитывая загрузку межси-
стемных и внутрисистемных связей; действует самостоятельно или
по распоряжению (с разрешения) диспетчера ОДУ - в зависимости
от сложившейся обстановки и в соответствии с диспетчерскими ин-
струкциями.
Старший оперативный персонал электростанций и электрических
сетей принимает меры к повышению мощности электростанций пу-
тем использования вращающегося резерва, контролируя загрузку ли-
ний; на тех электростанциях, где это предусмотрено местными дис-
петчерскими инструкциями, действует самостоятельно, на других -
по распоряжению (с разрешения) диспетчера энергосистемы.
10.3. Дальнейшее понижение частоты
ниже 49,5 Гц
Диспетчеры ЦДУ ЕЭС и ОДУ отдают распоряжения диспетче-
рам ОДУ и энергосистем соответственно, а также начальникам сме-
ны электростанций непосредственного оперативного подчинения о
полном использовании вращающегося резерва и пуске резервных
гидрогенераторов, а при недостаточности этих мер - об увеличении
мощности агрегатов до значений, соответствующих допустимым
перегрузкам (с учетом загрузки контролируемых связей).
Диспетчер энергосистемы отдает соответствующие распоряже-
ния начальникам смены электростанций; действует самостоятельно
или по распоряжению диспетчера ОДУ (в зависимости от сложив-
шейся обстановки и в соответствии с диспетчерскими инструкция-
ми).
Старший оперативный персонал электростанций повышает мощ-
ность электростанций путем полного использования вращающегося
61
резерва, осуществляя пуск резервных гидрогенераторов, переводя
гидрогенераторы из режима синхронных компенсаторов в активный,
увеличивая электрическую мощность теплофикационных агрегатов
за счет допустимого изменения параметров теплосети, используя
разрешенные аварийные перегрузки оборудования, но не допуская
при этом опасной перегрузки контролируемых линий; на тех электро-
станциях, где это предусмотрено местными диспетчерскими инст-
рукциями, действует самостоятельно, на других - по распоряжению
диспетчера энергосистемы.
10.4. Затяжное (несмотря на принятые меры)
понижение частоты ниже 49,5 Гц
длительностью 15-20 мин
Диспетчер ЦДУ отдает распоряжения об отключении потреби-
телей в ОЭС (с учетом загрузки связей между ОЭС).
Диспетчер ОДУ дает распоряжения об отключении потребите-
лей в энергосистемах (с учетом загрузки межсистемных связей) в
соответствии с заданным размером отключений по ОЭС. При отде-
лении ОЭС производит отключения самостоятельно.
Диспетчер энергосистемы отдает команды на отключение потре-
бителей в заданном диспетчером ОДУ объеме. При отделении энер-
госистемы производит отключения самостоятельно.
Старший оперативный персонал электрических сетей производит
отключение потребителей по команде диспетчера энергосистемы.
10.5. Резкое понижение частоты
(несмотря на работу АЧР, частота остается
на уровне 49 Гц и ниже в течение 3-5 мин)
Диспетчеры ЦДУ и ОДУ отдают распоряжения об отключении
потребителей в ОЭС и энергосистемах; при отделении ОЭС диспет-
чер ОДУ действует самостоятельно.
Диспетчер энергосистемы производит отключение потребителей,
учитывая загрузку контролируемых связей; при отделении энерго-
системы действует самостоятельно, при сохранении параллельной
работы - самостоятельно или по распоряжению диспетчера ОДУ (в
соответствии с диспетчерскими инструкциями).
Старший оперативный персонал электростанций и электричес-
ких сетей производит отключение потребителей по команде дис-
петчера энергосистемы; при глубоком снижении частоты (48-45 Гц)
на электростанциях, где это предусмотрено инструкциями, само-
62
стоятельно выделяет собственные нужды на несинхронное пита-
ние (при отсутствии или отказе соответствующих средств авто-
матики); в некоторых случаях в соответствии с местными инст-
рукциями самостоятельно отделяет электростанцию с местной на-
грузкой.
Таким образом, при авариях с понижением частоты до 49,5-49 Гц
и ниже (но выше 48,5 Гц) диспетчер энергосистемы и местный опе-
ративный персонал действует самостоятельно или по распоряже-
нию вышестоящего диспетчера в зависимости от указаний диспет-
черских инструкций. Это связано с тем, что ЦДУ ЕЭС, ОДУ и ЦДС
энергосистем представлено право запрещать самостоятельные дей-
ствия подчиненного оперативного персонала по восстановлению
частоты, если такие действия могут приводить к развитию аварий
из-за недопустимой перегрузки транзитных связей. Вместе с тем
самостоятельные действия в ряде случаев обязательны (например,
если диспетчеру энергосистемы известно, что снижение частоты
вызвано потерей генерирующей мощности в его энергосистеме, а
также в случае, когда мобилизация резервов мощности не может
привести к опасной перегрузке межсистемных или внутрисистем-
ных транзитных связей).
Оперативный персонал должен учитывать, что после значитель-
ного понижения частоты ее временная стабилизация может быть
вызвана увеличением генерируемой мощности за счет действия ав-
томатических регуляторов частоты вращения и открытия регулиру-
ющих клапанов турбин. Однако вслед за этим может начаться быст-
рое снижение параметров пара. Если, несмотря на принятые меры
по форсировке режима котлов, произойдет недопустимое снижение
параметров пара, персонал электростанции обязан разгрузить тур-
боагрегат для поддержания этих параметров на допустимом уровне.
При работе в исходном режиме с частотой ниже 49,8 Гц действия
по ликвидации аварийного понижения частоты должны обеспечить
ее подъем примерно до уровня, на котором она поддерживалась до
аварийного нарушения режима. При значительных потерях генери-
рующей мощности, если, несмотря на работу АЧР, частота остается
на уровне 48,5 Гц и ниже, все запрещения самостоятельных действий
оперативного персонала по экстренной мобилизации резервов мощ-
ности снимаются, а диспетчеры энергосистем по истечении трех-
пяти минут (время, необходимое для использования оперативным
персоналом электростанций всех резервов мощности) для подъема
частоты самостоятельно отключают потребителей.
Оперативный персонал электростанций, на которых произош-
ло автоматическое увеличение мощности при понижении частоты,
63
должен сообщить об этом диспетчеру энергосистемы, а оператив-
ный персонал ТЭС, кроме того, принять меры по восстановле-
нию параметров пара путем форсировки паропроизводительнос-
ти котлов.
При восстановлении частоты включение вручную потребите-
лей, отключенных во время аварии, может выполняться только с
разрешения диспетчера ОДУ (ЦДУ). При ликвидации аварии час-
тота должна быть поднята на 0,1-0,2 Гц выше верхней уставки
ЧАПВ. Если это неосуществимо, диспетчер ОДУ (ЦДУ) должен
дать распоряжение о включении вручную потребителей, не вклю-
ченных действием ЧАПВ, не допуская при этом повторного пони-
жения частоты.
Глубокие внезапные понижения частоты и тем более значитель-
ные ее повышения при достигнутом уровне развития ЕЭС реально
возможны только при разделении ЕЭС на несинхронные части с рез-
кими нарушениями балансов мощности в разделившихся частях.
В связи с этим при планировании и ведении режимов ЕЭС и ОЭС
важнейшее значение придается предотвращению нарушений парал-
лельной работы ОЭС и энергосистем, а при аварийных нарушениях
схемы с разделением ЕЭС действия диспетчеров ЦДУ и ОДУ по вос-
становлению нормального электроснабжения должны быть направ-
лены на быстрейшее включение разделившихся частей ЕЭС на па-
раллельную работу.
10.6. Понижение напряжения
в контрольных точках ЕЭС, ОЭС, энергосистемы
ниже допустимых нормальных уровней
Диспетчер ЦДУ дает диспетчеру ОДУ распоряжения об исполь-
зовании резервов реактивной мощности и средств регулирования
напряжения для подъема напряжения в контролируемых диспетче-
ром ЦДУ точках.
Диспетчер ОДУ дает соответствующие распоряжения диспетче-
рам энергосистем о подъеме напряжения в точках, контролируемых
диспетчерами ЦДУ и ОДУ.
Диспетчер энергосистемы самостоятельно (не дожидаясь рас-
поряжения диспетчера ОДУ) повышает напряжение на шинах электро-
станций и ПС до максимально допустимых уровней.
Диспетчеры ОДУ и энергосистемы:
включают резервные источники реактивной мощности;
отключают шунтирующие реакторы;
при необходимости изменяют схемы секционирования сети;
64
перераспределяют потоки реактивной мощности путем исполь-
зования устройств РПН трансформаторов.
Старший оперативный персонал электростанций и электричес-
ких сетей для подъема напряжения в контролируемых точках само-
стоятельно (не дожидаясь распоряжения диспетчера энергосистемы)
использует резервы реактивной мощности и местные средства регу-
лирования напряжения.
10.7. Дальнейшее понижение напряжения
(несмотря на мобилизацию резервов
реактивной мощности) или внезапное
резкое понижение напряжения
до установленных аварийных пределов
Диспетчеры ЦДУ и ОДУ:
принимают все необходимые меры для устранения причин ава-
рийного понижения напряжения;
обеспечивают возможность своевременного снятия аварийных
перегрузок генераторов и СК;
используют перераспределение активных мощностей и разгруз-
ку перегруженных по току генераторов путем снижения их актив-
ной мощности;
при недостаточности принятых мер отдают распоряжения об от-
ключении потребителей в размере, необходимом для предотвращения
аварии.
Диспетчер энергосистемы:
самостоятельно дает указания об увеличении реактивных нагру-
зок на генераторах и СК до аварийно-допустимых значений;
принимает другие необходимые меры для подъема напряжения
в контролируемых точках;
производит в соответствии с указаниями местных диспетчерс-
ких инструкций отключение потребителей в частях энергосистемы
с наиболее низкими значениями напряжений, если напряжение ос-
тается сниженным до или ниже аварийного предела, а допустимые
сроки аварийной перегрузки генераторов и СК истекают.
Старший оперативный персонал электростанций и электричес-
ких сетей:
самостоятельно использует допустимую аварийную перегрузку
генераторов и СК для подъема напряжения в контролируемых точ-
ках (с последующим уведомлением диспетчера энергосистемы);
производит отключение потребителей по команде диспетчера
энергосистемы.
65
10.8. Опасная перегрузка межсистемных
и внутрисистемных связей
Диспетчер ЦДУ:
при перегрузке связей между ОЭС устраняет ее путем увеличе-
ния генерируемой мощности в приемной части и понижения мощ-
ности в передающей части;
при необходимости (отсутствие резерва в приемной части, рабо-
та со сниженной частотой и др.) дает распоряжения диспетчерам ОДУ
приемной (с дефицитом мощности) части ЕЭС об отключении
потребителей.
Диспетчеры ОДУ и энергосистемы:
проводят аналогичные меры для разгрузки связей в ОЭС, энер-
госистеме, используя также возможность изменения схемы электри-
ческой сети;
при необходимости (в соответствии с местными диспетчерски-
ми инструкциями) самостоятельно отключают потребителей для
предотвращения нарушения синхронизма или повреждения обору-
дования.
Старший оперативный персонал электростанций и электричес-
ких сетей в случаях, предусмотренных местными диспетчерскими
инструкциями, самостоятельно принимает меры по предотвращению
и устранению опасной перегрузки контролируемых линий.
10.9. Нарушение режима из-за неотключенного
короткого замыкания
Диспетчеры ЦДУ, ОДУ, энергосистемы и старший оперативный
персонал электростанций и электрических сетей:
определяют место КЗ на основании показаний приборов диспет-
черских щитов соответствующих ступеней управления, анализа дей-
ствия РЗ и опроса оперативного персонала;
отключают участок с КЗ с помощью смежных выключателей
питающих присоединений, если выключатель поврежденного эле-
мента не отключается.
10.10. Асинхронный режим в энергосистеме
Диспетчеры ЦДУ, ОДУ и энергосистемы:
определяют примерное расположение центров качаний на лини-
ях, т.е. сечение, относительно которого имеет место нарушение син-
хронизма;
66
принимают срочные меры к выравниванию частот в несинхрон-
но работающих ОЭС, энергосистемах, частях энергосистемы, до-
пуская снижение частоты в избыточных частях до установленных
диспетчерскими инструкциями значений (не ниже верхней устав-
ки АЧР);
осуществляют немедленное отключение части потребителей при от-
сутствии резерва в дефицитной части и снижении частоты ниже 48,5 Гц;
разделяют несинхронно работающие части, если восстановить
синхронизм в течение двух-трех минут не удается;
проводят необходимую подготовку и синхронизацию раздельно
работающих частей;
восстанавливают нормальные параметры режима.
Старший оперативный персонал электростанций:
самостоятельно изменяет мощность электростанций для восста-
новления нормальной частоты при возникновении асинхронного хода
и отклонении частоты от нормальной;
выполняет дальнейшее регулирование мощности электростанций (при
отсутствии специальных указаний в местных инструкциях), если при
достижении нормальной частоты асинхронный ход не прекращается;
поднимает напряжение до предельно допустимого при нали-
чии соответствующих указаний в местных диспетчерских инст-
рукциях.
10.11. Резкое повышение частоты выше 50,5 Гц
Диспетчеры ЦДУ, ОДУ и энергосистемы:
выявляют причины повышения частоты, состояние и режим ра-
боты основной сети (резкое повышение частоты наиболее вероятно
при отделении избыточных по мощности ОЭС, энергосистем или их
частей);
принимают меры к снижению частоты путем разгрузки в пер-
вую очередь ГЭС, затем ТЭС, не допуская перегрузки межсистем-
ных и внутрисистемных связей;
контролируют действия подчиненного оперативного персонала
по снижению частоты.
Старший оперативный персонал электростанций:
самостоятельно уменьшает генерируемую мощность ГЭС и неко-
торых (выделенных для этой цели) ТЭС, снижая частоту до 50,5 Гц;
поддерживает прежнюю мощность электростанции или даже
повышает ее в особых случаях для сохранения устойчивости, дей-
ствуя самостоятельно или по распоряжению диспетчера энергосис-
темы в соответствии с местной инструкцией.
67
10.12. Дальнейшее или внезапное повышение
частоты до 51,5 Гц и выше
Диспетчеры ПДУ, ОДУ и энергосистемы действуют, как указано
выше в п.10.11.
Старший оперативный персонал электростанций самостоятель-
но экстренно уменьшает генерируемую мощность на ГЭС и специ-
ально выделенных для этой цели ТЭС путем отключения части аг-
регатов для снижения частоты до 50,5 Гц (с учетом условий сохра-
нения питания собственных нужд электростанций и последующего
пуска агрегатов).
10.13. Аварийное разделение ЕЭС, ОЭС,
энергосистемы на несинхронно работающие части
с возможностью исчезновения напряжения
в некоторых отделившихся частях
Диспетчеры ЦДУ и ОДУ:
выявляют характер аварии и по возможности причины ее воз-
никновения;
определяют, на какие части разделились ЕЭС (ОЭС), а также ча-
стоту и общий уровень напряжения в отдельных частях;
принимают меры к быстрейшей синхронизации разделившихся
частей, сохранивших нормальное (или близкое к нему) напряжение;
поручают регулирование частоты соответствующим диспетчерам
ОДУ (энергосистем) для осуществления синхронизации;
при полном отсутствии напряжения в отделившихся частях ЕЭС
(ОЭС) подают толчком напряжение от основной сети ЕЭС (ОЭС),
работающей с нормальной (или близкой к ней) частотой, обеспечи-
вая в первую очередь восстановление питания собственных нужд
мощных блочных электростанций;
по мере разворота оборудования и набора мощности подают толч-
ком напряжение на участки, оставшиеся без напряжения;
руководят действиями диспетчеров ОДУ (энергосистем) при лик-
видации аварий с разделением ЕЭС и ОЭС;
оказывают помощь диспетчеру энергосистемы при ликвидации
аварий с разделением основной сети энергосистемы;
при возможности поднимают кратковременно частоту на 0,1-0,2 Гц
выше верхней уставки ЧАПВ после восстановления нормальной
работы ЕЭС (ОЭС, энергосистемы).
68
Диспетчер энергосистемы:
выявляет характер аварии и причины ее возникновения, состоя-
ние межсистемных связей и основной сети энергосистемы, места
деления;
выявляет участки и электростанции, оставшиеся без напряже-
ния при разделении энергосистемы с обесточением отдельных ее
частей;
выясняет, на каких электростанциях произошло отделение соб-
ственных нужд на несинхронное питание;
определяет состояние других генераторов (не выделяемых на
собственные нужды), возможность разворота гидрогенераторов вме-
сте с механизмами собственных нужд и т.д.;
принимает самостоятельные меры к быстрейшей синхронизации
разделившихся частей, восстановлению частоты и напряжения, обес-
печивая и в первую очередь предотвращение полной потери собствен-
ных нужд электростанций, нарушение устойчивости и повреждение
основного оборудования;
понижает частоту в отделившейся избыточной по мощности ча-
сти энергосистемы при необходимости до 49,5 Гц в целях ускорения
синхронизации;
переключает участки сети с дефицитной части на избыточную с
кратковременным (допустимым) перерывом питания;
отделяет генераторы от избыточной части для синхронизации с
дефицитной частью;
осуществляет разрешаемое диспетчерскими инструкциями не-
синхронное включение на параллельную работу разделившихся ча-
стей при допустимой разности частот;
отключает потребителей для подъема частоты до уровня, позво-
ляющего осуществить синхронизацию, при невозможности поднять
частоту в дефицитной части указанными способами;
немедленно принимает меры, обеспечивающие возможность
подачи напряжения от основной сети ОЭС при полной потере на-
пряжения в отделившейся энергосистеме;
при наличии в обесточенной энергосистеме достаточно мощной
ГЭС дает указания о развороте остановленных гидрогенераторов,
включения их на параллельную работу на выделенную систему шин
(с использованием метода самосинхронизации) и подаче напряже-
ния толчком от этих шин на энергосистему по наиболее мощной связи
(с последующим включением других связей);
при невозможности подачи напряжения на всю обесточенную
энергосистему разделяет ее на части и подает напряжение на отдель-
ные участки; осуществляя незамедлительно присоединение элекгро-
69
станций, на которых возможна быстрая синхронизация отключен-
ных генераторов, и обеспечивая восстановление питания наиболее
ответственных потребителей;
при отсутствии достаточно мощных ГЭС или неэффективности
их использования в создавшихся условиях принимает самостоятель-
но меры к быстрому развороту электростанций, оставшихся без на-
пряжения, в первую очередь мощных блочных электростанций, ис-
пользуя в качестве источников питания генераторы, выделенные на
собственные нужды и местную нагрузку;
подает напряжение на всю энергосистему или последовательно
на ее части в зависимости от размера восстановленной мощности,
схемы и режима;
в случаях, предусмотренных местными диспетчерскими инструк-
циями, использует возможность подъема напряжения в обесточенной
части с одновременной самосинхронизацией генераторов, мощность
которых соизмерима с мощностью присоединенных потребителей;
после подачи напряжения обеспечивает разворот и включение
оборудования остальных электростанций;
в процессе ликвидации аварии контролирует частоту и напряже-
ние, не допуская их понижения при росте потребляемой мощности
до значений, при которых нарушается работа механизмов собствен-
ных нужд;
при необходимости производит самостоятельно дополнительное
отключение потребителей.
Старший оперативный персонал электростанции и электричес-
ких сетей:
сообщает диспетчеру энергосистемы о происшедших нарушениях
схемы и режима, имеющихся системный характер;
выполняет распоряжение диспетчера по восстановлению нор-
мальных схемы и режима;
проводит в соответствии с местными диспетчерскими инструк-
циями самостоятельные действия по восстановлению частоты и на-
пряжения, обеспечивая сохранение или восстановление работы ме-
ханизмов собственных нужд электростанций;
устраняет перегрузки, опасные для оборудования и угрожающие
нарушением устойчивости контролируемых связей;
осуществляет синхронное или несинхронное включение разде-
лившихся частей на электростанциях и ПС по указанию диспетчера
энергосистемы или (в соответствии с местными диспетчерскими
инструкциями) самостоятельно;
синхронизирует отделившиеся во время аварии генераторы и элек-
тростанции при наличии или появлении напряжения после его потери;
70
при отсутствии напряжения на шинах электростанции удержи-
вает генераторы на холостом ходу;
при невозможности сохранения в работе мощных энергоблоков
обеспечивает их готовность к быстрому развороту, включению в сеть
и набору мощности;
в случаях, предусмотренных местными диспетчерскими инструк-
циями, обеспечивает быстрое подключение ответственных потреби-
телей к несинхронно работающим генераторам;
при появлении напряжения на шинах электростанций, на которых
произведено отделение собственных нужд, немедленно методом само-
синхронизации включает генераторы, работающие на холостом ходу;
при появлении напряжения на электростанции после полной его
потери самостоятельно принимает немедленные меры к развороту ме-
ханизмов собственных нужд и генераторов и синхронизации с сетью.
