Требования к энергосистемам

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 коэффициенты запаса статической устойчивости по активной мощности в сечениях и по напряжению в узлах нагрузки. Кроме того, устанавливаются группы возмущений, при которых должны обеспечиваться 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 предотвращения нарушений устойчивости (АПНУ);

изменения режима работы ЭЭС.

Нормируются коэффициенты запаса по апериодической статической устойчивости; при этом в допустимой области режимов должно быть обеспечено отсутствие самораскачивания. Если самораскачивание проявляется, то должны приниматься меры по устранению его причин, а оперативно должно быть дополнительно разгружено сечение, в котором наблюдаются колебания, до исключения этих колебаний.

Для допустимых перетоков должно быть также проверено отсутствие термической перегрузки оборудования с учетом длительности существования режима, а также другие имеющиеся ограничения, не связанные с устойчивостью энергосистемы.

Значения показателей устойчивости должны быть не ниже указанных в табл.3.

При проектировании ЭЭС в нормальной схеме и при нормальном 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% передаваемой 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 обеспечиваться без применения ПА, за исключением случаев, когда:

выполнение требования приводит к необходимости ограничения
потребителей или потере гидроресурсов;

в результате возмущения предел статической устойчивости в сечении уменьшается более чем на 25 %.

При этом в указанных случаях, а также при отключении элемента 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 предотвращения 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 возмущений (т.е. наложение аварии на аварию) не рассматривается.

Устойчивость при возмущении, приводящем к ослаблению сечения, 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 нерегулярных колебаний мощности в этом сечении.

При этом деление по оставшимся в работе связям не должно приводить 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, означает переход к вынужденному 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 прохождения максимума нагрузки, но не более 40 мин, или на время, необходимое для ввода ограничений потребителей, а в послеаварийном режиме также на время, необходимое для мобилизации резерва (в том числе холодного), может быть выполнен оперативно по разрешению дежурного диспетчера указанной высшей оперативной инстанции.

Работа с вынужденным перетоком не допускается, если нарушение устойчивости в этом режиме при 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 асинхронных режимов в ЭЭС, как правило, путем их деления. Ресинхронизация как с применением автоматических устройств, так и самопроизвольная должна резервироваться делением.

Допустимая длительность асинхронного режима и способ его прекращения устанавливается для каждого сечения с учетом необходимости предотвращения повреждений оборудования ЭЭС, дополнительных нарушений синхронизма и нарушений электроснабжения потребителей. При этом особое внимание следует уделять устойчивости электростанций и крупных узлов нагрузки, вблизи которых может оказаться центр качаний.

Основные требования предъявляемые к энергосистемам как основным источникам питания потребителей электроэнергией.

1. Основные требования предъявляемые к энергосистемам как основным источникам питания потребителей электроэнергией.

При выполнении схем электроснабжения: выбора мест подключения к головным и распределительным подстанциям, линиям энергосистемы, выбора конфигурации сети, необходимо учитывать требования различных групп потребителей к бесперебойности и надёжности электроснабжения.

Электроснабжение предприятия должно обеспечивать:

— удобство и безопасность эксплуатации,

— возможность изменение некоторых параметров сети при развитии предприятии без коренного переустройства сети.

Требования, предъявляемые к системе электроснабжения предприятий, в основном, зависят от характера электрических нагрузок, особенностей технологии производства, климатических условий, загрязненности окружающей среды и других факторов.

Система электроснабжения удовлетворяет требованиям экономичности если затраты на ее создание, эксплуатацию и развитие должны быть минимальны или минимальный срок окупаемости.

Технико-экономические расчеты (ТЭР) выполняется по предприятию в целом, так как основные доходы поступают от реализации продукции основного производства.

При выполнении учебных проектов экономические расчеты при проектировании СЭС предприятия ограничиваются сравнением технических решений. При сравнении вариантов необходимо, чтобы они были технически равноценны и экономически сопоставимы.

При равенстве показателей вариантов или незначительной разнице (5-10 %) следует отдавать предпочтение тому варианту, у которого лучше качественные показатели, который более перспективен с точки зрения развития предприятия (например, с более гибкой и удобной в эксплуатации схемой, новейшим оборудованием и т.п.).

Надежность любой системы – это ее свойство выполнять заданные функции в заданном объеме и требуемого качества при определенных условиях функционирования. Применительно к СЭС одной из основных функций является бесперебойное снабжение потребителей электроэнергией в необходимом количестве и установленного качества. Надежность является сложным комплексным свойством и в зависимости от назначения объекта и условий функционирования может включать ряд единичных свойств (отдельно или в сочетании), основными из которых являются: сохраняемость, долговечность, безотказность, ремонтопригодность, режимная управляемость, устойчивость и живучесть.

Требования, предъявляемые к системе электроснабжения в отношении надёжности, зависят от характера электроприёмников потребителей и делятся на категории:

1. п е р в а я категория – электроприёмники, нарушение электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб хозяйству, повреждение оборудования, массовый брак продукции с большим экономическим ущербом. Такие электроприёмники должны иметь два независимых источника питания, а перерывы в электроснабжении допускаются лишь на время ввода резервного питания.

