85. Вторичное регулирование частоты и сальдо перетоков мощности ЕЭС Казахстана осуществляется центральным, интегральным (пропорционально-интегральным) автоматическим регулятором частоты и мощности, работающим в режиме реального времени в замкнутом контуре с объектом регулирования или вручную.
86. Величина вторичного резерва электрической мощности в ЕЭС Казахстана задается системным оператором и должна быть достаточной для компенсации нерегулярных колебаний небаланса мощности, компенсации погрешности регулирования баланса мощности в часы переменной части графика нагрузки, а также компенсации наиболее вероятной аварийной потери генерации или потребления, но не ниже мощности самого крупного агрегата или отклонения до 8 % текущего потребления ЕЭС Казахстана. В случае ограниченной пропускной способности сети на линиях электропередачи, связывающих отдельные части энергосистемы с ЕЭС Казахстана, резервируется аварийная потеря генерации в данных частях энергосистемы. Размещение вторичного резерва электрической мощности осуществляется с учетом ограничений по пропускной способности сети в отдельных частях ЕЭС Казахстана.
87. Вторичное регулирование должно обеспечивать полную компенсацию возникшего небаланса (или восстановление резерва первичного регулирования) за время не более 15 минут.
88. Система вторичного регулирования не должна препятствовать действию первичного регулирования.
89. Величина третичного резерва в ЕЭС Казахстана задается системным оператором и должна быть достаточной для обеспечения эффективного функционирования вторичного регулирования в заданном объеме и при требуемом качестве регулирования частоты и перетоков.
90. Третичное регулирование должно обеспечивать полное восстановление резерва вторичного регулирования за время не более 60 минут, а также выдачу мощности на время, необходимое для устранения причин ввода резерва.
91. При изменении в выработке мощности генерирующих установок электростанций, участвующих в регулировании частоты, из-за изменения частоты в энергосистеме оперативный персонал электростанции не препятствует увеличению/снижению генерации, за исключением случаев, угрожающих жизни людей и повреждению оборудования электроустановок.
92. Электростанции нормально работают с введенными регуляторами скорости вращения турбин. Электростанции согласовывают режим работы регуляторов скорости вращения турбин с системным оператором.
93. Статизм регуляторов скорости вращения турбин не превышает 5 %.
94. Зона нечувствительности регуляторов скорости вращения турбин не выше 0,2 Герц.
95. В случае выделения части ЕЭС Казахстана на изолированную работу, вышеизложенные требования сохраняют силу для выделившейся части энергосистемы. Первоочередной задачей оперативного диспетчерского управления является восстановление параллельной работы выделившейся части с ЕЭС Казахстана.
96. Системный оператор осуществляет мониторинг выполнения пользователями сети указанных в настоящем разделе технических требований.
6. Выбор допустимых перетоков мощности
97. Допустимые перетоки контролируются по величине активной мощности и подразделяются на максимальные и аварийные. Основным нормативным документом, определяющим требования к расчету допустимых перетоков, являются руководящие указания по устойчивости энергосистем.
Нормативные запасы по статической устойчивости (коэффициенты запасов по активной мощности и напряжению), проведение расчетов по выбору допустимых перетоков должны соответствовать руководящим указаниям по устойчивости энергосистем.
98. Максимально-допустимые перетоки должны удовлетворять следующим условиям:
1) обеспечивать запас по статической устойчивости не менее нормативного для нормальной и ремонтных схем;
2) обеспечивать запас по статической устойчивости не менее нормативного для послеаварийного режима;
3) обеспечивать динамическую устойчивость при нормативных возмущениях;
4) величины токовой загрузки проводов линий электропередачи и оборудования электроустановок не должны превышать длительно допустимых значений;
5) для обеспечения эффективности работы АЧР и ЧДА электростанций в дефицитных энергоузлах максимально допустимые перетоки не должны превышать 45 % от величины потребления энергоузла с учетом противоаварийной автоматики, действующей на снижение дефицита энергоузла при его аварийном отделении от ЕЭС Казахстана. Величина максимально допустимого перетока в этом случае определяется как 0,45 х (Рпотребления - ПА) + ПА, где Рпотребления - потребление энергоузла, ПА - объем ПА, действующей на отключение потребителей.
