— Все документы — ГОСТы — ГОСТ Р 59371-2021 ЕДИНАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ СИСТЕМА И ИЗОЛИРОВАННО РАБОТАЮЩИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПРОТИВОАВАРИЙНОЕ УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ ЭНЕРГОСИСТЕМ. УСТРОЙСТВА АВТОМАТИКИ ЛИКВИДАЦИИ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА

ГОСТ Р 59371-2021 ЕДИНАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ СИСТЕМА И ИЗОЛИРОВАННО РАБОТАЮЩИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПРОТИВОАВАРИЙНОЕ УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ ЭНЕРГОСИСТЕМ. УСТРОЙСТВА АВТОМАТИКИ ЛИКВИДАЦИИ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА

ГОСТ Р 59371-2021 ЕДИНАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ СИСТЕМА И ИЗОЛИРОВАННО РАБОТАЮЩИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПРОТИВОАВАРИЙНОЕ УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ ЭНЕРГОСИСТЕМ. УСТРОЙСТВА АВТОМАТИКИ ЛИКВИДАЦИИ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА

Утв.и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 3 марта 2021 г. N 109-ст

Национальный стандарт РФ ГОСТ Р 59371-2021
"ЕДИНАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ СИСТЕМА И ИЗОЛИРОВАННО РАБОТАЮЩИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПРОТИВОАВАРИЙНОЕ УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ ЭНЕРГОСИСТЕМ. УСТРОЙСТВА АВТОМАТИКИ ЛИКВИДАЦИИ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА. НОРМЫ И ТРЕБОВАНИЯ"

United power system and isolated power systems. Relay protection and automation. Automatic emergency control of electric power systems. Automatic elimination of asynchronous mode. Norms and requirements

ОКС 27.010

Дата введения - 1 апреля 2021 года

Введен впервые

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Акционерным обществом "Системный оператор Единой энергетической системы" (АО "СО ЕЭС")

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 016 "Электроэнергетика"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 3 марта 2021 г. N 109-ст

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. N 162-ФЗ "О стандартизации в Российской Федерации". Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а официальный текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

Введение

Согласно пункту 154 Правил [1] владельцами объектов электроэнергетики должна быть обеспечена проверка комплексов и устройств противоаварийной автоматики, устанавливаемых на принадлежащих им объектах электроэнергетики и энергопринимающих установках, на заданную функциональность.

Общие требования к организации автоматического противоаварийного управления в электроэнергетической системе, функциональности комплексов и устройств противоаварийной автоматики установлены Требованиями [2] и ГОСТ Р 55105.

Настоящий стандарт разработан в развитие указанных нормативных правовых актов и ГОСТ Р 55105 и направлен на обеспечение выполнения положений этих нормативных документов.

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает:

- основные требования к микропроцессорным устройствам автоматики ликвидации асинхронного режима (далее соответственно - АЛАР, устройства АЛАР), в том числе микропроцессорным устройствам релейной защиты и автоматики (далее - РЗА) с функцией АЛАР, обеспечивающие выполнение АЛАР своих функций в электроэнергетической системе;

- порядок и методику проведения испытаний микропроцессорных устройств АЛАР для проверки их соответствия указанным требованиям.

1.2 Настоящий стандарт распространяется на субъектов оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, собственников и иных законных владельцев электрических станций и объектов электросетевого хозяйства, на которых установлены устройства АЛАР, организации, осуществляющие деятельность по разработке, изготовлению, наладке, эксплуатации устройств и комплексов РЗА, проектные и научно-исследовательские организации.

1.3 Настоящий стандарт предназначен для применения при подготовке, согласовании и выполнении технических условий на технологическое присоединение объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии к электрическим сетям, строительстве, реконструкции, модернизации и техническом перевооружении объектов электроэнергетики, создании (модернизации) устройств и комплексов противоаварийной автоматики.

Требования настоящего стандарта также следует учитывать при обеспечении функционирования в составе электроэнергетической системы устройств АЛАР, указанных в 1.4.

1.4 Требования настоящего стандарта распространяются на вновь устанавливаемые на объектах электроэнергетики устройства АЛАР, а также на существующие устройства АЛАР в случаях, указанных в 1.5, четвертый абзац.

1.5 Требования настоящего стандарта не распространяются (за исключением случаев, указанных в четвертом абзаце настоящего пункта) на устройства АЛАР в случае, если такие устройства:

- установлены на объектах электроэнергетики до вступления в силу настоящего стандарта;

- подлежат установке на объектах электроэнергетики в соответствии с проектной (рабочей) документацией на создание (модернизацию) устройств или комплексов РЗА, согласованной и утвержденной в установленном порядке до вступления в силу настоящего стандарта.

Для указанных устройств АЛАР выполнение требований настоящего стандарта должно быть обеспечено при их модернизации либо замене, а также в случае изменения алгоритма их функционирования (при наличии технической возможности реализации в устройстве АЛАР).

1.6 Настоящий стандарт не устанавливает требования к электропитанию, дискретным и аналоговым входам и выходам, электромагнитной совместимости, условиям эксплуатации, диагностике, сервисному обслуживанию, объему заводских проверок, пожаробезопасности, электробезопасности и информационной безопасности устройств АЛАР, оперативному и техническому обслуживанию устройств АЛАР.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р 55105 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Нормы и требования

ГОСТ Р 57114 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Электроэнергетические системы. Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике и оперативно-технологическое управление. Термины и определения

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины, определения и сокращения

3.1 В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 57114, ГОСТ Р 55105, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 устройство автоматики ликвидации асинхронного режима; устройство АЛАР: Микропроцессорное устройство противоаварийной автоматики, реализующее функцию АЛАР, как выполненное в виде отдельного устройства противоаварийной автоматики, так и в виде микропроцессорного устройства РЗА, в котором реализована функция АЛАР.

3.1.2 номер версии алгоритма функционирования устройства АЛАР: Индивидуальный цифровой, буквенный или буквенно-цифровой набор (номер), в том числе входящий в состав номера версии программного обеспечения устройства АЛАР, отличающий указанную версию алгоритма функционирования устройства АЛАР от других версий и подлежащий изменению при внесении изменений в алгоритм функционирования устройства АЛАР (включая изменения, вносимые при модификации, иной переработке или адаптации алгоритма функционирования устройства АЛАР).

3.1.3 программно-аппаратный комплекс моделирования энергосистем в режиме реального времени: Программно-аппаратный комплекс, предназначенный для создания математической модели энергосистемы, расчета параметров электроэнергетического режима энергосистемы при заданных возмущающих воздействиях и обеспечивающий физическое подключение испытываемого (проверяемого) устройства РЗА к математической модели энергосистемы и получения устройством РЗА данных о параметрах режима в режиме реального времени.

3.1.4 тестовая модель энергосистемы: Цифровая модель энергосистемы, созданная в программно-аппаратном комплексе моделирования энергосистем в режиме реального времени, в объеме, необходимом для проведения сертификационных испытаний устройств АЛАР.

3.2 В настоящем стандарте использованы следующие сокращения:

АЛАР - автоматика ликвидации асинхронного режима;

АРВ - автоматический регулятор возбуждения;

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическими процессами объекта электроэнергетики;

АЭС - атомная электростанция;

ГЭС - гидроэлектростанция;

КЗ - короткое замыкание;

ЛЭП - линия электропередачи;

ОАПВ - однофазное автоматическое повторное включение;

ПАК РВ - программно-аппаратный комплекс моделирования энергосистем в режиме реального времени;

ПС - подстанция;

РЗА - релейная защита и автоматика;

СГ - синхронный генератор;

ТАПВ - трехфазное автоматическое повторное включение;

ТЭС - тепловая электростанция;

УВ - управляющее воздействие;

ЭС - энергосистема;

ЭЦК - электрический центр качаний.

4 Требования к устройствам автоматики ликвидации асинхронного режима

4.1 Устройства АЛАР предназначены для ликвидации асинхронных режимов отдельных генераторов, электростанций и частей энергосистем.

4.2 Устройства АЛАР в зависимости от их предназначения могут быть одного из следующих видов:

- устройство АЛАР, предназначенное для использования в электрических сетях;

- устройство АЛАР, предназначенное для использования в электрических сетях напряжением 150 кВ и ниже как не обеспечивающее выявление ЭЦК;

- устройство АЛАР, предназначенное для установки на электрической станции для ликвидации асинхронного режима возбужденного генератора относительно электрической станции.

Устройство АЛАР может быть рассчитано для нескольких из указанных видов предназначения одновременно. В таком случае в отношении устройства АЛАР должны выполняться требования, относящиеся к устройствам АЛАР каждого из соответствующих видов предназначения.

Примечание - В настоящем стандарте при отсутствии указания, на какой именно вид устройства АЛАР распространяется соответствующее требование, считается, что требование настоящего стандарта распространяется на все виды устройств АЛАР.