11. ОПЕРАТИВНЫЕ РЕЗЕРВЫ МОЩНОСТИ
Поддержание нормального режима работы энергосистемы (ОЭС,
ЕЭС) требует наличия двух основных видов оперативного резерва
активной мощности:
аварийного (для предотвращения опасного снижения частоты и
восстановления ее нормального значения при случайном выходе из
строя генерирующей мощности);
регулировочного (для поддержания установленного значения
частоты в нормальном режиме работы).
Аварийный резерв организуется в рамках ОЭС и реализуется
в течение 10 мин. Регулировочный резерв мощности содержит
две или три составляющие. Первая - так называемый первичный
резерв - реализуется под действием установленных на каждом
генерирующем агрегате автоматических регуляторов частоты вра-
щения (АРЧВ). При снижении или повышении частоты под дей-
ствием АРЧВ работающие агрегаты изменяют нагрузку, стремясь
восстановить нормальное значение частоты в ЕЭС. Чем больше
агрегатов участвует в первичном регулировании частоты, тем
меньше ее отклонение от нормального значения. Резерв должен
составлять 2,5% общей располагаемой мощности работающих
агрегатов.
Вторичный регулировочный резерв - это резерв мощности, реа-
лизуемый под действием централизованных устройств АРЧМ, уста-
навливаемых на ДЦ ОДУ и ЦДУ ЕЭС. Задача вторичного регулиро-
вания частоты - восстановление сальдо-перетоков активной мощно-
сти ЭЭС (ОЭС) в соответствии с диспетчерским графиком и
предотвращение опасных перегрузок основных ЛЭП, контролируе-
мых с помощью АРЧМ, что может произойти в результате действия
местных устройств АРЧВ.
Под третичным резервом понимают резерв активной мощности,
реализуемый автоматически или вручную оперативным персоналом
для высвобождения вторичного резерва, использованного ранее для
восстановления нормального значения частоты и перетоков актив-
ной мощности.
Суммарная величина вторичного резерва (реализуется пример-
но за 5 мин) и третичного (реализуется за 30 мин) должна состав-
72
лять 2,5 % общей располагаемой мощности агрегатов, находящих-
ся в работе.
Все работающие агрегаты электростанций должны участвовать
в регулировании частоты за счет изменения мощности под воздей-
ствием систем регулирования турбин в пределах установленного
регулировочного диапазона, т.е. осуществлять первичное регулиро-
вание. Необходимо также обеспечить привлечение ко вторичному
регулированию под действием централизованных регуляторов час-
тоты и активной мощности наряду с ГЭС агрегатов ТЭС, что позво-
лит эффективнее регулировать режим ЕЭС России по частоте и ак-
тивной мощности.
12. СРЕДСТВА ДИСПЕТЧЕРСКОЙ СВЯЗИ.
СИСТЕМА СБОРА И ПЕРЕДАЧИ ИНФОРМАЦИИ
Иерархическая система сбора и передачи информации (ССПИ)
АСДУ, режимной и противоаварийной автоматики, а также диспет-
черская телефонная связь базируются на ведомственной сети кана-
лов связи и телемеханики.
Управление работой этой сети осуществляется с диспетчерского
пункта связи ИДУ ЕЭС России. В последние годы развернуты рабо-
ты по переводу аналоговых средств связи на цифровые, внедрению
цифровых автоматических телефонных станций (АТС), мультиплек-
соров, маршрутизаторов и др. При этом первичная сеть все больше
ориентируется на использование оптоволоконных и спутниковых
каналов.
На уровне энергосистем и предприятий электрических сетей рас-
ширяется использование сотовых и транкинговых сетей связи, мо-
дернизируются средства радиосвязи, внедряются цифровые систе-
мы высокочастотных каналов связи по линиям электропередачи.
Диспетчерская телефонная связь должна организовываться по
двум и более взаимно резервируемым каналам, по крайней мере, один
из которых должен быть некоммутируемым. Каналы связи должны
иметь полосу пропускания не менее 2 кГц и должны включаться с
обеих сторон в диспетчерские коммутаторы.
Вызов по каналам диспетчерской связи должен осуществляться с
помощью простых коммутационных манипуляций без набора номера.
На ДЦ должна предусматриваться факсимильная связь для пере-
дачи фотокопий печатных и графических документов.
Первичная сеть связи содержит собственно каналы связи и АТС:
ведомственные телефонные каналы, иерархически связывающие
диспетчерские телефонные коммутаторы, а также АТС ПДУ, ОДУ и
энергосистем; на уровне ЦДУ - ОДУ - AO-энерго это, главным об-
разом, каналы, арендуемые у Минсвязи России, а на уровне энерго-
системы - ПЭС - энергообъекты - собственные каналы;
междугородные телефонные каналы общего назначения, доступ
к которым осуществляется за счет связи между АТС диспетчерских
пунктов и телефонных станций соответствующих городов;
междугородные телеграфные каналы общего назначения.
74
На базе каналов связи первичных сетей с помощью соответству-
ющего оконечного оборудования организованы вторичные сети:
телеинформационная сеть (ТИС);
сеть диспетчерских телефонных переговоров (СДТП);
сеть телефонных переговоров технологического персонала дис-
петчерских пунктов (СТТП);
сеть передачи оперативно-технологической информации (СПОТИ);
электронная почта «Электра»;
сеть АСКУЭ.
Ввод телеинформации осуществляется в дублированные цент-
ральные приемно-передающие станции (ЦППС). Микропроцессор-
ные Ц1111С обеспечивают обмен телеинформацией с устройствами
телемеханики (УТМ) и другими ЦППС, управление диспетчерским
щитом, а также обмен информацией с ПЭВМ, предназначенными
для оперативной (в режиме «он-лайн») обработки телеинформации
и выполнения других циклических задач, в частности формирова-
ния на файл-серверах баз данных реального времени.
ТИС предназначена для автоматического обмена телеинформа-
цией - телеизмерениями (ТИ), телесигналами (ТС), командами те-
леуправления (ТУ) и телерегулирования (ТР) - между УТМ, уста-
новленными на энергообъектах, и ОИУК, установленными на ДЦ,
а также для обмена ТИ, ТС, ТУ, ТР и оперативной алфавитно-цифр-
вой информацией между ЦППС ДЦ разных уровней управления.
Передача информации осуществляется по некоммутируемым, как
правило, дублированным каналам со скоростью 50-300 бит/с, обра-
зованным путем уплотнения частотного спектра телефонных кана-
лов ведомственной сети. В качестве оконечных устройств на энерго-
объектах установлены разнообразные УТМ, как правило, аппарат-
ного типа, с различными протоколами обмена данными. Обмен
данными между ЦППС унифицирован (протокол АИСТ). Объемы
телеинформации, поступающие на диспетчерские пункты ОДУ и
крупных энергосистем, составляют 600-1800 ТИ и 1000-2000 ТС.
До 30 % этой информации ретранслируются на ДЦ высшего уровня
управления.
Устаревшие УТМ постепенно заменяются на современные мик-
ропроцессорные системы с программируемыми функциями, с более
высоким классом точности, как правило, сетевой структуры, с воз-
можностью непосредственного подключения к измерительным
трансформаторам тока и напряжения.
Новые системы должны предусматривать возможность интегра-
ции функций местного и удаленного контроля и управления, а также
функций АСКУЭ.
75
Необходимо увеличение скоростей передачи телеинформации за
счет выделения для ТИС двух полных некоммутируемых телефон-
ных каналов. С учетом необходимых объемов телеинформации и
времени ее доставки скорости передачи должны составлять:
на уровне энергообъект - ДЦ энергосистемы: 1200-2400 бит/с;
на уровне ДЦ энергосистемы - ОДУ: 2400-4800 бит/с;
на уровне ОДУ - ЦДУ: 4800-9600 бит/с.
Вторичные сети СДТП, СТТП и СПОТИ используют оставшую-
ся часть частотного спектра (300-2400 Гц) телефонных каналов ве-
домственной сети. При этом абоненты СДТП (диспетчерский пер-
сонал) обладает преимущественным правом занятия канала по срав-
нению с абонентами СТТП и СПОТИ. Оконечным оборудованием
СДТП являются диспетчерские телефонные коммутаторы, обеспе-
чивающие связь между диспетчерами разных ДЦ без набора номера
(нажатием соответствующих кнопок или тумблеров). Абоненты
СТТП и СПОТИ связываются между собой через АТС ДЦ, набирая
сокращенный номер. Предусматривается ретрансляция информации,
например, ОДУ - ЦДУ - ОДУ или ЦДУ - ОДУ - ДЦ энергосистемы.
Число каналов ведомственной сети, используемых для СДТП, СТТП
и СПОТИ, на разных уровнях управления составляет:
ЦДУ - ОДУ: от 2 до 5;
ОДУ - ДЦ энергосистемы: 2-3;
ДЦ энергосистемы - энергообъект: 1-2.
Кроме того, между соседними ОДУ и ДЦ энергосистем также
должны иметься 1-2 канала.
Оконечным оборудованием СПОТИ являются коммуникаци-
онные серверы, включенные в локальную сеть и оснащенные мо-
демами различных типов и телеграфными адаптерами. Программ-
ное обеспечение этих компьютеров обеспечивает оперативный
прием и передачу по коммутируемым телефонным и телеграф-
ным каналам производственно-статистической информации в виде
макетов (формализованных символьных файлов) и взаимодейству-
ет с оперативной базой данных системы приема и передачи дан-
ных (СППД), размещенной на файл-сервере и обеспечивающей
прием и передачу макетов, сортировку, семантический контроль
и хранение принятых макетов. В процессе сортировки макетиро-
ванная информация размещается в СППД, а неформализованная
информация (например, телетайпограммы) передается на рабо-
чие станции операторов-телеграфистов. Обмен информацией про-
изводится в режиме «точка-точка». Основным путем передачи ин-
формации СПОТИ являются телефонные каналы, резервным - те-
леграфные.
76
Скорости передачи информации в рамках СПОТИ по уплотнен-
ным телефонным каналам зависят от моделей применяемых моде-
мов и составляют от 300 до 8000 бит/с.
Скорость передачи по телеграфным каналам - до 200 бит/с.
Комбинированное использование каналов первичной сети для
ТИС, СДТП, СТПП и СПОТИ, вызванное стремлением сократить
затраты на создание и аренду каналов, обладает рядом недостатков,
определяемых уплотнением каналов (сужением частотной полосы).
Применение уплотненных каналов для речевых сообщений (СДТП,
СТТП) приводит к снижению качества речи, а для передачи данных -
к снижению скорости передачи.
Кроме того, комбинированное использование замедляет процеду-
ру организации связи из-за конкуренции между абонентами различ-
ных вторичных сетей. Существенным недостатком, снижающим на-
дежность и оперативность организации обмена данными в СПОТИ,
является применение на многих диспетчерских пунктах устаревших
релейно-аналоговых АТС.
Основными направлениями развития СДТП, СТТП и СПОТИ
являются:
для СДТП и СТТП - использование на всех уровнях управления
не менее двух неуплотненных коммутируемых телефонных каналов,
а также постепенная замена устаревших релейно-аналоговых диспет-
черских телефонных коммутаторов современными электронными;
для СПОТИ - выделение не менее одного неуплотненного не-
коммутируемого телефонного канала, с возможностью его резерви-
рования каналами СДТП, СТТП, а также телеграфными каналами.
Необходимость такого решения диктуется возрастающим объе-
мом информации, циркулирующей в СПОТИ (технологическая и
коммерческая, связанная с функционированием рынка, информация
АСКУЭ и др.). Кроме того, целесообразно коммуникационные сер-
веры ROBCOM, выполненные на базе ПЭВМ, заменять UNIX-ком-
пьютерами (в первую очередь на тех ДЦ, где ОИУК переводится на
UNIX-платформу).
Система электронной почты «Электра», предназначенная для
обмена производственно-хозяйственной и организационно-экономи-
ческой информацией между предприятиями и организациями РАО
«ЕЭС России» и AO-энерго, в рамках АСДУ используется для пере-
дачи нерегламентированной информации (служебная переписка, раз-
личные отчеты, информационные сообщения и т.п.). Для этой цели
в ЦДУ и большинстве энергосистем установлены почтовые серверы
(узлы или абонентные пункты), включенные в локальные сети ОИУК
ДЦ. Система базируется преимущественно на междугородной сети
77
общего назначения, отдельных коммутируемых и некоммутируемых
каналах, арендуемых узлом связи РАО «ЕЭС России», а также час-
тично использует каналы ведомственной сети. В принципе элект-
ронная почта может быть использована и для передачи оперативно-
технологической информации, что и имеет место в отдельных реги-
онах - как резерв или альтернатива СПОТИ. Однако режим «точка -
точка», используемый в СПОТИ, предпочтительнее для передачи
опиративно-технологической информации, строго регламентируемой
по времени доставки и поступления.
Основной тенденцией развития ССПИ является постепенный
(«сверху-вниз») отказ от использования уплотнения телефонных ка-
налов с выделением для ТИС полных телефонных каналов и выде-
ление для СПОТИ на уровнях эгнергосистема - ОДУ - ЦДУ неком-
мутируемых телефонных каналов.
13. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА
КОНТРОЛЯ И УЧЕТА ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ
(УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЕМ) -
АСКУЭ
13.1. Учет электроэнергии на оптовом рынке
Комплекс технических и программных средств, используемых
при организации работы оптового рынка должен обеспечивать:
измерение (учет) перетоков электрической мощности и энергии,
определяющих коммерческие отношения между субъектами рынка;
передачу коммерческой информации в центры коммерческого
учета;
обработку коммерческой информации и подготовку расчетных
коммерческих документов.
Приборы коммерческого учета (счетчики электрической энергии
и мощности) устанавливаются на всех внешних связях каждого
субъекта рынка, чтобы имелась возможность вычисления как саль-
довых значений перетоков электрической мощности и энергии, так
и перетоков между отдельными субъектами рынка.
Границы балансовой принадлежности участков линий электро-
передачи определяются в договорах между сторонами. Взаимно со-
гласовываются точки установки расчетных счетчиков «приема» и
«отдачи» электроэнергии на обоих концах ВЛ, их типы и классы точ-
ности.
Погрешности расчетных счетчиков «приема» и «отдачи», уста-
новленных на разных концах ВЛ, согласовываются и регулируются
на одинаковые или близкие по величине и знаку погрешности.
Субъекты рынка обеспечивают работу счетчиков в требуемом классе
точности, обмениваются протоколами государственной (ведомствен-
ной) поверки установленных счетчиков, а также паспортами-прото-
колами выполненных схем учета, в которых должны быть указаны
замеры нагрузки токовых цепей и потерь напряжения от трансфор-
маторов напряжения до счетчиков.
При наличии нескольких электрических связей между субъекта-
ми рынка ежесуточно и ежемесячно передаются данные о перетоках
электрической мощности и энергии как по каждой связи, так и саль-
до межсистемного перетока, а также составляющие сальдо для обо-
их возможных направлений передачи мощности и энергии.
79
Электротехнические установки субъектов рынка должны быть
оснащены счетчиками, обеспечивающими учет:
средних получасовых значений мощности за каждые сутки и хра-
нение этой информации;
электроэнергии за каждые сутки и накопительно за месяц, квар-
тал, год.
Отношения между субъектами рынка в части учета, финансовых
расчетов и отчетности регулируются действующими нормативны-
ми, правовыми актами и договорами на поставку электрической энер-
гии и мощности, коммерческими правилами рынка.
Субъекты рынка в соответствии со схемой электрических связей
определяют и взаимно согласовывают схему размещения приборов
и автоматизированных систем коммерческого учета на энергообъек-
тах учетом границ балансовой принадлежности оборудования и вза-
имных интересов сторон. Схемы размещения приборов учета с ука-
занием их типов должны быть неотъемлемой частью договоров меж-
ду субъектами рынка.
В целях обеспечения договорных интересов субъектов рынка,
точного определения потерь и взаимного резервирования счетчиков
субъекты рынка должны устанавливать счетчики на обоих концах
линий электропередачи. Класс точности устанавливаемых счетчи-
ков должен соответствовать требованиям Правил устройства электро-
установок; желательно применение счетчиков одного типа на обоих
концах линий. Погрешности счетчиков должны быть одного знака и
близки по значению.
В случае установки приборов учета не на границе балансовой
принадлежности электрических сетей субъектов рынка потери элек-
троэнергии на участке сети от границы до места установки прибо-
ров учета относятся на счет субъекта, на балансе которого находит-
ся указанный участок сети. Процент потерь электроэнергии в сетях
от места установки приборов учета до границы раздела сети опреде-
ляется расчетным путем субъектами рынка совместно и указывает-
ся в договоре.
На ЛЭП, по которым производится реверсивная передача энер-
гии, субъекты рынка должны устанавливать измерительные комп-
лексы (счетчики), обеспечивающие учет приема и передачи энергии
на каждом конце в обоих направлениях.
В целях обеспечения достоверности учета и ответственности
субъекты рынка, связанные ЛЭП, заключают двухсторонние договора
о взаимоотношениях по техническому обслуживанию средств и сис-
тем учета электроэнергии и мощности в расчетных точках, взаимной
проверке достоверности учета, порядке учета и распределения между
80
сторонами потерь электроэнергии в межсистемных линиях, а также о
порядке организации временных схем учета и взаиморасчетов.
Договаривающиеся стороны (субъекты рынка) составляют и со-
гласовывают в установленном порядке результирующие отчетные до-
кументы.
Коммерческий оператор рынка разрешает разногласия между
субъектами рынка в своем регионе в части организации учета, а так-
же спорные вопросы, возникающие при рассмотрении и согласова-
нии отчетных данных.
Первичный учет электроэнергии и мощности организуется на
электростанциях и ПС и должен обеспечивать получение требуемых
отчетных данных для производства финансовых расчетов в соответ-
ствии с коммерческими договорами и установленным порядком фор-
мирования тарифов, определения потерь электроэнергии и решения
оперативно-технологических задач.
Основой учета являются показания установленных в расчетных
точках трехфазных счетчиков активной электрической энергии со-
ответствующего исполнения и класса точности. Счетчики, исполь-
зуемые в автоматизированных системах учета, должны иметь число-
импульсные или цифровые выходы.
Коммерческий учет реактивной электроэнергии выполняется
только в том случае, если в договорах предусмотрены оплата или
соответствующие скидки и надбавки по оплате за потребление ак-
тивной электроэнергии с учетом реактивной.
Учет электроэнергии организуется в соответствии с требования-
ми действующих нормативно-технических документов. Схема орга-
низации учета, включая измерительные трансформаторы и их вто-
ричные цепи, должна отвечать требованиям обеспечения нормиро-
ванных значений точности. Для учета должны использоваться
сертифицированные средства измерений и обработки данных:
счетчики электроэнергии соответствующего класса точности;
на межсистемных ЛЭП напряжением 110 кВ и выше должны ис-
пользоваться трехфазные трехэлементные счетчики класса точно-
сти не ниже 0,5;
суммирующие устройства сбора и передачи данных (УСПД),
устанавливаемые на энергообъекте и предназначенные для приема,
обработки числоимпульсной (или цифровой) информации от счет-
чиков и ее передачи на верхние уровни управления (в составе
АСКУЭ);
центральные станции обработки коммерческой информации - у
субъектов рынка, на ДЦ энергосистем, ОДУ и ЦДУ и у коммерчес-
кого оператора рынка.
81
На энергообъектах каждый счетчик и каждая система автомати-
зированного учета (в составе УСПД и связанных с ним счетчиков)
должны быть проверены соответствующими метрологическими
службами с целью определения и подтверждения их соответствия
техническим требованиям с выдачей соответствующего свидетель-
ства. При эксплуатации приборы и системы учета должны подвер-
гаться метрологической поверке по графику в соответствии с дей-
ствующими нормативными документами.
Основными показателями учета являются количество поставлен-
ной или полученной с рынка электроэнергии за отчетный период
(как правило - календарный месяц) согласно заключенным догово-
рам. При введении двухставочного тарифа оплаты за электроэнер-
гию и мощность учет мощности выполняется по утвержденной ме-
тодике на основе данных автоматизированного учета или иным со-
гласованным между субъектами способом.
13.2. Структура и принципы построения АСКУЭ
АСКУЭ - многоуровневая иерархическая система, обеспечива-
ющая автоматизированный учет электроэнергии на основе данных,
получаемых непосредственно от счетчиков и датчиков электроэнер-
гии.
АСКУЭ должна обеспечивать сбор и оперативную дистанци-
онную передачу по каналам связи на ДЦ (коммерческие центры)
энергоснабжающих предприятий необходимого объема данных
для оперативного контроля и производства коммерческих расче-
тов за потребление электроэнергии по многоставочным, ифферен-
цированным по времени суток или сезонам тарифам любой слож-
ности. Благодаря оперативному и одновременному контролю со
стороны энергоснабжающей организации и потребителя возмож-
но применение бесконфликтной безакцептной формы взаиморас-
четов с автоматической выпиской и доставкой счетов каждому
абоненту.
