На главную | База 1 | База 2 | База 3

О мерах по недопущению неправильной работы устройств релейной защиты

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПИСЬМО

от 2 апреля 2019 года N ЧА-3440/10

О мерах по недопущению неправильной работы устройств релейной защиты



13.06.2018 в ОЭС Юга произошла масштабная авария с отделением части энергосистемы (Республика Крым и г.Севастополь) на изолированную работу с дефицитом мощности и последующим отключением потребителей в объеме 867 МВт (было обесточено более 2 млн. человек). Основная причина аварии - излишняя работа дифференциальной токовой отсечки в составе дифференциальной защиты ошиновки 10 кВ (терминал БЭ2704 543 в шкафу ШЭ2710 542543 производства ООО НПП "ЭКРА") автотрансформаторов 500 кВ АТ-1 и АТ-2 ПС 500 кВ Тамань при устойчивом коротком замыкании на системе шин 10 кВ вследствие появления небаланса в токовых цепях, обусловленного насыщением трансформаторов тока 10 кВ (далее - ТТ) из-за появления значительной по величине апериодической составляющей в токе короткого замыкания.

Аналогичные обстоятельства (неправильная работа устройств релейной защиты вследствие появления небаланса в токовых цепях, обусловленного насыщением ТТ из-за появления апериодической составляющей в токе короткого замыкания) явились причиной развития аварии, произошедшей 04.11.2014. В результате излишнего действия устройств релейной защиты (далее - РЗ) при возникновении трехфазного короткого замыкания на открытом распределительном устройстве 500 кВ Ростовской АЭС произошло отделение Объединенной энергосистемы Юга на изолированную работу с отключением нагрузки в объеме 1761 МВт (было обесточено более 4 млн. человек).

Одной из причин возникновения описанных выше аварий являлось отсутствие в нормативно-технической документации Российской Федерации требований о необходимости обеспечения техническими характеристиками ТТ и подключенных к ним устройств РЗ (в совокупности) правильной работы устройств РЗ при коротких замыканиях, в том числе при возникновении апериодической составляющей тока.

В настоящее время указанные требования определены в Правилах технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 N 937 и в предварительном национальном стандарте ПНСТ 283-2018 "Трансформаторы измерительные. Часть 2. Технические условия на трансформаторы тока", который введен в действие приказом от 30 октября 2018 N 51-пнст Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) 1 января 2019 (далее - ПНСТ 283-2018).

По заказу АО "СО ЕЭС" ОАО "ВНИИР" выполнена научно-исследовательская работа "Исследование функционирования применяемых в Российской Федерации устройств релейной защиты в переходных режимах, связанных с насыщением ТТ" (далее - НИР). Испытания показали, что типовые алгоритмы РЗ, реализованные в серийно выпускаемых терминалах, не всегда обеспечивают корректное функционирование устройств РЗ в переходных режимах, сопровождающихся насыщением ТТ. В НИР предложены рекомендации, исключающие неправильную работу устройств РЗ по указанной причине.

Учитывая наличие вышеуказанных требований, АО "СО ЕЭС" проведен предварительный отбор объектов электроэнергетики ЕЭС России (Приложение 1) на которых существуют повышенные риски неправильной работы РЗ в переходных режимах, сопровождающихся насыщением ТТ. Отбор объектов осуществлялся с учетом следующих критериев:

- крупные электростанции и подстанции классом напряжения 330 кВ и выше;

- существующие уровни токов КЗ с максимальным содержанием апериодической составляющей в токе короткого замыкания близки к значению тока предельной кратности установленных ТТ;

- распределительное устройство выполнено с применением элегазовых выключателей;

- используется подключение устройств РЗ к ТТ выключателей с "внешним" суммированием токов.

На основании вышеизложенного, в целях исключения неправильной работы устройств РЗ в переходных режимах, сопровождающихся насыщением ТТ, Минэнерго России рекомендует собственникам и иным законным владельцам объектов электроэнергетики:

1. Для существующих устройств и комплексов РЗ:

1.1. Проведение расчета времени до насыщения ТТ в соответствии с ПНСТ 283-2018 "Трансформаторы измерительные. Часть 2. Технические условия на трансформаторы тока" для ТТ, используемых для целей РЗ оборудования с высшим классом напряжения 110 кВ и выше на объектах электроэнергетики, указанных в Приложении 1, а также на иных объектах электроэнергетики в отношении ТТ, используемых для целей РЗ оборудования с высшим классом напряжения 220 кВ и выше с наличием рисков неправильной работы устройств РЗ в переходных режимах, сопровождающихся насыщением ТТ (существующие уровни токов КЗ с максимальным содержанием апериодической составляющей в токе короткого замыкания близки к значению тока предельной кратности установленных ТТ; распределительное устройство выполнено с применением элегазовых выключателей; используется подключение устройств РЗ к ТТ выключателей с "внешним" суммированием токов; ТТ установлены на объекте позднее 2005 года).