В этой категории выделяются объекты, требующие особо повышенной надёжности питания, перерывы электроснабжения которых угрожают жизни людей или могут приводить к взрывам и экологическим катастрофам. Для таких потребителей необходимо наличие трёх независимых источников питания.

2. в т о р а я категория – электроприёмники, нарушение электроснабжения которых может повлечь за собой массовый недоотпуск продукции, простой рабочих, механизмов, нарушение нормальной деятельности значительного количества жителей. Для этой категории потребителей допустимы перерывы в электроснабжении на время, необходимое для включения резервного питания действиями обслуживающего персонала, но не более 3,5 часа.

3. т р е т ь я категория – все остальные потребители: неответственные нагрузки, жилищный сектор, небольшие посёлки, мелкие предприятия и т. п. Для потребителей третьей категории допускаются перерывы в электроснабжении на время, необходимое для ремонта повреждённого элемента сети, но не более чем на 24 часа.

Для характеристики надежности объектов энергетики определяются основные показатели надежности: параметр потока отказов, время восстановления, и вспомогательные – частота ремонтов и их продолжительность. Показатели надежности определяются для узла нагрузки главной схемы СЭС с учетом режима работы СЭС (нормальный, аварийный, послеаварийный).

Для определения оптимального уровня надежности электроснабжения потребителей необходимо знать величину ожидаемого годового ущерба при перерывах электроснабжения, который определяется особенностями технологического процесса с учетом частоты и длительности перерывов электроснабжения.

  Арбитражный суд поволжского округа рядом гостиницы

Основные способы повышения надежности СЭС:

— повышение надежности источников питания;

— повышение надежности отдельных элементов СЭС;

— уменьшение числа последовательно включенных элементов в СЭС;

— усовершенствование релейной защиты и автоматики СЭС;

— совершенствование системы технического обслуживания и ремонта электроустановок;

— повышение квалификации обслуживающего персонала.

Таким образом, повышение надежности СЭС является комплексной задачей, которая может быть решена на основе технологического и экономического анализа режимов СЭС, условий ее функционирования.

2.Источники и устройства реактивной мощности

Для компенсации реактивной мощности, потребляемой электроустановками промышленного предприятия, используются синхронные машины, конденсаторы и специальные статические источники реактивной мощности.

Синхронные компенсаторы являются синхронными двигателями облегченной конструкции без нагрузки на валу. Они могут работать как в режиме генерирования реактивной мощности (при возбуждении компенсатора), так и в режиме ее потребления (при недовозбуждении). Изменение генерируемой или потребляемой реактивной мощности компенсатора осуществляется регулированием его возбуждения.

В настоящее время, отечественная промышленность изготовляет синхронные компенсаторы мощностью от 5000 до 100 000 квар.

Потери активной мощности в синхронных компенсаторах их полной загрузке в зависимости от номинальной мощности колеблются в пределах 0,013 — 0,015 кВт/квар, т.е. довольно значительны.

К недостаткам синхронных компенсаторов следует отнести удорожание и усложнение эксплуатации (сравнивая, например, с конденсаторными батареями) и значительный шум во время работы.

Положительными свойствами синхронных компенсаторов как источников реактивной мощности является возможность плавного и автоматического регулирования генерируемой реактивной мощности, независимость генерирования реактивной мощности от напряжения на их шинах, достаточная термическая и электродинамическая стойкость обмоток компенсаторов во время к.з., возможность восстановления поврежденных синхронных компенсаторов путем проведения ремонтных работ.

Конденсаторы — специальные емкости, предназначенные для выработки реактивной мощности. По своему действию они эквивалентны перевозбужденному синхронному компенсатору и могут работать лишь как генераторы реактивной мощности.

Мощность конденсаторов в одном элементе составляет 25 — 100 кВар. Из таких элементов собираются батареи требуемой мощности. Например, запись КС1-0,38-16-3УЗ обозначает, что конденсатор косинусный с синтетической пропиткой, на напряжение 0,38 кВ, номинальной мощностью 16 кВар в трехфазном исполнении, предназначен длительной работы с умеренным климатом для внутренней установки.

Обычно батареи конденсаторов включаются в сеть трехфазного тока по схеме треугольника. При отключении конденсаторов необходимо, чтобы запасенная в них энергия разряжалась автоматически на постоянно включенное активное сопротивление (например, трансформатор напряжения). Значение сопротивления должно быть таким, чтобы при отключении конденсаторов не возникало перенапряжений на их зажимах.

Конденсаторы по сравнению с другими источниками реактивной мощности обладают рядом преимуществ:

1) малые потери активной мощности (0,0025 — 0,005 кВт/кВар);

2) простота эксплуатации (ввиду отсутствия вращающихся и трущихся частей);

3) производства монтажных работ (малая масса, отсутствие фундаментов);

4) возможность использования для установки конденсаторов любого сухого.

К недостаткам конденсаторов следует отнести зависимость генерируемой реактивной мощности от напряжения, чувствительность к искажениям питающего напряжения и недостаточную прочность, особенно при к.з. и перенапряжениях.