4.3 Устройство АЛАР должно обеспечивать:

- выявление асинхронного режима и выдачу УВ;

- отсутствие срабатывания при отсутствии асинхронного режима;

- определение количества циклов асинхронного режима;

- выявление и ликвидацию асинхронных режимов с длительностью цикла асинхронного режима от 0,2 до 10 с;

- выявление электрического центра качаний (кроме устройств АЛАР, предназначенных для использования в электрических сетях напряжением 150 кВ и ниже);

- выявление первого цикла асинхронного режима, который начинается через 50 мс и более после ликвидации возмущающего воздействия (кроме устройств АЛАР, предназначенных для использования в электрических сетях напряжением 150 кВ и ниже);

- возможность учета знака скольжения при выборе УВ (для устройств АЛАР, предназначенных для использования в электрических сетях).

4.4 В устройстве АЛАР должна быть реализована возможность использования не менее двух ступеней:

- первая ступень должна выявлять асинхронный режим и выдавать УВ до начала второго цикла асинхронного режима;

- вторая и последующие ступени должны выявлять асинхронный режим и выдавать УВ через заданное количество циклов асинхронного режима.

4.5 В устройстве АЛАР, не обеспечивающем выявление ЭЦК, устанавливаемом в электрической сети напряжением 150 кВ и ниже, допускается использовать одну ступень, выявляющую асинхронный режим и выдающую УВ через заданное количество циклов асинхронного режима.

4.6 В устройстве АЛАР должна быть предусмотрена возможность задания не менее двух групп уставок для каждой из ступеней.

4.7 Устройство АЛАР должно обеспечивать возможность передачи информации в автоматизированной системе управления технологическими процессами объекта электроэнергетики с использованием стандартных протоколов обмена информации.

4.8 Устройство АЛАР не должно ложно срабатывать при:

- возникновении неисправностей в цепях напряжения;

- потере цепей напряжения;

- возникновении неисправностей в цепях тока;

- перезагрузке устройства;

- изменении уставок (групп уставок);

- замыкании на землю в одной точке в сети оперативного постоянного тока;

- снятии, подаче оперативного тока (в том числе обратной полярности);

- перерывах питания любой длительности и глубины снижения напряжения оперативного тока.

4.9 После перерывов питания любой длительности устройство АЛАР должно восстанавливать работоспособность с заданными уставками и алгоритмом функционирования.

4.10 Устройство АЛАР должно обеспечивать:

- внутреннюю функцию регистрации аналоговых сигналов и дискретных событий в объеме, необходимом для анализа работы устройства;

- экспорт осциллограмм в формате, установленном международным стандартом COMTRADE (см. [3]).

4.11 В устройстве АЛАР должна быть предусмотрена автоматическая самодиагностика исправности программно-аппаратных средств с сигнализацией о неисправности.

4.12 В устройстве АЛАР должна быть предусмотрена возможность синхронизации с глобальными навигационными системами. Все зарегистрированные в устройстве АЛАР данные должны иметь метки всемирного координированного времени.

4.13 Устройство АЛАР должно обеспечивать возможность передачи информации о его функционировании в АСУ ТП объекта электроэнергетики и во внешние регистраторы аварийных событий и процессов.

4.14 Документация на устройство АЛАР должна быть на русском языке и включать приведенную в 4.14.1 - 4.14.3 информацию.

4.14.1 Руководство по эксплуатации устройства АЛАР, содержащее:

- информацию об области применения устройства;

- версию программного обеспечения устройства (при наличии - также версию алгоритма функционирования);

- описание технических параметров (характеристик) устройства;

- функционально-логические схемы и схемы программируемой логики устройства с описанием алгоритма работы данных схем;

- схемы подключения устройства по всем входным и выходным цепям.

4.14.2 Документацию по техническому обслуживанию устройства АЛАР:

- инструкции по наладке, техническому обслуживанию и эксплуатации устройства с указанием требований по периодичности, виду обслуживания и необходимому объему профилактических работ по каждому виду обслуживания;

- форму протокола технического обслуживания, учитывающую последовательность и объем работ по техническому обслуживанию устройств РЗА, установленных законодательством Российской Федерации в области электроэнергетики и, при необходимости, дополнительные объемы проверки, установленные организацией - изготовителем устройства АЛАР;

- инструкцию по обновлению программного обеспечения устройства с необходимым объемом проверочных работ при обновлении программного обеспечения.

Примечание - Документацию по техническому обслуживанию, указанную в 4.14.2, допускается включать в состав руководства по эксплуатации устройства АЛАР.

4.14.3 Методика расчета и выбора параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования устройства АЛАР, в том числе включающая бланк уставок, содержащий перечень всех параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования, предусмотренных организацией - изготовителем устройства АЛАР, условия выбора каждого параметра настройки (уставки) и алгоритма функционирования устройства АЛАР, типовые примеры их выбора.

5 Требования к испытаниям устройств автоматики ликвидации асинхронного режима

5.1 Для проверки выполнения требований к устройствам АЛАР, установленных настоящим стандартом, следует проводить испытания.

Результаты испытаний распространяются на конкретный вид устройства АЛАР (в соответствии с 4.1), тип (марку) и конкретную версию алгоритма функционирования устройства АЛАР, непосредственно прошедшую проверку выполнения указанных требований.

Для оценки возможности использования устройства АЛАР в соответствии с другим видом предназначения, а также в случае изменения версии алгоритма функционирования устройства АЛАР, прошедшей проверку, необходимо проводить повторные испытания.

5.2 Испытания устройств АЛАР следует проводить в соответствии с методикой проведения испытаний устройств АЛАР согласно приложению А, с использованием ПАК РВ.

5.3 Для проведения испытаний устройства АЛАР организация (испытательная лаборатория, испытательный центр), проводящая испытания (далее - организация, осуществляющая испытания), должна быть оснащена соответствующей производственно-технической базой (техническими средствами), необходимой для проведения испытаний, включая математическую модель энергосистемы, созданную с применением ПАК РВ в составе тестовой схемы с характеристиками, требуемыми для проведения испытаний устройств АЛАР в соответствии с приложением А.

5.4 Испытания следует проводить по программе, разработанной в соответствии с приложением А. Программа испытаний должна учитывать вид устройства АЛАР.

5.5 Для проведения испытаний собственником или иным законным владельцем объекта электроэнергетики, на котором планируется к установке (установлено) устройство АЛАР, или иным лицом, заинтересованным в их проведении (далее - владелец устройства), должны быть предоставлены следующие документы и информация:

- руководство (инструкция) по эксплуатации устройства АЛАР, включающее техническое описание с обязательным указанием вида предназначения, типа (марки), области применения, функционально-логические схемы с описанием алгоритмов работы устройства, а также инструкцию по монтажу, настройке и вводу в эксплуатацию устройства АЛАР;

- номер версии алгоритма функционирования устройства АЛАР, применяемого на проходящем проверку устройстве АЛАР, подтвержденный письмом или иным официальным документом завода - изготовителя устройства АЛАР и краткое описание алгоритма функционирования устройства АЛАР;

- параметры настройки устройств АЛАР для проведения испытаний, а также обоснование их выбора.

5.6 Для проведения испытаний владелец устройства передает организации, осуществляющей испытания, устройство АЛАР и согласовывает схемы его подключения к тестовой модели энергосистемы (к интерфейсным блокам ПАК РВ), параметры настройки устройства АЛАР и параметры ПАК РВ.

5.7 Организация, осуществляющая испытания, проводит их в соответствии с этапами подготовки и проведения испытаний устройств АЛАР согласно А.2.

5.8 Результаты испытаний оформляют в виде протокола. Протокол испытаний должен быть подписан всеми участниками испытаний.

5.9 Протокол испытаний должен, в том числе, содержать следующую информацию:

- наименование и адрес владельца устройства;

- наименование и адрес организации, проводившей испытания;

- номер и дату протокола испытаний, нумерацию каждой страницы протокола, а также общее количество страниц;

- дату (период) проведения испытаний;

- место проведения испытаний;

- перечень лиц, принявших участие в испытаниях;

- ссылку на настоящий стандарт, на соответствие которому проведены испытания;

- программу испытаний;

- описание устройства АЛАР [вид, тип (марка), номинальные параметры, номер версии алгоритма функционирования, структурная схема алгоритма функционирования и ее описание с учетом внесенных при испытаниях изменений];

- описание тестовой модели энергосистемы, на которой проводились испытания;

- параметры ПАК РВ (тип, модель, заводской номер);

- параметры настройки (уставки) устройства АЛАР с обоснованием их выбора;

- результаты проведенных испытаний, содержащие материалы (осциллограммы, показания регистрирующих приборов и т.п.), иллюстрирующие работу устройства АЛАР в каждом из проведенных опытов;

- скорректированные параметры настройки устройства АЛАР (в случае если такие параметры, измененные по сравнению с первоначально выбранными параметрами настройки, были предложены владельцем устройства или уполномоченным им лицом в ходе испытаний) с приложением обоснования корректировки;

- оценку правильности функционирования устройств АЛАР в каждом из проведенных опытов и выводы о соответствии или несоответствии проверяемых параметров, характеристик устройства АЛАР настоящему стандарту, в том числе отдельно по каждому проверяемому параметру, характеристике.

