Инструкция по предотвращению и ликвидации аварий в электрической части энергосистем. Исчезновение напряжения постоянного тока на одной из секций щита питателей пыли. Повышение уровней напряжения на оборудовании сверх допустимых значений
- 1. Общая часть.
- 1.1. Назначение и область применения.
- 1.2. Порядок организации работ при ликвидации аварий.
- 1.3. Общие положения по ликвидации аварий.
- 2. Порядок предотвращения и ликвидации аварий в единой и объединенных энергосистемах и энергосистемах, входящих в объединение и работающих изолированно (раздельно)
- 2.1. Понижение частоты электрического тока из-за недостатка мощности или энергоресурсов.
- 2.2. Повышение частоты электрического тока.
- 2.3. Отключение линий электропередачи или другого оборудования.
- 2.4. Понижение напряжения в основных узловых пунктах энергосистемы..
- 2.5. Повышение уровней напряжения на оборудовании сверх допустимых значений.
- 2.6. Асинхронный режим работы отдельных частей энергосистем, единой и объединенных энергосистем и электростанций.
- 2.7. Разделение единой, объединенных энергосистем, энергосистемы..
- 2.8. Перегрузки межсистемных и внутрисистемных транзитных связей.
- 3. Ликвидация аварий на линиях электропередачи.
- 3.1. Ликвидация аварий на системообразующих ВЛ..
- 3.2. Ликвидация аварий на ВЛ распределительных электрических сетей
- 3.3. Ликвидация аварий на кабельных линиях.
- 3.4. Отключение ВЛ, к которым отпайками подсоединены потребители.
- 3.5. Отключение ВЛ, к которым отпайками подсоединены генерирующие источники.
- 3.6. Работа ВЛ в неполнофазных режимах.
- 3.7. Полная потеря защит линий электропередачи.
- 4. Ликвидация аварий в главной схеме подстанций.
- 4.1. Аварии с силовыми трансформаторами (автотрансформаторами)
- 4.2. Обесточивание главных шин
- 4.3. Повреждение выключателей и разъединителей.
- 4.4. Автоматическое отключение СК..
- 5. Ликвидация аварий при замыкании на землю..
- 5.1. Замыкание на землю в электрических сетях с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостных токов.
- 5.2. Отыскание замыканий на землю в сети постоянного тока электростанций и подстанций.
- 6. Ликвидация аварий в главной схеме электростанций.
- 6.1. Аварии с силовыми трансформаторами (автотрансформаторами)
- 6.2. Обесточивание главных шин.
- 6.3. Повреждение выключателей.
- 6.4. Аварии с измерительными трансформаторами.
- 6.5. Аварии с разъединителями.
- 6.6. Выход генератора из синхронизма.
- 6.7. Аварии на оборудовании крупных энергоблоков с непосредственным охлаждением обмоток статора и ротора.
- 7. Ликвидация аварий в схеме СН электростанций.
- 7.1. Отключение источников питания СН..
- 7.2. Короткое замыкание на секции (полусекции) СН или неотключившееся КЗ на ее присоединении.
- 7.3. Короткое замыкание на шинах щита 0,4 кВ..
- 7.4. Исчезновение напряжения постоянного тока на одной из секций щита питателей пыли.
- 7.5. Исчезновение напряжения на щите постоянного тока аккумуляторной батареи.
- 7.6. Аварийные режимы на вспомогательных механизмах.
- 7.7. Отыскание замыкания на землю в электросети СН..
- 7.8. Исчезновение освещения.
- 8. Самостоятельные действия оперативного персонала.
- 8.1.Ликвидация аварий при отсутствии связи с диспетчером
Страница 6 из 8
6.1. Аварии с силовыми трансформаторами (автотрансформаторами)
6.1.1. Если отключение трансформатора вызывает прекращение питания потребителей, СН или их части, операции производятся согласно пп. 4.1.1 и 4.1.2 данной Инструкции, с предварительной проверкой отсутствия напряжения на шинах во избежание несинхронного включения.
6.1.2. В случае отключения трансформатора и генератора действием резервных защит, связанного с прекращением электроснабжения потребителей или питания СН, и неуспешного повторного ручного включения трансформатора осматривается обесточенная секция (СШ) РУ. Если в РУ нет видимых повреждений, осматриваются указатели защит отходящих линий и присоединений СН.
Если на присоединении сработал указатель защиты, а выключатель остался включенным, отключается неотключившийся выключатель, включается трансформатор, подается напряжение на обесточенные шины и синхронизируется отключившийся генератор.
6.1.3. Если трансформатор, связывающий сети различных напряжений, отключился действием резервной защиты без обесточивания потребителей или прекращения питания СН, но с ограничением мощности, опробуется трансформатор напряжением и после проверки синхронизма включается в транзит. В случае несинхронности связываемых трансформатором напряжений производится синхронизация, а затем повышение нагрузки до первоначального значения.
6.1.4. При отключении трансформатора защитами от внутренних повреждений (газовой, дифференциальной, отсечки) восстанавливается питание СН от резервного источника и регулируется режим работы агрегатов электростанции.
Включение отключившегося трансформатора производится после осмотра и испытания пробы газа и масла и после устранения выявленных повреждений.
6.1.5. Разгрузка трансформатора производится изменением активной и реактивной нагрузки электростанции, регулированием коэффициента трансформации.
Если указанные мероприятия не обеспечивают разгрузки трансформатора, изменяется схема сети или производятся различные режимные мероприятия (вплоть до отключения потребителей), позволяющие разгрузить перегруженный трансформатор.
6.2. Обесточивание главных шин
6.2.1. Если в результате действия ДЗШ произошло обесточивание шин, не вызвавшее обесточивания потребителей и прекращения питания СН (или их части), а потеря генерирующей мощности допустима по режиму работы энергосистемы, принимаются меры к предотвращению останова отключившихся агрегатов и обеспечивается их устойчивая работа до синхронизации и нагружения, производится осмотр обесточенных шин и дальнейшие действия производятся согласно п. 4.2.4 настоящей Инструкции.
6.2.2. Если в результате действия ДЗШ произошло обесточивание шин, вызвавшее обесточивание потребителей, СН (или их части) или значительную потерю генерирующей мощности, недопустимую по режиму работы энергосистемы, опробуются напряжением обесточенные шины «толчком» без осмотра или подъемом с нуля нагрузки энергоблока, работающего на х.х.
Напряжение подается от любой транзитной линии (желательно без отпаечных подстанций) или от трансформатора, связывающего электросети различных напряжений. Присоединения, от которых производится опробование, обеспечиваются защитой.
В случае успешного опробования шин синхронизируются генераторы, отделившиеся с СН или на х.х., а также разворачиваются генераторы, остановленные вследствие различных причин (не препятствующих включению генераторов).
Эти указания не распространяются на тот случай, когда в обесточившемся РУ работали люди или производились оперативные переключения.