1.2. На основании проведенных расчетов времени до насыщения ТТ выполнить анализ соответствия технических характеристик трансформатора тока и подключенных к ним устройств РЗ на предмет обеспечения правильной работы устройств РЗ при коротких замыканиях с апериодической составляющей тока. Разработать (при необходимости) мероприятия, исключающие риски неправильной работы устройств РЗ в переходных режимах, сопровождающихся насыщением ТТ.

1.3. Результаты анализа направить в исполнительный аппарат АО "СО ЕЭС" по форме указанной в Приложении 2 в срок до 31.12.2020 (для объектов электроэнергетики, указанных в Приложении 1) и в срок до 31.12.2021 (для иных объектов электроэнергетики, указанных в п.1.1).

2. При строительстве и комплексном техническом перевооружении объектов электроэнергетики на этапе выполнения проектной документации:

2.1. Выбор ТТ производить с учетом требований к характеристикам ТТ, гарантирующих правильную работу устройств РЗ в переходных режимах в соответствии с ПНСТ 283-2018 "Трансформаторы измерительные. Часть 2. Технические условия на трансформаторы тока".

3. При модернизации устройств и комплексов РЗ (без замены ТТ) на этапе выполнения проектной документации:

3.1. С целью обеспечения техническими характеристиками ТТ и подключенных к ним устройств РЗ (в совокупности) правильной работы устройств РЗ при коротких замыканиях, в том числе при возникновении апериодической составляющей тока проводить расчеты времени до насыщения ТТ в соответствии с ПНСТ 283-2018 "Трансформаторы измерительные. Часть 2. Технические условия на трансформаторы тока".

3.2. На основании проведенных расчетов времени до насыщения ТТ определять требования к техническим характеристикам устройств РЗ, в части минимально необходимого времени достоверного измерения значений тока ТТ, при котором обеспечивается правильная работа РЗ в переходных режимах, сопровождающихся насыщением ТТ.



Заместитель Министра энергетики
Российской Федерации
А.В.Черезов



Приложение 1. Объекты электроэнергетики ЕЭС России с повышенными рисками неправильной работы устройств РЗ в переходных режимах, сопровождающихся насыщением ТТ

Приложение 1
к письму
от 2 апреля 2019 года N ЧА-3440/10



Объекты электроэнергетики ЕЭС России с повышенными рисками неправильной работы устройств РЗ в переходных режимах, сопровождающихся насыщением ТТ

________________

При выборе объектов не учитывалась возможность наличия остаточной намагниченности магнитопроводов вторичных обмоток ТТ



Объект электроэнергетики

Субъект электроэнергетики

1.

Приморская ГРЭС

АО "ДГК"

2.

Красноярская ГЭС

АО "ЕвроСибЭнерго"

3.

Северо-Западная ТЭЦ

АО "Интер РАО - Электрогенерация"

4.

Калининградская ТЭЦ-2

АО "Интер РАО - Электрогенерация"

5.

Прегольская ТЭС

АО "Интер РАО - Электрогенерация"

6.

Нижневартовская ГРЭС

АО "Интер РАО - Электрогенерация"

7.

Каширская ГРЭС

АО "Интер РАО - Электрогенерация"

8.

Костромская ГРЭС

АО "Интер РАО - Электрогенерация"

9.

ПС 500 кВ Курчатовская

АО "Концерн Росэнергоатом"

10.

Калининская АЭС

АО "Концерн Росэнергоатом"

11.

Курская АЭС

АО "Концерн Росэнергоатом"

12.

Нововоронежская АЭС

АО "Концерн Росэнергоатом"

13.

ПС 500 кВ Донская

АО "Концерн Росэнергоатом"

14.

Смоленская АЭС

АО "Концерн Росэнергоатом"

15.

Балаковская АЭС

АО "Концерн Росэнергоатом"

16.

Ростовская АЭС

АО "Концерн Росэнергоатом"

17.

Кольская АЭС

АО "Концерн Росэнергоатом"

18.

Назаровская ГРЭС

АО "Назаровская ГРЭС"

19.

Заинская ГРЭС

АО "Татэнерго"

20.

ПС 330 кВ Северная 330

АО "Янтарьэнерго"

21.

ПС 330 кВ О-1 Центральная

АО "Янтарьэнерго"

22.

ПС 330 кВ Советск

АО "Янтарьэнерго"

23.