5.10 Устройство АЛАР считают прошедшим испытания, если по результатам оценки правильности функционирования устройства АЛАР в каждом из проведенных опытов сделан вывод о соответствии всех проверяемых параметров, характеристик устройства АЛАР требованиям настоящего стандарта.

5.11 Информация о результатах испытаний с указанием наименования, вида устройства АЛАР, его типа (марки), номера версии алгоритма функционирования устройства АЛАР, в отношении которой проводились испытания, и приложением копии протокола испытаний должна быть направлена владельцем устройства (уполномоченным им лицом) субъекту оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

Приложение А

(обязательное)

Методика проведения испытаний устройств автоматики ликвидации асинхронного режима

А.1 Область применения методики

Методику следует применять при проведении испытаний устройств АЛАР для проверки на соответствие требованиям стандарта.

А.2 Этапы подготовки и проведения испытаний устройств АЛАР

А.2.1 Испытания устройств АЛАР проводят с использованием тестовой модели энергосистемы (математической модели энергосистемы) и ПАК РВ.

А.2.2 Испытания должны содержать следующие этапы:

- сборка тестовой модели энергосистемы;

- установка в устройстве АЛАР представленных владельцем устройства параметров настройки для тестовой модели энергосистемы;

- подключение устройства АЛАР к ПАК РВ;

- проведение испытаний устройства АЛАР в соответствии с программой испытаний с регистрацией всех опытов;

- анализ результатов испытаний;

- подготовка протокола испытаний с заключением.

А.3 Сборка тестовой модели энергосистемы

А.3.1 Схема тестовой модели энергосистемы

А.3.1.1 Тестовая модель энергосистемы должна быть собрана в соответствии со схемой, приведенной на рисунке А.1.

image001.png

ПС N 1 - ПС N 7 - подстанции 1 - 7; ЭС-1, ЭС-2 - энергосистема; Л-1 - Л-12 - линии (электропередачи); ТАЭС – трансформатор атомной электростанции; ТТЭС - трансформатор тепловойэлектростанции; ТГЭС - трансформатор гид роэлектростанции; ТЭС-1, ТЭС-2 - трансформаторы энергосистем 1 и 2; НЭС-1, НЭС-2 - нагрузка энергосистем 1 и 2; НАЭС - нагрузка атомной электростанции; НТЭС - нагрузка тепловой электростанции; НГЭС - нагрузка гидроэлектростанции; ТТЭС СН - трансформатор тепловой электростанции среднего напряжения; НПС N 3, НПС N 4 – нагрузка подстанций 3 и 4; АЛАР-1, АЛАР-2 – автоматика ликвидации асинхронного режима 1 и 2; АЛАР-СГ – автоматика ликвидации асинхронного режима синхронного генератора; Un - источник переменного напряжения (тока) для моделирования гармонических составляющих

Рисунок А.1 - Схема тестовой модели энергосистемы для испытаний устройств АЛАР

А.3.1.2 Схема тестовой модели энергосистемы должна иметь трехфазное исполнение.

А.3.1.3 Схема тестовой модели энергосистемы должна содержать:

- пять генераторов с промежуточными отборами мощности на шинах генераторного напряжения, моделирующие АЭС, ГЭС, ТЭС и эквиваленты энергосистем ЭС-1 и ЭС-2;

- три узла комплексной нагрузки (статической и двигательной);

- 12 ЛЭП, представленных моделями воздушных линий напряжением 330 кВ различной длины;

- источник переменного напряжения (тока) для моделирования гармонических составляющих Un (таблица А.8).

А.3.1.4 В тестовой модели энергосистемы необходимо реализовать:

- АРВ сильного действия СГ;

- автоматический регулятор скорости турбины;

- модели, реализующие КЗ различного вида;

- устройства, моделирующие действия релейной защиты и автоматическое повторное включение;

- модели выключателей с пофазными приводами;

- систему контроля и регистрации параметров электроэнергетического режима.

А.3.1.5 Параметры ЛЭП, трансформаторов, СГ, нагрузок тестовой модели энергосистемы должны соответствовать параметрам, приведенным в таблицах А.1 - А.4.

Таблица А.1 - Параметры ЛЭП 330 кВ тестовой модели энергосистемы

Линия

L

R1Л

X1Л

R0Л

X0Л

bЛ

км

Ом

Ом

Ом

Ом

мкСм

Л-1

176,9

4,2

57,5

30,7

143,8

586

Л-2

15,4

0,7

5

3

12,5

52

Л-3

92,3

2,0

30

18,2

75

308,4

Л-4

267,7

5,0

87

47,6

217,5

894,4

Л-5

123,1

3,0

40

23,4

100

411,2

Л-6

483,1

10

157

82,5

392,5

1614

Л-7

307,7

5,5

100

51,7

250

1026,1

Л-8

123,1

4

40

22,5

100

402

Л-9

61,5

1,6

20

10,8

50

210

Л-10

24,6

1

8

4,7

20

82

Л-11

123,1

3,8

40

22,3

100

402

Л-12

92,3

1,6

30

15,4

74,8

309

Таблица А.2 - Параметры трансформаторов тестовой модели энергосистемы

Трансформатор

Sном

UВН.ном

UНН.ном

R1т

X1т

МВА

кВ

кВ

Ом

Ом

ТАЭС

2400

330

20,0

0,1

4,8

ТЭС-1

16 500

330

10,5

0,01

2,5

ТЭС-2

16 500

330

10,5

0,01

2,5

ТГЭС

1200

330

15,75

0,2

14,2

ТТЭС

400

330

20,0

0,9

35,8

ТТЭС СН

32,0

20,0

6,6

0,056

1,588

Таблица А.3 - Параметры генераторов тестовой модели энергосистемы

Генераторы

Pг. ном

Sг. ном

Uг. ном

H

cosφ

Реактивные сопротивления

Tdo

Xd

Xd'

Xd"

Xq

Xq"

МВт

МВА

кВ

МВт·с/МВА

о.е.

о.е.

о.е.

о.е.

о.е.

с

ЭС-1

14 000

16 471

10,5

3,4

0,85

1,86

0,278

0,192

1,82

0,276

6,45

ЭС-2

14 000

16 471

10,5

3,4

0,85

1,86

0,278

0,192

1,82

0,276

6,45

АЭС

2000

2353

20

5,525

0,85

2,56

0,355

0,242

2,56

0,242

9,2

ТЭС

300

352,9

20

2,48

0,85

1,8

0,26

0,173

1,74

0,26

5,9

ГЭС

1000

1176

15,75

2,976

0,85

0,67

0,31

0,295

0,5

0,312

4,3

Примечание - В таблицах А.1 - А.3 используются следующие обозначения:

L - длина ЛЭП;

R1Л - активное сопротивление прямой последовательности ЛЭП;

R0Л - активное сопротивление нулевой последовательности ЛЭП;

X1Л - индуктивное сопротивление прямой последовательности ЛЭП;

X0Л - индуктивное сопротивление нулевой последовательности ЛЭП;

bЛ - емкостная проводимость ЛЭП;

Sном - номинальная мощность трансформатора;

UВН.ном - номинальное напряжение обмотки высшего напряжения трансформатора;

UНН.ном - номинальное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора;

R1т - активное сопротивление прямой последовательности трансформатора;

X1т - индуктивное сопротивление прямой последовательности трансформатора;

Pг. ном - номинальная активная мощность генератора;

Sг. ном - номинальная полная мощность генератора;

Uг. ном - напряжение на шинах генератора;

Xd - продольное синхронное индуктивное сопротивление;

Xd' - продольное переходное индуктивное сопротивление;

Xd" - продольное сверхпереходное индуктивное сопротивление;

Xq - поперечное синхронное индуктивное сопротивление;

Xq" - поперечное сверхпереходное индуктивное сопротивление;

Tdo - постоянная времени обмотки возбуждения при разомкнутой статорной обмотке;

H - механическая инерционная постоянная агрегата (генератора и турбины) относительно полной мощности;

cosφ - коэффициент мощности.

Таблица А.4 - Параметры настройки АРВ СГ тестовой модели энергосистемы

Генератор

Тип системы возбуждения

Тип АРВ

Коэффициенты

TСВ

TАРВ

KU

K1U

K1/F

KF

K1F

е.в.н./

е.н.с.