При обесточивании обеих СШ (секций) предварительно отключается шиносоединительный (секционный) выключатель и производится поочередное опробование каждой СШ (секции).
Если при обесточивании шин действием ДЗШ наряду с отключением генераторов обесточиваются потребители и теряют питание СН, то после успешного опробования шин подается напряжение в первую очередь на СН, а затем потребителям.
6.2.3. Если в результате действия ДЗШ произошло обесточивание шин, вызвавшее обесточивание потребителей, СН (или их части) или значительную потерю генерирующей мощности, недопустимую по режиму работы энергосистемы, а АПВ шин или ручное опробование шин было неуспешным, производится осмотр шин и оборудования присоединений, входящего в зону действия ДЗШ (шинных разъединителей, выключателей, трансформаторов тока и напряжения, разрядников и т. д.), и дальнейшие действия производятся согласно п. 4.2.4 настоящей Инструкции.
6.2.4. При отключении выключателей, питающих присоединения (линий, трансформаторов, генераторов), действием защит шин или отключении генераторов действием резервных защит с нарушением энергоснабжения потребителей или питания СН подается напряжение на обесточенные шины «толчком» без осмотра, не включая выключатели отходящих линий. Напряжение подается от трансформатора связи, от соседней секции (СШ) или подъемом нагрузки отключившегося генератора с нуля. После подачи напряжения производится синхронизация генераторов и поднимается нагрузка.
Данное указание не распространяется на тот случай, когда в РУ производятся ремонтные работы или переключения.
6.2.5. При обесточивании шин действием УРОВ или ДЗШ, когда отключились все выключатели, кроме одного, с нарушением питания потребителей и СН, отключается выключатель, который не отключился, и далее действия производятся согласно п. 6.1.2 настоящей Инструкции.
6.2.6. При обесточивании шин действием УРОВ в случае отказа в отключении выключателя одного из присоединений его отключают. Если выключатель не отключается, то отключаются линейные и шинные разъединители отказавшего в отключении выключателя с нарушением блокировки безопасности, подается напряжение на шины, затем потребителям, питающимся по тупиковым линиям, и на СН. Далее с проверкой синхронизма включаются в транзит отключившиеся линии и трансформаторы, синхронизируются отключившиеся генераторы, находящиеся на х.х., и готовятся к развороту турбогенераторы, остановленные в результате потери питания СН.
6.2.7. Если обесточивание СШ (секции) или обеих СШ (секций) произошло при отсутствии (отказе) ДЗШ и УРОВ, а выключатели трансформаторов связи, блоков генератор-трансформатор отключились действием резервных защит, осматриваются панели защит.
Если по работе защит и другим признакам определено неотключившееся КЗ на одном из присоединений, отключается отказавший выключатель.
После отключения выключателя подается напряжение на обесточенные шины и включаются в транзит отключенные линии.
Включаются отключившиеся тупиковые линии, подается напряжение на СН и начинается синхронизация отключившихся генераторов.
При невозможности отключения отказавшего выключателя отключают все выключатели обесточенной СШ (секции), разбирается схема дефектного выключателя разъединителя (с нарушением блокировки).
Если по анализу работы защит неясен характер повреждения, отключаются выключатели обесточенной СШ (секции). При обесточивании потребителей, СН или потере большой генерирующей мощности подается на обесточенные шины напряжение «толчком» или подъемом напряжения с нуля.
6.2.8. При отключении блока генератор - трансформатор - линия действием ДЗШ со стороны подстанции (на электростанции выключателя нет) с нагрузкой СН с помощью АВР переводится питание СН с несинхронно работающего блока на резервный источник питания, а затем отключается генератор своим выключателем. После этого подается напряжение на линию электропередачи и трансформатор для последующей синхронизации генератора.
6.3. Повреждение выключателей
6.3.1. Если при производстве нормальных оперативных переключений на линиях электропередачи и трансформаторах, связывающих сети различных напряжений, откажут в отключении одна или две фазы выключателя, а возникшая при этом несимметрия токов в фазах генераторов будет превышать допустимые значения, то включается второй выключатель присоединения, который был отключен ранее.
Если второй выключатель отсутствует, дается повторный импульс на отключение отказавшего в отключении выключателя.
Если выключатель не отключается, то немедленно разгружается генератор до нуля по активной мощности и до х.х. по току ротора.
В случае неудачной попытки отключения дефектного выключателя отключается присоединение с противоположной стороны и дальнейшие операции производятся согласно п. 4.3.1данной Инструкции.
6.4. Аварии с измерительными трансформаторами
6.4.1. Измерительный трансформатор, у которого обнаружены признаки начальной стадии повреждения, немедленно выводится из работы.
Признаками повреждения измерительного трансформатора напряжения являются:
перегорание подряд два-три раза плавких вставок на стороне высокого напряжения.
Усиление плавких вставок не допускается - это может привести к развитию повреждения трансформатора;
недопустимый нагрев трансформатора;
потрескивание и шум внутри трансформатора;
наличие течи масла из трансформатора или выводов;
запах гари или появление дыма из трансформатора;
наличие искр или разряда между выводами и корпусом.
Повреждения измерительных трансформаторов тока и напряжения и их цепей могут приводить к отключению присоединений и СШ вследствие ложных срабатываний устройств РЗА и ПА. Возможен и отказ в действии последних при невыполнении необходимых мероприятий по восстановлению питания цепей РЗА и ПА. Кроме того, неправильные показания измерительных приборов могут привести к ошибочным действиям оперативного персонала, нарушению режима работы оборудования и его повреждению.
6.4.2. При наличии признаков повреждения трансформатора напряжения его отключают разъединителем, снимают с него предохранители и вызывают ремонтный персонал.
Перед отключением трансформатора напряжения производятся операции в цепях защиты и автоматики в соответствии с инструкцией по обслуживанию цепей напряжения.
6.4.3. При повреждении трансформатора тока, приводящем к отказу или нарушению действия устройств РЗА, ПА и показаний приборов, разгружается присоединение (линия, генератор, трансформатор) и оно отключается. Если на присоединении два выключателя и имеется возможность проверить, в цепи какого выключателя неисправен трансформатор тока, то этот выключатель отключается. После проведения операций вызывается персонал РЗА для проверки устройств.
6.5. Аварии с разъединителями
6.5.1. Если при очередном осмотре РУ обнаружены потемнения или нагрев докрасна контактов разъединителей, то немедленно принимаются меры к разгрузке разъединителя по току и устанавливается постоянный контроль за нагревом.
Недопустимый нагрев (докрасна) разъединителей внутренней установки на большие токи (тысячи ампер) может привести к междуфазному КЗ, поэтому присоединение (генератор, трансформатор) отключается и выводится в ремонт.
6.5.2. Аварии из-за повреждения разъединителей при производстве операций по включению и отключению их происходят главным образом вследствие поломки опорных изоляторов.