Братский ПП 500 кВ

ОАО "ИЭСК"

24.

Братская ГЭС

ПАО "Иркутскэнерго"

25.

Усть-Илимская ГЭС

ПАО "Иркутскэнерго"

26.

ТЭЦ-26

ПАО "Мосэнерго"

27.

Рязанская ГРЭС

ПАО "ОГК-2"

28.

Троицкая ГРЭС

ПАО "ОГК-2"

29.

Киришская ГРЭС

ПАО "ОГК-2"

30.

Псковская ГРЭС

ПАО "ОГК-2"

31.

Сургутская ГРЭС-1

ПАО "ОГК-2"

32.

Зейская ГЭС

ПАО "РусГидро"

33.

Воткинская ГЭС

ПАО "РусГидро"

34.

Зеленчукская ГАЭС

ПАО "РусГидро"

35.

Загорская ГАЭС

ПАО "РусГидро"

36.

Саяно-Шушенская ГЭС

ПАО "РусГидро"

37.

Саратовская ГЭС

ПАО "РусГидро"

38.

Жигулевская ГЭС

ПАО "РусГидро "

39.

Чебоксарская ГЭС

ПАО "РусГидро"

40.

Правобережная ТЭЦ (ТЭЦ-5)

ПАО "ТГК-1"

41.

ПС 500 кВ Трачуковская

ПАО "ФСК ЕЭС"

42.

ПС 500 кВ Тамань

ПАО "ФСК ЕЭС"

43.

ПС 500 кВ Тихорецк

ПАО "ФСК ЕЭС"

44.

ПС 500 кВ Новокаширская

ПАО "ФСК ЕЭС"

45.

ПС 500 кВ Енисей

ПАО "ФСК ЕЭС"

46.

ПС 500 кВ Абаканская

ПАО "ФСК ЕЭС"

47.

ПС 500 кВ Алюминиевая

ПАО "ФСК ЕЭС"

48.

ПС 500 кВ Означенное

ПАО "ФСК ЕЭС"

49.

ПС 500 кВ Пыть - Ях

ПАО "ФСК ЕЭС"

50.

ПП 500 кВ Исеть

ПАО "ФСК ЕЭС"

51.

ПП 500 кВ Емелино

ПАО "ФСК ЕЭС"

52.

ПС 750 кВ Ленинградская

ПАО "ФСК ЕЭС"

53.

ПС 500 кВ Красноярская

ПАО "ФСК ЕЭС"

54.

ПС 330 кВ Василеостровская

ПАО "ФСК ЕЭС"

55.

ПС 330 кВ Восточная

ПАО "ФСК ЕЭС"

56.

ПС 330 кВ Волхов-Северная

ПАО "ФСК ЕЭС"

57.

ПС 330 кВ Гатчинская

ПАО "ФСК ЕЭС"

58.

ПС 330 кВ Кингисеппская

ПАО "ФСК ЕЭС"

59.

ПС 330 кВ Колпино

ПАО "ФСК ЕЭС"

60.

ПС 330 кВ Пулковская

ПАО "ФСК ЕЭС"

61.

ПС 330 кВ Ржевская

ПАО "ФСК ЕЭС"

62.

ПС 330 кВ Северная

ПАО "ФСК ЕЭС"

63.

ПС 330 кВ Южная

ПАО "ФСК ЕЭС"

64.

ПС 330 кВ Оленегорск

ПАО "ФСК ЕЭС"

65.

ПС 330 кВ Чудово

ПАО "ФСК ЕЭС"

66.

ПС 1150 кВ Итатская

ПАО "ФСК ЕЭС"

67.

ПС 330 кВ Машук

ПАО "ФСК ЕЭС"

68.

ПС 750 кВ Белозерская

ПАО "ФСК ЕЭС"

69.

ПС 750 кВ Белый Раст

ПАО "ФСК ЕЭС"

70.

ПС 750 кВ Владимирская

ПАО "ФСК ЕЭС"

71.

ПС 750 кВ Металлургическая

ПАО "ФСК ЕЭС"

72.

ПС 500 кВ Бескудниково

ПАО "ФСК ЕЭС"

73.

ПС 500 кВ Очаково

ПАО "ФСК ЕЭС"

74.

ПС 330 кВ Белгород

ПАО "ФСК ЕЭС"

75.

ПС 330 кВ Губкин

ПАО "ФСК ЕЭС"

76.

ПС 330 кВ Лебеди

ПАО "ФСК ЕЭС"

77.

ПС 330 кВ Садовая

ПАО "ФСК ЕЭС"

78.

ПС 330 кВ Сясь

ПАО "ФСК ЕЭС"

79.