Установки конденсаторов бывают индивидуальные, групповые и централизованные. Индивидуальные установки применяются чаще всего на напряжениях до 660 В.

В этих случаях конденсаторы присоединяются наглухо к зажимам приемника. Такой вид установки компенсирующих устройств обладает существенным недостатком — плохим использованием конденсаторов, так как с отключением приемника отключается и компенсирующая установка. При групповой установке конденсаторы присоединяются к распределительным пунктам сети.

При этом использование установленной мощности конденсаторов несколько увеличивается. При централизованной установке батарей конденсаторов они присоединяются на стороне высшего напряжения трансформаторной подстанции промышленного предприятия. Использование установленной мощности конденсаторов в этом случае получается наиболее высоким.

Общие технические требования к микропроцессорным устройствам защиты и автоматики энергосистем

Требования распространяются на микропроцессорные устройства и системы релейной защиты и автоматики, применяемые на электростанциях, подстанциях и в электрических сетях 6-1150 кВ ЕЭС России, и являются обязательными для разработчиков и изготовителей МП РЗА, а также для организаций, применяющих МП РЗА зарубежного производства в энергосистемах РФ.

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»

ДЕПАРТАМЕНТ НАУКИ И ТЕХНИКИ

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
К МИКРОПРОЦЕССОРНЫМ УСТРОЙСТВАМ ЗАЩИТЫ
И АВТОМАТИКИ ЭНЕРГОСИСТЕМ

Разработано Департаментом науки и техники (ДНиТ) РАО «ЕЭС России», Акционерным обществом «Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС», Проектно-изыскательским и научно-исследовательским институтом по проектированию энергетических систем и электрических сетей «Энергосетьпроект», Акционерным обществом «Научно-исследовательский институт электроэнергетики (ВНИИЭ)»

Исполнители А.К. БЕЛОТЕЛОВ (ДНиТ РАО «ЕЭС России»), А.В. ГРИГОРЬЕВ, Ю.Н. ОРЛОВ, Н.П. САНТУРЯН, С.И. ФЕЙГИН, Г.М. ХАЙМОВ, А.Г. ШЕЙНКМАН (АО «Фирма ОРГРЭС»), A . M . БОРДАЧЕВ, Д.Д. ЛЕВ КОВИЧ, С.Я. ПЕТРОВ, А.А. РУДМАН (Энергосетьпроект), В.Г. АЛЕКСЕЕВ, М.В. ВАЗЮЛИН, Я.С. ГЕЛЬФАНД, А.И. ЛЕВИУШ (ВНИИЭ)

Утв ерждено Департаментом науки и техники РАО «ЕЭС России» 03.02.97 г.

Начальник А.П. БЕРСЕНЕВ

Общие технические требования разработаны по поручению Департамента науки и техники РАО «ЮС России» и являются собственностью РАО.

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
К МИКРОПРОЦЕССОРНЫМ УСТРОЙСТВАМ ЗАЩИТЫ
И АВТОМАТИКИ ЭНЕРГОСИСТЕМ

Срок действия установлен

Настоящие Общие технические требования (ОТТ) распространяются на микропроцессорные устройства и системы релейной защиты и автоматики (МП РЗА) , применяемые на электростанциях, подстанциях и в электрических сетях 6 — 1150 кВ ЕЭС России, и являются обязательными для разработчиков и изготовителей МП РЗА, а также для организаций, применяющих МП РЗА зарубежного производства в энергосистемах Российской Федерации.

Настоящие ОТТ разработаны с целью:

обеспечения создания современных конкурентоспособных отечественных МП РЗА по основным функциям, свойствам, характеристикам и параметрам;

обеспечения возможности применения создаваемых и импортируемых в Российскую Федерацию МП РЗА совместно с существующими и вновь создаваемыми другими системами РЗА, АСУ ТП и координированными системами контроля и управления;

обеспечения возможности использования МП РЗА в качестве устройств нижнего уровня (присоединение) координированных систем РЗА, контроля и управления электростанций, подстанций и сетей;

обеспечения надежности работы энергосистем при применении МП РЗА.

Данные ОТТ должны приниматься за основу при разработке частных технических требований на все вновь разрабатываемые различными организациями Российской Федерации типы реле, устройств и систем РЗА на микропроцессорной элементной базе.

Импортируемые в Российскую Федерацию МП РЗА должны удовлетворять настоящим ОТТ.

В целях о беспечения высокой надежности работы энергосистем ЕЭС России применение МП РЗА новых конструкций и (или) основанных на новых принципах должно быть санкционировано Департаментом науки и техники РАО «ЕЭС России» на основании специальных проработок совместимости применения различных зарубежных и отечественных устройств РЗА и после рассмотрения нормативных и методических вопросов применения новых принципов ведущими проектными и научно-исследовательскими организациями РАО «ЕЭС России» (Энергосетьпроект, ТЭП, ВНИИЭ, ОРГРЭС и др.).

При разработке данных ОТТ использовались государственные стандарты России, стандарты МЭК и стандарты СЭВ. Перечень использованных стандартов приведен в приложении.

2. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ МИКРОПРОЦЕССОРНЫХ УСТРОЙСТВ И СИСТЕМ РЗА

2.1. Все функции релейной защиты и автоматики, являющиеся жизненно важными для предотвращения разрушения электрооборудования и обеспечения устойчивости и надежности работы энергосистем, должны выполняться децентрализованными, т.е. на уровне одного присоединения, одной монтажной единицы (линия, трансформатор, генератор, электродвигатель и т.п.), или одной функции для нескольких присоединений (например, защита шин) в виде автономных микропроцессорных устройств.

2.2. В случае, если защита присоединения состоит из двух или более взаи морезервируемых систем защиты, каждая из систем защиты должна быть полностью независимой от другой, чтобы при КЗ в защищаемой зоне никакой отказ в одной системе защит не приводил к отказу или к недопустимому увеличению времени отключения другой системой защит. При этом там, где это возможно, рекомендуется выполнение независимых систем защиты с разными принципами действия. Например, на ВЛ 110 кВ и выше рекомендуется основную защиту № 1 выполнять с использованием абсолютной селективности, а основную защиту № 2 с использованием относительной селективности с передачей ускоряющих и отключающих импульсов.

Независимые МП РЗА присоединений должны быть в макси мальной степени разделены по цепям трансформаторов тока и напряжения, источникам питания и цепям управления на постоянном оперативном токе, по дискретным входам и выходам.

2.4. Все функции МП РЗА должны выполняться без деградации при любых отказах каналов связи с верхним уровнем иерархического управления.

2.5. Устройства МП РЗА должны предусматривать возможность их использования в виде отдельных автономных устройств РЗА, совместимых с существующими традиционными устройствами, и должны обеспечивать возможность их использования в качестве устройств нижнего уровня АСУ ТП или других координированных систем контроля и (или) управления.

2.6. В МП РЗА должна предусматриваться возможность выполнения дополнительных функций на базе использования имеющейся в МП РЗА информации (функции осциллографа, регистрации событий, определения места повреждения, изменения групп уставок и др.), а также вывода из МП РЗА необходимого объема информации для анализа правильности действия РЗА и для создания координированных систем контроля и управления или использования в АСУ ТП.

2.7. Устройства МП РЗА должны содержать оперативные элементы местного контроля, управления и сигнализации со встроенным интерфейсом общения «человек — защита», а в необходимых случаях интерфейс, обеспечивающий такое общение с использованием внешней ПЭВМ (координированных систем контроля и управления или АСУ ТП), с целью ввода и вывода информации для дистанционного контроля и управления.

2.8. Устройства МП РЗА должны выполняться с программируемой логикой взаимодействия как между различными функциями защиты, управления и контроля, входящими в состав МП РЗА (внутренними функциями), так и между этими функциями и внешними устройствами других защит, управления и контроля подстанции (электростанции). Это должно позволить пользователю реал изовывать различные конфигурации схем РЗА и управления, отвечающие различным первичным схемам электрических соединений, условиям эксплуатации и требованиям пользователя. С этой целью МП РЗА должны обеспечивать необходимое количество различных логических функций в сочетании с таймерами и предусматривать возможность использования необходимого числа модулей дискретных входов (выходов).

Должна предусматриваться возможность использования дискретных входов для логической увязки между собой и с любой из внутренних функций и возможность использования внутренних сигналов МП РЗА для управления различными выходными реле.

  Иск о внесении изменения в решение суда

3. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНИЧЕСКИМ СРЕДСТВАМ И ПРОГРАММНОМУ ОБЕСПЕЧЕНИЮ МП РЗА

3.1. Требования к техническим средствам

3.1.1 . Технические средства и программное обеспечение МП РЗА должны выполняться с использованием модульного принципа. При этом должна обеспечиваться независимая работа исправных модулей при отказах или неисправностях в соседних модулях. Этим должна обеспечиваться и независимость реализации заданных функций при потере какой-либо из них.

3.1.2. Архитектура вычислительной системы и номенклатура модулей МП РЗА определяются конкретными задачами защиты в зависимости от вида присоединения и класса напряжения.

В общем случае сложное устройство МП РЗА (класс напряжения 110 кВ и выше) должно включать модули устройства связи с объектом (УСО), мультиплексора, аналого-цифрового преобразования (АЦП), процесс орного устройства (ПУ), модули устройств дискретного ввода-вывода, блок интерфейса общения «человек — защита», модуль интерфейса связи с верхним уровнем, блок питания.

3.1.3 . Модуль УСО осуществляет преобразование аналоговых входных электрических величин для их согласования с интерфейсами вычислительной системы. Модуль УСО может включать промежуточные трансформаторы тока и напряжения (ПТТ и ПТН). ПТТ и ПТН должны обеспечивать гальваническое разделение входных цепей от внутренних цепей МП РЗА и осуществлять нормирование входных сигналов. Модуль УСО может включать аналоговые фильтры.

При большом динамическом диапазоне входных токов может предусматриваться установка двух ПТТ на ток каждой фазы, имеющих разные коэффициенты передачи и в совокупности обеспечивающих необходимый динамический диапазон для нормального функционирования защиты. Максимальный динамический диапазон по току может составлять (0,01 ÷ 1 00) I ном .