Перед производством операций с разъединителями производится внешний осмотр целости изоляторов (отсутствие трещин), состояния контактов и механизма привода. Если во время операций разъединителями обнаружится дефект изолятора, дальнейшие операции прекращаются.
6.6. Выход генератора из синхронизма
6.6.1. При выходе одного из генераторов из синхронизма он отключается от сети.
Выход генератора с устройством АРВ из синхронизма может быть вызван внешними КЗ или неправильными действиями оперативного персонала.
При необходимости отключение устройства АРВ генератора производится с предварительным переводом возбуждения с регулятора на шунтовый реостат.
Выход генератора из синхронизма сопровождается изменением значений (качаниями) токов, напряжения, активной и реактивной мощности. Из-за неравномерного ускорения и изменяющегося магнитного поля вышедший из синхронизма генератор издает гул. Частота электрического тока в сети остается практически неизменной.
После отключения генератора, вышедшего из синхронизма, регулируется режим работы электростанции, определяется и устраняется причина нарушения синхронизма. При исправном состоянии оборудования и устройств автоматики турбогенератор синхронизируется, включается в сеть и производится подъем нагрузки (мощности).
При появлении качания токов, мощности и напряжения на всех генераторах электростанции и резком изменении частоты (повышении, понижении) операции производятся согласно требованиям разд. 2.6 настоящей Инструкции.
6.6.2. При потере возбуждения генератор может быть оставлен в работе и нести активную нагрузку.
На каждой электростанции имеется перечень всех генераторов, допускающих работу без возбуждения, с указанием допустимой активной мощности и длительности работы без возбуждения.
Внешними признаками потери возбуждения на генераторе являются:
потребление генератором из электросети большой реактивной мощности, значение которой зависит от активной мощности генератора и напряжения в энергосистеме;
понижение напряжения на шинах электростанции;
частичный сброс активной мощности и ее качания;
ускорение ротора и его вращение с опережающим скольжением. Ток ротора при этом исчезает или в роторе появляется переменный ток с частотой скольжения;
перегрузка генератора по току статора.
6.6.3. Одновременно с принятием мер к восстановлению возбуждения или переводу его на резервный возбудитель выполняются следующие мероприятия:
снижается активная мощность генератора до установления нормального тока статора;
обеспечивается повышение напряжения за счет увеличения реактивной мощности других работающих генераторов, вплоть до достижения допустимых перегрузок;
при питании СН отпайкой от блока генератор-трансформатор обеспечивается нормальное напряжение на его шинах использованием регулирования напряжения на трансформаторах СН или переводом питания с помощью устройства АВР на резервный трансформатор.
6.6.4. Если в течение времени, указанного в местных инструкциях, восстановить возбуждение не удается, генератор разгружается и отключается от сети.
6.7. Аварии на оборудовании крупных энергоблоков с непосредственным охлаждением обмоток статора и ротора
6.7.1. Если вследствие аварий в энергосистеме произойдет отключение энергоблоков, обеспечивается возможность быстрого включения в сеть отключившихся генераторов энергоблоков.
После отключения энергоблока от электросети, если имеется возможность, генератор остается в работе с нагрузкой СН или в процессе останова готовится к развороту из горячего состояния.
6.7.2. При авариях в энергосистеме, сопровождающихся резким понижением напряжения, ток ротора генератора устройствами форсировки возбуждения может увеличиваться до двойного значения номинального тока ротора.
По истечении допустимого времени работы устройства форсировки, если защита ротора не ограничит его действия, принимаются немедленные меры к снятию перегрузки ротора и в первую очередь отключением устройства форсировки возбуждения.
При задержке со снятием перегрузки генератор может отключиться от сети защитой от перегрузки ротора.
6.7.3. Если при отключении КЗ выключатель энергоблока или линии отключится не всеми фазами, а УРОВ отсутствует или откажет в действии, генератор энергоблока разгружается до нуля по мощности и до х.х. по току ротора, отключаются все смежные выключатели для обесточивания СШ (секции), к которой присоединены генератор энергоблока или линии, оказавшиеся в несимметричном режиме.
В случае отсутствия возможности отключения выключателей присоединения отключаются с противоположной стороны.
Перед отключением всех смежных выключателей дистанционно отключается выключатель, отключившийся не всеми фазами.
6.7.4. Во время планового останова генератора энергоблока при отключении его выключателя может возникнуть несимметричный режим генератора вследствие неполнофазного отключения выключателя. Специальные защитные устройства могут оказаться нечувствительными к такому режиму. В этом случае при непереключении фаз устраняется несимметрия подачей импульса на отключение выключателя генератора. Если такая попытка окажется неудачной, а котел еще не погашен, восстанавливается подача пара в турбину и переводится генератор из режима двигателя в режим х.х. Частота вращения турбины поддерживается на уровне частоты сети, а ток ротора генератора на уровне х.х.
При таком режиме собирается схема и снимается напряжение с дефектного выключателя со стороны энергосистемы с помощью обходного или шиносоединительного выключателя, а при отсутствии их - отключением смежных выключателей согласно п. 4.3.1настоящей Инструкции.
6.7.5. Если во время возникновения неполнофазного режима при плановом останове энергоблока котел уже не может подать пар на турбину, несимметричный режим ликвидируется отключением генератора энергоблока путем обесточивания соответствующей СШ.
6.7.6. В случае отсутствия возможности снятия напряжения с дефектного выключателя со стороны электростанции (генератор включен отпайкой от линии) эта линия отключается с двух других сторон.
При появлении самовозбуждения на генераторе энергоблока понижается частота вращения турбины до значения, при котором самовозбуждения генератора не будет.
6.7.7. Если при синхронизации генератора выключатель включится не всеми фазами, несимметрия ликвидируется подачей импульса на отключение выключателя генератора; в случае неудачной попытки подготавливается схема для отключения дефектного выключателя обходным выключателем (ШСВ) или смежными выключателями.
6.7.8. При ликвидации несимметричных режимов учитывается, что турбогенератор, находящийся в режиме двигателя, в соответствии с заводскими инструкциями не может работать более 2-4 мин. Отключается АГП только после отключения генератора от сети всеми тремя фазами.
6.7.9. При действии защит от внутренних повреждений генератора, повысительного трансформатора или рабочего трансформатора СН энергоблока наряду с отключением выключателя энергоблока отключаются АГП и выключатели рабочего трансформатора СН со стороны шин 6 кВ. Одновременно работают технологические защиты энергоблока, действием которых гасится котел и турбина идет на останов (закрываются стопорные клапаны и ГПЗ).
В этом случае проверяется срабатывание устройства АВР шин 6 кВ СН, которое должно переключить питание двигателей СН (дымососов, циркуляционных и конденсатных насосов) и трансформаторов 6/0,4 кВ на резервный трансформатор. Если действие АВР не произошло, все операции, повторяющие действие автоматики, производятся вручную. Наличие напряжения на шинах 6 кВ в этих условиях обеспечивает режим нормального останова генератора или возможность его немедленной подготовки к пуску в случае ложной работы устройств релейной защиты.