е.в.н./

е.н.с./с

е.в.н./

е.т.р./с

е.в.н./

Гц

е.в.н./

Гц/с

с

с

ЭС-1

Тиристорная

АРВ-СД

50

3,6

1,25

1,5

3,5

0,03

0,04

ЭС-2

Тиристорная

АРВ-СД

50

3,6

1,25

1,5

3,5

0,03

0,04

АЭС

Тиристорная

АРВ-СД

50

3,6

1,25

1,5

3,5

0,03

0,04

ТЭС

Тиристорная

АРВ-СД

50

3,6

1,25

1,5

3,5

0,03

0,04

ГЭС

Тиристорная

АРВ-СД

50

3,6

1,25

1,5

3,5

0,03

0,04

Примечание - Используются следующие обозначения: KU - коэффициент усиления пропорционального канала регулятора напряжения (по отклонению напряжения); K1U - коэффициент усиления дифференциального канала регулятора напряжения (по производной напряжения); K1/F - коэффициент усиления канала внутренней стабилизации по производной тока ротора; KF - коэффициент усиления канала системной стабилизации по частоте напряжения; K1F - коэффициент усиления канала системной стабилизации по производной частоты напряжения; TСВ - постоянная времени системы возбуждения; TАРВ - постоянная времени АРВ; АРВ-СД - автоматический регулятор возбуждения сильного действия; е.в.н. - единица возбуждения номинальная; е.н.с. - единица напряжения статора; е.т.р. - единица тока ротора.

Параметры сопротивлений обратной последовательности ЛЭП должны совпадать с параметрами сопротивлений прямой последовательности.

Параметры сопротивлений нулевой и обратной последовательностей трансформаторов должны совпадать с параметрами сопротивлений прямой последовательности.

Промежуточные отборы мощности на шинах низшего напряжения АЭС, ГЭС, ЭС-1 и ЭС-2 должны быть представлены шунтом, состоящим из активного сопротивления, соответствующего требуемому потреблению активной мощности при текущем значении напряжения в узле.

Модели статической нагрузки на ПС N 3, ПС N 4 и собственные нужды ТЭС должны быть представлены шунтом, состоящим из параллельно включенных активного и реактивного сопротивлений, соответствующих требуемому потреблению активной и реактивной мощности при текущем значении напряжения в узле. Модели двигательной нагрузки на ПС N 3, ПС N 4 и собственных нужд ТЭС должны быть представлены трехфазным асинхронным двигателем с короткозамкнутым ротором. Момент на валу асинхронного двигателя должен быть задан постоянной величиной, соответствующей требуемому потреблению мощности. Механическая инерционная постоянная двигательной нагрузки относительно полной мощности должна составлять H = 1 МВт·с/МВА.

А.3.1.6 Тестовая модель энергосистемы должна иметь возможность осуществления переключений (изменения схемы), необходимых для проведения опытов, приведенных в А.5 (таблицы А.9 - А.11).

А.3.1.7 Диапазон изменения нагрузки, подключенной к шинам электрических станций и ПС, должен обеспечивать возможность моделирования величин перетоков по ветвям тестовой модели и напряжений в узлах, указанных на рисунках А.2 - А.40.

image002.jpg

Рисунок А.2 - Опыт 7.1.1

image003.jpg

Рисунок А.3 - Опыт 7.1.2

image004.jpg

Рисунок А.4 - Опыты 8.1.1, 8.1.4, 8.1.5, 8.1.6

image005.jpg

Рисунок А.5 - Опыты 8.1.2, 10.1.7

image006.jpg

Рисунок А.6 - Опыт 8.1.3

image007.jpg

Рисунок А.7 - Опыт 9.1.1

image008.jpg

Рисунок А.8 - Опыт 9.1.2

image009.jpg

Рисунок А.9 - Опыт 9.1.3

image010.jpg

Рисунок А.10 - Опыты 9.1.4, 9.1.5

image011.jpg

Рисунок А.11 - Опыт 10.1.1

image012.jpg

Рисунок А.12 - Опыты 10.1.2, 10.1.10

image013.jpg

Рисунок А.13 - Опыт 10.1.3

image014.jpg

Рисунок А.14 - Опыты 10.1.4, 10.1.8, 10.1.9, 11.1.3, 11.1.4

image015.jpg

Рисунок А.15 - Опыты 10.1.5, 10.1.6, 12.1.1, 12.1.2, 12.1.3

image016.jpg

Рисунок А.16 - Опыт 11.1.1

image017.jpg

Рисунок А.17 - Опыт 11.1.2

image018.jpg

Рисунок А.18 - Опыт 13.1.1

image019.jpg

Рисунок А.19 - Опыт 13.1.2

image020.jpg

Рисунок А.20 - Опыты 7.2.1, 8.2.5, 9.2.1

image021.jpg

Рисунок А.21 - Опыт 7.2.2

image022.jpg

Рисунок А.22 - Опыты 8.2.1, 8.2.2, 8.2.3

image023.jpg

Рисунок А.23 - Опыт 8.2.4

image024.jpg

Рисунок А.24 - Опыт 8.2.6

image025.jpg

Рисунок А.25 - Опыт 8.2.7

image026.jpg

Рисунок А.26 - Опыты 8.2.8, 10.2.3

image027.jpg

Рисунок А.27 - Опыт 8.2.9

image028.jpg

Рисунок А.28 - Опыт 9.2.2

image029.jpg

Рисунок А.29 - Опыт 9.2.3

image030.jpg

Рисунок А.30 - Опыт 9.2.4

image031.jpg

Рисунок А.31 - Опыт 9.2.5

image032.jpg

Рисунок А.32 - Опыты 10.2.1, 10.2.2

image033.jpg

Рисунок А.33 - Опыт 10.2.4

image034.jpg

Рисунок А.34 - Опыт 10.2.5

image035.jpg

Рисунок А.35 - Опыты 11.2.1, 12.2.1

image036.jpg

Рисунок А.36 - Опыты 11.2.2, 12.2.2

image037.jpg

Рисунок А.37 - Опыт 11.2.3

image038.jpg

Рисунок А.38 - Опыт 11.2.4

image039.jpg

Рисунок А.39 - Опыт 12.2.3

image040.jpg

Рисунок А.40 - Опыт 12.2.4

А.3.1.8 Модели КЗ должны обеспечивать его возникновение в момент перехода через ноль (с отрицательного значения на положительное) мгновенного напряжения фазы "A" в месте реализации КЗ.

А.3.2 АРВ синхронных генераторов и автоматические регуляторы скорости турбин

А.3.2.1 СГ ЭС-1, ЭС-2, АЭС, ТЭС и ГЭС должны быть оснащены моделями быстродействующих тиристорных систем возбуждения и АРВ сильного действия СГ. Настройка всех АРВ, которыми оснащены СГ тестовой модели, должна быть выполнена в соответствии с параметрами, приведенными в таблице А.4.

А.3.2.2 Для генераторов ЭС-1, АЭС, ТЭС и ГЭС модели турбин должны быть представлены постоянным механическим моментом. Эквивалентная энергосистема ЭС-2 тестовой модели должна быть оснащена устройством, моделирующим автоматический статический регулятор скорости турбины, со статизмом регулирования по частоте 10%.

А.3.3 Система контроля и регистрации параметров электроэнергетического режима

А.3.3.1 Тестовая модель энергосистемы должна быть оснащена системой контроля и регистрации параметров электроэнергетического режима и выходных сигналов устройства АЛАР.

А.3.3.2 Система контроля параметров электроэнергетического режима должна обеспечивать возможность измерения и визуализации напряжений во всех узлах тестовой модели энергосистемы, токов и перетоков активной мощности в ветвях тестовой модели энергосистемы.

А.3.3.3 Система регистрации параметров электроэнергетического режима должна обеспечивать одновременную синхронизированную по времени регистрацию следующих параметров:

- активная и реактивная мощности генераторов ЭС-1 [PЭС-1, QЭС-1], ЭС-2 [PЭС-2, QЭС-2], ГЭС [PГЭС, QГЭС], АЭС [PАЭС, QАЭС], ТЭС [PТЭС, QТЭС];

- перетоки активной мощности в ветвях Л-1 [PЛ-1], Л-2 [PЛ-2], Л-3 [PЛ-3], Л-4 [PЛ-4], Л-5 [PЛ-5], Л-6 [PЛ-6], Л-7 [PЛ-7], Л-8 [PЛ-8], Л-9 [PЛ-9], Л-10 [PЛ-10], Л-11 [PЛ-11], Л-12 [PЛ-12];

- токи в ветвях Л-3 [IЛ-3], Л-4 [IЛ-4], Л-5 [IЛ-5] и ток генератора ТЭС [IТЭС];

- напряжения фаз A, B, C в узлах ПС N 2 [U2], ПС N 3 [U3], ПС N 4 [U4], ПС N 5 [U5], ТЭС [UТЭС];

- частота в узлах ПС N 2 [f2], ПС N 5 [f5], ТЭС [fТЭС];

- относительные углы между напряжениями (δ) в узлах ПС N 1, ПС N 2, ПС N 3, ПС N 4, ПС N 5, ПС N 6, ТЭС;

- относительные углы электродвижущих сил генераторов ЭС-1 [δЭС-1], ЭС-2 [δЭС-2], ГЭС [δГЭС], АЭС [δАЭС], ТЭС [δТЭС].

А.3.3.4 Система регистрации параметров электроэнергетического режима должна обеспечивать:

- измерение фиксируемых параметров электроэнергетического режима с дискретностью не более 1 мс;

- запись фиксируемых параметров электроэнергетического режима с дискретностью не более 1 мс;

- запись фиксируемых параметров электроэнергетического режима в течение не менее 30 с.