Учет электроэнергии осуществляется приборами учета - счет-
чиками электрической активной и реактивной энергии. Они являются
источниками и хранилищами исходной информации об электроэнер-
гии для всех видов учета, в том числе автоматизированного.
АСКУЭ должна строиться на следующих основных принципах:
исходной информацией должны служить данные, получаемые от
счетчиков электрической энергии в виде числоимпульсной или циф-
ровой информации (приоритетными являются более точные счетчи-
ки электрической энергии с цифровым выходом);
82
системы должны создаваться как расчетные (коммерческие), ис-
пользующие для расчетного и технического учета одни и те же ком-
плексы технических средств;
сбор, обработка, накопление, хранение, отображение и передача
информации об электроэнергии и мощности для коммерческих рас-
четов на объектах должны производиться с помощью метрологически
аттестованных и защищенных от несанкционированного доступа
устройств - информационно-измерительных систем;
структура ССПИ АСКУЭ должна по возможности использовать
средства и совмещаться с ССПИ АСДУ;
информация об электроэнергии и мощности, получаемая и цир-
кулирующая в АСКУЭ, должна быть привязана к единому астроно-
мическому времени и обеспечивать единые временные срезы изме-
ряемых и вычисляемых данных по системе в целом.
АСКУЭ должна обеспечивать все уровни управления точной,
достоверной и надежной информацией об учете электроэнергии и
мощности для производства расчетов за межгосударственные пере-
токи электроэнергии и расчетов на рынке.
Основными функциями АСКУЭ являются:
получение достоверной и надежной коммерческой информа-
ции и обеспечение максимальной автоматизации расчетов на рын-
ке за электроэнергию и мощность между поставщиками и поку-
пателями;
контроль и управление режимами электропотребления;
обеспечение интеграции с расчетно-финансовыми структурами
с целью автоматизации и контроля за прохождением платежей;
формирование достоверных данных для производственной и ста-
тистической отчетности о полезно отпущенной и реализованной энер-
гии, а также для анализа режимов электропотребления и потерь
электроэнергии.
Периодичность обработки и передачи информации:
оперативная - 15-минутные, 30-минутные и часовые данные о
средних значениях мощности (электроэнергии) за соответствующий
период;
календарная - суточная, а также (нарастающим итогом) - недель-
ная и месячная информация об электроэнергии и мощности.
На уровне объект - AO-энерго могут использоваться коммутиру-
емые и выделенные (низкоскоростные) каналы связи. Скорость об-
мена информацией 100-300 бит/с. При развитии системы будут со-
здаваться каналы с большой скоростью - до 1200 бит/с.
На верхних уровнях обмена информацией используются каналы
связи, обеспечивающие скорости передачи 1200 бит/с и более.
83
Протоколы обмена информацией устройств ССПИ должны обес-
печивать помехоустойчивую, достоверную передачу информации
АСКУЭ.
Порядок учета мощности при взаиморасчетах между субъекта-
ми рынка при введении двухставочного тарифа устанавливается в
соответствии с коммерческими договорами между ними.
При наличии АСКУЭ исходными учитываемыми параметрами
являются средние получасовые значения мощности отпуска/приема
в расчетных точках, согласованных между договаривающимися
субъектами, на базе взаимно признанных метрологически аттесто-
ванных систем учета.
При отсутствии автоматизированного учета временно допуска-
ется использование данных суточной ведомости на базе ТИ мощно-
сти в ОИУК. В последнем случае действует следующий порядок
сбора и передачи информации.
Расчетные точки внутри ОЭС определяются соответствующими
ОДУ и согласовываются с заинтересованными субъектами рынка;
точки измерения между субъектами смежных ОЭС согласовывают-
ся соответствующими ОДУ и ЦДУ ЕЭС России.
Телеинформация от всех энергообъектов на территории энергоси-
стемы (вне зависимости от их ведомственной подчиненности или ба-
лансовой принадлежности) должна передаваться на ДЦ энергосистем
для их обработки в соответствии с согласованным ОДУ алгоритмом и
составления результирующих отчетных документов. Отчетные дан-
ные ежесуточно в автоматизированном режиме передаются в ОДУ ОЭС
в согласованной форме (макете). Телеинформация, поступающая в АО-
энерго от ТЭС и ГЭС - субъектов рынка, АЭС и сетевых объектов
РАО «ЕЭС России», - в согласованном объеме ретранслируется в ОДУ.
По данным ТИ мощности, формируются средние часовые значе-
ния мощности за утвержденные ЦДУ ЕЭС России контрольные и
отчетные часы (или интервалы времени, зоны суток):
нагрузки электростанций - субъектов оптового рынка и отпуска
с их шин;
сальдо-перетоки мощности по территории энергосистемы;
сальдо-перетоки мощности ОЭС;
нагрузки потребителей, выведенных на рынок.
ОДУ на основе собственных прямых ТИ и данных, полученных
из энергосистем, формируют отчетные данные по установленной
ЦДУ ЕЭС форме.
84
13.3. Технические средства и программное
обеспечение АСКУЭ
Для реализации структуры и функций АСКУЭ используются уни-
версальные и специализированные технические средства. К ним от-
носятся:
приборы и измерительные преобразователи (датчики) учета
расхода электроэнергии, обеспечивающие измерение с необходи-
мой точностью, отображение и преобразование измеренных па-
раметров в электрические сигналы, удобные для последующей об-
работки;
информационно-измерительные системы (ИИС) - средства
автоматизации сбора, первичной обработки, накопления и хра-
нения информации, получаемой от приборов, и передачи инфор-
мации;
средства передачи информации от ИИС в центры обработки ин-
формации, включая локальные сети, каналы связи, модемы, устрой-
ства коммутации сигналов и т.д.;
средства вычислительной техники для центров обработки инфор-
мации, поступающей от энергообъекта, и межмашинного обмена
информацией между уровнями иерархии АСКУЭ.
Программное обеспечение АСКУЭ состоит из системного,
функционального и технологического обеспечения. Состав и фун-
кции программных средств определяются уровнем иерархии
АСКУЭ, выполняемыми задачами и используемыми технически-
ми средствами.
13.4. Метрологическое и нормативное
обеспечение АСКУЭ
Метрологическое обеспечение АСКУЭ - это комплекс организа-
ционно-технических мероприятий, направленных на получение и
использование достоверной измерительной информации для учета
и контроля расходования электроэнергии.
Метрологическое обеспечение АСКУЭ базируется на положени-
ях Закона Российской Федерации «Об обеспечении единства изме-
рений» и других действующих нормативно-технических докумен-
тах Госстандарта РФ.
Используемые на объектах в составе АСКУЭ приборы учета, УСПД
и ИИС должны иметь сертификаты Госстандарта РФ, удостоверяющие
возможность их применения в системах коммерческого учета электро-
энергии.
85
Смонтированные, налаженные и прошедшие опытную эксплуа-
тацию системы АСКУЭ электростанций, ПС и промышленных пред-
приятий должны быть приняты и проверены региональными орга-
нами Госстандарта РФ в качестве средств (систем) измерения и ком-
мерческого учета.
Средства и каналы передачи данных от энергообъектов на выше-
стоящие уровни управления, а также средства обработки информа-
ции не подлежат метрологической поверке, так как не являются сред-
ствами измерения электроэнергии. На всех уровнях АСКУЭ долж-
ны быть предусмотрены программные средства защиты
обрабатываемой информации от несанкционированного доступа.
Входящие в состав АСКУЭ средства измерения должны прохо-
дить периодическую метрологическую поверку в соответствии с
установленным для них межповерочным интервалом.
14. ДИСПЕТЧЕРСКИЕ РЕЖИМНЫЕ ТРЕНАЖЕРЫ
Режимные тренажеры (РТ) предназначены для приобретения
диспетчерским персоналом энергосистем, ОЭС и ЕЭС навыков по
поддержанию параметров режима в заданной области при внепла-
новых и аварийных нарушениях баланса активной мощности, а так-
же при изменении схемы сети. Тренажер должен обеспечивать ими-
тацию:
управления мощностью (активной, реактивной) генерирующих
источников и потребителей;
включения и отключения электросетевого оборудования (ЛЭП,
трансформаторов и т.п.);
ввода и вывода средств автоматического управления;
контроля и управления режимом посредством тех же методов и
средств, что и в реальных условиях работы.
В общем случае РТ используются для двух основных групп тре-
нировок: ведение нормального режима и противоаварийные трени-
ровки.
Ведение нормального режима:
поддержание нормативных значений частоты, плановых значе-
ний перетоков активной мощности, уровней напряжения в конт-
рольных точках сети при естественных (сравнительно небольших)
колебаниях нагрузки потребителей и изменении мощности электро-
станций;
подготовка режима для плановых или внеплановых ремонтов
генерирующего или электросетевого оборудования.
Задача ведения оптимального режима по активной (реактивной)
мощности с использованием систем оперативной или автоматичес-
кой коррекции режима решается с помощью РТ в том случае, если
соответствующие системы управления имеются в распоряжении
диспетчера в реальном ОИУК. При этом диспетчер приобретает на-
выки работы с такими системами (советчик по экономичности,
АРЧМ, система регулирования напряжения и т.п.).
Критериями управления в нормальном режиме могут являться
минимизация отклонения регулируемых параметров от заданного
графика или минимизация времени на подготовку режима для выво-
да в ремонт оборудования и предотвращение нарушения параметра-
ми режима допустимых пределов.
87
Противоаварийные тренировки:
регулирование параметров постепенно утяжеляющегося режи-
ма с целью предотвращения выхода их за допустимые пределы и
последующего срабатывания систем ПА;
ввод в допустимую область параметров утяжеленного режима,
возникшего из-за аварийного отключения основного генерирующего
или электросетевого оборудования, предотвращение дальнейшего раз-
вития аварии, восстановление нормального режима и схемы сети;
управление режимом в выделившемся энергорайоне и включе-
ние его на параллельную работу с ЕЭС;
восстановление электроснабжения в полностью погашенном
энергорайоне.
Наиболее важная область использования РТ - противоаварий-
ные тренировки, позволяющие диспетчеру приобрести и закрепить
опыт управления ЭЭС (ОЭС, ЕЭС) в утяжеленных до- и послеава-
рийных режимах.
В ряде случаев противоаварийная тренировка включает комби-
нацию перечисленных задач в сочетании с различными событиями,
усложняющими режимную обстановку (отсутствие резервов мощ-
ности, отказы коммутационного оборудования, средств РЗ, систем-
ной автоматики и ПА, средств телемеханики и связи, отдельных функ-
ций ОИУК и др.).
В процессе противоаварийной тренировки основными критери-
ями успешного ее проведения считаются:
предотвращение развития аварии (последующего срабатывания
систем ПА, нарушения устойчивости, деления системы на несинх-
ронно работающие части);
минимизация отключенной мощности потребителей, изменения
генерирующей мощности, частоты;
минимизация времени нахождения параметров режима вне до-
пустимой области и времени восстановления нормального режима.
По итогам тренировок оценивается умение диспетчера правиль-
но пользоваться средствами контроля и управления ОИУК.
РТ для соответствующих уровней управления должны обеспе-
чивать реализацию указанных выше задач и целей. Модели, исполь-
зуемые в РТ, должны адекватно воспроизводить реакцию ЭЭС на
управляющие воздействия диспетчера и систем автоматического
управления, а система обращения диспетчера с РТ - совпадать с
интерфейсом соответствующего ОИУК.
Наиболее перспективны РТ, совмещенные с ОИУК. В общем
случае РТ должен содержать:
одну или несколько моделей расчета электрического режима ЭЭС;
88
модели систем автоматического управления ЭЭС;
базу данных и систему управления тренажером;
диалоговую систему;
блок анализа и оценки результатов тренировки.
Получили распространение три подкласса РТ.
Статический РТ обеспечивает моделирование последователь-
ной серии установившихся режимов ЭЭС, получающихся в резуль-
тате тех или иных возмущений исходного режима; процесс перехода
от предыдущего к последующему режиму не моделируется, а пере-
ход инициируется оператором.
Псевдодинамический тренажер базируется на тех же моделях,
что и статический: процесс перехода от одного установившегося
режима к последующему осуществляется автоматически в заданном
масштабе времени как в части изменения исходного режима, так и в
части запланированных возмущений, причем на этот процесс могут
накладываться дополнительные внеплановые возмущения. Таким
образом, в том или ином масштабе времени имитируется реальный
процесс контроля и управления режимом ЭЭС, осуществляемый
диспетчером с помощью ОИУК.
Динамические тренажеры используют численное решение диф-
ференциальных уравнений движения в реальном времени и моде-
лируют с заданной дискретностью времени переход от исходного к
результирующему режиму. Основное достоинство динамических
тренажеров - учет влияния динамики изменения режима на систе-
мы автоматического управления (АРЧМ, ПА и др.).
При моделировании ЭЭС, как правило, применяются эквивален-
тированные расчетные схемы объемом 150-300 узлов. Для статичес-
ких РТ используются два типа моделей ЭЭС.
Наиболее простая и быстродействующая статическая модель осно-
вана на расчете активного потокораспределения, идеализированного по
постоянному току, с учетом зависимости изменения активных мощнос-
тей узлов расчетной схемы ог частоты в соответствии суммарными ко-
эффициентами статизма генерации и нагрузки. Помимо малого време-
ни расчета эта модель обеспечивает абсолютную сходимость при боль-
ших возмущениях, не зависит от объема используемой телеинформации
и не нуждается в предварительном оценивании состояния ЭЭС.
Такая модель позволяет создать статический или псевдодинами-
ческий РТ, обеспечивающий решение практически всех задач для
диспетчера высших уровней управления (ЦДУ, ОДУ) и большей ча-
сти задач - для диспетчера крупных ЭЭС. Недостатки модели: не-
учет реактивного потокораспределения и, как следствие, отсутствие
возможности контроля и управления напряжением.
89
Более совершенными являются статические модели, обеспечиваю-
щие расчет установившегося режима по всем переменным (PQU) теми
или иными методами, например, ньютоновского типа. Введение ряда усо-
вершенствований, допущений и ускоряющих факторов, таких как посто-
янство матриц Якоби и выбор оптимального шага, исключение операций
с тригонометрическими функциями, разделение итерационного процес-
са по активной и реактивной мощности, использование членов второго
порядка аппроксимирующего ряда Тэйлора в прямоугольных координа-
тах, расчет режима в локальной области, применение процедур эквива-
лентирования и восстановления, а также управление количеством итера-
ций, нормой сходимости с автоматическим переключением на модели
разного вида в процессе одного расчета обеспечивает приемлемый по
времени расчета и надежный вычислительный алгоритм.
Однако важно учесть, что для этой модели исходная телеинформация
должна проходить предварительное оценивание состояния, а объем теле-
информации должен быть достаточен для наблюдаемости сети. Модели
такого класса целесообразно использовать на всех уровнях управления,
но особенно - в ЭЭС, где управление реактивной мощностью и напряже-
нием является важнейшей задачей диспетчерского управления.
Наиболее совершенный вариант-динамическая модель, позволя-
ющая имитировать сравнительно медленные переходные процессы:
влияние тепломеханических регуляторов ТЭС, качания и асинхрон-
ный режим, несинхронные включения и т.п. Моделирование быстрых
переходных процессов для РТ не является необходимой задачей, так
как цикличность поступления телеинформации и ее отображения на
диспетчерских дисплеях не позволяет диспетчеру контролировать та-
кие процессы. Однако учет динамики параметров режима может быть
полезен для более точного учета реакции систем автоматического уп-
равления и регулирования (например, при несинхронном включении
частей ЭЭС срабатывание автоматики от наброса мощности в пере-
ходном режиме, зафиксированное при динамическом моделировании,
может быть не обнаружено при статической модели и должно моде-
лироваться специальными приемами - импульсной добавкой и т.п.)
Модели системы автоматического управления, ПА и регулиро-
вания (АРЧМ, регулирования напряжения) выявляют соответствие
режима и схемы условиям срабатывания и моделируют соответству-
ющие воздействия. Моделируются следующие системы ПА:
автоматика разгрузки при повышении мощности;
автоматика разгрузки при отключении линий;
автоматика ликвидации асинхронного режима;
АЧР и ЧАПВ, делительная автоматика при понижении частоты;
автоматика ограничения повышения напряжения.
90
В некоторых РТ моделируется защита от перегрузки оборудова-
ния по току.
Управляющие воздействия ПА включают:
отключение нагрузки;
загрузку, разгрузку и отключение генераторов электростанций;
отключение одной или нескольких ЛЭП;
включение шунтирующих реакторов.
Алгоритм работы ПА содержит анализ логических функций с
многими логическими и параметрическими переменными. При мо-
делировании ПА возможны некоторые упрощения, например, при-
ближенный пересчет уставки АЛАР по сопротивлению или току в
уставку по мощности, неучет выдержек времени ступеней ПА, рас-
пределение объемов нагрузки, отключаемой АЧР, в соответствии со
статизмом узлов сети по частоте и т.п.
База данных РТ содержит:
условно-постоянную информацию по модели ЭЭС (библиотеки
расчетных схем) и моделям систем автоматического управления;
библиотеку базовых режимов для проведения повторных трени-
ровок;
библиотеку сценариев тренировок;
результаты проведенных тренировок;
оперативную и телеинформацию, поступающую из базы ОИУК,
в том числе результаты оценивания состояния ЭЭС.
Диалоговая система РТ состоит из трех функциональных групп,
ориентированных на три категории конечных пользователей:
тренируемого диспетчера (ученика);
специалиста, готовящего и проводящего тренировку (учителя);
специалиста, обеспечивающего сервисное обслуживание тре-
нажера (системотехника).
Диалог и отображение информации для ученика должны быть макси-
мально приближены к аналогичным функциям в ОИУК. Возможно ис-
пользование дополнительных форм, подготовленных специально для РТ.
Система отображения и диалога учителя (кроме всех перечис-
ленных выше возможностей) предусматривает набор специальных
дисплейных форм для:
подготовки сценария тренировки (выбор базового режима из
ОИУК, ввод заранее намеченных возмущений и признаков отказав-
ших устройств и оборудования, выбор масштаба времени и цикла
моделирования и т.п.);
управления процессом тренировки (назначение участвующих в
тренировке дисплеев, запуск РТ, введение внеплановых возмущений,
выполнение команд ученика и т.п.).
15. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМ
И ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЙ
Описанные ниже подходы к проектированию сформировались в
условиях планового развития энергетики и централизованного фи-
нансирования капитального строительства. Очевидно, что по мере
становления нового инвестиционного механизма эти подходы будут
претерпевать определенные изменения. В то же время именно в ус-
ловиях конкурентного проектирования и строительства электростан-
ций и сетей будет необходимо более тщательно проработать ту часть
нормативов, которая определяется общесистемными требованиями
устойчивости и надежности работы субъектов рынка в составе ЕЭС
России.
15.1. Циклы проектирования
Проектирование развития энергосистем и энергообъединений
включает:
проведение один раз в пять лет полного цикла внестадийных
проектных работ по развитию ЭЭС, ОЭС и ЕЭС и средств их эксп-
луатации и управления на перспективу 15-20 и 5-10 лет;
периодическую корректировку указанных работ по мере уточне-
ния исходных данных;
разработку энергетических и электросетевых разделов в составе
внестадийных работ по отдельным вопросам развития энергетики
(размещение ГЭС и ГАЭС, электроснабжение городов и др.), а так-
же в составе проектов электростанций и крупных сетевых объектов.
15.2. Баланс мощности
Необходимый ввод мощности на электростанциях определяется
условиями покрытия максимума нагрузки и создания требуемого
резерва мощности. При этом учитывается необходимость демонта-
жа устаревшего и изношенного (не подлежащего модернизации)
оборудования.
Баланс мощности составляется для периода прохождения зим-
него годового максимума нагрузки.
92
Располагаемая мощность электростанций, учитываемая в при-
ходной части баланса мощности на период годового максимума на-
грузки, определяется по суммарной установленной мощности за
вычетом имеющихся ограничений. В приходную часть баланса мощ-
ности не включается мощность головных образцов нового оборудо-
вания, вводимых в течение расчетного года, и серийных агрегатов,
вводимых в IV квартале того же года (ограничения из-за неполного
освоения вновь вводимого оборудования).
В составе ограничений учитываются снижения располагаемой
мощности из-за ограничений по выдаче мощности, несоответствия
между отдельными элементами электростанций, отсутствия тепло-
вых нагрузок (для турбин с противодавлением), увеличенного отбо-
ра пара, снижения напора ГЭС или снижения используемой мощно-
сти ГЭС по условиям удовлетворения потребностей неэнергетичес-
ких потребителей и т.д. При составлении балансов мощности на
перспективу более 5 лет суммарное снижение мощности по указан-
ным причинам принимается в среднем по ЕЭС в размере 10 % уста-
новленной мощности.