Максимально допустимый переток выбирается по меньшей из величин, определенных по вышеуказанным условиям.
99. Аварийно допустимые перетоки должны удовлетворять следующим условиям:
1) для нормальной и ремонтных схем должен обеспечиваться запас по статической устойчивости не менее нормативного для послеаварийного режима;
2) величины токовой перегрузки оборудования электроустановок не должны превышать значений, допустимых в течение 20 минут.
Аварийно допустимый переток выбирается по меньшей из величин, определенных по вышеуказанным условиям.
100. Под статической устойчивостью понимают способность системы самостоятельно восстановить исходный режим работы при малом возмущении.
Запас статической устойчивости характеризуется коэффициентами Кр и Кu, которые определяются по следующим формулам:
1)
где Р - активная мощность, проходящая через рассматриваемое сечение в исходном режиме; Рпр - то же в режиме, предельном по статической устойчивости;
дельта Р - амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности в этом сечении.
2) 
где U - напряжение в узле нагрузки в исходном режиме; Uкр - критическое напряжение в том же узле, соответствующее границе, ниже которой происходит нарушение статической устойчивости двигателей.
Значения коэффициентов запаса по активной мощности и напряжению должны быть не ниже требуемых в руководящих указаниях:
при максимально допустимых перетоках Кр = 0.2, Кu = 0.15;
при аварийно допустимых перетоках Кр = 0.08, Кu = 0.10.
101. Динамическая устойчивость определяется способностью системы продолжать работу при резких внезапных нарушениях режима. Нормативные возмущения, при которых должна обеспечиваться динамическая устойчивость в режиме с максимально допустимым перетоком по сечению с учетом противоаварийного управления:
для нормальной схемы:
1) отключение элемента сети с двухфазным коротким замыканием на землю с неуспешным автоматическим повторным включением;
2) отключение элемента сети с однофазным КЗ с отказом одного выключателя, действием устройства резервирования при отказе выключателя и неуспешным автоматическим повторным включением;
3) одновременное отключение двух цепей двухцепной линии, смонтированной на общих опорах, или двух линий, расположенных в общем коридоре более, чем на половине длины более короткой линии;
4) возникновение аварийного небаланса мощности вследствие отключения генератора или блока генераторов с общим выключателем на стороне высшего напряжения.
Для ремонтной схемы:
отключение элемента сети с двухфазным КЗ на землю с неуспешным АПВ;
отключение элемента сети с однофазным КЗ с отказом одного выключателя, действием УРОВ и неуспешным АПВ;
возникновение аварийного небаланса мощности вследствие отключения наиболее крупного генератора в единой энергетической системе.
102. Требования к запасам по статической устойчивости:
в нормальных режимах:
1) коэффициент запаса по активной мощности в любом сечении для данной схемы сети составляет не менее 20 %;
2) коэффициент запаса по напряжению во всех узлах энергосистемы не менее 15 %;
3) переток мощности ( Pm ) в любом сечении в рассматриваемом режиме не превышает предельный по динамической устойчивости переток, в том же сечении
где P пр - предел динамической устойчивости при наиболее тяжелом нормативном возмущении для данной схемы.
В послеаварийных режимах:
4) коэффициент запаса по активной мощности в любом из установившихся послеаварийных режимов, возникших в результате нормативных возмущений, не менее 8 %;
5) в каждом узле и каждом из нормативных послеаварийных режимов коэффициент запаса по напряжению не менее 10 %.
Переход к аварийно допустимому перетоку допускается на время прохождения максимума нагрузки, но не более 40 минут, или на время, необходимое для ввода ограничения потребителей, а в послеаварийном режиме также на время, необходимое для мобилизации резерва (в том числе холодного), оформляется записью в оперативном журнале диспетчерского центра, в ведении или управлении которого находятся линии данного сечения. При работе с аварийно допустимым перетоком не обеспечиваются устойчивость при нормативных возмущениях и эффективность АЧР и ЧДА электростанций.