Особое внимание обращается на наличие напряжения на шинах 0,4 кВ, от которых питаются технологические защиты, приборы и электродвигатели рабочих механизмов, обеспечивающих сохранность основного оборудования энергоблоков (масляных насосов турбоагрегатов, дымососов, валоповоротных устройств и др.). При исчезновении напряжения на шинах 0,4 кВ проверяется, работало ли устройство АВР. Если не работало, то необходимо проверить его действие.
После выяснения причины отключения энергоблок выводится в ремонт или готовится к включению.
6.7.10. Если действием ДЗШ или УРОВ обесточится СШ, на которую включены также и резервные трансформаторы СН:
обеспечивается в первую очередь подача напряжения (через резервные шины 0,4 кВ) на шины щитов управления машинного зала и котельной каждого отключившегося энергоблока от резервных трансформаторов 6/0,4 кВ энергоблоков, не затронутых аварией, если это напряжение не было подано автоматически устройством АВР шин 0,4 кВ;
контролируется наличие напряжения на шинах 0,4 кВ, и для предупреждения разряда аккумуляторных батарей контролируется перевод питания масляных насосов газомасляной системы турбин с аварийных на рабочие. Включаются в работу со стороны 0,4 кВ электродвигатели подзарядных агрегатов аккумуляторных батарей, если они отключились защитой обратного тока;
отделяется поврежденное оборудование и подается напряжение на шины от энергосистемы или через трансформатор связи от шин другого напряжения электростанции, включаются резервные трансформаторы СН и подается напряжение на обесточенные рабочие секции СН энергоблоков;
подготавливается электрическая схема для включения энергоблоков в электросеть.
6.7.11. Во избежание повреждения автоматов гашения поля АГП-1 гашение поля при токах ротора, меньших тока XX, не производится.
Недействующий
Инструкция по предотвращению и ликвидации аварий в электрической части энергосистем
УТВЕРЖДЕНА приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 г.
N 289
В
Инструкции определен порядок проведения работ по ликвидации аварий
в энергосистемах.
Рассмотрены вопросы
оперативной ликвидации аварий в электрической части энергосистем,
работающих изолированно или входящих в объединения.
Для руководителей и
специалистов электростанций и электрических сетей, для
инженерно-технического персонала, электромонтеров, осуществляющих
техническое обслуживание и ремонт электрической части
энергосистем.
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1. Назначение и область применения
1.1.1. В настоящей
Инструкции приведены общие вопросы и порядок проведения работ при
ликвидации аварий* в различных звеньях электрической части
энергосистем.
_________________
*
Здесь и далее по тексту под "аварией" понимаются все
технологические нарушения.
1.1.2. В Инструкции
рассматриваются вопросы оперативной ликвидации аварий в
электрической части энергосистем, как работающих изолированно, так
и входящих в объединения, за исключением специальных вопросов
ликвидации аварий в городских и сельских распределительных
сетях.
Под оперативной
ликвидацией аварии понимается отделение поврежденного оборудования
(участка сети) от энергосистем (объединенных энергосистем), а также
производство операций, имеющих целью:
устранение опасности для
обслуживающего персонала и оборудования, не затронутого
аварией;
предотвращение развития
аварии;
восстановление в
кратчайший срок электроснабжения потребителей и качества
электроэнергии (частоты и напряжения);
создание наиболее
надежной послеаварийной схемы энергосистемы (объединенных
энергосистем) и отдельных ее частей;
выяснение состояния
отключившегося во время аварии оборудования и возможности включения
его в работу.
1.1.3. В Инструкции
приняты следующие сокращения:
АВР - автоматическое
включение резерва;
АГП - автомат гашения
поля;
АЛАР - автоматика
ликвидации асинхронного режима;
АПВ - автоматическое
повторное включение;
АПН - автоматика
повышения напряжения;
АРВ - автоматическое
регулирование возбуждения;
АРПМ - автоматика
разгрузки от перегрузки мощностью;
AT -
автотрансформатор;
АЧР - автоматическая
частотная разгрузка;
ВЛ - воздушная линия
электропередачи;
ВЧ - высокочастотный;
ГАЭС -
гидроаккумулирующая электростанция;
ГПЗ - главная паровая
задвижка;
ГТУ - газотурбинная
установка;
ГЩУ - главный щит
управления;
ГЭС -
гидроэлектростанция;
ГРЭС - электростанция
районная;
Д
- дутьевой (вентилятор);
ДЗШ - дифференциальная
защита сборных шин;
ДПЗ - "два провода -
земля";
КЗ - короткое
замыкание;
КИВ - контроль изоляции
вводов;
ОАПВ - однофазное
автоматическое повторное включение;
ПА - противоаварийная
автоматика;
РЗА - релейная защита и
автоматика;
РПН - переключатель
регулирования напряжения;
РУ - распределительное
устройство;
САОН - специальная
автоматика отключения нагрузки;
СВ - соединительный
выключатель;
СК - синхронный
компенсатор;
СН - собственные
нужды;
СШ - система шин;
ТЭС - тепловая
электростанция;
ТЭЦ - тепловая
электроцентраль;
УРОВ - устройство
регулирования отказа выключателя;
х.х. - холостой ход;
Ц
- циркуляционный (насос);
ЧАПВ - частотное
автоматическое повторное включение;
ШСВ - шиносоединительный
выключатель;
ЭВМ -
электронно-вычислительная машина;
ЭЦК - электрический центр
качаний.
1.2. Порядок организации работ при ликвидации аварий
1.2.1. Аварийной
ситуацией является изменение в нормальной работе оборудования,
которое создает угрозу возникновения аварии. Признаки аварии
определяются отраслевым нормативно-техническим документом.
1.2.2. Важным условием
безаварийной работы является сохранение персоналом спокойствия при
изменении режима или возникновении неполадок, дисциплинированное и
сознательное выполнение указаний инструкций и распоряжений старшего
персонала, недопущение суеты, растерянности, вмешательства в работу
посторонних лиц.
При возникновении
аварийной ситуации эксплутационный персонал принимает меры по
локализации и ликвидации создавшегося положения, обеспечивается
безопасность людей и сохранность оборудования.
1.2.3. Все переключения в
аварийных ситуациях производятся оперативным персоналом в
соответствии с инструкциями предприятия при обязательном применении
всех защитных средств.
1.2.4. При ликвидации
аварии оперативный персонал производит необходимые операции с
релейной защитой и автоматикой в соответствии с инструкциями
предприятия.
1.2.5. Оперативный
персонал контролирует работу автоматики; убедившись в ее
неправильных действиях, переходит на ручное управление. В работу
защит оперативный персонал не вмешивается, и лишь при отказе
действия защиты персонал выполняет ее функции.