А.3.4 Подготовка ПАК РВ и подключение испытуемых устройств АЛАР

А.3.4.1 ПАК РВ должен быть подготовлен для проверки корректности функционирования устройства АЛАР при:

- снятии или подаче питания;

- возникновении неисправности в цепях оперативного тока;

- неисправностях цепей напряжения;

- потере цепей напряжения;

- восстановлении работоспособности устройства после перерыва питания;

- аварийных режимах, не приводящих к возникновению асинхронного режима;

- аварийных режимах, приводящих к возникновению асинхронного режима.

А.3.4.2 ПАК РВ должен обеспечивать возможность одновременного подключения не менее:

- шести аналоговых каналов по напряжению;

- четырех аналоговых каналов по току;

- шести дискретных каналов на выход;

- шести дискретных каналов на вход.

А.3.4.3 Подключение испытуемого устройства АЛАР к ПАК РВ следует осуществлять в соответствии с документацией завода - изготовителя устройства АЛАР. Подключение должно обеспечить адекватное функционирование устройства АЛАР при выполнении всех опытов программы испытаний.

А.3.4.4 Испытуемое устройство АЛАР, предназначенное для установки в электрической сети, устанавливается сначала на ПС N 2 - АЛАР-1, затем на ПС N 5 - АЛАР-2. В обоих случаях устройство контролирует транзит 330 кВ ПС N 2 - ПС N 3 - ПС N 4 - ПС N 5. Изменением комплексной нагрузки ПС 330 кВ N 3 и N 4 осуществляется моделирование в качестве контролируемого участка как ЛЭП без промежуточных отборов мощности, так и транзита с промежуточными отборами мощности.

Установка испытуемого устройства АЛАР, предназначенного для ликвидации асинхронного режима возбужденного генератора относительно электростанции, осуществляется на генератор или на блок генератор-трансформатор ТЭС - АЛАР-СГ. АЛАР-СГ должен обеспечивать выявление асинхронного режима с ЭЦК в генераторе и в блочном трансформаторе ТЭС.

А.4 Проведение испытаний

А.4.1 Схемно-режимные условия проведения испытаний на тестовой модели энергосистемы

А.4.1.1 Испытания устройств АЛАР, предназначенных для установки в электрической сети, необходимо проводить в схемно-режимных условиях, указанных на рисунках А.2 - А.19. Величины нагрузок H, моделируемых активными шунтами на шинах СГ, для каждого опыта приведены в таблице А.5.

Таблица А.5 - Нагрузка на шинах СГ при испытаниях устройств АЛАР, предназначенных для установки в электрической сети

N опыта

Нагрузка на шинах СГ, Ом

HЭС-1

HАЭС

HГЭС

HЭС-2

7.1.1

0,008481

-

-

0,008481

7.1.2

0,009245

-

-

0,008481

8.1.1

0,008613

-

-

0,008481

8.1.2

0,008927

-

-

0,007764

8.1.3

0,008750

-

0,496125

0,008481

8.1.4

0,008613

-

-

0,008481

9.1.1

0,008481

-

-

0,008481

9.1.2

0,008481

-

-

0,008481

9.1.3

0,008613

-

0,496125

0,008481

9.1.4

0,008289

0,210526

0,620150

0,008289

9.1.5

0,008289

0,210526

0,620150

0,008289

10.1.1

0,008481

-

-

0,008481

10.1.2

0,008820

-

-

0,008481

10.1.3

0,008927

-

-

0,007764

10.1.4

0,008481

0,266667

0,413438

0,007764

10.1.5

0,008289

0,266667

-

0,007764

10.1.6

0,008289

0,266667

-

0,007764

10.1.7

0,008927

-

-

0,007764

10.1.8

0,008481

0,266667

0,413438

0,007764

10.1.9

0,008481

0,266667

0,413438

0,007764

10.1.10

0,008820

-

-

0,008481

11.1.1

0,008820

-

-

0,008481

11.1.2

0,008820

-

-

0,008481

11.1.3

0,008481

0,266667

0,413438

0,007764

11.1.4

0,008481

0,266667

0,413438

0,007764

12.1.1

0,008820

-

-

0,008481

12.1.2

0,008289

0,266667

-

0,007764

12.1.3

0,008289

0,266667

-

0,007764

13.1.1

0,009037

-

0,496125

0,008481

13.1.2

0,009037

-

0,310000

0,008481

13.1.3

0,009037

-

0,496125

0,008481

А.4.1.2 Испытания устройств АЛАР, предназначенных для установки на электрической станции для ликвидации асинхронного режима возбужденного генератора, необходимо проводить в схемно-режимных условиях, указанных на рисунках А.19 - А.40. Величины нагрузок H, моделируемых активными шунтами на шинах СГ, для каждого опыта приведены в таблице А.6.

Таблица А.6 - Нагрузка на шинах СГ при испытаниях устройств АЛАР, предназначенных для установки на электрической станции

N опыта

Нагрузка на шинах СГ, Ом

HЭС-1

HАЭС

HГЭС

HЭС-2

7.2.1

0,008167

0,222222

-

0,008481

7.2.2

0,009587

-

-

0,008481

8.2.1

0,008613

-

-

0,008481

8.2.2

0,008613

-

-

0,008481

8.2.3

0,008613

-

-

0,008481

8.2.4

0,008613

-

-

0,008481

8.2.5

0,008167

0,222222

-

0,008481

8.2.6

0,008167

0,222222

-

0,008481

8.2.7

0,008167

0,222222

-

0,008481

8.2.8

0,008167

-

-

0,008481

8.2.9

0,008167

0,222222

0,827

0,008481

9.2.1

0,008167

0,222222

-

0,008481

9.2.2

0,009587

0,222222

-

0,0091875

9.2.3

0,008481

0,222222

0,827

0,008481

9.2.4

0,008481

0,222222

0,827

0,008481

9.2.5

0,00882

0,222222

0,827

0,008481

10.2.1

0,008167

0,222222

0,827

0,00882

10.2.2

0,008167

0,222222

0,827

0,00882

10.2.3

0,008167

-

-

0,008481

10.2.4

0,008481

0,222222

0,827

0,008481

10.2.5

0,00882

0,222222

0,827

0,008481

11.2.1

0,008167

0,222222

0,827

0,008481

11.2.2

0,008167

0,222222

0,827

0,008481

11.2.3

0,008167

0,222222

0,827

0,011025

11.2.4

0,008167

0,222222

0,827

0,011025

12.2.1

0,008167

0,222222

0,827

0,008481

12.2.2

0,008167

0,222222

0,827

0,008481

12.2.3

0,00882

0,222222

0,827

0,008481

12.2.4

0,00882

0,222222

0,827

0,008481

Модель нагрузки собственных нужд на ТЭС при испытаниях устройств АЛАР, предназначенных для установки на электрической станции для ликвидации асинхронного режима возбужденного генератора, должна быть представлена шунтом, состоящим из параллельно включенных активного и индуктивного сопротивлений, и трехфазным асинхронным двигателем с короткозамкнутым ротором. Нагрузка собственных нужд ТЭС питается через понижающий трансформатор (параметры приведены в таблице А.2). Параметры асинхронного двигателя и шунта приведены в таблице А.7.

Таблица А.7 - Параметры нагрузки собственных нужд ТЭС

Тип нагрузки

Pном

Qном

Uном

Rн

Xн

МВт

МВар

кВ

Ом

Ом

Асинхронный двигатель

16,8

7,2

6,3

-

-

Активный шунт

4,2

-

6,3

9,45

-

Индуктивный шунт

-

2,6

6,3

-

15,268

Примечание - Используются следующие обозначения: Pном - номинальная активная мощность нагрузки; Qном - номинальная реактивная мощность нагрузки; Uном - номинальное напряжение на шинах подключения нагрузки; Rн - активное сопротивление нагрузки, представленной шунтом; Xн - индуктивное сопротивление нагрузки, представленной шунтом.

Таблица А.8 - Значения высокочастотных гармонических составляющих напряжения, моделируемых источником напряжения (тока) на шинах ПС N 5

Номер гармонической составляющей напряжения n

Значения гармонических составляющих напряжения Un относительно напряжения предаварийного режима, %

5

2,25

7

1,5

11

1,5

13

1,05

А.4.2 Проведение испытаний

А.4.2.1 Испытания устройств АЛАР проводят в соответствии с программой испытаний, разработанной организацией, осуществляющей испытания, и согласованной субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

А.4.2.2 Испытания устройств АЛАР проводят в виде опытов.