7. Регулирование напряжения
103. Задачей регулирования напряжения в электрических сетях 220-500-1150 кВ ЕЭС Казахстана являются:
1) обеспечение требуемого качества напряжения у потребителя в соответствии ГОСТ 13109-97;
2) обеспечение уровней напряжения значениям, допустимым для оборудования электрических станций и сетей;
3) обеспечение устойчивости и надежной параллельной работы электростанций и ЕЭС Казахстана в целом;
4) снижение потерь электроэнергии в электрических сетях на ее транспорт.
104. В целях своевременного проведения ремонтов компенсирующих устройств, сокращения числа выводимых в резерв линий электропередачи по условиям обеспечения допустимых уровней напряжения, проведения операций по коммутации ВЛ, использования в полной мере возможности изоляции электрооборудования в режимах минимальных нагрузок допускается длительное отклонение напряжения на электрооборудовании класса 500 кВ от максимального длительно допустимого рабочего напряжения (525 кВ) в соответствии с приложением 8 к настоящим Правилам.
105. Способы регулирования напряжения в электрических сетях ЕЭС Казахстана:
1) автоматическое изменение возбуждения генераторов электростанций;
2) отключение-включение шунтирующих реакторов ПС 1150-35 кВ;
3) изменение положения анцапф автотрансформаторов и трансформаторов с устройством регулирования напряжения (РПН, ПБВ), регулирование вольтодобавочными трансформаторами, фазоповоротным трансформатором;
4) изменение перетока активной и реактивной мощности по межсистемным связям;
5) вывод в резерв ненагруженных линий электропередачи 110-1150 кВ;
6) отключение линейного разъединителя (или расшлейфовка ВЛ при отсутствии ЛР) выводимых в резерв ВЛ-500 кВ с включением в работу линейного реактора 500 кВ;
7) при исчерпании всех вышеперечисленных методов применяется ввод ограничений потребления.
106. Системный оператор выполняет регулирование напряжения в НЭС, энергопередающие организации в региональных электрических сетях.
107. Автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) должны быть постоянно включены в работу. Отключение АРВ или отдельных их элементов (ограничение минимального возбуждения) допускается только для ремонта или проверки.
Настройка и действие АРВ должны быть увязаны с допустимыми режимами работы генераторов (синхронных компенсаторов), общестанционными и системными устройствами автоматики.
108. В случаях, если генерирующая установка не имеет АРВ, либо настройка АРВ не обеспечивает устойчивой работы генератора, системный оператор накладывает ограничения на работу генерирующей установки в той степени, в какой это необходимо для обеспечения надежности ЕЭС Казахстана, вплоть до отключения генерирующей установки.
109. Регулирование напряжения в электрической сети ЕЭС Казахстана должно осуществляться в контрольных пунктах в соответствии с утвержденным графиком напряжения.
Перечень контрольных пунктов устанавливается системным оператором и сетевыми компаниями в соответствии с распределением оборудования электроустановок по способу диспетчерского управления и в зависимости от степени влияния уровня напряжения в этом пункте на устойчивость и потери электроэнергии в сети.
Графики напряжения для контрольных пунктов разрабатываются не реже, чем один раз в квартал и корректируются, в случае необходимости, при краткосрочном планировании режима.
Графики напряжения разрабатываются на основе расчетов режимов электрической сети ЕЭС Казахстана по оптимизации реактивной мощности. Критерий оптимизации расчетов - минимум потерь активной мощности в сети на ее транспорт при обеспечении нормальных уровней напряжения.
В графиках напряжения должны быть указаны:
1) оптимальные уровни напряжения в контрольных пунктах;
2) аварийные пределы снижения напряжения;
3) положение анцапф РПН (ПБВ) автотрансформаторов и трансформаторов (перечень АТ-500/220 кВ, на которых положение анцапф определяет НДЦ СО);
4) количество постоянно включенных реакторов;
5) количество коммутируемых реакторов.
8. Осуществление переключений в электрической сети
110. Переключения в электрической сети осуществляются в соответствии с типовой инструкцией по переключениям в электроустановках. Системный оператор координирует работу по осуществлению переключений линий электропередачи находящихся в соответствии с распределением оборудования электроустановок и линий электропередачи по способу диспетчерского управления в его оперативном управлении, выдает разрешения на отключение оборудования электроустановок и/или устройств, в случае плановых и внеплановых отключений электроустановок.