3.1.4. Модуль мультиплексора обеспечивает переключение каналов АЦП. Для снижения угловой погрешности из-за конечного времени переключения каналов и аналого-цифрового преобразования в модуль может вхо дить устройство выборки и хранения.

3.1.5. Разрядность АЦП и е го класс точности должны выбираться в соответствии с требуемой точностью преобразования входных сигналов. Быстродействие АЦП должно согласовываться с необходимой частотой дискретизации, количеством каналов преобразования и эффективным быстродействием процессорного устройства.

Частоты измерений мгновенных значений и цифровой фильтрации должны выбираться с учетом стандарта « IEEE Standard Co mmo Format for transient Data Exchange ( COMTRADE ) for Power Systems » ( IEEE С 37. 111-1991), рекомендующего производить выбор вышеуказанных частот, исходя их двух наименьших общих кратных (нок) значений измерений в секунду, равных

где f ном = 50 или 60 Гц.

При этом ряды рекомендуемых чисел измерений за один период промышленной частоты составляют:

при f 1нок = 384 · f ном — 4, 6, 8, 12, 16, 24, 32, 48, 64, 96, 128, 192, 384 измерений за период;

при f 2нок = 3200 · f ном — 4, 8, 10, 16, 20, 32, 40, 50, 64, 80, 100, 128, 160, 200, 320, 400, 800, 1600, 3200 измерений за период.

Для большинства устройств РЗА, реагирующих на составляющие основной частоты, частоты измерений рекомендуется принимать на нижней части ряда, например, для дистанционной защиты ВЛ 110 — 500 кВ — 40 измерений за период, конечная частота 20 измерений за период.

Частота мультиплексной выборки (опроса) выбирается, исходя из количества аналоговых сигналов и частоты измерений. Например, для защит ВЛ 110 — 500 кВ рекомендуемая частота опроса может составлять 40 кГц.

3.1.6. Модуль процессорного устройства управляет работой вычислительной системы . Процессорное устройство может быть однопроцессорным и многопроцессорным. Многопроцессорные устройства рекомендуется выполнять на цифровых процессорах обработки сигналов по схеме с одним ведущим процессором (хост-процессор). Процессорное устройство должно содержать долговременную внешнюю память для хранения уставок, результатов саморегистрации функционирования защиты, образа адресного пространства данных при отказе блока питания и др.

Модуль процессорного устройства должен содержать порт встроенного интерфейса местной связи «человек — защита», порт для подключения внешнего компьютера в месте установки защиты, порты для дистанционной связи с координированными системами контроля и управления или АСУ ТП со ско ростью передачи данных 300, 1200, 2400, 4800 или 9600 бит/с.

В качестве внешней памяти программ предпочтительно использовать флэш-память, но может быть использовано и ПЗУ.

Модуль ПУ должен содержать сторожевой таймер для перезапуска программы МП РЗА.

3.1.7. Блок интерфейса местной связи «человек — защита» должен устанавливаться на лицевой стороне конструктива и содержать: светодиоды для сигнализации о срабатывании, о действии на отключение и о неисправности и (или) мини-дисплей и клавиатуру для ввода данных и управления дисплеем и защитой.

3.1.8. Модуль устройства дискретного ввода-вывода должен обеспечивать быстрый ввод (вывод) дискретных сигналов, их согласование с внешним источником (приемником) по мощности, напряжению, току, а также гальванически отделять вычислительную систему от входных (выходных) цепей.

3.1.9. Модуль интерфейса связи должен предусматривать возможность обмена информацией со скоростями 64 кбит/с и 1 Мбит/с с использованием стандартного протокола, например, HDLC .

3.1.10. Блок питания должен работать от постоянного или выпрямленного оперативного тока с номинальным напряжением 220 В, обеспечивая уровни и качество выходных напряжений в соответствии с требованиями электронных компонентов МП РЗА, при возможных в эксплуатации изменениях напряжения внешнего питания (см. п. 4.5).

3.2. Требования к программному обеспечению

3.2.1. Программное обеспечение (ПО) сложных МП РЗА должно разделяться на системное и прикладное (технологическое).

3.2.2. Системное ПО должно содержать операционную систему реального времени и тестовое ПО.

Операционная система должна содержать драйверы, управляющие работой внешних (по отношению к данному процессору) устройств, имеющих сложный интерфейс. Операционная система однопроцессорного ПУ должна обеспечивать параллельное выполнение задач. Операционная система многопроцессорного ПУ должна предоставлять средства организации параллельной работы процессоров.

Тестовое ПО должно содержать программы тестов, выполняемых при запуске и перезапуске процессорного устройства и с заданной периодичностью в фоновом режиме. Тестовое ПО должно обеспечивать контроль исправности аппаратных средств и целостности ПО.

3.2.3. Прикладное ПО должно осуществлять выполнение алгоритмов защиты, регистрацию функционирования защиты и дополнительный контроль правильности входных данных. Пользователь должен иметь возможность конфигурирования прикладного ПО: выбирать различные варианты взаимодействия с внешними устройствами и режимами объекта защиты, вводить в работу дополнительные функции (такие, как определение расстояния до места повреждения, задание условий пуска аварийной регистрации и т.п.).