1.2.6. Распоряжения,
отдаваемые оперативному персоналу, должны быть краткими и
понятными. Отдающий и принимающий команду должны четко представлять
порядок производства всех намеченных операций и допустимость их
выполнения по состоянию схемы и режиму оборудования. Полученная
команда повторяется исполняющим ее работником. Исполнению подлежат
только те распоряжения, которые получены от непосредственного
руководителя, лично известного работнику, получающему
распоряжение.
1.2.7. Эксплуатационный
персонал регистрирует все обстоятельства возникновения аварии в
установленном порядке.
1.2.8. О каждой операции
по ликвидации аварии докладывается вышестоящему оперативному
персоналу, не дожидаясь опроса. Руководство энергосистемы
(объединенной, единой энергосистем), электростанции извещается о
происшедшем и о принятых мерах после проведения тех операций,
которые следует выполнять немедленно.
1.2.9. При ликвидации
аварии все распоряжения диспетчера энергосистемы (объединенной,
единой энергосистем) по вопросам, входящим в его компетенцию,
выполняются немедленно, за исключением распоряжений, выполнение
которых может представлять угрозу для безопасности людей и
сохранности оборудования.
Если распоряжение
диспетчера представляется подчиненному персоналу ошибочным,
оперативный персонал указывает на это диспетчеру. В случае
подтверждения диспетчером своего распоряжения персонал его
выполняет.
1.2.10. В аварийной
ситуации оперативный персонал обеспечивается первоочередной связью,
а в случае необходимости по его требованию прерываются остальные
переговоры.
1.2.11. Диспетчер
энергосистемы срочно информируется начальником смены электростанции
о возникновении аварии.
1.2.12. Начальник смены
электростанции во время ликвидации общестанционной аварии
находится, как правило, в помещении главного (центрального) щита
управления, а уходя из него, указывает свое местонахождение.
1.2.13. Начальники смен
тепловых цехов и старшие машинисты энергоблоков во время ликвидации
аварии находятся, как правило, на своих рабочих местах (блочных или
групповых щитах управления) и принимают все меры, направленные на
поддержание нормальной работы оборудования, не допуская развития
аварии в этих цехах (на энергоблоках).
Начальники смен цехов,
покидая рабочее место, указывают свое местонахождение.
1.2.14. Местонахождение
начальника смены электроцеха при ликвидации аварии определяется
сложившейся обстановкой, о чем он уведомляет начальника смены
электростанции и персонал центрального щита управления.
1.2.15. Местонахождение
дежурного подстанции при ликвидации аварии определяется конкретной
обстановкой. О местонахождении он сообщает вышестоящему
оперативному персоналу.
1.2.16. Во время
ликвидации аварии находящийся на дежурстве персонал,
непосредственно обслуживающий оборудование, остается на рабочих
местах, принимая все меры к сохранению оборудования в работе, а
если это невозможно - к его отключению. Уходя, дежурный персонал
сообщает о своем местонахождении вышестоящему оперативному
персоналу. Рабочее место оставляется:
при явной опасности для
жизни;
для оказания первой
помощи пострадавшему при несчастном случае;
для принятия мер по
сохранению целостности оборудования;
по распоряжению
работника, руководящего ликвидацией аварии.
1.2.17. Диспетчер
предприятия электрических сетей, если он одновременно не является и
дежурным подстанции, при ликвидации аварии, как правило, находится
в помещении диспетчерского пункта.
1.2.18. Персонал смены,
на оборудовании которого режим не был нарушен, усиливает контроль
за работой оборудования, внимательно следит за распоряжениями
руководителя ликвидации аварии и готовится к действиям в случае
распространения аварии на его участок, а при отсутствии связи -
руководствуется указаниями инструкций.
1.2.19. Персонал, не
имеющий постоянного рабочего места (обходчики, дежурные слесари,
резервный персонал и др.), при возникновении аварии немедленно
поступает в распоряжение непосредственного руководителя и по его
указанию принимает участие в ликвидации аварии.
1.2.20. Приемка и сдача
смены во время ликвидации аварии не производится; пришедший на
смену оперативный персонал используется по усмотрению лица,
руководящего ликвидацией аварии.
При аварии, которая
требует длительного времени для ее ликвидации, допускается сдача
смены по разрешению вышестоящего оперативного дежурного.
1.2.21. Начальник смены
электростанции помимо сообщения об авариях и нарушениях режима на
самой электростанции ставит в известность диспетчера энергосистемы
также о следующих нарушениях: об автоматических включениях,
отключениях, исчезновении напряжения, перегрузках и резких
изменениях режима работы транзитных линий электропередачи и
трансформаторов, по которым осуществляется связь электросетей
различных напряжений, о возникновении несимметричных режимов на
генераторах, линиях электропередачи, трансформаторах, резком
снижении напряжения в контрольных точках, перегрузке генераторов и
работе АВР, возникновении качаний, внешних признаках коротких
замыканий как на электростанции, так и вблизи нее, о работе защит
на отключение, работе АВР, АПВ, ЧАПВ, режимной автоматики, об
отключении генерирующего оборудования.
1.2.22. Оперативный
персонал электростанции может самостоятельно выполнять работы по
ликвидации аварии с последующим уведомлением вышестоящего
оперативного персонала независимо от наличия или потери связи с
соответствующим диспетчером (начальником смены).
Примечание. Потерей связи
считается не только нарушение всех видов связи, но и невозможность
в течение 2-3 мин связаться с вышестоящим оперативным персоналом
из-за его занятости, плохой слышимости и перебоев в работе связи.
Наряду с действиями по ликвидации аварии принимаются меры для
восстановления связи.
1.2.23. В инструкции
предприятия указываются операции, которые оперативный персонал
проводит самостоятельно при потере связи, а также операции, которые
самостоятельно не выполняются.
1.2.24. Оперативный
персонал независимо от присутствия лиц административно-технического
персонала, как правило, единолично принимает решения, осуществляя
мероприятия по восстановлению нормального режима работы
оборудования и ликвидации аварии. Распоряжения руководителей
энергообъединения, электростанции, предприятия и их подразделений
соответствующему оперативному персоналу по вопросам, входящим в
компетенцию вышестоящего оперативного персонала, выполняются лишь
по согласованию с последним.
1.2.25. Все оперативные
переговоры с момента возникновения аварии и до ее ликвидации
записываются на магнитофон или жесткий диск компьютера.
Находящиеся на
диспетчерском пункте главный диспетчер, начальник центральной
диспетчерской службы или их заместители берут руководство
ликвидацией аварии на себя или поручают его другому работнику, если
считают действия диспетчера неправильными. Передача руководства
ликвидацией аварии оформляется в оперативном журнале.
1.2.26. При ликвидации
аварии на электростанции начальники смен цехов (блоков) сообщают
начальнику смены станции о всех нарушениях нормального режима
работы и выполняют все его указания.