Программа испытаний должна включать типовые опыты, выполняемые для подтверждения:

- срабатывания устройства при асинхронном режиме с ЭЦК на контролируемом участке в соответствии с заданными уставками и требованиями стандарта;

- срабатывания устройства, предназначенного для установки на электрической станции, для ликвидации асинхронного режима возбужденного генератора относительно электростанции в соответствии с заданными уставками и требованиями стандарта;

- отсутствия срабатывания устройства при снятии или подаче питания;

- отсутствия срабатывания устройства при возникновении неисправности в цепях оперативного тока;

- отсутствия срабатывания устройства при неисправностях цепей напряжения и при потере цепей напряжения;

- восстановления работоспособности устройства с заданными уставками и алгоритмом функционирования после перерыва питания;

- отсутствия срабатывания устройства при превышении заданной длительности цикла асинхронного режима;

- отсутствия срабатывания устройства при допустимых нагрузочных режимах;

- учета знака скольжения при выборе места деления сети (если в устройстве предусмотрена функция выявления знака скольжения);

- отсутствия срабатывания устройства в устойчивых переходных процессах;

- отсутствия срабатывания устройства при асинхронном режиме с ЭЦК за пределами контролируемого участка;

- отсутствия несогласованной работы устройств, приводящей к отключению нагрузки промежуточных ПС.

А.4.2.3 Программа испытаний устройств АЛАР, предназначенных для установки в электрических сетях, должна включать типовые опыты, указанные в таблицах А.9 и А.10.

Таблица А.9 - Типовые опыты для проведения испытаний устройств АЛАР

Цель испытаний

N опыта

Предшествующий режим

Испытания

Корректное действие АЛАР

1

2

3

4

5

Отсутствие срабатывания при включении и отключении питания и при перезагрузке

1.1

Воздействия ПАК РВ

Включение оперативного питания

Отсутствие срабатывания

1.2

Воздействия ПАК РВ

Отключение оперативного питания

Отсутствие срабатывания

1.3

Воздействия ПАК РВ

Перезагрузка устройства (с помощью кнопки на устройстве, тумблера и т.д.)

Отсутствие срабатывания

Проверка отсутствия срабатывания при изменении групп уставок

2

Воздействия ПАК РВ

Изменение группы уставок в устройстве

Отсутствие срабатывания

Отсутствие срабатывания при неисправностях цепей напряжения

3.1

Воздействия ПАК РВ

Отключение одной фазы вторичных цепей трансформатора напряжения

Отсутствие срабатывания

3.2

Воздействия ПАК РВ

Отключение двух фаз вторичных цепей трансформатора напряжения

Отсутствие срабатывания

3.3

Воздействия ПАК РВ

Отключение трех фаз вторичных цепей от обмоток трансформатора напряжения, соединенных "звездой"

Отсутствие срабатывания

3.4

Воздействия ПАК РВ

Отключение трех фаз вторичных цепей от обмоток трансформатора напряжения, соединенных "треугольником"

Отсутствие срабатывания

3.5

Воздействия ПАК РВ

Замыкание фазы вторичной цепи от трансформатора напряжения на корпус (землю)

Отсутствие срабатывания

3.6

Воздействия ПАК РВ

Замыкание двух фаз вторичной цепи от трансформатора напряжения на корпус (землю)

Отсутствие срабатывания

3.7

Воздействия ПАК РВ

Смена фаз A и B вторичной цепи от трансформатора напряжения

Отсутствие срабатывания

3.8

Воздействия ПАК РВ

Отключение нулевого вывода обмоток трансформатора напряжения, соединенных "звездой"

Отсутствие срабатывания

Восстановление работоспособности с заданными уставками и алгоритмом функционирования после перерыва питания

4

Воздействия ПАК РВ

Отключение оперативного питания и после выдержки времени, равной 60 с, включение питания.

При включении устройства моделируется возникновение асинхронного режима

Отсутствие срабатывания. Готовность устройства к работе

Работоспособность при максимальных и минимальных длительностях цикла асинхронного режима

5.1

Воздействия ПАК РВ

Асинхронный режим с ЭЦК на защищаемом участке с длительностью цикла 10 с

Срабатывание

5.2

Воздействия ПАК РВ

Асинхронный режим с ЭЦК на защищаемом участке с длительностью цикла 0,2 с

Срабатывание

5.3

Воздействия ПАК РВ

Асинхронный режим с ЭЦК на защищаемом участке. Первый цикл начинается через 50 мс после ликвидации возмущающего воздействия

Срабатывание

Отсутствие срабатывания при превышении времени между циклами асинхронного режима, заданных значений

6

Воздействия ПАК РВ

Асинхронный режим на защищаемом участке с ЭЦК с длительностью цикла, превышающей уставки максимальной длительности цикла

Отсутствие срабатывания ступеней, контролирующих длительность цикла асинхронного режима и срабатывающих на втором и последующих циклах асинхронного режима

Таблица А.10 - Типовые опыты для проведения испытаний устройств АЛАР, предназначенных для установки в электрической сети

Цель испытаний

N опыта

Предшествующий режим

Испытания

Особенности аварийного режима

Расположение ЭЦК <*>

Корректное действие АЛАР

1

2

3

4

5

6

7

Отсутствие срабатывания при допустимых нагрузочных режимах

7.1.1

Схема на рисунке А.2.

Отключено: АЭС, ТЭС и Л-2, Л-7, Л-10

-

Устойчивый режим

-

Отсутствие срабатывания

7.1.2

Схема на рисунке А.3.

Отключено: АЭС, ТЭС

-

Устойчивый режим (близкий к пределу по статической устойчивости)

-

Отсутствие срабатывания

Отсутствие срабатывания в устойчивых переходных процессах

8.1.1

Схема на рисунке А.4.

Отключено: АЭС, ТЭС и Л-8

2-ф КЗ на землю длительностью 0,2 с на Л-6 вблизи ПС N 2

Затухающие синхронные качания

-

Отсутствие срабатывания

8.1.2

Схема на рисунке А.5.

Отключено: АЭС, ТЭС и Л-10.

Включено: источник напряжения (тока) с высокочастотными гармоническими составляющими на шинах ПС N 5

3-ф КЗ длительностью 0,12 с на Л-6 вблизи ПС N 2

Затухающие синхронные качания (высокочастотные гармонические составляющие)

-

Отсутствие срабатывания

8.1.3

Схема на рисунке А.6.

Отключено: АЭС, ТЭС и Л-8.

Включено: двигательная нагрузка на ПС N 3 и ПС N 4 по 200 МВт

2-ф КЗ на землю длительностью 0,097 с на Л-6 вблизи ПС N 2

Затухающие синхронные качания (промежуточный отбор мощности)

-

Отсутствие срабатывания

8.1.4

Схема на рисунке А.4.

Отключено: АЭС, ТЭС и Л-8

2-ф КЗ на землю длительностью 0,12 с на Л-6 вблизи ПС N 2 с неуспешным ТАПВ длительностью 1 с

Затухающие синхронные качания

-

Отсутствие срабатывания

8.1.5

Схема на рисунке А.4.

Отключено: АЭС, ТЭС и Л-8

2-ф КЗ на землю длительностью t <**> с на Л-6 вблизи ПС N 2 с успешным ТАПВ длительностью 0,48 с

Затухающие синхронные качания с амплитудой до 130 электрических градусов

-

Отсутствие срабатывания

8.1.6

Схема на рисунке А.4.

Отключено: АЭС, ТЭС и Л-8

2-ф КЗ на землю длительностью t <**> с на Л-6 вблизи ПС N 2 с успешным ТАПВ длительностью 0,48 с

Затухающие синхронные качания с большой амплитудой на границе срабатывания грубого пускового органа АЛАР

-

Отсутствие срабатывания

Отсутствие срабатывания в случае внешнего асинхронного режима

9.1.1

Схема на рисунке А.7.

Отключено: АЭС, ТЭС и Л-2, Л-7, Л-9

2-ф КЗ на землю длительностью 0,88 с на Л-6 вблизи ПС N 2

Асинхронный режим (ЭЦК вне зоны контроля)

Л-1

Отсутствие срабатывания

9.1.2

Схема на рисунке А.8.

Отключено: АЭС, ТЭС и Л-10, Л-11

3-ф КЗ длительностью 0,02 с на Л-6 вблизи ПС N 2

Асинхронный режим (ЭЦК вне зоны контроля)

Л-12

Отсутствие срабатывания

9.1.3

Схема на рисунке А.9.

Отключено: АЭС, ТЭС и Л-2, Л-7, Л-9. Включено: статическая нагрузка на ПС N 3 и ПС N 4 по 100 МВт

2-ф КЗ на землю длительностью 0,46 с на Л-6 вблизи ПС N 2

Асинхронный режим (ЭЦК вне зоны контроля с промежуточным отбором мощности)

Л-1

Отсутствие срабатывания

9.1.4

Схема на рисунке А.10.

Отключено: Л-12

3-ф КЗ длительностью 0,12 с на Л-6 вблизи ПС N 2

Асинхронный режим

ЭЦК на Л-11 с перемещением на Л-5

Срабатывание при перемещении ЭЦК на Л-5

9.1.5

Схема на рисунке А.10.

Отключено: Л-12

3-ф КЗ длительностью 0,3 с на Л-6 вблизи ПС N 2

Асинхронный режим (ЭЦК вне зоны контроля)

Л-11

Отсутствие срабатывания

Работоспособность в аварийных режимах при различных видах аварийных возмущений с расположением ЭЦК в различных точках защищаемого участка сети

10.1.1

Схема на рисунке А.11.