9. Применение противоаварийной автоматики
111. Противоаварийная автоматика в ЕЭС Казахстана или отдельных ее частях предназначена для следующих целей:
1) локализация аварийных ситуаций;
2) ликвидация аварийных ситуаций;
3) предотвращение системных аварий, сопровождающихся нарушением электроснабжения потребителей на значительной территории. Автоматика находится во взаимодействии с релейной защитой и другими средствами автоматического управления в энергосистеме, включая автоматическое повторное включение, автоматический ввод резерва, автоматическое регулирование возбуждения, автоматическое регулирование частоты и активной мощности (вместе с автоматическим ограничением перетока).
112. Система противоаварийной автоматики состоит из подсистем, выполняющих следующие функции:
1) автоматическое предотвращение нарушения устойчивости;
2) автоматическая ликвидация асинхронного режима;
3) автоматическое ограничение повышения напряжения;
4) автоматическое ограничение снижения напряжения;
5) автоматическое ограничение снижения частоты;
6) автоматическое ограничение повышения частоты;
7) автоматическая разгрузка оборудования электроустановок.
113. Каждая подсистема противоаварийной автоматики состоит из отдельных простых или сложных автоматик либо устройств противоаварийной автоматики, выполняющих определенные задачи противоаварийного управления.
114. К управляющим воздействиям системы противоаварийной автоматики ЕЭС Казахстана привлекается оборудование электроустановок пользователей сети, независимо от балансовой принадлежности.
115. В режиме параллельной работы ЕЭС Казахстана либо ее отдельных регионов с энергосистемами сопредельных государств система противоаварийной автоматики ЕЭС Казахстана может формировать управляющие воздействия, реализуемые в смежных энергообъединениях, а также, в свою очередь, исполнять управляющие воздействия, сформированные в смежных энергообъединениях.
116. Автоматическое отключение генераторов (АОГ) применяется в качестве управляющих воздействий в подсистемах автоматического предотвращения нарушения устойчивости, автоматической ликвидации асинхронного режима, автоматического ограничения повышения частоты, автоматической разгрузки оборудования электроустановок.
117. АОГ на блочных тепловых электростанциях осуществляется следующими способами:
1) частичной или полной разгрузкой турбин воздействием на электрогидравлический преобразователь и механизм управления турбиной;
2) закрытием стопорного клапана турбины с последующим отключением выключателя генератора;
3) отключением выключателя генератора с последующим закрытием стопорного клапана турбины.
118. Автоматическое отключение гидрогенераторов осуществляется отключением выключателя генератора с последующим закрытием направляющего аппарата.
119. АОГ выполняется на всех блочных электростанциях и гидроэлектростанциях, работающих в составе ЕЭС Казахстана, независимо от форм собственности.
120. За состояние и работоспособность автоматической разгрузки электростанций несет ответственность владелец электростанции. Системный оператор осуществляет контроль объема нагрузки, подключенной к автоматической разгрузке электростанций.
121. Специальная автоматика отключения нагрузки (САОН) применяется в качестве управляющих воздействий в подсистемах автоматического предотвращения нарушения устойчивости, автоматической ликвидации асинхронного режима, автоматического ограничения снижения частоты, автоматического ограничения снижения напряжения, автоматической разгрузки оборудования электроустановок. Отключение нагрузки выполняется как с запретом автоматического повторного включения, так и с разрешением.
122. Специальная автоматика отключения нагрузки выполняется на объектах потребителей, независимо от форм собственности, находящихся в дефицитных энергоузлах, допускающих по характеру технологического процесса внезапный перерыв питания на время, достаточное для мобилизации резервов или введения ограничений у других потребителей. Для обеспечения надежности работы противоаварийной автоматики к специальной автоматике отключения нагрузки в первую очередь подключаются крупные потребители, при недостаточности объема к специальной автоматике отключения нагрузки подключаются другие потребители.