3.3. Требования к оперативным элементам местного контроля, управления и сигнализации состояния МП РЗА

3.3.1. В МП РЗА должен быть предусмотрен встроенный интерфейс с дисплеем и клавиатурой. Объем возможных операций с помощью встроенного интерфейса задается в соответствии с типом защиты и областью ее применения.

Алфавитно-цифровой мини-дисплей, как правило, должен иметь 2 — 4 строки по 16 — 20 символов, а клавиатура — цифровые и функциональные клавиши.

В сложных МП РЗА, где требуется вводить большое число уставок и данных и где необходимо выполнять конфигурирование системы, обеспечивающее различные варианты взаимодействия с внешними устройствами и режимами объекта защиты, должен предусматриваться графический мини-дисплей (например, на жидких кристаллах с размером экрана 5 — 7 дюймов). Тип, размеры дисплея и клавиатуры, а также объем возможных операций с помощью встроенного интерфейса пользователя должны быть выбраны в соответствии с типом защиты и принятой системой технического обслуживания.

Должны использоваться общепринятые в отрасли символы, размерности, сокращения терминов и т.п. Надписи на лицевой панели должны быть понятными, используемые мнемокоды должны быть стандартными. Пользователь должен обеспечиваться подробными инструкциями по работе с человеко-машинным интерфейсом, которая должна быть доступна для персонала, не имеющего специальных навыков работы с вычислительной техникой.

Некоторые функции интерфейса «человек — защита», такие как задание уставок и выбор характеристик защит, должны быть защищены от прямого доступа оперативного персонала. Другие функции, такие как вывод защиты из действия и ввод ее в действие, должны быть доступны оперативному персоналу.

3.3.2. Интерфейс «человек — защита» должен обеспечивать по выбору пользователя выполнение следующих функций:

ввод и отображение уставок и других параметров настройки;

отображение текущих действующих значений входных аналоговых величин, частоты, активной и реактивной мощности;

отображение результатов саморегистрации функционирования МП РЗА;

ввод в действие и вывод из действия отдельных защит, входящих в состав МП РЗА;

корректировку календаря и часов службы времени МП РЗА (если таковая предусмотрена);

вывод значений моментов времени трех последних срабатываний каждой из защит, входящих в состав МП РЗА;

вывод информации о расстоянии до места повреждения (ОМП);

вывод кода неисправности, выявленной средствами внутренней диагностики.

3.4. Требования к объему регистрации, хранению, протоколированию и периодичности выдачи информации на верхний уровень АСУ ТП

3.4.1. Устройства МП РЗА должны обеспечивать возможность вывода и передачи на верхний уровень АСУ ТП энергообъекта данных о нормальном режиме для контроля состояния самих устройств МП РЗА и защищаемого оборудования.

Кроме этого должна предусматриваться возможность передачи на верхний уровень АСУ ТП или на внешнюю ПЭВМ, временно подключаемую к МП РЗА, данных саморегистрации функционирования МП РЗА и цифрового осциллографирования.

Информация о состоянии устройства МП РЗА должна соответствовать текущему режиму с запаздыванием по времени не более 1,0 с.

Возможный объем выводимой информации определяется ТЗ на МП РЗА в зависимости от объема и функций обработки входных сигналов, вида защищаемого оборудования и общей структуры построения системы защит. Максимальный объем выводимой информации может соответствовать полному объему входных сигналов, включая их обработку с выявлением фазовых соотношений для выдачи цифровых значений фазовых углов, активной и реактивной мощности на данном присоединении.

Данная информация при выводе из МП РЗА должна соответствовать текущему режиму с запаздыванием не более 100 мс .

В обоснованных случаях эта информация может проходить регистрацию в МП РЗА с присвоением времени каждому из значений параметров, усреднение (для аналоговых параметров) на заданном интервале времени, поступать на хранение и выводиться в форме заданного протокола по внешним или внутренним командам.

3.4.4. Информация по п. 3.4.2 выводится нерегулярно в зависимости от изменений режима МП РЗА или при регистрации аварийных процессов в защищаемом оборудовании, а также по запросу, поступающему от внешней ПЭВМ (временно подключаемой), из канала связи с верхним уровнем или из локальной вычислительной сети АСУ ТП.

  Как начисляется декретное пособие

Информация по п. 3.4.3 выводится регулярно с периодичностью, определяемой при разработке АСУ ТП, но не реже чем через 250 мс .

3.5. Требования к регистрации аварийных событий

3.5.1. В ТЗ на устройства МП РЗА должна оговариваться возможность выполнения внешней регистрации состояний МП РЗА и (или) внутренней регистрации их состояний и регистрации аварийных событий на защищаемом объекте, которые реализуются по заявке потребителя.

3.5.2. На внешнюю регистрацию выводятся специальные независимые контакты, обеспечивающие регистрацию состояний и моментов срабатывания защит, входящих в МП РЗА. Запаздывание сигнальных регистрируемых контактов по отношени ю к регистрируемому фактору не должно превышать 3 мс.

3.5.3. На внутреннюю регистрацию должны поступать мгновенные значения аналоговых и дискретных параметров, определяющих функционирование МП РЗА и реакцию защищаемого объекта.