Весь персонал,
находящийся во время аварии на электростанции, включая начальников
цехов, выполняет распоряжения начальника смены станции в вопросах,
связанных с ликвидацией аварии.
1.2.27. На
электростанциях начальник цеха или его заместитель может отстранить
от руководства ликвидацией аварии начальника смены соответствующего
цеха, не справляющегося с ликвидацией аварии, приняв руководство
сменой на себя или поручив его другому работнику. О замене
необходимо поставить в известность начальника смены электростанции
и оперативный персонал смены.
1.2.28. Работник,
принявший руководство ликвидацией аварии на себя, принимает все
обязанности отстраненного от руководства работника и оперативно
подчиняется вышестоящему оперативному руководителю.
Передача руководства
ликвидацией аварии оформляется записью в оперативном журнале.
Персонал, отстраненный от ликвидации аварии, остается на своем
рабочем месте и выполняет распоряжения и указания лица, принявшего
на себя руководство ликвидацией аварии.
1.2.29. Во время аварии
на щите управления блока, электростанции, подстанции, в помещении
диспетчерского пункта предприятия или района электрических сетей
энергосистемы, органов диспетчерского управления объединенными
(единой) энергосистемами находятся лишь лица, непосредственно
участвующие в ликвидации аварии, лица административно-технического
персонала и специалисты технологических служб. Список таких лиц
определяется в установленном порядке.
1.2.30. По окончании
ликвидации аварии лицо, руководившее ликвидацией, составляет
сообщение об аварии по установленной форме.
1.3. Общие положения по ликвидации аварий
1.3.1. Все переключения в
аварийных условиях производятся в соответствии с правилами
технической эксплуатации, техники безопасности.
1.3.2. При ликвидации
аварии производятся необходимые операции с устройствами релейной
защиты и противоаварийной автоматики в соответствии с действующими
нормативными документами и указаниями органов диспетчерского
управления энергосистем.
1.3.3. При выполнении
самостоятельных действий по ликвидации аварий оперативный персонал
электростанций и подстанций руководствуется следующим:
при подаче напряжения на
обесточенные участки электрической сети и РУ напряжением 110 кВ и
выше проверяет наличие заземленной нейтрали со стороны питания (то
же относится и к кабельным сетям напряжением 35 кВ, работающим с
глухим заземлением нейтрали);
при опробовании
напряжением отключившегося оборудования немедленно вручную
отключает выключатели при включении их на КЗ и отказе защиты или
при неполнофазном включении. Признаком КЗ является резкое понижение
напряжения одновременно с броском тока;
при опробовании
напряжением отключившихся линий предварительно отключает устройство
АПВ, если последнее не выводится из действия автоматически, и
производит необходимые переключения в устройствах противоаварийной
автоматики;
при опробовании
напряжением отключившейся линии класса напряжений 330 кВ и выше и
длиной более 200 км подготавливает режим сети по напряжению.
Подготовка этого режима объясняется возможным значительным
повышением напряжения выше допустимого на подстанции, с которой
производится опробование, особенно на другом конце линии.
Длительное воздействие повышенного напряжения может привести к
повреждению линейных аппаратов (трансформаторов тока и напряжения,
реакторов и др.). В некоторых случаях линия опробуется напряжением
с включением на противоположной стороне устройства АПВ, через схему
которого действует полуавтомат, обеспечивающий включение линии при
успешном опробовании.
1.3.4. В целях ускорения
восстановления энергосистемы при авариях, сопровождающихся
значительной потерей мощности, отключением линий электропередачи,
полным остановом электростанций с потерей СН, энергосистемы
совместно с электростанциями, а для крупноблочных электростанций -
совместно с органами диспетчерского управления объединенными
энергосистемами в сложившихся условиях определяют варианты схем
подачи напряжения для разворота электростанций от резервных
источников.
1.3.5. При ликвидации
аварии напряжение на шины обесточившейся электростанции подается в
первую очередь.
1.3.6. Отключившееся во
время аварии оборудование включается после анализа действия
отключивших его защит.
1.3.7. При обесточивании
РУ, останове всех генераторов и потере СН подготавливается схема
для приема напряжения; для этого:
а) отключаются
выключатели генераторов, а при отсутствии генераторных выключателей
- выключатели блочных трансформаторов со всех сторон, и с них
снимается оперативный ток;
б) для предотвращения
перегрузки трансформаторов СН от пусковых токов при подаче
напряжения отключаются выключатели всех неответственных
электродвигателей СН напряжением 3-6 кВ. Выключатели
трансформаторов СН 6/04 (3/04) кВ находятся во включенном
состоянии;
в) отключаются
выключатели обесточенных линий электропередачи;
г) отключаются
разъединителями поврежденная часть РУ и поврежденные
электроаппараты;
д) при получении
напряжения включаются выключатели линии и резервных трансформаторов
СН, подается напряжение на секции СН, и начинается разворот
агрегатов.
2. ПОРЯДОК ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ В ЕДИНОЙ И ОБЪЕДИНЕННЫХ ЭНЕРГОСИСТЕМАХ И ЭНЕРГОСИСТЕМАХ, ВХОДЯЩИХ В ОБЪЕДИНЕНИЕ И РАБОТАЮЩИХ ИЗОЛИРОВАННО (РАЗДЕЛЬНО)
2.1. Понижение частоты электрического тока из-за недостатка мощности или энергоресурсов
2.1.1. Поддержание
(регулирование) частоты электрического тока в единой энергосистеме
и в изолированно работающих энергосистемах осуществляется в
соответствии с требованиями государственных стандартов.
В
поддержании нормального уровня частоты участвуют все энергосистемы,
работающие параллельно. Для этого каждой энергосистемой
(объединенной энергосистемой) выполняется заданный суточный график
сальдо-перетока мощности с коррекцией его значения в зависимости от
уровня частоты.
Если для регулирования
частоты в единой энергосистеме (энергосистеме, объединенной
энергосистеме) назначена отдельная электростанция (или несколько
электростанций), то регулирование частоты осуществляется разгрузкой
или загрузкой других электростанций, обеспечивая ей необходимый
регулировочный диапазон.
При понижении частоты в
единой энергосистеме (объединенной энергосистеме или
энергосистеме), при потере генерирующей мощности или возрастании
потребления энергосистемы (объединенные энергосистемы) при
выполнении операций своими действиями не оказывают отрицательного
влияния на режим работы остальных энергосистем (объединенных
энергосистем) - например, не разгружают электростанции для
сохранения своего сальдо-перетока мощности.
При понижении частоты в
единой энергосистеме (энергосистеме, объединенной энергосистеме) в
избыточных энергосистемах не снижается выдача мощности, а
дефицитные энергосистемы, увеличивая прием своего сальдо-перетока
мощности, используют свои резервы мощности.