ПС 500 кВ Борино

ПАО "ФСК ЕЭС"

80.

ПС 500 кВ Калужская

ПАО "ФСК ЕЭС"

81.

ПС 500 кВ Каскадная

ПАО "ФСК ЕЭС"

82.

ПС 500 кВ Липецкая

ПАО "ФСК ЕЭС"

83.

ПС 500 кВ Михайловская

ПАО "ФСК ЕЭС"

84.

ПС 500 кВ Старый Оскол

ПАО "ФСК ЕЭС"

85.

ПС 500 кВ Чагино

ПАО "ФСК ЕЭС"

86.

ПС 330 кВ Курская

ПАО "ФСК ЕЭС"

87.

ПС 330 кВ Южная

ПАО "ФСК ЕЭС"

88.

ПС 330 кВ Завод Ильич

ПАО "ФСК ЕЭС"

89.

ПС 330 кВ Мончегорск

ПАО "ФСК ЕЭС"

90.

ПС 500 кВ Западная

ПАО "ФСК ЕЭС"

91.

ПС 500 кВ Ногинск

ПАО "ФСК ЕЭС"

92.

ПС 500 кВ Пахра

ПАО "ФСК ЕЭС"

93.

ПС 500 кВ Трубино

ПАО "ФСК ЕЭС"

94.

ПС 500 кВ Череповецкая

ПАО "ФСК ЕЭС"

95.

ПС 330 кВ Губкин

ПАО "ФСК ЕЭС"

96.

ПС 330 кВ Новая

ПАО "ФСК ЕЭС"

97.

ПС 500 кВ Сомкинская

ПАО "ФСК ЕЭС"

98.

ПС 500 кВ Белозерная

ПАО "ФСК ЕЭС"

99.

Рефтинская ГРЭС

ПАО "Энел Россия"

100.

Конаковская ГРЭС

ПАО "Энел Россия"

101.

Сургутская ГРЭС-2

ПАО "Юнипро"

102.

Берёзовская ГРЭС

ПАО "Юнипро"



Приложение 2. Форма предоставления результатов анализа

Приложение 2
к письму
от 2 апреля 2019 года N ЧА-3440/10



Форма предоставления результатов анализа



Объект электроэнергетики

Диспетчерское наименование

Тип ТТ

ТФЗМ-500Б-IV 2000/1

ТФНКД-500-II 2000/1

ТГФ-500-II 2000/1

Номинальная предельная кратность ТТ

18

18

20

Номинальная нагрузка на вторичные обмотки ТТ

50 Ом

75 Ом

30 Ом

Фактическая нагрузка на вторичные обмотки ТТ для трехфазного/однофазного КЗ

4,2 Ом (3)

8,4 Ом (1)

4,2 Ом (3)

8,4 Ом (1)

4,2 Ом (3)

8,4 Ом (1)

Значение трехфазного тока КЗ/фактическая кратность

31,64 кА (3)/15,82

Значение однофазного тока КЗ/фактическая кратность

34,29 кA (1)/17,15

Эквивалентная постоянная времени апериодической слагающей тока трехфазного/однофазного КЗ, Та

139 мс (3)

167 мс (1)

Длина контрольного кабеля (от кернов трансформаторов тока до устройств РЗ), сечение контрольного кабеля, материал контрольного кабеля

600 м, 2,5 мм2, медь

Минимальное время до насыщения при отсутствии и наличии остаточной намагниченности
0 о.е./0,86 о.е.

11,6 мс (0 о.е.)

4,4 мс (0,86 о.е.)

29,2 мс (0 о.е.)

6,0 мс (0,86 о.е.)

10,9 мс (0 о.е.)

3,5 мс (0,86 о.е.)

Применяется подключение РЗ к ТТ выключателей с "внешним" суммированием токов.

Резервная защита (КСЗ) включение на физическую сумму токов.

Резервная защита (КСЗ) включение на физическую сумму токов.

Основная защита (ДФЗ); включение на физическую сумму токов

Мероприятия, исключающие риски неправильной работы устройств РЗ в переходных режимах, сопровождающихся насыщением ТТ

- снижение нагрузки на вторичные обмотки ТТ;

- замена ТТ;

- применение проектных решений, предусматривающих включение защит по схеме с "внутренним" (цифровым) суммированием токов ТТ ветвей выключателей;

- взаимодействие с производителями устройств РЗ с целью изменения алгоритмов функционирования защит, и др.

________________

Для TT выключателей указывается диспетчерское наименование Выключателя, для ТТ, установленных на ЛЭП и оборудовании указывается диспетчерское наименование ЛЭП и оборудования.