Снижение мощности ГЭС в условиях расчетного маловодного
года учитывается в балансе отдельно как «неиспользуемая мощ-
ность».
При расчете баланса мощности ЭЭС, работающей в составе ОЭС,
учитываются планируемые потоки мощности между ЭЭС: прием
мощности энергосистемой - в приходной части ее баланса, выдача
мощности в смежную энергосистему - в расходной части. Планиру-
емый обмен мощностью между ЭЭС, а также размер расчетного ре-
зерва мощности определяются по данным балансам мощности и ус-
ловиям обеспечения надежности ОЭС. При определении расходной
части баланса мощности ЭЭС принимается ее абсолютный («нере-
гулярный») годовой максимум нагрузки. В качестве расчетного мак-
симального графика нагрузки ЭЭС рассматривается график средне-
го рабочего дня наиболее загруженной декады зимнего периода
(обычно для декабря); максимум нагрузки по этому графику пред-
ставляет собой «регулярный» годовой максимум.
15.3. Резервы мощности
Расчетный резерв мощности определяется с учетом пропускной
способности системообразующих сетей и в общем случае представ-
ляет собой сумму:
ремонтного резерва, необходимого для возмещения снижений
мощности из-за неплановых ремонтов оборудования;
93
расчетного оперативного резерва, включающего две определяе-
мые совместно составляющие: аварийный резерв, восполняющий
аварийные снижения мощности из-за отказов оборудования, и на-
грузочный резерв, компенсирующий непредвиденные отклонения
расчетного («нерегулярного») максимума от планируемого значения;
народно-хозяйственного резерва, предназначаемого для компен-
сации нарушений баланса, вызванных опережающим развитием от-
дельных отраслей народного хозяйства.
Ремонтный резерв определяется отдельно для текущих и капи-
тальных (включая средние) ремонтов основного оборудования.
Размер резерва для текущих ремонтов, проводимых в период
максимума, принимается в процентах располагаемой мощности каж-
дого вида оборудования электростанций: для имеющих поперечные
связи КЭС и ТЭЦ с агрегатами мощностью менее 100 МВт - 2 %, с
агрегатами 100-135 МВт - 3,5 %; для КЭС и ТЭЦ с энергоблоками
150-200 МВт - 4-4 ,5 %, с энергоблоками 250-300 МВт - 5 %; для
КЭС с энергоблоками от 500 МВт (24 МПа) до 1600 МВт - 5,5-7 %;
для АЭС с реакторами 210-365 МВт - 3 %, с реакторами 440 МВт -
4 %, с реакторами 1000 МВт - 5,5 %.
Для проведения текущих ремонтов агрегатов ГЭС в период зим-
него максимума нагрузок резерв не предусматривается.
Капитальные и средние ремонты оборудования проводятся, как
правило, в период сезонного спада нагрузок. При недостаточности
сезонного спада необходимый дополнительный резерв для периода
зимнего максимума нагрузок определяется исходя из установленных
значений периодичности и длительности капитальных (включая сред-
ние) ремонтов на основе анализа годового графика нагрузки. При
отсутствии более точных данных могут быть приняты следующие
значения среднегодовой длительности простоя оборудования элект-
ростанций в капитальных и средних ремонтах: для агрегатов ГЭС и
ГАЭС - 4,1 % календарного времени; для имеющих поперечные свя-
зи КЭС и ТЭЦ с агрегатами мощностью менее 100 МВт - 2,5 %, с
агрегатами 100-135 МВт - 3,5 %; для КЭС и ТЭЦ с энергоблоками
150-200 МВт - 4,5-5 %, с энергоблоками 250-300 МВт - 5,5 %; для
КЭС с энергоблоками от 500 МВт (24 МПа) до 1600 МВт - 6-8 %;
для АЭС с реакторами 210-365 МВт - 10 %, с реакторами 440 МВт -
11,5 %, с реакторами 1000 МВт - 13-13,5 % (в зависимости от типа
реактора).
Для проведения модернизации исчерпавшего свой ресурс обо-
рудования, требующей вывода этого оборудования в ремонт на
длительный срок, предусматривается дополнительный ремонтный
резерв.
94
Совместное определение расчетного оперативного резерва (его
размера и размещения) и пропускной способности системообразую-
щих связей осуществляется на основе оптимизационных расчетов по
критерию минимума приведенных затрат с учетом математического
ожидания ущерба от ненадежности электроснабжения. В этих расче-
тах учитываются: структура генерирующей мощности и показатели
надежности агрегатов различных типов, режим электропотребления
и наличие случайных отклонений нагрузки от планируемых значений.
В «Руководящих указаниях и нормативах по проектированию
развития энергосистем» даны рекомендуемые для использования
показатели надежности агрегатов различных типов - среднестатис-
тические значения относительной длительности аварийного простоя.
Эти показатели: для агрегатов ГЭС - 0,005, для ТЭС с поперечными
связями - 0,02, для серийных энергоблоков (при числе лет после вы-
пуска первых серийных агрегатов более пяти) мощностью 150-200 МВт -
0,045; для энергоблоков ТЭС 250-300 МВт и АЭС 400 МВт - 0,055;
для энергоблоков 500 МВт, 13 МПа-0,055,24 МПа - 0,07; для энер-
гоблоков ТЭС 800 МВт и АЭС 1000 МВт - 0,075.
Суммарный резерв мощности в ЕЭС, включающий ремонтный и
оперативный резервы, а также народно-хозяйственный резерв, кото-
рый принимается в размере 1 % максимума нагрузки для перспекти-
вы до 10 лет и 2 % для более далекой перспективы, не должен быть
ниже 17 % совмещенного максимума нагрузки ЕЭС.
Баланс мощности считается приемлемым и в том случае, когда
приходная часть немного меньше расходной, но дефицит не превы-
шает половины мощности наиболее крупного из вводимых агрега-
тов (такие значения дефицита мощности рассматриваются как слу-
чайные отклонения, лежащие в пределах точности прогноза).
15.4. Баланс электроэнергии
На основе баланса мощности ЭЭС (ОЭС, ЕЭС) составляется ба-
ланс электроэнергии с проверкой возможности выработки требуе-
мого количества электроэнергии, определения потребности в топ-
ливе и потоков электроэнергии между параллельно работающими
ЭЭС (ОЭС).
Выработка ГЭС учитывается в балансе по среднемноголетнему
значению; производится также проверка балансов электроэнергии
для условий расчетного маловодного года. Баланс электроэнергии
считается удовлетворительным, если число часов использования
среднегодовой располагаемой мощности ТЭС в среднем по ОЭС не
превышает 6500.
95
15.5. Обеспечение топливных ресурсов
Для надежной реализации планируемого баланса электроэнер-
гии наряду с рациональным использованием гидроресурсов требу-
ется обеспечение резервов топливных ресурсов, для чего при проек-
тировании ТЭС предусматривается создание:
для ТЭС, работающих на угле и сланце, - склада топлива емкос-
тью (без учета госрезерва), как правило, на 30-суточный расход, а
для ТЭС, располагаемых в районе угольных разрезов или шахт на рас-
стоянии 41-100 км, - на 15-суточный расход, на расстоянии до 40 км -
на 7-суточный расход;
для ТЭС, работающих на торфе, - склада емкостью, как прави-
ло, на 15-суточный расход,
для ТЭС, у которых основным топливом является мазут, достав-
ляемый по железной дороге, - мазутохранилища емкостью (без уче-
та госрезерва) на 15-суточный расход, а при подаче мазута по трубо-
проводам - на 10-суточный расход;
для ТЭС, работающих на газе при круглосуточной подаче его
от одного источника, - аварийного мазутохозяйства с емкостью
резервуаров на 5-суточный расход, а при сезонной подаче газа -
резервного мазутохозяйства на 10-суточный расход (при обеспе-
чении круглосуточной подачи газа от двух независимых источни-
ков мазутохозяйство может при соответствующем обосновании не
сооружаться).
15.6. Межсистемные связи
При определении пропускной способности межсистемных свя-
зей в ЕЭС на перспективу суммарный балансовый поток мощности
в каждом сечении, делящем ЕЭС на две части, должен быть не ме-
нее п % максимума нагрузки меньшей из рассматриваемых частей
ЕЭС, а суммарная пропускная способность электрических связей в
этих сечениях должна составлять не менее т % максимума нагрузки
меньшей части, где п и т принимаются в следующих размерах:
Мощность меньшей из частей ЕЭС, млн кВт 10 25
п, % 5 3
т, % 15 9
50 100 и более
2 1,5
6 3,5
Для ОЭС, входящих в ЕЭС, резерв мощности определяется в ре-
зультате оптимизации размещения суммарного резерва ЕЭС. Про-
пускная способность основных системообразующих сетей ЕЭС долж-
на выбираться по расчетным максимальным потокам мощности, ко-
96
торые характеризуются неблагоприятным размещением оборудова-
ния, выведенного в плановый и аварийный ремонты.
Составляющими расчетного максимального потока мощности
являются балансовый и расчетный потоки взаимопомощи. Расчет-
ный поток взаимопомощи определяется выражением
Р =},2N -N,
где N*3 - оперативный резерв части ОЭС, определенный для усло-
вий ее изолированной работы;
N- расчетный оперативный резерв, размещенный на электро-
станциях этой части.
15.7. Схемы и параметры основных сетей
Схема и параметры основных электрических сетей ЭЭС должны
удовлетворять следующим требованиям к пропускной способности
и надежности этих сетей:
передача расчетных длительных потоков мощности, определенных
для средних условий нахождения основного оборудования электростан-
ций в плановых и аварийных ремонтах (при полном покрытии нагрузок
всех узлов ЭЭС), должна обеспечиваться при нормальной схеме сети и,
как правило, при отключении одного из элементов сети (цепи ЛЭП или
трансформатора) при нормативных запасах устойчивости;
передача расчетных максимальных потоков мощности, обуслов-
ленных неблагоприятным сочетанием плановых и аварийных ремон-
тов оборудования электростанций, должна обеспечиваться при нор-
мальной схеме также при нормативных запасах устойчивости и до-
пустимых уровнях напряжения.
При выборе схемы и параметров основных сетей ЭЭС должны
учитываться условия питания отдельных нагрузочных узлов при на-
ложении аварийного отключения одного из элементов на плановый
ремонт другого элемента сети.
В процессе реализации проектной схемы основной сети ЭЭС
временно допускается неполное резервирование отдельных узлов,
дефицит мощности в которых, образующийся во время ремонта
любого поврежденного элемента, не превышает (с учетом исполь-
зования резервных источников) 25 % максимума нагрузки узла и
находится в пределах до 400 МВт при питании узла на напряже-
нии 750 кВ, до 250 МВт - на 500 кВ, 150 МВт - на 330 кВ и
50 МВт - на 220 кВ (при условии сохранения питания ответствен-
ных потребителей).
97
При выборе схем присоединения электростанций и понижающих
ПС к основной электрической сети должны учитываться ответствен-
ность питаемых потребителей и необходимость сохранения транзи-
та мощности.
Схемы присоединения крупных ГЭС и КЭС на органическом
топливе на всех этапах ввода мощности должны обеспечивать воз-
можность выдачи в основную сеть полной мощности электростан-
ции (за вычетом нагрузки собственных нужд и мощности, отдавае-
мой в распределительную сеть) в любой период года и суток при
работе всех отходящих ВЛ. В часы максимальных нагрузок ЭЭС
(ОЭС, ЕЭС) выдача полной мощности электростанций должна быть
обеспечена, как правило, и при отключении одной из отходящих ВЛ;
в отдельных случаях допускается ограничение мощности электро-
станций при указанной ремонтной схеме в размерах, не превышаю-
щих мощность наиболее крупного блока.
Схема присоединения АЭС на всех этапах ввода мощности долж-
на обеспечивать выдачу полной располагаемой мощности электро-
станции в любой период года и суток как при нормальной схеме ос-
новной сети, так и при отключении одной из отходящих ВЛ.
Между двумя узлами основной электрической сети следует со-
оружать, как правило, не более двух ВЛ одного напряжения. При
необходимости дополнительного усиления сети следует рассматри-
вать целесообразность сооружения ВЛ по другим трассам или пере-
хода на более высокую ступень напряжения.
При проектировании развития ЭЭС (ОЭС) и основных электри-
ческих сетей должны быть выполнены расчеты токов трехфазных и
однофазных КЗ для выявления требований к коммутационной
аппаратуре и другому оборудованию проектируемых РУ, а также для
проверки соответствия аппаратуры в действующих РУ расчетным
значениям токов КЗ. Расчеты токов КЗ (а при необходимости и скоро-
стей восстановления напряжений) производятся при разработке схем
развития ЭЭС; расчеты выполняются на перспективу 10 лет. При разра-
ботке схем развития ОЭС для узловых пунктов основной сети должна
быть произведена оценка токов КЗ на перспективу 15 лет.
Уровни токов КЗ (периодической составляющей) на шинах элект-
ростанций и ПС не должны превышать: при напряжениях 110-150 кВ -
31,5 кА; 220-330 кВ - 40 кА; 500-750 кВ - 63 кА; превышение этих
уровней допускается в отдельных случаях лишь при наличии специ-
альных обоснований.
В проектах развития ЭЭС (ОЭС) и электрических сетей наряду с
определением места размещения и мощности объектов (электростан-
ций и понижающих ПС) производится предварительный выбор прин-
98
ципиальных схем электрических соединений и основных парамет-
ров объектов с учетом условий их работы в ЭЭС и в соответствии с
требованиями норм технологического проектирования ГЭС, ТЭС,
АЭС и ПС 35-750 кВ.
На основе проектных разработок схем развития ЭЭС (ОЭС) и
участков, к которым присоединяется электростанция, предварительно
определяются также: ступени напряжения, на которых выдается
мощность электростанции в основную электрическую сеть (как пра-
вило, принимается не более двух ступеней напряжения); число и
направление ВЛ, отходящих от РУ каждой ступени напряжения; ре-
комендуемое распределение агрегатов между ними; необходимость
трансформаторной связи между двумя РУ и перетоки мощности по
этой связи (или мощность автотрансформаторов связи); требования
к главным схемам, а в некоторых случаях и к электрооборудованию
электростанций, связанные с обеспечением устойчивости параллель-
ной работы и применением ПА (секционирование шин РУ, размер
аварийной разгрузки); значения токов КЗ.
15.8. Проектирование подстанций
Для выполнения проектов понижающих ПС при проектирова-
нии развития ЭЭС и электрических сетей (а также при проектирова-
нии схем внешнего электроснабжения крупных потребителей) пред-
варительно определяются: район размещения ПС, ступени напряже-
ния РУ, рекомендуемые принципиальные схемы электрических
соединений РУ (в проектах развития ЭЭС и электрических сетей -
РУ 110 кВ и выше) и требования к секционированию сети; число,
мощность и номинальные напряжения трансформаторов (автотранс-
форматоров); электрические нагрузки ПС на расчетные периоды;
число и напряжение ВЛ ПО кВ и выше и пределы регулирования
напряжения на шинах ПС, тип и мощность компенсирующих уст-
ройств, режим заземления нейтралей трансформаторов, а также тре-
бования к системной автоматике.
Нормы технологического проектирования ПС с высшим напря-
жением 35-750 кВ предусматривают также обязательное примене-
ние рекомендуемых типовых схем РУ всех напряжений. Примене-
ние нетиповых схем допускается только при наличии технико-эко-
номического обоснования (в частности, для реконструируемых
подстанций).
Этими нормами предусматривается установка на ПС, как пра-
вило, двух трансформаторов; установка большего количества
трансформаторов допускается при наличии технико-экономичес-
99
ких обоснований, а также в случаях, когда на ПС требуются два
средних напряжения. Допускается в первый период эксплуатации
установка одного трансформатора при условии обеспечения ре-
зервирования питания потребителей по сетям среднего и низше-
го напряжений.
Мощность трансформаторов должна быть достаточна для того,
чтобы при отключении наиболее мощного из них остальные могли
обеспечить питание потребителей (на время ремонта или замены
вышедшего из работы трансформатора) с учетом допустимой пере-
грузки и резерва по сетям среднего и низшего напряжений. Для двух-
трансформаторных ПС при отсутствии резервирования по сетям сред-
него и низшего напряжений мощность каждого из них выбирается с
учетом загрузки трансформатора не более 70 % максимальной на-
грузки ПС на расчетный период.
Проектирование однотрансформаторных ПС допускается при
условии резервирования питания потребителей в соответствии с тре-
буемым уровнем надежности их электроснабжения.
Как правило, на ПС с высшим напряжением до 500 кВ устанав-
ливаются трехфазные трансформаторы. При отсутствии трехфаз-
ных трансформаторов необходимой мощности могут применяться
спаренные трехфазные или однофазные трансформаторы. При ус-
тановке одной группы однофазных трансформаторов предусмат-
ривается резервная фаза с возможностью присоединения с помо-
щью перемычек (при снятом напряжении). При установке двух
групп необходимость резервной фазы должна быть определена тех-
нико-экономическими расчетами с учетом резерва по сетям сред-
него напряжения.
15.9. Проектирование схем электростанций
В нормах технологического проектирования ТЭС и АЭС даны ука-
зания по выбору типов блочных повышающих трансформаторов и
трансформаторов (автотрансформаторов) связи между РУ высокого
напряжения и по установке резервной трансформаторной мощности.
На ТЭС (КЭС и ТЭЦ), имеющих РУ генераторного напряжения,
суммарная мощность трансформаторов, связывающих это РУ с РУ
высокого напряжения, должна обеспечить выдачу в энергосистему
всей активной и реактивной мощности электростанции за вычетом
нагрузки собственных нужд и нагрузки сети генераторного напря-
жения в период минимума местной нагрузки. Должна быть также
обеспечена выдача в сеть активной мощности, вырабатываемой элек-
тростанцией в нерабочие дни.
100
Мощность указанных трансформаторов должна быть достаточ-
ной для электроснабжения потребителей, получающих питание от
генераторного напряжения в период максимума нагрузок при выхо-
де из работы наиболее мощного генератора, присоединенного к это-
му РУ. При определении необходимой мощности трансформаторов
должны быть учтены также условия питания потребителей в летний
период, если при снижении тепловых нагрузок требуется остановка
теплофикационных агрегатов.
Каждый генератор ТЭС мощностью 300 МВт и более присоединя-
ется, как правило, через отдельные трансформаторы на стороне высо-
кого напряжения. В отдельных случаях при наличии технико-экономи-
ческого обоснования разрешается попарное присоединение трансфор-
маторов двух блоков на стороне повышенного напряжения либо
присоединение двух генераторов к одному трансформатору с расщеп-
ленными обмотками. Во всех случаях объединения блоков между гене-
раторами и трансформаторами должны устанавливаться выключатели.
Моноблоки АЭС, как правило, присоединяются через отдельные транс-
форматоры и выключатели на стороне высокого напряжения.
Отключение ВЛ, как правило, должно производиться не более чем
двумя выключателями, отключение повышающих трансформаторов,
трансформаторов связи, трансформаторов собственных нужд - не бо-
лее чем тремя выключателями РУ каждого повышенного напряжения.
При соединении генераторов ТЭС в блоки с трехобмоточными
трансформаторами (или автотрансформаторами) между генератором
и трансформатором устанавливается выключатель. Для АЭС нормы
предусматривают также установку выключателя между генератором
и работающим в блоке с ним двухобмоточным повышающим транс-
форматором.
Для ГЭС предусматривается возможность применения следую-
щих типов электрических блоков: одиночного блока генератор -
трансформатор; укрупненного блока нескольких гидрогенераторов,
подключенных к одному повышающему трансформатору или к груп-
пе однофазных трансформаторов через выключатели или без них;
объединенного блока - нескольких одиночных или укрупненных
блоков, объединенных между собой без выключателей на стороне
высшего напряжения трансформаторов.
16. ТЕРМИНОЛОГИЯ
В настоящем разделе приведен краткий (не претендующий на
исчерпывающую полноту) перечень ряда основных технологичес-
ких и коммерческих терминов, относящихся к оперативно-диспет-
черскому управлению, с кратким толкованием.