В
энергосистеме (объединенной энергосистеме), в которой произошла
потеря генерирующей мощности, используются все имеющиеся
собственные резервы мощности, а также согласовывается использование
резервов мощности других энергосистем (объединенных энергосистем) с
учетом пропускной способности связей.
2.1.2. Для предотвращения
возможного понижения частоты в энергосистеме, единой энергосистеме,
изолированно работающих объединенных энергосистемах, перегрузки
межсистемных или внутрисистемных связей в период предстоящего
прохождения максимума нагрузки (утреннего или вечернего) после
анализа ожидаемого баланса мощности:
а) подготавливаются ГАЭС
для работы в генераторном режиме;
б) дается указание на
разворот энергетического оборудования из холодного резерва;
в) приостанавливается
вывод в ремонт генерирующего оборудования и линий электропередачи,
снижающих пропускную способность перегружаемых сечений (независимо
от разрешенной заявки);
г) выводится из ремонта и
приостанавливается вывод в ремонт линий и энергооборудования,
снижающего выпуск мощности из избыточных районов;
д) задается ограничение
потребления (новый предельный уровень потребления в энергосистеме
или изменение заданного сальдо-перетока мощности в дефицитной
объединенной энергосистеме, энергосистеме).
2.1.3. При внезапном
понижении частоты (в течение нескольких секунд) на 0,1 Гц и более
от предшествующего установившегося значения в энергосистемах,
объединенных (единой) энергосистемах на основании показаний
приборов диспетчерского пункта, опроса подчиненного оперативного
персонала и сообщений с мест определяются причины понижения
частоты, выясняются состояние и режим работы контролируемых
межсистемных и внутрисистемных связей и принимаются меры к
восстановлению частоты до уровня, установленного государственным
стандартом (если не поступили другие указания), путем использования
резервов мощности в энергосистемах, не допуская при этом превышения
допустимых перетоков мощности по контролируемым сечениям.
При потере генерирующей
мощности, отключении энергоблоков, линий электропередачи или
погашении подстанции информируются объединенные (единая)
энергосистемы об аварийных отключениях и принимаются меры к
ликвидации нарушения.
Если частота продолжает
понижаться, то:
а) пускаются резервные
гидрогенераторы или переводятся в режим активной нагрузки, если они
работали в режиме СК;
б) агрегаты ГАЭС
переводятся в генераторный режим, если они работали в моторном
режиме;
в) берутся (принимаются)
разрешенные аварийные перегрузки с контролем загрузки линий
электропередачи;
г) задерживается
отключение в ремонт или резерв агрегатов;
д) повышается нагрузка на
ТЭЦ за счет изменения температуры сетевой воды; проводятся
мероприятия по снижению электропотребления путем понижения
напряжения у потребителей.
2.1.4. Если проведение
мероприятий по предыдущему пункту не обеспечивает повышения частоты
до 49,8 Гц, частота повышается путем отключения потребителей
(изменением сальдо-перетока мощности), если это не оговорено особо
другими документами или распоряжениями вышестоящих организаций.
Перетоки по межсистемным
и внутрисистемным связям контролируются, не допуская их превышения
сверх максимально допустимых значений, установленных
инструкциями.
2.1.5. При большой потере
генерирующей мощности и глубоком понижении частоты, если, несмотря
на работу АЧР, частота остается ниже 49,0 Гц, по истечении 3-5 мин
(времени, достаточного для использования всех резервов мощности)
она повышается отключением потребителей, не перегружая при этом
внутрисистемные и межсистемные связи. В этом случае отключение
потребителей производится во всех энергосистемах независимо от
выполнения ими заданных сальдо-перетоков мощности.
Объем отключений
потребителей определяется в соответствии с установленной
зависимостью изменения нагрузки от частоты. При отсутствии данных
отключается мощность 1% нагрузки потребления на 0,1 Гц
восстанавливаемой частоты.
2.1.6. При понижении
частоты до 46-47 Гц, сопровождающемся глубоким понижением
напряжения, в результате которого могут создаться условия отказа в
работе АЧР, электростанцией самостоятельно проводятся мероприятия
по выделению СП на несинхронное питание согласно внутренним
инструкциям.
2.1.7. После ликвидации
аварии при срабатывании АЧР повышается частота на 0,1-0,2 Гц выше
верхней уставки ЧАПВ.
Включение отключенных
потребителей проводится с контролем частоты и перетоков мощности по
внутрисистемным и межсистемным связям.
2.1.8. При работе единой
или изолированной объединенной энергосистемы (энергосистемы) с
пониженной частотой (ниже 49,6 Гц) в электрических сетях и на
электростанциях не производится плановых переключений в РУ, в
устройствах релейной защиты и противоаварийной автоматики и
устройствах технологической автоматики энергоблоков, кроме
переключений при аварийных ситуациях.
2.2. Повышение частоты электрического тока
2.2.1. При внезапном (в
течение нескольких секунд) повышении частоты на 0,1 Гц и более по
сравнению с установившимся значением в энергосистемах, объединенных
(единой) энергосистемах на основании показаний устройств
телесигнализации на диспетчерском пункте, опроса и сообщений
подчиненного оперативного персонала определяются причины повышения
частоты, выясняются состояние и режим работы межсистемных и
внутрисистемных контролируемых связей, а при частоте более 50,2 Гц
разгружаются электростанции (ГЭС, ТЭС, ТЭЦ) и переводятся агрегаты
ГАЭС в двигательный режим для понижения частоты.
2.2.2. В случае
возникновения перегрузки контролируемых связей в объединенных
энергосистемах принимаются меры к их разгрузке или
перераспределению нагрузок электростанций, обеспечивающие снижение
перетоков мощности до допустимых значений.
О
всех произведенных действиях по изменению нагрузок и об отключении
оборудования электростанции ставят в известность энергосистему.
2.2.3. При повышении
частоты выше 50,2 Гц разгружаются электростанции для понижения
частоты с контролем перетоков мощности по межсистемным и
внутрисистемным связям.
При этом для сохранения
устойчивости по конкретным связям разгружают электростанции в
избыточной части и загружают (или отключают потребителей) в
дефицитной части, что способствует понижению общего уровня частоты
и сохранению устойчивости по связям.
2.2.4. При исчерпании
регулировочных возможностей на ГЭС и ТЭС и повышении частоты выше
50,4 Гц принимаются меры к понижению частоты путем отключения
энергоблоков тепловых электростанций.
2.2.5. При дальнейшем
повышении частоты в отделившейся энергосистеме, объединенной
энергосистеме или изолированно работающем регионе и при достижении
значения 51,5 Гц начинается глубокая разгрузка ТЭС путем перевода
энергоблоков с турбонасосами на скользящие параметры пара,
отключения котлов на дубль-блоках, а также отключения
энергоблоков.