Число регистрируемых параметров и режимы регистрации оговариваются в ТЗ.

Дополнительно необходимо предусматривать возможность регистрации в МП РЗА не менее трех внешних дискретных сигналов (например, внешние «сухие» контакты).

Регистратор аварийных событий (РАС) в МП РЗА должен снабжаться не менее чем двумя выходными «сухими» контактами для регистрации и (или) для запуска РАС в других МП РЗА. Эти контакты должны замыкаться в момент начала регистрации с запаздыванием не более 3 мс.

3.5.4. Регистрация аварийных событий может вестись как в относительном времени (отсчитываемом от начала события в МП РЗА), так и в абсолютном астрономическом времени, синхронизируемом системой времени АСУ ТП энергообъекта.

3.5.5. Момент начала регистрации определяется задаваемым по требителем набором внешних сигналов и внутренних параметров, определяющих функционирование МП РЗА.

3.5.6. Регистрация (запись значения параметра с присвоением времени) должна производиться не реже чем через 1,0 мс (допускается 2,0 мс) по каждому из параметров, выведенных на регистрацию.

Должна предусматриваться запись параметров до начала регистрации (доаварийная запись) в течение времени от 0,5 до 5,0 с, которое должно устанавливаться потребителем. Длительность записи после начала регистрации (аварийная запись) должна быть не менее 5,0 с. Полное время регистрации должно быть не менее 10 ,0 с.

В памяти регистратора должно храниться не менее трех последних регистраци й. Эта информация должна выводиться в АСУ ТП или должна переписываться с помощью подготовленной ПЭВМ ( IBM — PC ).

(Измененная редакция, Изм. № 1 ).

3.5.7. Работа регистратора и операции с выводом и переписыванием информации не должны влиять на функционирование МП РЗА.

3.5.8. Поставщик МП РЗА должен снабжать потребителя согласующим устройством с разъемами для подключения цифрового канала связи МП РЗА к ПЭВМ и (или) к верхнему уровню АСУ ТП, программами для возможности вывода, расшифровки, анализа, обработки и распечатки регистрационной записи в виде осциллограммы.

При анализе, обработке и расшифровке регистрационной записи должны обеспечиваться дата и время регистрации (астрономическое время или время по отношению к началу регистрации) с точностью не более 2,0 мс для всех записанных параметров, шкала времени, значения параметров в любой из заданных моментов времени, изменение масштаба любого из параметров по ординате и всей осциллограммы по времени. Значения параметров при анализе и расшифровке должны даваться в относительных и именованных единицах.

(Измененная редакция, Изм. № 1 ).

3.6. Требования к надежности

3.6.1. Микропроцессорные устройства РЗА в части требований по надежности должны соответствовать ГОСТ 4.148-85 и ГОСТ 27.003-90 .

Здесь и далее рассматривается надежность устройств МП РЗА как самостоятельных изделий без учета влияния надежности внешних цепей датчиков, цепей команд управления, цепей внешних источников электроснабжения, если иное не оговорено в ТЗ и (или) ТУ.

3.6.2. Микропроцессорные устройства РЗА должны разрабатываться в основном как восстанавливаемые и ремонтопригодные изделия, рассчитанные на длительное функционирование. Пр и этом ремонт неисправного устройства производится обезличенным способом.

По числу возможных состояний (по работоспособности) устройства МП РЗА относятся к изделиям вида 2 по ГОСТ 27.003-90 .

Все устройства МП РЗА должны относиться к устройствам, которые в процессе эксплуатации требуют технического обслуживания.

3.6.3. В устройствах РЗА должны быть использованы следующие основные способы обеспечения необходимой надежности:

резервирование аппаратных средств, функций защиты и программного обеспечения;

применение отказоустойчивых структур;

автоматическая диагностика аппаратных средств и программного обеспечения;

применение современной малопотребляющей (не требующей принудительного охлаждения) элементной базы;

хранение информации, констант и программ в энергонезависимой памяти.

Для достижения высоких показателей надежности в МП РЗА, как правило, должна предусматриваться избыточность по защитным функциям (два или более устройства, две или более системы защит, функциональное резервирование, резервирование защит смежных элементов).

3.6.4. Для однозначной фиксации технического состояния устройства и фактов отказов и (или) неисправностей в ТЗ на МП РЗА должны быть приведены критерии отказов и критерии предельных состояний, а также должно указываться время ожидания ремонта, т.е. замены неисправного элемента.

3.6.5. Номенклатура и значения показателей надежности для устройств МП РЗА должны указываться в ТЗ на конкретные виды устройств и выбираться из следующих значений:

средняя наработка на отказ сменного элемента — 100, 125 тыс. ч;

среднее время восстановления (замены сменного элемента) — 0 ,5; 1; 2; 3 ч;

средний срок службы сменного элемента до капитального ремонта — 8, 10, 12, 14 лет;

средняя вероятность отказа в срабатывании устройства за год (при появлении требования) — 1 · 10 -5 , 1 · 10 -6 ;

параметр потока ложных срабатываний устройства в год (при отсутствии требования) — 1 · 10 -6 , 1 · 10 -7 ;

полный средний срок службы устройства — 20, 25 лет.