123. Время отключения потребителей действием специальной автоматики отключения нагрузки не должно превышать 20 минут. Ответственные потребители, подключенные к специальной автоматике отключения нагрузки, оснащаются устройствами автоматического ввода резерва, автоматического повторного включения.
124. За состояние и работоспособность специальной автоматики отключения нагрузки несет ответственность потребитель. Системный оператор осуществляет контроль объема нагрузки, подключенной к специальной автоматике отключения нагрузки.
125. Применение специальной автоматики отключения нагрузки и автоматики отключения генераторов в ЕЭС Казахстана определяется системным оператором и оформляется соответствующим решением, согласованным с Госэнергонадзором. Срок действия решения о применении специальной автоматики отключения нагрузки и автоматики отключения генераторов не ограничивается. Решения пересматриваются системным оператором по мере необходимости (изменение величины нагрузки, схемы сети, режимов и т.д.).
126. Ввод резерва электрической мощности (автоматическая загрузка генераторов - АЗГ) применяется в качестве управляющих воздействий подсистем:
1) автоматическое ограничение снижения частоты (для предотвращения снижения частоты и ускорения включения потребителей, отключенных действием автоматики частотной разгрузки);
2) автоматическое предотвращение нарушения устойчивости (в сочетании с действием ограничителя напряжения - для уменьшения длительности отключения нагрузки по условиям обеспечения нормативного запаса статической устойчивости в послеаварийном режиме и ускорения включения потребителей, отключенных действием САОН).
Ввод резерва электрической мощности осуществляется автоматическим пуском гидрогенераторов, находящихся в резерве, или автоматическим переводом в активный режим гидрогенераторов, работающих в режиме синхронного компенсатора, а также дозагрузкой работающих генераторов, имеющих резерв.
127. Деление системы применяется в качестве управляющих воздействий подсистем автоматического предотвращения нарушения устойчивости, автоматической ликвидации асинхронного режима, автоматического ограничения снижения частоты.
Деление системы производится отключением линий или разделением шин подстанций в одном из заранее выбранных сечений. При выборе сечений деления системы учитываются минимизация точек деления и количество коммутируемых выключателей, а также надежность работы первичных схем соединения системы после деления.
128. Отключение шунтирующих реакторов применяется в качестве управляющих воздействий подсистем автоматического предотвращения нарушения устойчивости и автоматического ограничения снижения напряжения.
129. Включение шунтирующих реакторов применяется в качестве управляющих воздействий подсистемы автоматического ограничения повышения напряжения.
130. Подсистема автоматического предотвращения нарушения устойчивости предназначена для предотвращения нарушения динамической устойчивости при аварийных возмущениях и обеспечения в послеаварийных условиях нормативного запаса статической устойчивости для заданных сечений охватываемого района.
В ЕЭС Казахстана подсистема автоматического предотвращения нарушения устойчивости образована совокупностью устройств противоаварийной автоматики, обеспечивающих сохранение устойчивости параллельной работы со смежными энергообъединениями, отдельных энергорайонов ЕЭС Казахстана между собой или с одним из смежных энергообъединений путем решения задач противоаварийного управления при нормативных аварийных возмущениях в основной сети 1150-500-220 кВ.
В качестве управляющих воздействий автоматического предотвращения нарушения устойчивости в ЕЭС Казахстана применяются: отключение генераторов, отключение нагрузки, деление системы, ввод резервных гидрогенераторов, отключение шунтирующих реакторов.
131. Подсистема автоматической ликвидации асинхронного режима представляет собой совокупность устройств противоаварийной автоматики, фиксирующих возникновение асинхронных режимов:
1) между электростанциями внутри энергорайона;
2) в единой электроэнергетической системе или отдельных ее частях.
Автоматическая ликвидация асинхронного режима обеспечивает ликвидацию асинхронных режимов с контролем определенного числа циклов асинхронного хода и длительности каждого цикла (основные, резервные и дополнительные устройства автоматической ликвидации асинхронного режима) либо прекращение автоматической ликвидации асинхронного режима в начальной стадии возникновения.
Ликвидация асинхронных режимов осуществляется для любого из возможных сечений асинхронного режима в охватываемом районе путем деления района по этому сечению на несинхронно работающие части.