16.1. Технологические термины
Автоматическое управле- ние Автоматическое управление техноло- гическим процессом энергетическо- го производства без вмешательства оперативного персонала
Баланс мощности (электро- энергии) Равенство генерируемой и получае- мой (с одной стороны) и потребляе- мой и отдаваемой (с другой стороны) мощности (электроэнергии) для тех- нологического (или экономического) объекта
Диспетчерские тренажеры Комплекс технических и программ- ных средств, предназначенных для обучения и тренировки диспетчерс- кого персонала
Диспетчерское управление Оперативное управление режимами ЭЭС, ОЭС, ЕЭС
Единая энергосистема (ЕЭС) Несколько параллельно работающих ОЭС, связанных общностью режима и единым централизованным диспет- черским управлением
102
Запас пропускной способ- ности Значение дополнительной активной мощности, которая может быть пере- дана по определенной ЛЭП (в опре- деленном сечении) в конкретном ре- жиме
Мощность агрегата (элект- ростанции, энергосистемы) Установленная Располагаемая Рабочая Включенная Производственная Эксплуатационно неис- пользуемая Мощность, с которой агрегат может длительно работать без перегрузки в соответствии с паспортными дан- ными Установленная мощность, сниженная на величину ограничений Наибольшая мощность, которая мо- жет быть использована в рассматри- ваемый период времени без перегруз- ки, с учетом имеющихся ограниче- ний и временно неиспользуемой мощности Сумма генерируемой мощности и вращающегося резерва Установленная мощность, уменьшен- ная из-за остановов оборудования для проведения планово-предупреди- тельных ремонтов, технического пе- ревооружения, реконструкции Мощность, выведенная в ремонт на длительный срок
Объединенная энергосисте- ма (ОЭС) Несколько параллельно работающих ЭЭС, связанных общностью режима и единым диспетчерским управлени- ем
Ограничение мощности аг- регата (электростанции) Значение вынужденного недоисполь- зования установленной мощности ге- нерирующего агрегата (электростан- ции)
103
Оперативно-технологичес- кое (диспетчерское) управ- ление Управление технологическим про- цессом энергетического производ- ства по команде вышестоящего руко- водящего персонала
Перетоки мощности в сече- нии при установившихся режимах Нормальные Вынужденные (в эксплу- атации) Аварийно-допустимые Аварийные Послеаварийные Утяжеленные (в проекти- ровании) Длительно допустимые Повышенные нагрузки на ограничен- ный период времени для предотвра- щения ограничений потребителей, потери гидроресурсов и др. Повышенные нагрузки на короткий срок Недопустимые кратковременно После отключения повреждения Повышенные из-за неблагоприятно- го сочетания ремонтов оборудования электростанций в режимах макси- мальных и минимальных нагрузок (общая продолжительность в течение года не более 10 % времени)
Планирование режимов Долгосрочное Краткосрочное На месяц, квартал, год На сутки, неделю
Подготовка энергетического производства Подготовка режима работы энергоси- стемы (ОЭС, ЕЭС), обеспечивающая надежное энергоснабжение потреби- телей качественной электроэнергией и эффективное функционирование соответствующих хозяйствующих субъектов (предприятий)
Потребление электроэнер- гии
104
Максимум График Максимальное значение мощности потребляемой установкой (энергоси- стемой) на определенном отрезке времени Значение мощности, потребляемой установкой (энергосистемой) за каж- дый час определенного отрезка вре- мени
Пропускная способность электрической сети Значение активной мощности, кото- рая может быть передана по конкрет- ной ЛЭП или сечению (нескольким ЛЭП, связанным общностью элект- рической сети)
Режим электрический Установившийся Переходный Состояние энергосистемы, характе- ризующееся значениями параметров режима Характеризуется неизменностью зна- чений параметров От начального возмущения до окон- чания вызванных им электромагнит- ных и электромеханических переход- ных процессов (с учетом действия систем регулирования частоты вра- щения турбины)
Резерв генерирующей мощ- ности Эксплуатационный Холодный Вращающийся (включен- ный) Дополнительная генерирующая мощность, которая может быть реа- лизована за определенный отрезок времени Разность между рабочей мощностью и нагрузкой в данный момент времени Рабочая мощность не включенного в сеть агрегата, которая может быть ре- ализована при необходимости за де- сятки минут - часы Резервная мощность работающего агрегата
105
Горячий Невыпускаемый Резервная мощность, которая может быть использована за несколько ми- нут Ограничиваемый пропускной спо- собностью электрической сети
Ремонтные работы на ос- новном энергетическом оборудовании Техническое обслужива- ние Ремонт: текущий средний капительный неплановый (вынужден- ный, аварийный, не- отложный) Консервация до 4 дней 4-15 дней 20-30 дней 40 - 90 дней В зависимости от характера повреж- дения Вывод исправного, как правило, ма- лоэкономичного оборудования на длительный срок. Время пуска агре- гата, выведенного в консервацию, может составлять несколько суток
Системный (технологичес- кий) оператор рынка Организация (подразделение), ответ- ственное за технологическое обеспе- чение рынка электроэнергии и мощ- ности
Схема электрическая Нормальная Ремонтная Схема соединения электрооборудова- ния Для нормального режима, когда все оборудование включено в работу Когда часть оборудования выведена в ремонт или резерв
Технологическая информа- ция Сведения о схеме электрической сети и о параметрах ее режимов
106
Технологическое управле- ние Управление технологическим про- цессом энергетического производ- ства
Формы оперативного под- чинения Диспетчерское ведение Диспетчерское управление
Электрическая связь Совокупность сетевых элементов, соединяющих две части ЭЭС (ОЭС)
Электрическое сечение Совокупность элементов одной или нескольких связей, отключение кото- рых может приводить к полному раз- делению ЭЭС (ОЭС) на две изолиро- ванные части
Электроэнергетическая си- стема (ЭЭС), энергосистема Комплекс совместно (параллельно) работающих электростанций и сетей, связанных общностью режима и еди- ным централизованным диспетчерс- ким управлением
Энергетическое производ- ство Процесс производства, передачи и распределения электрической и теп- ловой энергии
16.2. Коммерческие термины
Акционерное общество Хозяйствующий субъект, принадле- жащий владельцам его акций
АСКУЭ Автоматизированная система контро- ля и учета электропотребления (уп- равления электропотреблением)
Коммерческий оператор рынка Организация (подразделение), ответ- ственная за коммерческое обеспечение рынка электроэнергии и мощности
Коммерчески чувствитель- ная технологическая ин- формация Технологическая информация, влия- ющая на коммерческие показатели субъектов рынка
107
Недоотпуск электроэнер- гии Количество электроэнергии, не полу- ченной потребителем вследствие ава- рийных нарушений и регулировоч- ных мероприятий
Ограничение электроэнер- гии Производимые по команде диспет- черских служб ограничения потреб- ления электроэнергии с целью ком- пенсации дефицита активной мощно- сти
Оперативный рынок Коммерческие отношения, реализуе- мые в короткие сроки (час, сутки) не- посредственно диспетчерским персо- налом
Отключение электроэнер- гии Производимые по команде диспетче- ра отключения потребителей с целью компенсации дефицита активной мощности
Покупатель электроэнергии Субъект рынка, получающий элект- роэнергию на долгосрочной основе в соответствии с заключенными контрактами, или на оперативном (спотовом) рынке в установленном порядке
Поставщик электроэнергии Субъект рынка, имеющий контракты на поставку электроэнергии, или по- ставляющий ее в установленном по- рядке на оперативном (спотовом) рынке
Прекращение технологи- ческого процесса Остановка производственных меха- низмов на промышленных предпри- ятиях с целью прекращения потреб- ления электроэнергии (производится в случаях, когда промышленное по- требление не может быть отделено от других особо ответственных потре- бителей (больницы и др.)
108
Производитель электро- энергии Субъект рынка, производящий элек- троэнергию
Производственный объект Комплекс подразделений предприя- тия, обеспечивающих участие в под- готовке производства и в технологи- ческом процессе
Регулировочный рынок Экономические отношения операто- ра рынка с хозяйствующими субъек- тами, привлекаемыми к регулирова- нию технологического процесса энергетического производства
Субъект рынка Юридическое лицо, участвующее в рыночных отношениях
Технологический объект Объект, участвующий в энергетичес- ком производстве
Технологическое простран- ство рынка Режим и схема основной электричес- кой сети, в которой реализуются ры- ночные отношения
Технологические услуги Участие субъектов рынка в поддер- жании надежности и эффективности функционирования технологическо- го пространства рынка
Хозяйствующий субъект Юридическое лицо, принимающее участие в коммерческих отношени- ях в процессе энергетического про- изводства
Экономическое простран- ство рынка Комплекс соглашений и правил, оп- ределяющих коммерческие отноше- ния на рынке
СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИИ
АЛАР - автоматическая ликвидация (прекращение) асинхронного ре-
жима
АОПН - автоматическое ограничение повышения напряжения
АОПЧ - автоматическое ограничение повышения частоты
АОСН - автоматическое ограничение снижения напряжения
АО-энерго - региональные акционерные общества энергетики и элект-
рификации
АПВ - автоматическое повторное включение
АПНУ - автоматическое предотвращение нарушений устойчивости
АРВ - автоматический регулятор возбуждения
АРНТ - автоматическое регулирование напряжения трансформаторов
АРЧВ - автоматический регулятор частоты вращения (генера-торов)
АРЧМ - автоматическое регулирование частоты и обменной мощности
АТС - автоматическая телефонная станция
АСДУ - автоматизированная система диспетчерского управления
АСКУЭ - автоматизированная система контроля и учета элекгропотреб-
ления (управления электропотреблением)
АЧР - автоматическая частотная разгрузка
АЭС - атомная электростанция
БУ - балансирующий узел
ВЛ - воздушная линия электропередачи
ГАЭС - гидроаккумулирующая электростанция
ГЭС - гидравлическая электростанция
ДРТ - длительная разгрузка паровой турбины
ДЦ - диспетчерские центры
ЕЭС - Единая энергетическая система России
ИИС - информационно-измерительная система
КАПВ - комбинированное АПВ
КЗ - короткое замыкание
КРТ - кратковременная (импульсная) разгрузка паровой турбины
КЭС - конденсационная электростанция
ЛЭП - линия электропередачи
МУТ - механизм управления турбиной
ОАПВ - однофазное АПВ
ОГ - отключение генераторов
ОДУ - объединенное диспетчерское управление
о.е. - относительные единицы
ОИУК - оперативно-информационный управляющий комплекс
ОМ - ограничение мощности (паровой турбины)
110
он - отключение нагрузки
ОЭС - объединенная энергосистема
ПА - противоаварийная автоматика
ППТ - передача постоянного тока
ПС - подстанция
ПЭВМ - персональная ЭВМ
пэс - предприятие электрических сетей
РЗ - релейная защита
РЗА - релейная защита и автоматика
РПН - регулирование под нагрузкой (трансформаторов)
РТ - режимный тренажер
РУ - распределительное устройство
САОН - специальная автоматика отключения нагрузки
СДТП - сеть диспетчерских телефонных переговоров
СК - синхронный компенсатор
СПОТИ - сеть передачи оперативно-технологической информации
сспи - система сбора и передачи информации
СТТП - сеть телефонных переговоров технологического персонала
диспетчерских пунктов
ТАПВ - трехфазное АПВ
ТИ - телеизмерение
ТИС - телеинформационная сеть
ТР - телерегулирование
ТС - телесигнал
ТУ - телеуправление
ТЭС - тепловая электростанция
ТЭЦ - теплоэлектроцентраль
УВ - управляющие воздействия
УРОВ - устройство резервирования отказа выключателя
УСПД - устройство сбора и передачи данных
УТМ - устройство телемеханики
цдс - центральная диспетчерская служба энергосистемы
ЦДУ - Центральное диспетчерское управление
цппс - центральная приемно-передающая станция
ЧАПВ - частотное АПВ
ЭВМ - электронно-вычислительная машина
ЭГП - электрогидравлический преобразователь
эдс - электродвижущая сила
ЭЭС - электроэнергетическая система
ПРИЛОЖЕНИЕ
Раздел 6 ПТЭ
6. ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ
6.1. Задачи и организация управления
6.1.1. В каждом AO-энерго (энергосистеме), объединенной энер-
госистеме (ОЭС), Единой энергосистеме (ЕЭС России) должно быть
организовано круглосуточное диспетчерское управление согласован-
ной работой электростанций, электрических и тепловых сетей,
задачами которого являются:
разработка и ведение режимов работы электростанций, сетей и
энергосистем,
обеспечивающих заданные условия энергоснабжения потреби-
телей;
планирование и подготовка ремонтных работ;
обеспечение устойчивости энергосистем;
выполнение требований к качеству электрической энергии и тепла;
обеспечение экономичности работы энергосистем и рациональ-
ного использования энергоресурсов при соблюдении режимов по-
требления;
предотвращение и ликвидация технологических нарушений при
производстве, преобразовании, передаче и распределении электри-
ческой энергии и тепла.
6.1.2. На каждом энергообъекте (электростанции, электрической
сети, тепловой сети) должно быть организовано круглосуточное опе-
ративное управление оборудованием, задачами которого являются:
ведение требуемого режима работы;
производство переключений, пусков и остановов;
локализация аварий и восстановление режима работы;
подготовка к производству ремонтных работ.
6.1.3. Оперативно-диспетчерское управление должно быть орга-
низовано по иерархической структуре, предусматривающей распре-
деление функций оперативного контроля и управления между от-
дельными уровнями, а также подчиненность нижестоящих уровней
управления вышестоящим.
6.1.4. Функции диспетчерского управления должны выполнять:
в ЕЭС - центральное диспетчерское управление (ЦДУ ЕЭС России);
112
в ОЭС - объединенное диспетчерское управление (ОДУ);
в энергосистеме - центральная диспетчерская служба (ЦДС);
в электрической сети - оперативно-диспетчерская служба этой
сети;
в тепловой сети - диспетчерская служба этой сети.
6.1.5. Для каждого диспетчерского уровня должны быть установ-
лены две категории управления оборудованием и сооружениями —
оперативное управление и оперативное ведение.
6.1.6. В оперативном управлении диспетчера должны находить-
ся оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства
релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режим-
ной автоматики, средства диспетчерского и технологического управ-
ления, операции с которыми требуют координации действий подчи-
ненного оперативно-диспетчерского персонала и согласованных из-
менений на нескольких объектах разного оперативного подчинения.
Операции с указанным оборудованием и устройствами должны
производиться под руководством диспетчера.
6.1.7. В оперативном ведении диспетчера должны находиться
оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства
релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режим-
ной автоматики, средства диспетчерского и технологического управ-
ления, оперативно-информационные комплексы, состояние и режим
которых влияют на располагаемую мощность и резерв электростан-
ций и энергосистемы в целом, режим и надежность сетей, а также
настройку противоаварийной автоматики.
Операции с указанным оборудованием и устройствами должны
производиться с разрешения диспетчера.
6.1.8. Все линии электропередачи, теплопроводы, оборудование
и устройства электростанций и сетей должны быть распределены
по уровням диспетчерского управления.
Перечни линий электропередачи, теплопроводов, оборудования
и устройств, находящихся в оперативном управлении или оператив-
ном ведении диспетчеров энергообъектов или АО-энерго, должны
быть составлены с учетом решений вышестоящего органа оператив-
но-диспетчерского управления и утверждены техническим руково-
дителем этого энергообъекта или АО-энерго.
6.1.9. Взаимоотношения персонала различных уровней опера-
тивно-диспетчерского управления должны быть регламентирова-
ны соответствующими типовыми положениями и договорами на
участие собственников энергообъектов в параллельной работе с
ЕЭС России. Уклонение от заключения договоров не допускается.
Спорные вопросы, возникающие при заключении договоров, дол-
жны решаться в соответствии с законодательством Российской
Федерации.
ИЗ
6.1.10. Оперативно-диспетчерское управление должно осуществ-
ляться с диспетчерских пунктов и щитов управления, оборудован-
ных средствами диспетчерского и технологического управления
и системами контроля, а также укомплектованных оперативными
схемами.
6.1.11. В каждом AO-энерго должны быть разработаны инструк-
ции по оперативно-диспетчерскому управлению, ведению оператив-
ных переговоров и записей, производству переключений и ликвида-
ции аварийных режимов с учетом специфики и структурных осо-
бенностей энергосистемы.
Все оперативные переговоры, оперативно-диспетчерская доку-
ментация на всех уровнях диспетчерского управления должны вес-
тись с применением единой общепринятой терминологии, типовых
распоряжений, сообщений и записей.
6.2. Планирование режима работы
6.2.1. При планировании режима должны быть обеспечены:
сбалансированность графиков потребления и нагрузки электро-
станций, теплоисточников, энергосистем, ОЭС, ЕЭС России с уче-
том энергоресурсов, состояния оборудования, пропускной способ-
ности электрических и тепловых связей;
эффективность принципов оперативного управления режимом и
функционирования систем противоаварийной и режимной автоматики;
надежность и экономичность производства и передачи электри-
ческой и тепловой энергии;
выполнение годовых графиков ремонта основного оборудования
энергообъектов.
6.2.2. Планирование режима должно производиться на долгосроч-
ные и кратковременные периоды и осуществляться на основе:
данных суточных ведомостей и статистических данных энерго-
систем, ОЭС, ЕЭС России за предыдущие дни и периоды;
прогноза нагрузки энергосистем, ОЭС и ЕЭС России на плани-
руемый период;
результатов контрольных измерений потокораспределения, на-
грузок и уровней напряжения в электрических сетях энергосистем,
ОЭС и ЕЭС России, которые должны производиться два раза в год в
рабочие дни июня и декабря;
данных о вводе новых генерирующих мощностей, теплоисточ-
ников и сетевых объектов;
данных об изменении нагрузок с учетом заявок потребителей;
данных о предельно допустимых нагрузках оборудования и ли-
ний электропередачи;
данных гидравлического расчета тепловых сетей.
114
6.2.3. Долгосрочное планирование режима ЕЭС России, ОЭС,
энергосистемы и энергообъекта должно осуществляться для харак-
терных периодов года (годовой максимум нагрузок, летний мини-
мум нагрузок, период паводка, отопительный период и т.п.).
Долгосрочное планирование должно предусматривать:
составление годовых, квартальных, месячных балансов энергии
и баланса мощности на часы максимума нагрузок;
составление сезонных балансов располагаемой мощности тепло-
источников и присоединений тепловой нагрузки;
определение и выдачу значений максимума электрической на-
грузки и потребления электрической и тепловой энергии, распола-
гаемой мощности электростанций и теплоисточников с учетом за-
данного коэффициента эффективности использования установлен-
ной мощности и наличия энергоресурсов по месяцам года;
разработку планов использования гидроресурсов гидроэлектро-
станций;
составление годовых и месячных планов ремонта основного обо-
рудования электростанций, тепловых сетей и котельных, подстанций
и линий электропередачи, устройств релейной защиты и автоматики;
разработку схем соединений электростанций, электрических и
тепловых сетей дня нормального и ремонтных режимов;
расчеты нормальных, ремонтных и послеаварийных режимов с
учетом ввода новых генерирующих мощностей и сетевых объектов
энергосистемы и выбора параметров настройки средств противоава-
рийной и режимной автоматики;
расчеты и определение максимально и аварийно допустимых
значений перетоков мощности с учетом нормативных запасов устой-
чивости по линиям электропередачи (сечениям) для нормальных и
ремонтных схем сети;
расчеты токов короткого замыкания, проверку соответствия схем
и режимов электродинамической и термической устойчивости обо-
рудования и отключающей способности выключателей, а также вы-
бор параметров противоаварийной и режимной автоматики;
расчеты технико-экономических характеристик электростанций,
теплоисточников, электрических и тепловых сетей для оптимально-
го ведения режима;
уточнение инструкций для оперативного персонала по ведению
режима и использованию средств противоаварийной и режимной
автоматики;
определение потребности в новых устройствах автоматики.
6.2.4. Краткосрочное планирование режима ЕЭС России, ОЭС,
энергосистем, электростанций, котельных, тепловых и электричес-
ких сетей должно производиться с упреждением от 1 сут до 1 нед.
Краткосрочное планирование должно предусматривать:
115
прогноз суточной электрической нагрузки ЕЭС России, ОЭС и
энергосистемы;
прогноз суточной тепловой нагрузки электростанций и котель-
ных, а также расхода теплоносителя в тепловых сетях;
оптимальное распределение нагрузки между ОЭС, энергосисте-
мами, электростанциями и отдельными энергоустановками, задание
суточных графиков межсистемных перетоков мощности (или саль-
до-перетоков мощности) и суточных графиков нагрузки каждой ОЭС,
энергосистемы, электростанции;
решения по заявкам на вывод в ремонт или включение в работу
оборудования с учетом мероприятий по ведению режима, изменению,
параметров настройки противоаварийной и режимной автоматики.
6.2.5. Суточные графики активной нагрузки и резерва мощности
ЕЭС России, ОЭС, энергосистем и электростанций, а также графи-
ки межсистемных перетоков мощности должны быть выданы соот-
ветствующему диспетчеру после утверждения главным диспетчером
ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, начальником ЦДС, техническим руководи-
телем энергообъекта.
Графики нагрузки отдельных энергоустановок на электростан-
ции должны быть утверждены техническим руководителем этой элек-
тростанции.