Отключено: АЭС, ТЭС и Л-2, Л-8, Л-9

2-ф КЗ на землю длительностью 0,24 с на Л-6 вблизи ПС N 2

Асинхронный режим со снижением напряжения на шинах ПС N 2 ниже 5% от номинального напряжения

Л-3

Срабатывание

10.1.2

Схема на рисунке А.12.

Отключено: АЭС, ТЭС и Л-8

3-ф КЗ длительностью 0,32 с на Л-6 вблизи ПС N 2

Асинхронный режим

Л-4

Срабатывание

10.1.3

Схема на рисунке А.13.

Отключено: АЭС, ТЭС и Л-10

3-ф КЗ длительностью 0,12 с на Л-6 вблизи ПС N 2

Асинхронный режим

Л-5

Срабатывание

10.1.4

Схема на рисунке А.14. Отключено: Л-10

3-ф КЗ длительностью 0,12 с на Л-6 вблизи ПС N 2

Асинхронный режим

Л-5

Срабатывание

10.1.5

Схема на рисунке А.15.

Отключено: Л-10

3-ф КЗ длительностью 0,08 с на Л-6 вблизи ПС N 2 с успешным ТАПВ длительностью 1 с

Асинхронный режим

Л-5

Срабатывание

10.1.6

Схема на рисунке А.15.

Отключено: Л-10

3-ф КЗ длительностью 0,12 с на Л-6 вблизи ПС N 2 с неуспешным ТАПВ длительностью 0,3 с

Асинхронный режим

Л-5

Срабатывание

10.1.7

Схема на рисунке А.5.

Отключено: Л-10, АЭС и ТЭС.

Включено: источник напряжения (тока) с высокочастотными гармоническими составляющими на шинах ПС N 5

3-ф КЗ длительностью 0,18 с на Л-6 вблизи ПС N 2

Асинхронный режим (высокочастотные гармонические составляющие)

Л-4

Срабатывание

10.1.8

Схема на рисунке А.14.

Отключено: Л-10

3-ф КЗ длительностью 0,3 с на Л-6 вблизи ПС N 2

Многочастотный асинхронный режим

Л-5

Срабатывание

10.1.9

Схема на рисунке А.14.

Отключено: Л-10

Скачкообразное изменение K1F СГ ЭС-1 от +7 до -7

Переход синхронных качаний в асинхронном режиме

Л-5

Срабатывание

10.1.10

Схема на рисунке А.12.

Отключено: АЭС, ТЭС и Л-8

Монотонное увеличение перетока по Л-3, Л-4, Л-5

Асинхронный режим

Л-4

Срабатывание

Работоспособность на пониженных и повышенных частотах

11.1.1

Схема на рисунке А.16.

Отключено: Л-8, АЭС и ТЭС

При частоте в сети 49 Гц 3-ф КЗ длительностью 0,12 с на Л-6 вблизи ПС N 2

Асинхронный режим

Л-4

Срабатывание

11.1.2

Схема на рисунке А.17.

Отключено: Л-8, АЭС и ТЭС

При частоте в сети 51 Гц 3-ф КЗ длительностью 0,12 с на Л-6 вблизи ПС N 2

Асинхронный режим

Л-4

Срабатывание

11.1.3

Схема на рисунке А.14.

Отключено: Л-10

При частоте в сети 49 Гц 3-ф КЗ на Л-6 вблизи ПС N 2 длительностью 0,14 с

Асинхронный режим

Л-5

Срабатывание

11.1.4

Схема на рисунке А.14.

Отключено: Л-10

При частоте в сети 51 Гц 3-ф КЗ на Л-6 вблизи ПС N 2 длительностью 0,14 с

Асинхронный режим

Л-5

Срабатывание

Работоспособность с учетом неполнофазных режимов

12.1.1

Схема на рисунке А.15.

Отключено: Л-10

1-ф КЗ длительностью 0,5 с на Л-6 вблизи ПС N 2 с успешным ОАПВ через 5 с

Асинхронный режим

Л-5

Срабатывание

12.1.2

Схема на рисунке А.15.

Отключено: Л-10

1-ф КЗ длительностью 0,5 с на Л-3 вблизи ПС N 2 с успешным ОАПВ через 5 с

Неполнофазный асинхронный режим, переходящий в полнофазный

Л-5

Срабатывание

Работоспособность в условиях наличия на защищаемом участке сети промежуточных отборов мощности

13.1.1

Схема на рисунке А.18.

Отключено: Л-8, АЭС и ТЭС.

Включено: статическая нагрузка на ПС N 3 и ПС N 4 по 100 МВт

2-ф КЗ на землю длительностью 0,22 с на Л-6 вблизи ПС N 2

Асинхронный режим

Л-4

Срабатывание

13.1.2

Схема на рисунке А.19.

Отключено: Л-8, АЭС и ТЭС, двигательная нагрузка на ПС N 3 и ПС N 4 по 100 МВт

2-ф КЗ длительностью 0,22 с на Л-6 вблизи ПС N 2

Асинхронный режим

Л-4

Срабатывание

<*> Расположение ЭЦК в момент начала первого цикла асинхронного режима.

<**> Длительность КЗ определяется необходимостью получения аварийного режима с параметрами, указанными в столбце 5.

Из программы испытаний устройств АЛАР, не обеспечивающих выявление ЭЦК, исключают испытания, связанные с определением работоспособности при внешнем асинхронном режиме (опыты 9.1.1 - 9.1.5 таблицы А.10).

Программа испытаний устройств АЛАР, предназначенных для установки на генератор, должна включать типовые опыты, указанные в таблицах А.9 и А.11.

Таблица А.11 - Типовые опыты для проведения испытаний устройств АЛАР, предназначенных для установки на генератор

Цель испытаний

N опыта

Предшествующий режим

Испытания

Особенности аварийного режима

Расположение ЭЦК <*>

Корректное действие АЛАР

1

2

3

4

5

6

7

Отсутствие срабатывания при допустимых нагрузочных режимах

7.2.1

Схема на рисунке А.20

Номинальный режим. Плановое снижение загрузки ТЭС до уровня 0,4Pном за 10 с, 5 с. Работа на 0,4Pном обратная загрузка до Pном за 10 с

Устойчивый режим

-

Отсутствие срабатывания

7.2.2

Схема на рисунке А.21.

Отключено: АЭС

Увеличение активной мощности, выдаваемой генератором ЭС-1, до достижения предела по статической устойчивости по связи 1 - 6

Устойчивый режим (близкий к пределу по статической устойчивости)

-

Отсутствие срабатывания

Отсутствие срабатывания в устойчивых переходных процессах

8.2.1

Схема на рисунке А.22.

Отключено: АЭС и Л-8

1-ф КЗ на землю на линии Л-6 вблизи ПС N 2 длительностью 0,4 с

Затухающие синхронные качания

-

Отсутствие срабатывания

8.2.2

Схема на рисунке А.22.

Отключено: АЭС и Л-8

2-ф КЗ на землю на линии Л-6 вблизи ПС N 2 длительностью 0,24 с

Затухающие синхронные качания

-

Отсутствие срабатывания

8.2.3

Схема на рисунке А.22.

Отключено: АЭС и Л-8

3-ф КЗ на линии Л-6 вблизи ПС N 2 длительностью 0,12 с

Затухающие синхронные качания

-

Отсутствие срабатывания

8.2.4

Схема на рисунке А.23.

Отключено: АЭС.

Включено: источник напряжения с высокочастотными гармоническими составляющими на шинах ПС N 5

3-ф КЗ на линии Л-6 вблизи ПС N 2 длительностью 0,16 с

Затухающие синхронные качания (высокочастотные гармонические составляющие)

-

Отсутствие срабатывания

8.2.5

Схема на рисунке А.20

Внезапное отключение линии Л-2 без КЗ

Затухающие синхронные качания

-

Отсутствие срабатывания

8.2.6

Схема на рисунке А.24.

Отключено: Л-2 и Л-8

1-ф КЗ на землю на линии Л-6 вблизи шин ПС N 2 длительностью 0,5 с, неуспешное ОАПВ через 1,0 с

Затухающие синхронные качания

-

Отсутствие срабатывания

8.2.7

Схема на рисунке А.25.

Отключено: Л-2

2-ф КЗ на землю на линии Л-6 вблизи шин ПС N 2 длительностью 0,24 с, неуспешное ТАПВ через 1 с

Затухающие синхронные качания

-

Отсутствие срабатывания

8.2.8

Схема на рисунке А.26.

Отключено: АЭС и Л-2

2-ф КЗ на землю на линии Л-8 на удалении в 24,6 км от ПС N 2 длительностью 0,46 с

Затухающие синхронные качания

-

Отсутствие срабатывания

8.2.9

Схема на рисунке А.27.