132. В отдельных случаях (при возможности ресинхронизации) перед выполнением действия на деление применяются следующие управляющие воздействия автоматической ликвидации асинхронного режима в целях ресинхронизации:
1) отключение генераторов - в избыточной части рассматриваемого района;
2) отключение нагрузки - в дефицитной части.
133. Подсистема автоматического ограничения повышения напряжения в ЕЭС Казахстана образована совокупностью локальных устройств автоматического повышения напряжения, установленных на воздушных линиях 1150-500 кВ и некоторых воздушных линиях 220 кВ большой протяженности.
Автоматическое ограничение повышения напряжения служит для ограничения повышения напряжения на электрооборудовании энергосистемы сверх допустимого уровня, когда это повышение вызвано односторонним отключением линии, отключением фазы, разрывом транзита.
В качестве управляющих воздействий автоматического ограничения повышения напряжения применяются:
1) включение шунтирующих реакторов;
2) отключение линии, вызвавшей повышение напряжения.
134. Подсистема автоматического ограничения снижения напряжения в ЕЭС Казахстана состоит из локальных устройств автоматики от снижения напряжения, установленных на некоторых узловых подстанциях 500 кВ и 220 кВ.
Назначение автоматического ограничения снижения напряжения - предотвращение снижения напряжения в энергоузлах до значений, не допустимых по условиям устойчивости нагрузки и возникновения лавины напряжения.
Устройства автоматики от снижения напряжения в сети 500 кВ также служат для обеспечения нормативного запаса статической устойчивости на межсистемных связях.
Устройства автоматики от снижения напряжения контролируют снижение напряжения с учетом его длительности и формируют управляющие воздействия:
1) автоматики от снижения напряжения - 500 кВ - отключение шунтирующих реакторов;
2) автоматики от снижения напряжения - 220 кВ - отключение нагрузки и шунтирующих реакторов в прилегающей сети 110-35 кВ.
135. Подсистема автоматического ограничения снижения частоты (АОСЧ) предназначена для предотвращения работы потребителей и оборудования электроустановок охватываемого района с частотой:
1) ниже 45 Герц;
2) ниже 46 Герц в течение более 10 секунд;
3) ниже 47 Герц в течение более 20 секунд;
4) ниже 48,5 Герц в течение более 60 секунд.
136. Подсистема автоматического ограничения снижения частоты осуществляет:
1) автоматический частотный ввод резерва;
2) автоматическую частотную разгрузку;
3) дополнительную разгрузку, действующую при больших местных дефицитах мощности (более 45 %);
4) восстановление питания отключенных потребителей при восстановлении частоты (частотного автоматического повторного включения);
5) выделение электростанций или генераторов со сбалансированной нагрузкой (частотно делительная автоматика - ЧДА);
6) выделение генераторов на питание собственных нужд электростанций.
137. Находящиеся на объектах потребителя устройства автоматики частотной разгрузки резервируются устройствами автоматики частотной разгрузки, установленными на объектах энергопередающей организации, с которых осуществляется электроснабжение потребителя, с уставками меньшей частоты и большим временем срабатывания.
138. НДЦ СО ежегодно задает РДЦ граничные условия действия автоматики частотной разгрузки, частотного автоматического повторного включения - минимально допустимый объем подключенной нагрузки, диапазон уставок автоматики частотной разгрузки, минимальное количество очередей, распределение объема нагрузки между очередями автоматики частотной разгрузки. РДЦ определяет распределение потребителей по ступеням автоматики частотной разгрузки, при этом подключение наиболее ответственных потребителей осуществляется к ступеням автоматики частотной разгрузки с уставками с меньшей частотой и большим временем срабатывания.
139. Ответственность за состояние и работоспособность устройств автоматики частотной разгрузки на своих объектах несет потребитель.
Потребитель допускает работников энергопередающих организаций для самостоятельной или совместно с представителями Госэнергонадзора проверки состояния устройств автоматики частотной разгрузки и объемов подключенной к ним нагрузки.
140. Настройка АОСЧ должна соответствовать типовой настройке, приведенной в приложении 9 к настоящим Правилам.