Графики нагрузки гидроэлектростанций должны учитывать по-
требности смежных отраслей народного хозяйства (судоходства, оро-
шения, рыбного хозяйства, водоснабжения и т.п.) в соответствии с
действующими межведомственными документами.
График тепловой нагрузки для каждой ТЭЦ и других теплоис-
точников должен быть составлен диспетчерской службой тепловой
сети и утвержден главным диспетчером (начальником диспетчерс-
кой службы) тепловой сети.
6.2.6. Графики капитальных, средних и текущих ремонтов ос-
новного оборудования и сооружений (дымовых труб, градирен и др.)
электростанций на предстоящий год должны быть составлены на ос-
новании нормативов и заданных значений ремонтной мощности по
месяцам года, согласованы с ОДУ или ЦДУ ЕЭС России и утверж-
дены в установленном порядке.
Изменение годовых графиков капитальных и средних ремонтов
допускается в исключительных случаях по согласованию с ЦДУ ЕЭС
России, ОДУ с утверждением изменений в установленном порядке.
6.2.7. Годовые графики ремонта линий электропередачи и обо-
рудования подстанций, устройств системной автоматики и связи,
оборудования тепловых сетей и теплоисточников должны быть ут-
верждены главным диспетчером ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, техничес-
ким руководителем АО-энерго или энергообъекта в зависимости от
уровня оперативного подчинения.
116
Графики ремонта тепловых сетей, отключение которых приводит
к ограничению горячего водоснабжения в межотопительный период,
должны быть согласованы с местными органами управления.
6.2.8. Центральное диспетчерское управление ЕЭС России долж-
но ежегодно задавать ОДУ, а ОДУ - энергосистемам объем и диапа-
зоны уставок устройств автоматической частотной разгрузки (АЧР)
и частотного АПВ (ЧАПВ).
Диспетчерские службы энергосистемы с учетом указаний ОДУ,
а изолированно работающих - самостоятельно должны определять:
объем, уставки и размещение устройств АЧР с учетом местных
балансов мощности, а также объем и уставки устройств ЧАПВ;
уставки автоматического пуска агрегатов гидравлических и гид-
роаккумулирующих электростанций (ГАЭС) и ГТУ при снижении
частоты; автоматического перевода гидроагрегатов, работающих в
режиме синхронного компенсатора, в генераторный режим, а также
перевода агрегатов ГАЭС из насосного режима в турбинный.
Перечень потребителей, подключенных к устройствам АЧР, дол-
жен быть утвержден техническим руководителем АО-энерго.
6.2.9. Объем нагрузок, подключаемых к специальной автоматике
отключения нагрузки (САОН), и ее использование по условиям ава-
рийных режимов ЕЭС России, ОЭС, энергосистемы должны опре-
деляться ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, ЦДС.
Условия подключения потребителей к САОН должны быть уста-
новлены органами Энергонадзора энергосистемы.
Решения о вводе САОН в работу должны приниматься ЦДУ ЕЭС
России, ОДУ, техническим руководителем АО-энерго.
6.2.10. Значение нагрузки, фактически подключенной к отдель-
ным очередям устройств АЧР и к САОН, должно измеряться два раза
в год (в июне и декабре) ежечасно в течение одних рабочих суток.
6.2.11. В каждой энергосистеме на основе заданий ЦДУ ЕЭС
России ОДУ должны ежегодно разрабатываться и утверждаться гра-
фики ограничения потребителей и отключения нагрузки при недо-
статке электроэнергии и мощности.
6.3. Управление режимом работы
6.3.1. Управление режимом работы энергоустановок должно быть
организовано на основании суточных графиков.
Электростанции и теплоисточники обязаны в нормальных усло-
виях выполнять заданный график нагрузки и включенного резерва.
О вынужденных отклонениях от графика оперативно-диспетчер-
ский персонал электростанции и теплоисточника должен немедлен-
но сообщать дежурному диспетчеру энергосистемы и диспетчеру
теплосети.
117
Диспетчер энергосистемы имеет право по условиям ее режима изме-
нить график нагрузки электростанции, а также кратковременно (не более
чем на 3 ч) график теплосети. Понижение температуры сетевой воды
допускается до 10°С по сравнению со значением ее в утвержденном гра-
фике. При наличии среди потребителей промпредприятий с технологи-
ческой нагрузкой или тепличных хозяйств величина понижения темпе-
ратуры должна быть согласована с ними. Не допускается понижать тем-
пературу сетевой воды ниже минимальной, принятой для тепловой сети.
При изменении графика нагрузки электростанции должен быть
выполнен суммарный график нагрузки энергосистемы и межсистем-
ных перетоков мощности, заданный ОДУ (ЦДУ ЕЭС России); от-
клонения от него могут быть допущены только по распоряжению
диспетчера ОДУ (ЦДУ ЕЭС России).
Изменение графика перетока мощности между ОЭС должно про-
изводиться по распоряжению диспетчера ЦДУ ЕЭС России.
Электростанции обязаны по распоряжению диспетчера энерго-
системы немедленно повышать нагрузку до полной рабочей мощно-
сти или снижать ее до технического минимума со скоростью, опре-
деляемой соответствующими инструкциями.
При необходимости диспетчер НДС, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России дол-
жен дать распоряжение о включении агрегатов из резерва или выво-
де их в резерв.
Ограничение рабочей мощности электростанций или отклоне-
ние минимально допустимых нагрузок агрегатов от установленных
норм должно быть оформлено оперативной заявкой.
6.3.2. При регулировании частоты электрического тока и мощно-
сти в энергосистеме должно быть обеспечено:
поддержание частоты электрического тока в соответствии с тре-
бованиями ГОСТ 13109-87;
для параллельно работающих энергосистем поддержание согла-
сованных в установленном порядке и задаваемых ОДУ, ЦЦУ ЕЭС
России суммарных перетоков мощности (сальдо перетоков мощнос-
ти) по внешним связям с коррекцией по частоте;
ограничение перетоков мощности по условиям устойчивости
работы энергосистемы, нагрева проводов линий электропередачи,
перегрузки оборудования.
6.3.3. Регулирование частоты и перетоков мощности в ЕЭС Рос-
сии или в отдельно работающих ОЭС (энергосистемах) должно осу-
ществляться:
всеми электростанциями при изменении частоты путем измене-
ния мощности под воздействием систем регулирования турбин в
пределах регулировочного диапазона (первичное регулирование ча-
стоты), при этом статизм регулирования и зона нечувствительности
по частоте должны быть согласованы с ОДУ, ЦДУ ЕЭС России;
118
выделенными для регулирования режима по частоте и перето-
кам мощности электростанциями (вторичное регулирование
режима).
6.3.4. Использование систем автоматического управления и ре-
жимов работы, препятствующих изменению мощности при измене-
ниях частоты (ограничители мощности и регуляторы давления «до
себя» на турбинах, режим скользящего давления при полностью
открытых клапанах турбин, регуляторы мощности без частотной
коррекции, отключение регуляторов мощности или устройств авто-
матического регулирования производительности котельных устано-
вок и т.п.), допускается только временно при неисправности основ-
ного оборудования с разрешения технического руководителя
АО-энерго.
После изменения мощности, вызванного изменением частоты,
персонал электростанций вправе вмешиваться в процесс регулиро-
вания мощности только в следующих случаях:
после восстановления частоты 50 Гц;
с разрешения диспетчера ЦДС;
при выходе мощности за допустимые при данном состоянии обо-
рудования пределы.
6.3.5. При невозможности автоматического регулирования час-
тоты и перетоков мощности (отсутствие или неисправность систе-
мы АРЧМ, ограничения по режиму) регулирование должно осуще-
ствляться энергосистемами или электростанциями по распоряжению
диспетчера ЦЦУ ЕЭС России (для раздельно работающих ОЭС или
энергосистем - по распоряжению диспетчера ОДУ или ЦДС).
6.3.6. При снижении частоты ниже установленных пределов дис-
петчер ЕЭС России или изолированно работающей ОЭС (энергоси-
стемы) должен ввести в действие имеющиеся резервы мощности.
В случае, если частота продолжает снижаться, а все имеющиеся
резервы мощности использованы, диспетчер должен обеспечить вос-
становление нормальной частоты путем ограничения или отключе-
ния потребителей согласно инструкции.
6.3.7. При значениях перетоков мощности по межсистемным свя-
зям выше аварийно допустимых диспетчер ОДУ (ЦДС), принимаю-
щий мощность, после мобилизации резервов мощности должен раз-
гружать связи путем отключения потребителей.
6.3.8. При аварийных отклонениях частоты персонал электростан-
ций должен самостоятельно принимать меры к ее восстановлению,
действуя по местной инструкции, составленной в соответствии с
указаниями вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала.
6.3.9. Ответственность за поддержание частоты в ЕЭС России
несет диспетчер ПДУ ЕЭС России, а в изолированно работающих
ОЭС и энергосистемах - диспетчеры ОДУ или ЦДС. При этом дис-
119
петчеры ОЭС, работающих в составе ЕЭС России, и энергосистем,
работающих в составе ОЭС, отвечают за выполнение заданного пе-
ретока мощности (сальдо перетока мощности) с коррекцией по час-
тоте, заданий по рабочей мощности электростанций и несение ими
заданной нагрузки (при этом не должно быть превышено заданное
предельное потребление в часы максимума нагрузок), а начальники
смен электростанций - за выполнение заданий по рабочей мощнос-
ти, несение заданной нагрузки и участие в первичном регулирова-
нии частоты, а для выделенных электростанций - также и во вто-
ричном регулировании частоты и перетоков мощности.
Руководители АО-энерго, служб Энергонадзора, диспетчерских
служб АО-энерго и электрических сетей несут ответственность за
своевременную разгрузку потребителей и эффективность действия
графиков их ограничения и отключения.
6.3.10. При регулировании напряжения в электрических сетях
должны быть обеспечены:
соответствие показателей напряжения требованиям ГОСТ 13109—87;
соответствие уровня напряжения значениям, допустимым для
оборудования электрических станций и сетей;
необходимый запас устойчивости энергосистем;
минимум потерь электроэнергии в электрических сетях энерго-
систем.
6.3.11. На трансформаторах и автотрансформаторах, оборудо-
ванных устройствами РПН, питающих распределительные сети
6-35 кВ, должны быть включены автоматические регуляторы на-
пряжения.
Отключение автоматических регуляторов допускается только по
заявке. На трансформаторах в распределительной сети 6-35 кВ долж-
ны использоваться ответвления переключателей без возбуждения
(ПБВ), обеспечивающие с учетом регулирования напряжения транс-
форматорами с РПН соответствие напряжения на выводах приемни-
ков в сетях 0,4 кВ требованиям ГОСТ 13109-87.
Настройка регуляторов напряжения и положения ответвлений
ПБВ трансформаторов должны корректироваться в соответствии с
изменениями сети и нагрузки.
Параметры настройки автоматических регуляторов и положения
ответвлений ПБВ трансформаторов должны быть утверждены на-
чальником диспетчерской службы энергообъекта.
6.3.12. Регулирование напряжения в сети 110 кВ и выше должно
осуществляться в контрольных пунктах в соответствии с утвержден-
ными на каждый квартал графиками напряжения в функции време-
ни или характеристиками зависимости напряжения от параметров
режима с учетом состава включенного оборудования.
Характеристики регулирования и графики напряжения в конт-
120
рольных пунктах должны быть определены службами АО-энерго,
ОДУ, ЦДУ ЕЭС России на предстоящий квартал и корректировать-
ся, если необходимо, при краткосрочном планировании режима.
Контрольные пункты должны быть установлены соответствую-
щими диспетчерскими службами и диспетчерскими управлениями
в зависимости от степени влияния уровня напряжения в этом пункте
на устойчивость и потери электроэнергии в энергосистеме, ОЭС, ЕЭС
России.
Регулирование напряжения должно осуществляться преимуществен-
но средствами автоматики и телемеханики, а при их отсутствии - опера-
тивно-диспетчерским персоналом энергообъектов под контролем диспет-
чера электрических сетей, энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России.
6.3.13. Перечень пунктов, напряжение которых контролируется
диспетчером ЦДУ ЕЭС России или ОДУ, а также графики напряже-
ния и характеристики регулирования в этих пунктах должны быть
утверждены главным диспетчером ЦДУ ЕЭС России или ОДУ Пе-
речень пунктов, напряжение которых должно контролироваться дис-
петчером ЦДС, оперативно-диспетчерских служб электрических се-
тей, а также графики напряжения и характеристики регулирования в
них должны быть утверждены техническим руководителем АО-энер-
го, энергообъекта.
6.3.14. Порядок использования источников реактивной мощнос-
ти потребителей должен быть задан при заключении договоров меж-
ду энергоснабжающей организацией и потребителем.
6.3.15. Для контролируемых диспетчером ЦДС узловых пунктов
электростанций и подстанций с синхронными компенсаторами должны
быть установлены аварийные пределы снижения напряжения, опре-
деляемые условиями статической устойчивости энергосистемы и уз-
лов нагрузки.
Если напряжение в этих пунктах снижается до указанного ава-
рийного предела, оперативно-диспетчерский персонал электростан-
ций и подстанций с синхронными компенсаторами должен самосто-
ятельно поддерживать напряжение путем использования перегрузоч-
ной способности генераторов и компенсаторов, а диспетчеры ЦДС,
ОДУ, ЦДУ ЕЭС России должны оказывать электростанциям и
электрическим сетям помощь путем перераспределения реактивной и
активной мощности между ними. При этом не разрешается поднимать
напряжение в отдельных контрольных пунктах выше значений, пре-
дельно допустимых для оборудования.
В тех узлах энергосистемы, ОЭС, ЕЭС России, где возможно сни-
жение напряжения ниже аварийно допустимого предела при изме-
нении режима работы или схемы сети, должна быть установлена
автоматика отключения нагрузки в объеме, необходимом для пре-
дотвращения нарушения устойчивости в узле.
121
6.3.16. Регулирование параметров тепловых сетей должно обес-
печивать поддержание заданного давления и температуры теплоно-
сителя в контрольных пунктах.
Допускается отклонение температуры теплоносителя от задан-
ных значений при кратковременном (не более 3 ч) изменении утвер-
жденного графика, если иное не предусмотрено договорными отно-
шениями между энергосистемой и потребителями тепла.
6.3.17. Регулирование в тепловых сетях должно осуществляться
автоматически или вручную путем воздействия на:
работу источников и потребителей тепла;
гидравлический режим тепловых сетей, в том числе изменением
перетоков и режимов работы насосных станций и теплоприемников;
режим подпитки путем поддержания постоянной готовности во-
доподготовительных установок теплоисточников к покрытию изме-
няющихся расходов подпиточной воды.
6.4. Управление оборудованием
6.4.1. Оборудование энергообъектов, принятых в эксплуатацию,
должно находиться в одном из четырех оперативных состояний: ра-
боте, резерве, ремонте или консервации.
6.4.2. Вывод энергооборудования, устройств релейной защиты и
автоматики, устройств ТАИ, а также оперативно-информационных
комплексов и средств диспетчерского и технологического управле-
ния (СДТУ) из работы и резерва в ремонт и для испытания, даже по
утвержденному плану, должен быть оформлен заявкой, подаваемой
согласно перечням на их оперативное управление и оперативное ве-
дение в соответствующую диспетчерскую службу.
Сроки подачи заявок и сообщений об их разрешении должны
быть установлены соответствующей диспетчерской службой.
Заявки должны быть утверждены техническим руководителем
электростанции или сети.
6.4.3. Испытания, в результате которых может существенно из-
мениться режим энергосистемы, ОЭС, ЕЭС России, должны быть
проведены по рабочей программе, утвержденной техническим ру-
ководителем АО-энерго и согласованной с главным диспетчером
ОДУ, ЦДУ ЕЭС России (по оперативной подчиненности).
Рабочие программы других испытаний оборудования энерго-
объекгов должны быть утверждены техническими руководителями
энергообъектов.
Рабочая программа испытаний должна быть представлена на
утверждение и согласование не позднее чем за 7 дней до их начала.
6.4.4. Заявки делятся на плановые, соответствующие утвержден-
ному плану ремонта и отключений, и срочные для проведения не-
122
планового и неотложного ремонта. Срочные заявки разрешается по-
давать в любое время суток непосредственно диспетчеру, в управле-
нии или ведении которого находится отключаемое оборудование.
Диспетчер имеет право разрешить ремонт лишь на срок в преде-
лах своей смены. Разрешение на более длительный срок должно быть
дано соответственно главным диспетчером (начальником диспетчер-
ской службы) энергообъекта, энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС
России.
6.4.5. При необходимости немедленного отключения оборудова-
ние должно быть отключено оперативным персоналом энергообъек-
та, где установлено отключаемое оборудование, в соответствии с
требованиями производственных инструкций с предварительным,
если это возможно, или последующим уведомлением вышестояще-
го оперативно-диспетчерского персонала.
После останова оборудования оформляется срочная заявка с ука-
занием причин и ориентировочного срока ремонта.
6.4.6. Разрешение на вывод или перевод в капитальный, средний
или текущий ремонт основного оборудования энергообъекта, нахо-
дящегося в ведении или управлении энергообъекта, энергосистемы,
ОДУ, ЦДУ ЕЭС России, должно быть выдано в установленном по-
рядке по заявке диспетчерской службой энергообъекта, АО-энерго,
ОДУ.
6.4.7. Время операций, связанных с выводом в ремонт и вводом в
работу оборудования и линий электропередачи, а также растопкой
котла, пуском турбины и набором на них требуемой нагрузки, долж-
но быть включено в срок ремонта, разрешенного по заявке.
Если по какой-либо причине оборудование не было отключено в
намеченный срок, длительность ремонта должна быть сокращена, а
дата включения оставаться прежней. Продлить срок ремонта может
только диспетчерская служба энергообъекта, АО-энерго, ОДУ, ЦДУ
ЕЭС России (по оперативной подчиненности).
6.4.8. Несмотря на разрешенную заявку, вывод оборудования из
работы и резерва или испытания могут быть выполнены лишь с раз-
решения начальника смены электростанции или соответствующего
диспетчера сетей, энергосистемы, ОДУ, ПДУ ЕЭС России непосред-
ственно перед выводом из работы и резерва оборудования или перед
проведением испытаний.
6.4.9. Персонал электростанции или электрических сетей не имеет
права без разрешения начальника смены электростанции, диспетче-
ра электрических сетей, энергосистемы, ОЭС (ЕЭС России) осуще-
ствлять отключения, включения, испытания и изменения уставок
системной автоматики, а также СДТУ, находящихся в ведении или
управлении соответствующего диспетчера (начальника смены элек-
тростанции).
123
Проверка (испытания) устройств релейной защиты и автомати-
ки, аппаратура которых расположена на двух и более объектах, дол-
жна выполняться одновременно на всех этих объектах.
6.4.10. Начальник смены электростанции, диспетчер электричес-
ких сетей, энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России при изменениях
схем электрических соединений должен проверить и привести в со-
ответствие новому состоянию этих схем настройку защит, системы
противоаварийной и режимной автоматики.
6.4.11. Оборудование считается введенным в работу из ремонта после
уведомления эксплуатирующей организацией о завершении ремонтных
работ, включения его в сеть и закрытия оперативной заявки.
6.4.12. Нарушение режима или повреждение оборудования с вы-
водом его по разрешенной срочной заявке или разрешение на пере-
вод в капитальный, средний или текущий ремонт оформляется как
нарушение (авария или отказ) в соответствии с «Инструкцией по
расследованию и учету технологических нарушений в работе электро-
станций, сетей и энергосистем».
6.5. Предупреждение и ликвидация
технологических нарушений
6.5.1. Основными задачами оперативно-диспетчерского управле-
ния при ликвидации технологических нарушений являются:
предотвращение развития нарушений, исключение травмирова-
ния персонала и повреждения оборудования, не затронутого техно-
логическим нарушением;
быстрое восстановление энергоснабжения потребителей и нор-
мальных параметров отпускаемой потребителям электроэнергии;
создание наиболее надежных послеаварийной схемы и режима
работы системы в целом и ее частей;
выяснение состояния отключившегося и отключенного оборудо-
вания и при возможности включение его в работу и восстановление
схемы сети.
6.5.2. На каждом диспетчерском пункте AO-энерго, щите управ-
ления энергообъекта должны быть местная инструкция по предотв-
ращению и ликвидации технологических нарушений, которая состав-
ляется в соответствии с типовой инструкцией и инструкцией выше-
стоящего органа оперативно-диспетчерского управления, и планы
ликвидации технологических нарушений в тепловых сетях и газо-
вом хозяйстве электростанций и котельных.
Планы ликвидации технологических нарушений в тепловых се-
тях городов и крупных населенных пунктов должны быть согласо-
ваны с местными органами власти.
Аварийно-диспетчерскими службами городов и энергообъекта-
124
ми должны быть согласованы документы, определяющие их взаи-
модействие при ликвидации технологических нарушений на энерго-
объектах.