Значения показателей надежности сменных элементов различного назначения могут отличаться.

3.6.6. Соответствие МП РЗА требованиям по надежности на этапе разработки должно оцениваться расчетным методом с использованием данных о надежности комплектующих изделий и принятом схемно-конструкторском варианте построения устройства.

При серийном производстве МП РЗА соответствие требованиям по надежности простых устройств или сменных элементов сложных устройств должно подтверждаться специальными контрольными испытаниями.

Соответствие требованиям надежности МП РЗА оценивается по статистическим данным о числе и видах отказов устройств, полученным из опыта эксплуатации.

3.7. Требования к интерфейсам связи с верхним уровнем АСУ ТП и протоколам обмена данными

3.7.1. Должно обеспечиваться представление на верхние уровни координированных систем контроля и управления или АСУ ТП (уровни энергообъекта, службы защиты и центра диспетчерского управления) информации, имеющейся в памяти МП РЗА.

Выбор числа и типов портов связи определяется в ТЗ на МП РЗА в зависимости от функций и сложности устройства защиты и согласовывается с решениями, принятыми в АСУ ТП.

По требованию заказчика должно быть обеспечено подключение к портам оптоволоконных, коаксиальных или тональных кабелей связи с верхним уровнем или кабелей локальной вычислительной сети.

3.7.2. Для разработки протоколов обмена данными между АСУ ТП и МП РЗА следует придерживаться рекомендованного ИК № 34 СИГРЭ «Релейная защита» и принятого IEEE в качестве стандарта общего формата обмена данными ( IEEE Standard Common Format for Transient Data Exchange ( COMTRADE ) for Power Systems , IEEE C 37. 111-1991).

3.8. Требования к выходным контактным устройствам (управление коммутационными аппаратами, сигнализация состояния и режима работы МП РЗА)

3.8.1. Выходные контактные устройства должны обеспечивать гальваническое разделение МП РЗА с внешними цепями.

3.8.2. Число выходных контактных устройств должно определяться в ТЗ на МП РЗА в зависимости от назначения, вида защищаемого оборудования и схемы его включения.

3.8.3. Выходные контакты управления коммутационными аппаратами должны иметь коммутационную способность в цепях постоянного тока напряжением 220 В с индуктивной нагрузкой, с постоянной времени 0,05 с при числе коммутаций не менее 1000:

для воздушных выключателей:

на замыкание 40 А длительностью 0,03 с, 15 А длительностью 0,3 с;

на размыкание 0,25 А;

для выключателей с электромагнитными приводами:

на замыкание 5,0 А длительностью 1 ,0 с;

на размыкание 0,25 А.

3.8.4. Выходные контакты управления внешними цепями блокировок других устройств РЗА и цепями сигнализации должны коммутировать не менее 30 Вт в цепях постоянного тока с индуктивной нагрузкой, с постоянной времени 0,02 с при напряжениях от 24 до 250 В или при токе до 1,0 А, с коммутационной износостойкостью не менее 10000 циклов.

3.8.5. Выходные контакты управления внешними цепями дискретных входов АСУ ТП должны обеспечивать прохождение минимального тока 0,5 мА при напряжении 24 В и коммутацию токов не менее 100 мА при напряжении постоянного тока до 250 В в цепях с индуктивной нагрузкой, с постоянной времени 0,02 с, с коммутационной износостойкостью не менее 10000 циклов.

4. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К МП РЗА В ЧАСТИ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ

Помещения электростанций и подстанций, где традиционно размещаются устройства РЗА, подразделяются на несколько разновидностей, каждой и з которых соответствуют определенные требования в части категорий исполнения устройств по внешним климатическим и механическим воздействиям.

В таблице приведены требования к устройствам МП РЗА в части их устойчивости к климатическим и механическим воздействующим факторам в различных по видам и конструкции помещениях электростанций и подстанций.

Место размещения устройств РЗА

Требования к устройствам МП РЗА в части внешних воздействующих факторов

климатических (по ГОСТ 15150 )

механических (по ГОСТ 17516.1 )

Нижнее и верхнее рабочие значения температуры окружающего воздуха, °С

Нижнее и верхнее предельные рабочие значения температуры окружающего воздуха, °С

Относительная влажность воздуха, % при температуре

Диапазон частот синусоидальной вибрации, Гц

Максимальная амплитуда ускорения, м/с 2 ( g )

Пиковое ударное ускорение, м/ c 2 ( g ), длительность действия ударного ускорения

1. ОТАПЛИВАЕМЫЕ СУХИЕ ПОМЕЩЕНИЯ В КАПИТАЛЬНЫХ СТРОИТЕЛЬНЫХ КОНСТРУКЦИЯХ С ИСКУССТВЕННО РЕГУЛИРУЕМЫМИ КЛИМАТИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ БЕЗ ЗАМЕТНЫХ ВИБРАЦИЙ

Специальные помещения главных, центральных, блочных щитов управления (ГЩУ, ЦЩУ, БЩУ) и релейных щитов (РЩ) электростанций и подстанций