Отключено: Л-2 и Л-7

Изменение скачком K1/F СГ ТЭС от +1,25 до -1,25

Колебания ротора генератора ТЭС

-

Отсутствие срабатывания

Отсутствие срабатывания в случае внешнего асинхронного режима

9.2.1

Схема на рисунке А.20

Внезапное отключение линии Л-12 без КЗ

Асинхронный режим (ЭЦК вне зоны контроля)

Л-11

Отсутствие срабатывания

9.2.2

Схема на рисунке А.28

Монотонное увеличение перетока по связи 2 - 5 до нарушения устойчивости

Асинхронный режим (ЭЦК вне зоны контроля)

Л-11, Л-12 с перемещением на Л-6, Л-7, Л-8

Отсутствие срабатывания

9.2.3

Схема на рисунке А.29.

Отключено: Л-1 и Л-7

2-ф КЗ на землю на линии Л-8 на удалении в 24,6 км от ПС N 2 длительностью 0,26 с

Асинхронный режим (ЭЦК вне зоны контроля)

Л-6, Л-8

Отсутствие срабатывания

9.2.4

Схема на рисунке А.30

3-ф КЗ на линии Л-2 вблизи ПС N 1 длительностью 0,09 с

Асинхронный режим (ЭЦК вне зоны контроля)

Л-1, Л-2

Отсутствие срабатывания

9.2.5

Схема на рисунке А.31.

Отключено: Л-7

Изменение скачком K1/F СГ ЭС-1 от +1,25 до -1,25

Асинхронный режим (ЭЦК вне зоны контроля)

Л-6, Л-8 с перемещением на Л-11, Л-12

Отсутствие срабатывания

Работоспособность при асинхронном режиме возбужденного СГ относительно электрической станции

10.2.1

Схема на рисунке А.32.

Отключено: Л-8

3-ф КЗ на линии Л-6 вблизи ПС N 2 длительностью 0,36 с

Асинхронный режим

ЭЦК в СГ

Срабатывание

10.2.2

Схема на рисунке А.32.

Отключено: Л-8

3-ф КЗ на линии Л-6 вблизи ПС N 2 длительностью 1,0 с

Асинхронный режим

ЭЦК в СГ

Срабатывание

10.2.3

Схема на рисунке А.26.

Отключено: АЭС и Л-2

2-ф КЗ на землю на линии Л-8 на удалении в 24,6 км от ПС N 2 длительностью 0,46 с

Асинхронный режим

ЭЦК в СГ

Срабатывание

10.2.4

Схема на рисунке А.33

3-ф КЗ на линии Л-2 вблизи ПС N 1 длительностью 0,2 с

Асинхронный режим

ЭЦК в СГ

Срабатывание

10.2.5

Схема на рисунке А.34.

Отключено: Л-2 и Л-7

Изменение скачком K1/F СГ ЭС-1 от +1,25 до -1,25

Асинхронный режим

ЭЦК в СГ

Срабатывание

Работоспособность на пониженных и повышенных частотах

11.2.1

Схема на рисунке А.35.

Отключено: Л-8

При частоте в сети 49 Гц 3-ф КЗ на линии Л-6 вблизи ПС N 2 длительностью 0,18 с

Асинхронный режим (ЭЦК вне зоны контроля)

Л-6, Л-7

Отсутствие срабатывания

11.2.2

Схема на рисунке А.36.

Отключено: Л-8

При частоте в сети 49 Гц 3-ф КЗ на линии Л-6 вблизи ПС N 2 длительностью 0,36 с

Асинхронный режим

ЭЦК в СГ

Срабатывание

11.2.3

Схема на рисунке А.37.

Отключено: Л-8

При частоте в сети 51 Гц 3-ф КЗ на линии Л-6 вблизи ПС N 2 длительностью 0,18 с

Асинхронный режим (ЭЦК вне зоны контроля)

Л-6, Л-7

Отсутствие срабатывания

11.2.4

Схема на рисунке А.38.

Отключено: Л-8

При частоте в сети 51 Гц 3-ф КЗ на линии Л-6 вблизи ПС N 2 длительностью 0,36 с

Асинхронный режим

ЭЦК в СГ

Срабатывание

Работоспособность с учетом неполнофазных режимов

12.2.1

Схема на рисунке А.35.

Отключено: Л-8

Обрыв фазы A на линии Л-3 и через 1,0 с 3-ф КЗ на линии Л-6 вблизи ПС N 2 длительностью 0,18 с

Неполнофазный асинхронный режим (ЭЦК вне зоны контроля)

Л-6, Л-7

Отсутствие срабатывания

12.2.2

Схема на рисунке А.36.

Отключено: Л-8

Обрыв фазы A на линии Л-3 и через 1,0 с 3-ф КЗ на линии Л-6 вблизи ПС N 2 длительностью 0,36 с

Неполнофазный асинхронный режим

ЭЦК в СГ

Срабатывание

12.2.3

Схема на рисунке А.39.

Отключено: Л-8

1-ф КЗ на землю на линии Л-2 вблизи ПС N 1 длительностью 0,5 с, успешное ОАПВ через 2 с

Асинхронный режим (ЭЦК вне зоны контроля)

Л-6, Л-7

Отсутствие срабатывания

12.2.4

Схема на рисунке А.40.

Отключено: Л-1 и Л-8

1-ф КЗ на землю на линии Л-2 вблизи ПС N 1 длительностью 0,5 с, успешное ОАПВ через 2 с

Асинхронный режим

ЭЦК в СГ

Срабатывание

<*> Расположение ЭЦК в момент начала первого цикла асинхронного режима.

Программа испытаний устройств АЛАР, предназначенных как для установки на ПС и электрических станциях для ликвидации асинхронных режимов в электрической сети, так и для установки на электрических станциях с целью ликвидации асинхронного режима генератора относительно электрической станции, должна включать типовые опыты, приведенные в таблицах А.9, А.10, А.11.

А.4.2.4 Программа может быть дополнена с учетом индивидуальных особенностей выполнения устройства АЛАР.

А.4.2.5 Настройка устройств АЛАР должна быть выполнена в соответствии с параметрами тестовой модели энергосистемы и представленными параметрами настройки устройств АЛАР для тестовой модели энергосистемы.

При проведении испытаний должна фиксироваться выдача управляющих воздействий устройствами АЛАР, но управляющие воздействия не должны приводить к отключению выключателей.

А.4.2.6 Все опыты, предусмотренные в программе испытаний и проводимые без изменения места подключения устройства, необходимо выполнять при неизменных параметрах настройки испытуемого устройства АЛАР.

При выявлении необходимости корректировки выбранных параметров настройки устройства АЛАР (отсутствие положительных результатов опытов в соответствии с таблицами А.9, А.10 или А.11) допустимо осуществить корректировку параметров настройки устройств АЛАР. В указанном случае все опыты, предусмотренные программой испытаний, должны быть выполнены повторно с измененными параметрами настройки устройств АЛАР.

А.4.2.7 При проведении опыта 5.1.1 таблицы А.9 уставка блокировки устройства АЛАР по максимальной длительности цикла асинхронного режима может быть скорректирована с учетом требований 4.2.

При проведении опытов с наличием промежуточных отборов мощности на ПС N 3 и ПС N 4 допускается отсутствие выдачи управляющего воздействия первой ступени одного из устройств АЛАР-1 и АЛАР-2 с учетом знака скольжения, с целью предотвращения обесточивания нагрузки промежуточных ПС.

А.4.2.8 Регистрацию параметров электроэнергетического режима следует проводить для каждого опыта.

А.5 Анализ результатов испытаний

Результаты испытаний устройства АЛАР считают положительными, а устройство АЛАР - прошедшим испытания при выполнении следующих условий:

а) отсутствует срабатывание устройств АЛАР при неисправностях цепей напряжения и потере напряжения, а также при включении/отключении оперативного питания и неисправностях в цепях оперативного тока;

б) восстановление работоспособности устройства АЛАР с заданными уставками и алгоритмом функционирования после перерыва питания;

в) отсутствуют срабатывания устройств АЛАР в допустимых нагрузочных или устойчивых переходных режимах;

г) устройства АЛАР срабатывают только при асинхронном режиме с ЭЦК на контролируемом участке в соответствии с заданными уставками и требованиями настоящего стандарта.

Для устройств АЛАР, не обеспечивающих выявление ЭЦК, допускается срабатывание при внешних асинхронных режимах в соответствии с заданными уставками и требованиями настоящего стандарта;

д) отсутствует несогласованная работа устройств АЛАР, приводящая к отключению нагрузки промежуточных ПС.

Библиография

[1]

Правила технологического функционирования электроэнергетических систем (утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. N 937)

[2]

Требования к оснащению линий электропередачи и оборудования объектов электроэнергетики классом напряжения 110 кВ и выше устройствами и комплексами релейной защиты и автоматики, а также к принципам функционирования устройств и комплексов релейной защиты и автоматики (утверждены приказом Минэнерго России от 13 февраля 2019 г. N 101)

[3]

МЭК 60255-24:2013

Измерительные реле и устройства защиты. Часть 24. Общий формат для обмена данными переходных процессов (COMTRADE) для энергосистем


Возврат к списку
(Нет голосов)

Комментарии (0)


Чтобы оставить комментарий вам необходимо авторизоваться
Самые популярные документы
Новости
Все новости