6.5.3. Распределение функций по ликвидации технологических
нарушений между диспетчерами ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, ЦДС, опе-
ративно-диспетчерских служб сетей и оперативно-диспетчерским
персоналом электростанций должно быть регламентировано соот-
ветствующими инструкциями.
Распределение функций при ликвидации технологических на-
рушений на связях между ЕЭС России и энергосистемами суверен-
ных государств должно быть регламентировано в отдельных со-
глашениях.
6.5.4. Ликвидацией технологических нарушений на электростан-
ции должен руководить начальник смены станции.
На подстанциях руководство ликвидацией технологических на-
рушений должно возлагаться на дежурного подстанции, оператив-
но-выездную бригаду, мастера или начальника группы подстанций
в зависимости от типа обслуживания подстанции.
Руководство ликвидацией технологических нарушений в тепло-
вых сетях должно осуществляться диспетчером тепловых сетей. Его
указания являются также обязательными для оперативно-диспетчер-
ского персонала ТЭЦ или других самостоятельно действующих теп-
лоисточников.
Технологические нарушения в электрических сетях, имеющие
местное значение и не затрагивающие режима работы энергосисте-
мы, должны ликвидироваться под руководством диспетчера элект-
рических сетей или диспетчера опорной подстанции в зависимости
от района распространения таких нарушений и структуры управле-
ния сетями.
Ликвидация технологических нарушений, затрагивающих режим
работы одной энергосистемы, должна производиться под руковод-
ством диспетчера энергосистемы.
Руководство ликвидацией технологических нарушений, охваты-
вающих несколько энергосистем, должно осуществляться диспет-
чером ОДУ (ЦДУ ЕЭС России).
В случае необходимости оперативные руководители или адми-
нистративные руководители лиц, указанных выше, имеют право по-
ручить руководство ликвидацией технологического нарушения дру-
гому лицу или взять руководство на себя, сделав запись в оператив-
ном журнале.
О замене ставится в известность как вышестоящий, так и подчи-
ненный оперативный персонал.
6.5.5. Приемка и сдача смены во время ликвидации технологи-
ческих нарушений запрещаются.
125
Пришедший на смену оперативный персонал используется
по усмотрению лица, руководящего ликвидацией технологичес-
ких нарушений. При затянувшейся ликвидации технологичес-
кого нарушения в зависимости от его характера допускается сда-
ча смены с разрешения вышестоящего оперативно-диспетчерс-
кого персонала.
В тех случаях, когда при ликвидации технологического наруше-
ния операции производятся на оборудовании, не находящемся в опе-
ративном управлении или ведении вышестоящего оперативно-диспет-
черского персонала, сдача смены допускается с разрешения руково-
дящего административно-технического персонала энергообъекга, на
котором произошло технологическое нарушение.
6.5.6. Оперативно-диспетчерский персонал несет полную ответ-
ственность за ликвидацию технологического нарушения, принимая
решения и осуществляя мероприятия по восстановлению нормаль-
ного режима независимо от присутствия лиц из числа администра-
тивно-технического персонала.
6.5.7. Все оперативные переговоры и распоряжения диспетчеров
всех уровней диспетчерского управления, а также начальников смен
электростанций и дежурных крупных подстанций во время ликви-
дации технологического нарушения должны записываться на маг-
нитофон.
6.5.8. Для предотвращения нарушения устойчивости работы энер-
госистемы должны применяться системная автоматика отключения
нагрузки в энергосистемах, принимающих мощность, и автомати-
ческая разгрузка электростанций в энергосистемах, выдающих мощ-
ность. В случае отказа автоматических устройств персонал должен
быть готов к действиям вручную.
6.6. Требования к оперативным схемам
6.6.1. Схемы электрических соединений ЕЭС России, ОЭС, энер-
госистем, электрических сетей, электростанций и подстанций, на-
стройка средств РЗА для нормальных и ремонтных режимов долж-
ны обеспечивать:
электроснабжение потребителей электроэнергией, качество ко-
торой должно соответствовать требованиям государственного стан-
дарта (по договорным обязательствам);
устойчивую работу электрической сети ЕЭС России, ОЭС и энер-
госистем;
соответствие токов короткого замыкания значениям, допустимым
для оборудования;
экономичное распределение потоков активной и реактивной мощ-
ности;
126
локализацию аварий с минимальными потерями как для произ-
водителей, так и для потребителей электроэнергии.
6.6.2. Схемы СН переменного и постоянного тока электростан-
ций и подстанций должны выбираться с учетом обеспечения их на-
дежности в нормальных, ремонтных и аварийных режимах путем:
секционирования шин;
автоматического ввода резервного питания любой секции шин
СН всех напряжений;
распределения источников питания СН по системам и секциям
шин с учетом действия устройств АВР и сохранения в работе меха-
низмов СН при исчезновении напряжения на секции. Источники ра-
бочего и резервного питания должны быть присоединены к разным
секциям шин распределительного устройства;
распределения механизмов СН по секциям шин из условия ми-
нимального нарушения работы электростанции или подстанции в
случае выхода из строя любой секции;
обеспечения надежного питания механизмов СН при несинхрон-
ной работе шин (частей) электростанции (секционирование шин
высокого напряжения, выделение энергоблоков на отдельную линию,
выполнение схем деления энергосистемы);
обеспечения полного или частичного отделения питания меха-
низмов СН электростанции от энергосистемы при понижении час-
тоты и напряжения до значений, угрожающих их бесперебойной
работе, с наименьшей потерей рабочей мощности.
6.6.3. Присоединение посторонних потребителей (поселков и пр.)
к шинам распределительных устройств СН электростанций запре-
щается. Исключение составляют электростанции, на которых гене-
раторы соединены в блоки с трансформаторами, при отсутствии в
данной местности распределительных сетей.
6.6.4. Нормальные и ремонтные схемы соединений электричес-
кой сети, подстанции и электростанции ежегодно должен утверждать
технический руководитель энергообъекга (структурной единицы), а
схемы энергосистемы - технический руководитель АО-энерго.
Указанные схемы должны быть согласованы с органом диспет-
черского управления, в оперативном ведении или оперативном уп-
равлении которого находится входящее в них оборудование.
6.6.5. Схемы трубопроводов электростанций должны обеспечи-
вать:
надежное резервирование СН основного оборудования;
минимальные гидравлические потери;
отключение аварийных участков преимущественно посредством
приводов с дистанционным управлением;
локализацию аварий с минимальными потерями генерирующей
мощности и отключение минимальной мощности потребителей.
127
6.6.6. Схемы сетевых станционных трубопроводов должны обес-
печивать возможность локализации отдельных участков и предотв-
ращение затопления помещений и оборудования электростанций в
случае повреждения трубопроводов.
6.6.7. Схемы трубопроводов тепловых сетей должны обеспечи-
вать надежное теплоснабжение потребителей, поддержание задан-
ных параметров в тепловой сети, экономное расходование электро-
энергии на транспортировку сетевой воды, а также локализацию и
ликвидацию аварий с минимальным отключением потребителей.
6.7. Оперативно-диспетчерский персонал
6.7.1. К оперативно-диспетчерскому персоналу АО-энерго
и энергообъектов относятся:
оперативный персонал - персонал, непосредственно воздейству-
ющий на органы управления энергоустановок и осуществляющий
управление и обслуживание энергоустановок в смене;
оперативно-ремонтный персонал - ремонтный персонал с пра-
вом непосредственного воздействия на органы управления;
оперативные руководители - персонал, осуществляющий опера-
тивное руководство в смене работой закрепленных за ним объектов
(энергосистемы, электрических сетей, тепловых сетей, электростан-
ции, энергообъекта) и подчиненного ему персонала.
6.7.2. Оперативно-диспетчерский персонал должен вести безо-
пасный, надежный и экономичный режим работы оборудования энер-
гообъекта, энергосистемы, ОЭС в соответствии с производственны-
ми и должностными инструкциями и оперативными распоряжения-
ми вышестоящего оперативного персонала.
Комплектация оперативно-диспетчерского персонала по числен-
ности и квалификации осуществляется в соответствии с отраслевы-
ми нормативными документами.
Совмещение рабочих мест оперативно-диспетчерского персона-
ла при его работе в смене неполным составом может быть разреше-
но только по письменному указанию технического руководителя
АО-энерго или энергообъекта.
6.7.3. Оперативно-диспетчерский персонал во время смены несет
ответственность за эксплуатацию оборудования, находящегося в его
оперативном управлении или ведении, в соответствии с настоящими
Правилами, заводскими и местными инструкциями, ПТБ и другими
руководящими документами, а также за безусловное выполнение рас-
поряжений вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала.
6.7.4. При нарушениях режимов работы, повреждении оборудо-
вания, а также при возникновении пожара оперативно-диспетчерс-
кий персонал должен немедленно принять меры к восстановлению
128
нормального режима работы или ликвидации аварийного положе-
ния и предотвращению развития технологического нарушения, а так-
же сообщить о происшедшем соответствующему оперативно-дис-
петчерскому и руководящему административно-техническому пер-
соналу по утвержденному списку.
6.7.5. Распоряжение вышестоящего оперативно-диспетчерского
персонала по вопросам, входящим в его компетенцию, обязательно
к исполнению подчиненным ему оперативно-диспетчерским персо-
налом.
6.7.6. Оборудование, находящееся в оперативном управлении или
оперативном ведении вышестоящего оперативно-диспетчерского
персонала, не может быть включено в работу или выведено из рабо-
ты без разрешения вышестоящего оперативно-диспетчерского пер-
сонала, за исключением случаев явной опасности для людей и обо-
рудования.
6.7.7. Оперативное распоряжение вышестоящего оперативно-
диспетчерского персонала должно быть четким, кратким.
Выслушав распоряжение, подчиненный оперативно-диспетчер-
ский персонал должен дословно повторить текст распоряжения и
получить подтверждение, что распоряжение понято правильно.
Распоряжения вышестоящего оперативно-диспетчерского персо-
нала должны выполняться незамедлительно и точно.
Оперативно-диспетчерский персонал, отдав или получив распо-
ряжение или разрешение, должен записать его в оперативный жур-
нал. При наличии магнитофонной записи объем записи в оператив-
ный журнал определяется соответствующим административно-тех-
ническим руководством.
6.7.8. Оперативные переговоры должны вестись технически гра-
мотно. Все энергооборудование, присоединения, устройства релей-
ной и технологической защиты и автоматики должны называться
полностью согласно установленным диспетчерским наименовани-
ям. Отступление от технической терминологии и диспетчерских наи-
менований категорически запрещается.
Оперативные переговоры на всех уровнях диспетчерского управ-
ления и оперативные переговоры начальников смен электростанций
и крупных подстанций должны автоматически фиксироваться на
магнитной ленте.
6.7.9. В распоряжениях по изменению режима работы оборудо-
вания электростанции, энергосистемы должны быть указаны необ-
ходимое значение изменяемого режимного параметра и время, к ко-
торому должно быть достигнуто указанное значение параметра, а
также время отдачи распоряжения.
6.7.10. Оперативно-диспетчерский персонал, получив распоря-
жение руководящего административно-технического персонала по
129
вопросам, входящим в компетенцию вышестоящего оперативно-дис-
петчерского персонала, должен выполнять его только с согласия пос-
леднего.
6.7.11. Ответственность за невыполнение или задержку выпол-
нения распоряжения вышестоящего оперативно-диспетчерского пер-
сонала несут лица, не выполнившие распоряжение, а также руково-
дители, санкционировавшие его невыполнение или задержку.
6.7.12. В случае, если распоряжение вышестоящего оперативно-дис-
петчерского персонала представляется подчиненному оперативно-дис-
петчерскому персоналу ошибочным, он должен немедленно доложить
об этом лицу, давшему распоряжение. При подтверждении распоряже-
ния оперативно-диспетчерский персонал обязан выполнить его.
Распоряжения вышестоящего персонала, содержащие нарушения
ПТБ, а также распоряжения, которые могут привести к поврежде-
нию оборудования, потере питания СН электростанции, подстанции
или обесточиванию потребителей I категории, выполнять запреща-
ется. О своем отказе выполнить такое распоряжение оперативно-
диспетчерский персонал обязан немедленно доложить вышестояще-
му оперативно-диспетчерскому персоналу, отдавшему распоряжение,
и соответствующему административно-техническому руководителю,
а также записать в оперативный журнал.
6.7.13. Лица оперативно-диспетчерского персонала, находящиеся
в резерве, могут быть привлечены к выполнению работ по обслужи-
ванию энергоустановки в рамках должностной инструкции и только с
разрешения соответствующего руководящего оперативно-диспетчер-
ского персонала, находящегося в смене с записью в соответствующих
документах.
6.7.14. Замена одного лица из числа оперативно-диспетчерского
персонала другим до начала смены в случае необходимости допус-
кается с разрешения соответствующего административно-техничес-
кого персонала, подписавшего график, и с уведомлением вышестоя-
щего оперативно-диспетчерского персонала.
Работа в течение двух смен подряд запрещается.
6.7.15. Каждый работник из числа оперативно-диспетчерского
персонала, заступая на рабочее место, должен принять смену от пре-
дыдущего работника, а после окончания работы сдать, смену следу-
ющему по графику работнику.
Уход с дежурства без сдачи смены запрещается.
6.7.16. При приемке смены работник из числа оперативно-дис-
петчерского персонала должен:
ознакомиться с состоянием, схемой и режимом работы энергоус-
тановок, находящихся в его оперативном управлении и ведении, в
объеме, определяемом соответствующими инструкциями;
получить сведения от сдавшего смену об оборудовании, за кото-
130
рым необходимо вести особо тщательное наблюдение для предуп-
реждения нарушений в работе, и об оборудовании, находящемся в
резерве и ремонте;
выяснить, какие работы выполняются по заявкам, нарядам и рас-
поряжениям на закрепленном за ним участке;
проверить и принять инструмент, материалы, ключи от помеще-
ний, оперативную документацию и документацию рабочего места;
ознакомиться со всеми записями и распоряжениями за время,
прошедшее с его предыдущего дежурства;
принять рапорт от подчиненного персонала и доложить непос-
редственному начальнику по смене о вступлении в дежурство и не-
достатках, выявленных при приемке смены;
оформить приемку-сдачу смены записью в журнале или ведомо-
сти за его подписью и подписью сдающего смену.
6.7.17. Оперативно-диспетчерский персонал должен периодичес-
ки в соответствии с местной инструкцией опробовать действие уст-
ройств автоматики, сигнализации, средств связи и телемеханики
(СДТУ), а также проверять правильность показаний часов на рабо-
чем месте и т.д.
6.7.18. Оперативно-диспетчерский персонал должен по утверж-
денным графикам осуществлять переход с рабочего оборудования
на резервное, производить опробование и профилактические осмот-
ры оборудования.
6.7.19. Оперативные и административно-технические руководи-
тели имеют право снять с рабочего места подчиненный ему опера-
тивно-диспетчерский персонал, не выполняющий свои обязаннос-
ти, и произвести соответствующую замену или перераспределение
обязанностей в смене. При этом делается запись в оперативном жур-
нале или выпускается письменное распоряжение и уведомляется по
соподчиненное™ персонал соответствующих уровней оперативно-
диспетчерского управления.
6.7.20. Оперативно-диспетчерский персонал по разрешению
вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала может крат-
ковременно привлекаться к ремонтным работам и испытаниям с ос-
вобождением на это время от исполнения обязанностей на рабочем
месте и записью в оперативном журнале. При этом должны быть
соблюдены требования ПТБ.
6.8. Переключения в электрических установках
6.8.1. Все изменения в схемах электрических соединений элект-
рических сетей и электроустановок энергообъектов и АО-энерго и в
цепях устройств РЗА, выполненные при производстве переключе-
ний, а также места установки заземлений должны быть отражены
131
на оперативной схеме или мнемосхеме (схеме-макете) по окончании
переключений.
6.8.2. Сложные переключения, а также все переключения (кроме
одиночных) на электроустановках, не оборудованных блокировоч-
ными устройствами или имеющих неисправные блокировочные ус-
тройства, должны выполняться по программам, бланкам переклю-
чений.
К сложным относятся переключения, требующие строгой пос-
ледовательности операций с коммутационными аппаратами, зазем-
ляющими разъединителями и устройствами релейной защиты, про-
тивоаварийной и режимной автоматики.
Перечни сложных переключений, утверждаемые техническими
руководителями соответствующих АО-энерго и энергообъектов, долж-
ны храниться на диспетчерских пунктах АО-энерго и энергообъек-
тов, центральных (главных) щитах управления электрических стан-
ций и подстанций.
Перечни сложных переключений должны пересматриваться при
изменении схемы, состава оборудования, устройств защиты и авто-
матики.
6.8.3. Для повторяющихся сложных переключений должны быть
использованы типовые программы, бланки переключений.
При ликвидации технологических нарушений или для их пре-
дотвращения разрешается производить переключения без бланков
переключений с последующей записью в оперативном журнале.
6.8.4. В программах и бланках переключений, которые являются
оперативными документами, должны быть установлены порядок и
последовательность операций при проведении переключений в схе-
мах электрических соединений электроустановок и цепях РЗА.
Бланки переключений (типовые бланки) должен использовать
оперативно-диспетчерский персонал, непосредственно выполняю-
щий переключения.
Программы переключений (типовые программы) должны при-
менять оперативные руководители при производстве переключений
в электроустановках разных уровней управления и разных энерго-
объектов.
Степень детализации программ должна соответствовать уровню
диспетчерского управления.
Лицам, непосредственно выполняющим переключения, разреша-
ется применять программы переключений соответствующего дис-
петчера, дополненные бланками переключений.
Типовые программы и бланки переключений должны быть скор-
ректированы при изменениях в главной схеме электрических соеди-
нений электроустановок, связанных с вводом нового оборудования,
заменой или частичным демонтажем устаревшего оборудования,
132
реконструкцией распределительных устройств, а также при вклю-
чении новых или изменениях в установленных устройствах РЗА.
6.8.5. При планируемых изменениях схемы и режимов работы
ЕЭС России, ОЭС, энергосистемы и изменениях в устройствах РЗА
производственными службами ОДУ и АО-энерго, в управлении ко-
торых находится оборудование и устройства РЗА, должны быть за-
ранее внесены необходимые изменения и дополнения в типовые про-
граммы и бланки переключений на соответствующих уровнях опе-
ративного управления.
6.8.6. Все переключения на электростанциях и подстанциях долж-
ны выполняться в соответствии с инструкциями по производству
переключений.
6.8.7. Переключения на электрооборудовании и в устройствах
РЗА, находящихся в оперативном управлении вышестоящего опера-
тивно-диспетчерского персонала, должны производиться по распо-
ряжению, а находящихся в его ведении - с его разрешения.
Переключения без распоряжения и разрешения вышестоящего
оперативно-диспетчерского персонала, но с последующим его уве-
домлением разрешается выполнять в случаях, не терпящих отлага-
тельства (несчастный случай, стихийное бедствие, пожар, авария).
При пожаре и ликвидации аварии оперативно-диспетчерский
персонал должен действовать в соответствии с местными инструк-
циями и оперативным планом пожаротушения.
6.8.8. В распоряжении о переключениях должна быть указана
последовательность операций в схеме электроустановки и цепях РЗА
с необходимой степенью легализации, определяемой вышестоящим
оперативно-диспетчерским персоналом.
Исполнителю переключений должно быть одновременно выда-
но не более одного задания на проведение оперативных переключе-
ний, содержащего операции одного целевого назначения.
6.8.9. Сложные переключения должны выполнять, как правило,
два лица, из которых одно является контролирующим.
При выполнении переключений двумя лицами контролирующим,
как правило, должен быть старший по должности. Ответственность
за правильность переключений возлагается на оба лица, производя-
щих переключения.
При наличии в смене одного лица из числа оперативно-диспет-
черского персонала контролирующим лицом может быть работник
из административно-технического персонала, знающий схему дан-
ной электроустановки, правила производства переключений и допу-
щенный к выполнению переключений распоряжением по энерго-
объекту.
При сложных переключениях допускается привлекать для опе-
раций в цепях РЗА третьего человека из персонала служб РЗА. Этот
133
работник, предварительно ознакомленный с бланком переключения
и подписавший его, должен выполнять каждую операцию по распо-
ряжению лица, выполняющего переключения.
Все остальные переключения при наличии работоспособного
блокировочного устройства могут быть выполнены единолично не-
зависимо от состава смены.
6.8.10. При исчезновении напряжения на электроустановке опе-
ративно-диспетчерский персонал должен быть готов к его подаче
без предупреждения.
6.8.11. Отключение и включение под напряжение и в работу при-
соединения, имеющего в своей цепи выключатель, должно произво-
диться выключателем.