141. Устройства, составляющие подсистему автоматического ограничения повышения частоты (АОПЧ), предназначены для предотвращения недопустимого повышения частоты, при котором возможно срабатывание автоматов безопасности турбин тепловой электрической станции, а также ограничения длительного повышения частоты на тепловой электрической станции до значения, при котором нагрузка блоков не выходит за пределы диапазона допустимых нагрузок.
Устройства автоматического ограничения повышения частоты могут реагировать как на повышение частоты, так и на скорость ее повышения и устанавливаться как индивидуально на генераторах станции, так и на узловых подстанциях (центральные устройства автоматического ограничения частоты).
В качестве управляющих воздействий автоматического ограничения повышения частоты используются:
1) отключение генераторов;
2) деление системы.
142. В ЕЭС Казахстана подсистема автоматической разгрузки оборудования электроустановок состоит из локальных устройств противоаварийной автоматики, обеспечивающих автоматическую разгрузку оборудования электроустановок для предотвращения его повреждения при значительной перегрузке по току (устройства автоматики разгрузки линии, автоматики разгрузки трансформаторов).
Устройства подсистемы автоматической разгрузки оборудования электроустановок реагируют непосредственно на повышение тока в защищаемом электрооборудовании (линии, трансформаторе).
143. В качестве управляющих воздействий автоматической разгрузки оборудования электроустановок применяются отключения:
1) генераторов;
2) нагрузки;
3) перегружающегося оборудования электроустановок.
144. Для предотвращения неконтрактного потребления, приводящего к нарушению режима ЕЭС Казахстана в части соблюдения нормированного уровня частоты или межгосударственных сальдо-перетоков мощности и электроэнергии, применяются принудительные схемы ограничения с вводом автоматики ограничения перетоков мощности (автоматика ограничения перетока мощности) с действием на отключение потребителей.
145. Автоматическая разгрузка электростанций применяется для сохранения параллельной работы избыточного энергоузла при аварийном отключении электросетевого оборудования, аварийном перегрузе линий электропередачи или при опасном повышении частоты электрического тока.
146. Наличие устройств противоаварийной автоматики на объектах пользователей сети является обязательных условием их параллельной работы в составе ЕЭС Казахстана.
10. Построение релейной защиты и противоаварийной автоматики
147. Одним из основных условий надежного функционирования ЕЭС Казахстана является наличие на электроустановках пользователей сети средств релейной защиты, режимной и противоаварийной автоматики в согласованных с системным оператором объемах, функционирующих в соответствии с требованиями настоящих Правил и нормативных документов.
148. Структура построения, принципов действия, режимов использования, выбора уставок для различных видов и типов устройств релейной защиты и автоматики и противоаварийной автоматики составляется на основании нормативно-технических документов.
149. Система релейной защиты обеспечивает автоматическое отключение поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электрической системы (электроустановки) с минимально возможным временем в целях сохранения устойчивой работы неповрежденной части системы и ограничения области и степени повреждения. Если повреждение непосредственно не нарушает работу электрической системы, допускается действие релейной защиты только на сигнал.
150. Состав и построение защит и автоматики каждого элемента сети 110кВ и выше должны отвечать требованиям ближнего резервирования и при выводе из работы любого устройства по любой причине должны:
1) обеспечивать сохранение функций защиты данного элемента сети от всех видов повреждений;
2) исключать необходимость вывода данного элемента из работы.
151. Для действия при отказах защит или выключателей смежных элементов следует предусматривать резервную защиту, предназначенную для обеспечения дальнего резервного действия.
152. Система защиты обеспечивает процесс сбора и анализа информации о повреждениях защищаемого электрооборудования, включая информацию о действиях и состоянии устройств релейной защиты и автоматики.
153. При вводе новых объектов и реконструкции существующих предусматриваются:
1) оснащение современными цифровыми программируемыми устройствами релейной защиты и автоматики, совмещающими функции защиты (автоматики), регистратора аварийных событий и определителя места повреждения (короткого замыкания), позволяющими осуществить:
увеличение возможностей самоконтроля и саморезервирования устройств релейной защиты и автоматики;
снижение затрат на техническое обслуживание устройств релейной защиты и автоматики;
снижение энергопотребления устройств релейной защиты и автоматики;
уменьшение габаритов и материалоемкости устройств релейной защиты и автоматики;
возможность включения устройств релейной защиты и автоматики в единые системы автоматизированного управления производства, передачи электрической энергии;
2) оснащение общеподстанционными устройствами регистрации доаварийного и аварийного режимов, последовательности событий (в том числе устройств релейной защиты и автоматики) на всех подстанциях напряжением 500-1150 кВ и напряжением 110-220 кВ, примыкающих к питающим источникам электрической энергии (электростанциям);
3) интеграция устройств релейной защиты и автоматики во вновь создаваемые многоуровневые системы дистанционного технологического и противоаварийного управления, сбора и анализа информации, задания (измерения) технических параметров - уставок и принципов действия устройств релейной защиты и автоматики.
154. Для линий 500-1150 кВ в качестве основной защиты предусматриваются два комплекта защит, действующих без замедления при коротком замыкании в любой точке защищаемого участка. При этом должны рассматриваться следующие варианты:
продольная дифференциальная защита (ДЗЛ) и два комплекта ступенчатых защит с передачей одним из комплектов разрешающих сигналов;
два комплекта ступенчатых защит с передачей блокирующих или разрешающих сигналов по двум независимым В.Ч. каналам.
155. Для линий напряжением 110-220 кВ вопрос о типе основной защиты, в том числе необходимости применения защиты, действующей без замедления при коротком замыкании в любой точке защищаемого участка, решается в первую очередь с учетом требования сохранения устойчивости.
156. Если основная защита элемента обладает абсолютной селективностью, тогда на данном элементе устанавливается резервная система защиты, выполняющая функции как ближнего, так и дальнего резервирования.
157. Если за основную защиту на линиях 220-1150кВ принята высокочастотная или продольная дифференциальная защита, то в качестве резервных следует применять:
1) от многофазных коротких замыканий - дистанционные защиты, преимущественно трехступенчатые;
2) от замыканий на землю - ступенчатые токовые направленные или ненаправленные защиты нулевой последовательности, а также дистанционные защиты от замыкания на землю.
При этом функции ступенчатых защит также должны входить в терминалы быстродействующих защит.
158. Для линий 500-1150 кВ оборудование защиты и измерительные устройства однофазного автоматического повторного включения специального исполнения обеспечивают их нормальное функционирование при всех условиях работы сети.
159. На линиях 500-1150 кВ, а также ответственных линиях 220 кВ предусматривается защита от неполнофазного режима.
160. Все воздушные линии оснащаются приборами для определения места повреждения.
На воздушной линии осуществляется цифровая регистрация переходных процессов при коротком замыкании с записью доаварийного режима и регистрацией последовательности событий, в том числе срабатываний устройств релейной защиты и автоматики.
161. Для повышения надежности и улучшения условий согласования резервных защит линий разного класса напряжений устанавливаются по два комплекта дифференциальных защит автотрансформаторов и реакторов 500кВ. Указанные комплекты защит включаются с соблюдением принципов ближнего резервирования.
162. Резервные защиты на сторонах ВН и СН трансформаторов и автотрансформаторов 220кв и выше должны выполняться в виде ступенчатых защит (дистанционных и токовых направленных нулевой последовательности).
163. Резервные защиты автотрансформатора обеспечивают полноценное дальнее резервирование защит смежных воздушных линий при использовании дальнего резервирования взамен дублирования.
164. На защиты от внутренних повреждений автотрансформаторов и реакторов не должны возлагаться функции датчиков пуска устройств пожаротушения. Пуск схемы пожаротушения указанных элементов должен осуществляться от специальных устройств обнаружения пожара. На всех трансформаторах этой категории устанавливается регистратор последовательности событий.
165. Для повышения надежности, предотвращения нарушений динамической устойчивости и улучшения условий согласования резервных защит линий различных классов напряжений необходимо устанавливать по два комплекта дифференциальных защит сборных шин и ошиновок для распределительных устройств (РУ) 500 и 1150 кВ.