Разрешается отключение и включение отделителями, разъеди-
нителями, разъемными контактами соединений КРУ (КРУН):
нейтралей силовых трансформаторов 110-220 кВ;
заземляющих дугогасящих реакторов 6-35 кВ при отсутствии в
сети замыкания на землю;
намагничивающего тока силовых трансформаторов 6-500 кВ;
зарядного тока и тока замыкания на землю воздушных и кабель-
ных линий электропередачи;
зарядного тока систем шин, а также зарядного тока присоедине-
ний с соблюдением требований нормативно-технических документов.
В кольцевых сетях 6-10 кВ разрешается отключение разъедини-
телями уравнительных токов до 70 А и замыкание сети в кольцо при
разности напряжений на разомкнутых контактах разъединителей не
более 5 %.
Допускается отключение и включение трехполюсными разъеди-
нителями наружной установки при напряжении 10 кВ и ниже нагру-
зочного тока до 15 А.
Допускается дистанционное отключение разъединителями неис-
правного выключателя 220 кВ и выше, зашунтированного одним
выключателем или цепочкой из нескольких выключателей других
присоединений системы шин (схема четырехугольника, полуторная
и т.п.), если отключение выключателя может привести к его разру-
шению и обесточиванию подстанции.
Допустимые значения отключаемых и включаемых разъедини-
телями токов должны быть определены нормативно-техническими
документами. Порядок и условия выполнения операций для различ-
ных электроустановок должны быть регламентированы местными
инструкциями.
6.8.12. Оперативно-диспетчерскому персоналу, непосредственно
выполняющему переключения, самовольно выводить из работы бло-
кировки безопасности запрещается.
Деблокирование разрешается только после проверки на месте
134
отключенного положения выключателя и выяснения причины отка-
за блокировки по разрешению и под руководством лиц, уполномо-
ченных на это письменным указанием по энергообъекту.
В случае необходимости деблокирования составляется бланк
переключений с внесением в него операций по деблокированию.
6.9. Переключения в тепловых схемах
электростанций и тепловых сетей
6.9.1. Все переключения в тепловых схемах должны выполнять-
ся в соответствии с местными инструкциями по эксплуатации и от-
ражаться в оперативной документации.
6.9.2. В случаях, не предусмотренных инструкциями, а также при
участии двух и более смежных подразделений или энергообъектов
переключения должны выполняться по программе.
Сложные переключения, описанные в инструкциях, также долж-
ны выполняться по программе.
6.9.3. К сложным относятся переключения:
в тепловых схемах со сложными связями;
длительные по времени;
на объектах большой протяженности;
редко выполняемые.
К редко выполняемым переключениям могут быть отнесены:
ввод основного оборудования после монтажа и реконструкции;
гидравлическое испытание оборудования и тепловых сетей;
изменения в схемах паропроводов свежего и отборного пара и
питательных трубопроводов;
специальные испытания оборудования;
проверка и испытания новых нетрадиционных способов эксплу-
атации оборудования и т.п.
Степень сложности переключений и необходимость составления
программы для их выполнения определяется техническим руково-
дителем энергообъекта в зависимости от особенностей условий
работы.
6.9.4. На каждом энергообъекте должен быть разработан пере-
чень сложных переключений, утвержденный техническим руково-
дителем. Перечень должен корректироваться с учетом ввода, рекон-
струкции или демонтажа оборудования, изменения технологических
схем и схем технологических защит и автоматики и т.п. Перечень
должен пересматриваться 1 раз в 3 года. Копии перечня должны на-
ходиться на рабочем месте оперативно-диспетчерского персонала
цеха и энергообъекта.
6.9.5. Техническим руководителем энергообъекта должен быть ут-
вержден список лиц из административно-технического персонала, име-
135
ющих право контролировать выполнение переключений, проводимых
по программам. Список должен быть скорректирован при изменении
состава персонала. Копии списка должны находиться на рабочем месте
оперативно-диспетчерского персонала цеха и энергообъекга.
6.9.6. В программе выполнения переключений должны быть ука-
заны:
цель выполнения переключений;
объект переключений;
перечень мероприятий по подготовке к выполнению переключений;
условия выполнения переключений;
плановое время начала и окончания переключений, которое мо-
жет уточняться в оперативном порядке;
в случае необходимости - схема объекта переключений (наиме-
нования и нумерация элементов объекта на схеме должны полнос-
тью соответствовать наименованиям и нумерации, принятым на
объекте);
порядок и последовательность выполнения операций с указани-
ем положения запорных и регулирующих органов и элементов це-
пей технологических защит и автоматики;
оперативно-диспетчерский персонал, выполняющий переключения;
персонал, привлеченный к участию в переключениях;
оперативно-диспетчерский персонал, руководящий выполнени-
ем переключений;
в случае участия в переключениях двух и более подразделений
энергообъекта - лицо административно-технического персонала,
осуществляющее общее руководство;
в случае участия в переключениях двух и более энергообъектов
- лица из числа административно-технического персонала, ответ-
ственные за выполнение переключений на каждом энергообъекте, и
лицо из числа административно-технического персонала, осуществ-
ляющее общее руководство проведением переключений;
обязанности и ответственность лиц, указанных в программе;
перечень мероприятий по обеспечению безопасности проведе-
ния работ;
действия персонала при возникновении аварийной ситуации или
положения, угрожающего жизни людей и целостности оборудования.
6.9.7. Программа утверждается техническим руководителем энер-
гообъекта, а при выходе действия программы за рамки одного
энергообъекта - техническими руководителями участвующих в про-
грамме энергообъектов.
6.9.8. Для повторяющихся переключений, указанных в п. 6.9.3
настоящих Правил, на энергообъектах должны применяться заранее
составленные типовые программы.
Типовые программы должны пересматриваться 1 раз в 3 года и
136
корректироваться с вводом, реконструкцией или демонтажем обору-
дования, изменением технологических схем и схем технологичес-
ких защит и автоматики.
6.9.9. Программа переключений и типовые программы переклю-
чений применяются оперативно-диспетчерским персоналом и явля-
ются оперативными документами при выполнении переключений.
6.9.10. При наличии на объекте мнемосхемы все изменения от-
ражаются на ней после окончания переключений.
6.9.11. Программы переключений должны храниться наравне с
другой оперативной документацией.
6.10. Автоматизированные системы
диспетчерского управления
6.10.1. Диспетчерский пункт электрической сети, энергосисте-
мы, ОДУ, ПДУ ЕЭС России должен быть оснащен автоматизирован-
ной системой диспетчерского управления (АСДУ).
6.10.2. Автоматизированные системы диспетчерского управления
должны обеспечивать решение задач оперативно-диспетчерского
управления энергопроизводством и могут функционировать как са-
мостоятельные системы или подсистемы АСУ АО-энерго и энерго-
объектов.
6.10.3. На базе АСДУ и АСУ ТП в соответствии с задачами каж-
дого иерархического уровня управления должны выполняться:
долгосрочное и краткосрочное планирование режимов ЕЭС
России, ОЭС и энергосистем;
оперативное управление нормальными режимами работы энер-
госистем, электростанций, энергоблоков и подстанций;
контроль нагрузки электростанций и потребляемой мощности
энергосистем и энергообъектов;
ретроспективный анализ аварийных ситуаций;
хранение ретроспективной информации с необходимой дискрет-
ностью о режиме работы управляемого объекта и ее вывод на печа-
тающее устройство по требованию диспетчера;
контроль оперативных переключений;
автоматизированное ведение оперативной документации.
Полный перечень и объемы решаемых задач и способы их ре-
шения должны быть определены проектами исходя из требований
надежности управления и технико-экономических показателей.
6.10.4. В состав комплекса технических средств АСДУ должны
входить:
средства диспетчерского и технологического управления в сово-
купности с АСУ ТП (датчики информации, устройства телемехани-
ки и передачи информации, каналы связи);
137
средства обработки и отображения информации: ЭВМ оператив-
ных информационно-управляющих комплексов и вычислительных
комплексов, устройства печати, дисплеи, цифровые и аналоговые
приборы и др.;
устройства связи с объектом управления;
вспомогательные системы (гарантированного электропитания,
кондиционирования воздуха, противопожарные).
6.10.5. Все устройства и комплекс программно-технических
средств АСДУ должны быть в исправном состоянии и постоянно
находиться в работе. Изменения первичных схем сети должны свое-
временно вноситься в документацию для отображения на диспет-
черских щитах и дисплеях.
Вывод в ремонт отдельных элементов АСДУ должен произво-
диться по оперативной заявке с разрешения диспетчера, в ведении
которого они находятся.
6.10.6. Исправность систем электропитания должна периодичес-
ки проверяться по графику, утвержденному техническим руководи-
телем, главным диспетчером или начальником диспетчерской служ-
бы АО-энерго, энергообъекта.
6.10.7. Помещения, в которых располагаются элементы АСДУ,
должны отвечать требованиям технических условий на оборудова-
ние и технические средства, а способ выполнения цепей ввода и
вывода информации, защитные заземления и заземления экранов
информационных цепей должны обеспечивать помехозащищенность
систем.
6.10.8. Устройства АСДУ должны проходить периодические
поверки в соответствии с действующими нормативными докумен-
тами.
6.10.9. На оборудовании АСДУ, коммутационной аппаратуре долж-
ны быть надписи, указывающие оперативное назначение и поло-
жение.
6.11. Средства диспетчерского
и технологического управления
6.11.1. Диспетчерские управления, энергосистемы, электростан-
ции, электрические и тепловые сети, электрические подстанции долж-
ны быть оснащены средствами СДТУ в соответствии с «Нормами
технологического проектирования диспетчерских пунктов и узлов
СДТУ энергосистем», «Руководящими указаниями по выбору объе-
мов информации, проектированию систем сбора и передачи инфор-
мации в энергосистемах» и другими действующими нормативно-тех-
ническими документами. Эксплуатация СДТУ должна обеспечивать
постоянное их функционирование и готовность к действию при ус-
138
тановленном качестве передачи информации в нормальных и ава-
рийных режимах энергосистем.
6.11.2. Ведомственные диспетчерские пункты электрифицирован-
ных железных дорог, газо- и нефтепроводов, промышленных пред-
приятий должны иметь необходимые средства связи и телемеханики
с диспетчерскими пунктами энергосистем в объеме, согласованном с
этими энергосистемами. Информация с абонентских подстанций на-
пряжением 35 кВ и выше должна передаваться в зависимости от кон-
кретных условий как на ведомственные диспетчерские пункты, так и
на диспетчерские пункты энергосистем. Объемы и направления пере-
даваемой информации с абонентских подстанций должны быть со-
гласованы с АО-энерго.
6.11.3. Аппаратура СДТУ, установленная на диспетчерских пунк-
тах АО-энерго, энергообъектов, должна быть закреплена за служба-
ми телемеханики и связи или службами (предприятиями) СДТУ
соответствующего уровня управления. Аппаратура связи и телеме-
ханики высшего уровня управления, установленная на объектах низ-
шего уровня управления, должна эксплуатироваться персоналом,
обслуживающим СДТУ данного энергообъекта.
6.11.4. Эксплуатация оборудования высокого напряжения высо-
кочастотных каналов телефонной связи и телемеханики по линиям
электропередачи (конденсаторы связи, реакторы высокочастотных
заградителей, заземляющие ножи, устройства антенной связи, про-
ходные изоляторы, разрядники элементов настройки и фильтров
присоединения) должна осуществляться персоналом, обслуживаю-
щим установки высокого напряжения.
6.11.5. Техническое обслуживание и поверка датчиков (преобразо-
вателей) телеизмерений, включаемых в цепи вторичных обмоток транс-
форматоров тока и напряжения, должны производиться персоналом
соответствующих служб РЗА (ЭТЛ) и метрологического обеспечения.
6.11.6. Перечень устройств и оборудования, обслуживаемых про-
изводственными подразделениями СДТУ, с указанием границ обслу-
живания, должен быть утвержден соответственно руководством ЦДУ
ЕЭС России, ОДУ, АО-энерго и энергообъекта. Взаимоотношения
между службами, границы обслуживания СДТУ должны быть ука-
заны в положениях о службах СДТУ, составленных для конкретных
ОДУ, АО-энерго, энергообъектов на основе действующих норматив-
но-технических документов.
6.11.7. Техническая эксплуатация магистральных кабельных ли-
ний связи должна быть организована в соответствии с «Правилами
технической эксплуатации магистральной и внутризоновых первич-
ных сетей ЕАСС».
6.11.8. Оперативное и техническое обслуживание СДТУ должно
быть обеспечено:
139
центральными узлами средств управления (ЦУСУ) ЦДУ ЕЭС
России, ОДУ, АО-энерго;
местными узлами средств управления (МУСУ) электрических
сетей и электростанций;
лабораториями, входящими в состав служб (энергообъектов)
СДТУ
В целях обеспечения бесперебойной работы СДТУ на централь-
ных и местных узлах средств управления, как правило, должно быть
организовано круглосуточное дежурство оперативно-диспетчерско-
го персонала; НУСУ и МУСУ должны быть оснащены вводно-ком-
мутационными, измерительными и проверочными устройствами,
обеспечены инструментом, материалами, запасными частями. Авто-
транспорт, закрепленный за службами СДТУ, приравнивается по ре-
жиму работы к оперативно-диспетчерскому и выделяется без пред-
варительной заявки.
6.11.9. Средства диспетчерского и технологического управления
должны быть обеспечены гарантированным электропитанием в соот-
ветствии с действующими нормативно-техническими документами.
6.11.10. Сетевые предприятия, службы и участки СДТУ должны
иметь и вести эксплуатационно-технические документы в соответ-
ствии с типовыми положениями о службах СДТУ.
6.11.11. Ввод в работу и эксплуатация вновь построенных и ре-
конструированных радиорелейных линий и средств радиосвязи
(УКВ- и KB-радиостанций) должны быть организованы в соответ-
ствии с действующими нормативно-техническими документами.
6.11.12. Структура и качественные показатели производственных
телефонных сетей всех уровней должны соответствовать действую-
щим нормативно-техническим документам по системам автомати-
зированной производственной телефонной связи РАО «ЕЭС России»
и Минсвязи РФ.
6.11.13. Устройства проводной связи должны быть защищены от
опасных и мешающих влияний электроустановок высокого напря-
жения в соответствии с действующими нормативно-техническими
документами.
6.11.14. Порядок и периодичность измерений уровня мешающих
воздействий и помех, а также порядок действия персонала узлов связи
при превышении допустимых значений мешающих влияний или
помех должны быть установлены местными инструкциями.
6.11.15. Измеренные значения напряженности поля радиопомех,
создаваемых ВЛ и электрическими подстанциями, должны соответ-
ствовать «Общесоюзным нормам допускаемых индустриальных ра-
диопомех».
6.11.16. На линиях электропередачи, по которым организованы
высокочастотные каналы связи и телемеханики, при работах, требу-
140
ющих наложения заземления, должны применяться переносные за-
земляющие высокочастотные заградители.
6.11.17. Вывод из работы средств диспетчерской связи и систем
телемеханики должен быть оформлен оперативной заявкой.
6.11.18. Устройства телеуправления должны исключать возмож-
ность ложного отключения (включения) управляемого оборудования
при повреждении любого одного элемента этих устройств. На сбор-
ках зажимов устройств и панелей телемеханики зажимы, случайное
соединение которых может вызвать отключение или включение обо-
рудования, не должны располагаться рядом.
6.11.19. Способ выполнения и режим эксплуатации электричес-
ких цепей от датчиков (преобразователей) телеизмерений и телесиг-
нализации до устройств приема и обработки информации должны
исключать помехи, приводящие к искажению этой информации.
6.11.20. Сопротивление изоляции электрически связанных цепей
устройств телемеханики совместно с их внешними связями (за исклю-
чением связей с ЭВМ и аппаратурой каналов телемеханики) относи-
тельно корпуса аппарата (земли), а также между цепями, электрически
не связанными между собой, должно измеряться мегомметром
250-500 В и быть не ниже 0,5 МОм. При проверке изоляции цепей уст-
ройств телемеханики, содержащих полупроводниковые элементы, дол-
жны быть приняты меры к предотвращению их повреждения. В уст-
ройствах с заземленным нулевым проводом перед проверкой изоляции
этот провод должен быть отсоединен от земли. Сопротивление изоля-
ции выходных цепей телеуправления и цепей питания напряжением 220 В
должно измеряться мегомметром 1000-2500 В и быть не ниже 10 МОм.
6.11.21. Для вывода из работы выходных цепей телеуправления на
электростанциях, подстанциях и диспетчерских пунктах должны при-
меняться специальные общие ключи или отключающие устройства.
Отключение цепей телеуправления и телесигнализации отдельных
присоединений должно производиться на разъемных зажимах либо
на индивидуальных отключающих устройствах. Все операции с об-
щими ключами телеуправления и индивидуальными отключающими
устройствами в цепях телеуправления и телесигнализации разреша-
ется выполнять только по указанию или с ведома диспетчера.
6.11.22. На лицевой и оборотной сторонах устройств, панелей и
пультов СДТУ должны быть надписи, указывающие их назначение
в соответствии с диспетчерскими наименованиями, а на установлен-
ной на них аппаратуре - надписи или маркировка. Провода внешних
цепей устройств телемеханики должны иметь маркировку, соответ-
ствующую исполнительным схемам.
6.11.23. Персонал производственных подразделений, обслужи-
вающий СДТУ, должен периодически осматривать аппаратуру в со-
ответствии с производственными инструкциями, обращая особое
141
внимание на правильность положения переключающих устройств и
состояние сигнализации неисправностей.
6.11.24. Полные и частичные проверки и ремонт СДТУ должны
выполняться по утвержденному графику, согласованному с диспет-
черской службой и вышестоящей службой СДТУ.
6.11.25. Все неисправности и неправильные действия СДТУ долж-
ны немедленно устраняться, учитываться и анализироваться в уста-
новленном порядке.
В случае неправильного действия устройств, их повреждения или
отклонения параметров от нормированных показателей должны про-
водиться дополнительная проверка и устранение указанных нару-
шений с уведомлением диспетчера и вышестоящей службы СДТУ.
СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Советов С.А. Режимы Единой энергосистемы. - М.: Энергоатом-
издат, 1983.-384 с.
2. Автоматизация управления энергообъединениями / Под ред.
С.А.Совалова. -М.: Энергия, 1979.-431 с.
3. Автоматизация электроэнергетических систем. - М.: Энергоатом-
издат, 1983.-448 с.
4. Лисицын НВ., Морозов Ф.Я., Окин А.А., Семенов В.А. Единая
энергосистема России. - М.: Изд-во МЭИ, 1999- 282 с.
5. Дьяков А.Ф., Окин А.А., Семенов В.А. Диспетчерское управле-
ние мощными энергообъединениями. - М.: Изд-во МЭИ, 1996- 244 с.
6. Окин А.А., Семенов В.А. Противоаварийное управление в ЕЭС
России. - М.: Изд-во МЭИ, 1996.-156 с.
7. Овчаренко НИ. Автоматика электрических станций и элект-
роэнергетических систем. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2000.-503 с.
8. Семенов В.А. Оптовые рынки электроэнергии за рубежом. -
М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 1998.-189 с.
9. Зарубежные энергообъединения / Под ред. В.А.Семенова. -
М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001.-360 с.
10. Сборник нормативных и методических документов по изме-
рениям, коммерческому и техническому учету электрической энер-
гии и мощности: В 2 кн. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 1999,2000. - 338 с.,
146 с.
11. Сборник нормативных правовых актов и ведомственных до-
кументов по регулированию электрической энергии в аварийных
режимах работы систем электроснабжения и работе с потребителя-
ми-неплательщиками. -М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001.-175 с.
12. Пособие для изучения правил технической эксплуатации элек-
трических станций и сетей (тепломеханическая часть). - М.: Изд-во
НЦЭНАС, 1999.-476 с.
13. Пособие для изучения правил технической эксплуатации элек-
трических станций и сетей (электрическое оборудование). - М.:
Изд-во НЦ ЭНАС, 2000.-355 с.
ISBN 5-93196-111-9
Пособие для изучения
правил технической эксплуатации
электрических станций и сетей
(оперативно-диспетчерское управление)
Художественный редактор В.Е. Горин
Компьютерная верстка М.А. Толокновой
Корректоры: Н.Н. Смолина, Н.Н. Шипулина
Лицензия № 071727 от 01.09.98.
Подписано в печать 01.11.01 г. Формат 60x90/16. Бумага офсетная.
Гарнитура Таймс. Усл. печ. л. 9,0. Уч.-изд. л. 9,2. Тираж 5000 экз.
Заказ № 1039.
«Издательство НЦ ЭНАС»
115201 Москва, Каширское ш., д. 22, корп. 3.
Тел./Факс: (095) 113-53-90.
E-mail: enaspr@cityline.ru
www.enas.ru
Отпечатано с готовых диапозитивов в Московской типографии № 6
Минпечати РФ, 109088 Москва, Южнопортовая ул., 24