2.3. Отключение линий электропередачи или другого оборудования
2.3.1. При аварийном
отключении линии, трансформаторов связи, шунтирующего реактора и
другого оборудования:
а) регулируется
допустимый режим работы контролируемых связей (допустимые перетоки
мощности для создавшейся схемы, уровни напряжения) и производятся
операции по перестройке релейной защиты и противоаварийной
автоматики в соответствии с инструкцией энергопредприятия или
программой переключений;
б) включаются
потребители, отключенные действием устройств САОН, а при
невозможности - включаются после отключения других потребителей по
графикам аварийных отключений (или ограничений) и снижения перетока
мощности по контролируемым связям;
в) определяются причины
отключений на основе показаний устройств телесигнализации и
телеизмерений, анализа работы устройств релейной защиты и
противоаварийной автоматики, опроса персонала и сообщений с мест, и
после устранения причин производится включение оборудования в
работу.
2.3.2. После аварийного
отключения линии на основе показаний фиксирующих измерительных
приборов, анализа работы устройств релейной защиты, осмотра
оборудования на подстанциях и при отсутствии видимого повреждения
производится опробование ее напряжением; при повторном отключении
после анализа срабатывания устройств релейной защиты линия
выводится в ремонт, организуется обход (облет) линии и проявление
осциллограмм.
При необходимости
быстрейшего включения линии по условиям надежности схемы
электроснабжения или избежания (уменьшения объема) ограничений
потребителей допускается неоднократное опробование ее напряжением
(особенно при гололедообразовании или грозе), когда отключение
линии часто вызывается неустойчивым КЗ.
Перед опробованием линии
напряжением учитывается, что при отказе выключателя, которым
подается напряжение на линию, возможно отключение других элементов
сети (СШ, AT, ВЛ), сопровождающееся развитием аварии и возможным
отключением потребителей.
2.3.3. При необходимости
срочного отключения оборудования, связанного с угрозой повреждения
оборудования или жизни людей, и невозможности быстрой подготовки
режима допускается его отключение без подготовки режима.
2.3.4. Объединенные
энергосистемы и энергосистемы, в которых произошла потеря
генерирующей мощности или отключение линий электропередачи,
вызвавших загрузку межсистемных или внутрисистемных связей сверх
установленных инструкциями допустимых значений, аварийно используют
имеющиеся резервы мощности для разгрузки контролируемых сечений и
линий.
При исчерпании резервов и
превышении аварийно допустимых перетоков мощности в контролируемых
сечениях для снижения перетока мощности и предотвращения нарушения
устойчивости параллельной работы по этим связям дается указание на
отключение потребителей с питающих центров (или изменение своего
сальдо-перетока мощности), а при необходимости используется
отключение потребителей дистанционно по каналам противоаварийной
автоматики.
2.4. Понижение напряжения в основных узловых пунктах энергосистемы
2.4.1. Контроль и
регулирование напряжения в заданных контрольных пунктах сети
осуществляется в соответствии с утвержденными графиками
напряжений.
2.4.2. Если напряжение в
контрольных пунктах понижается до указанного аварийного предела, то
оно поддерживается путем использования перегрузочной способности
генераторов и компенсаторов, а энергосистемы, объединенные (единая)
энергосистемы при проведении этих операций оказывают помощь путем
перераспределения реактивной и активной мощности между ними. При
этом повышается напряжение в отдельных контрольных пунктах до
значений не выше предельно допустимых для оборудования.
2.4.3. В случае понижения
напряжения ниже минимально установленных уровней на одном или
нескольких объектах на основе опроса подчиненного персонала,
сообщений с мест, показаний устройств телеизмерений и
телесигнализации определяются причины понижения напряжения и
принимаются меры к:
а) увеличению загрузки СК
и генераторов по реактивной мощности вплоть до взятия аварийных
перегрузок. При этом предупреждается возможное отключение
генератора защитой от перегрузки ротора.
После получения сообщений
о перегрузке генераторов (СК) принимаются меры к их разгрузке до
истечения допустимого срока взятых перегрузок, не понижая
напряжения. В противном случае перегрузки снимаются оперативным
персоналом, генераторы разгружаются до номинальных токов статора и
ротора, что может привести к дальнейшему глубокому понижению
напряжения и возможному распаду энергосистемы, погашению
потребителей;
б) включению батарей
статических конденсаторов;
в) отключению шунтирующих
реакторов;
г) изменению
коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенных
устройствами РПН;
д) снижению перетоков
мощности по линиям.
2.4.4. Если после
принятых мер к восстановлению напряжения оно остается ниже
аварийного значения, отключаются потребители (по графикам
отключения потребителей с питающих центров) в том узле, где
произошло понижение напряжения.
2.4.5. При понижении
напряжения на энергообъектах одной из энергосистем оказывается
помощь в повышении напряжения следующими мерами, осуществляемыми в
смежных энергосистемах:
а) использованием
резервов реактивной мощности на электростанциях смежных
энергосистем с повышением напряжения в пределах длительно
допустимых значений;
б) использованием
разгрузки генераторов по активной мощности и увеличением загрузки
по реактивной в энергосистемах с пониженным напряжением.
Не разгружаются по
активной мощности и не загружаются по реактивной мощности
генераторы в дефицитных энергосистемах или объединенных
энергосистемах, если это может привести к увеличению перетоков по
связям выше максимально допустимых.
Однако если в результате
понижения напряжения в электрических сетях понизится напряжение СН
электростанций до значения ниже аварийно допустимого, для
предотвращения нарушения режима работы механизмов СН и полного
останова агрегатов электростанций разгружаются генераторы по
активной мощности (по согласованию с объединенными энергосистемами)
или отключением потребителей повышается напряжение до уровня,
обеспечивающего нормальный режим работы агрегатов;
в) отключением части
шунтирующих реакторов;
г) изменением
потокораспределения активной мощности;
д) перераспределением
потоков реактивной мощности с помощью оперативного изменения
коэффициентов трансформации на трансформаторах с РПН;
е) изменением схемы
электросетей.
2.4.6. При понижении
напряжения, вызванном неотключившимся КЗ в электросети до истечения
срока взятых перегрузок на генераторах и СК определяется и
отключается место КЗ.
Определение места КЗ
производится на основании анализа уровней напряжения, перетоков
активной и реактивной мощности, действия релейной защиты, опроса
оперативного персонала и сообщений с мест.
2.5. Повышение уровней напряжения на оборудовании сверх допустимых значений
2.5.1. Поддерживаются
уровни напряжений в контрольных пунктах в соответствии с заданным
графиком, не превышая на оборудовании уровень напряжения,
установленный правилами технической эксплуатации и нормами
завода-изготовителя.
2.5.2. В случае повышения
напряжения сверх допустимого на одном или нескольких объектах на
основе сообщений с мест, показаний устройств телеизмерений и
телесигнализации выявляются причины повышения напряжения
(односторонне отключены ВЛ, разгружены линии электропередачи,
отключены шунтирующие реакторы) и принимаются меры к его понижению
путем:
снижения загрузки
генераторов электростанций и СК по реактивной мощности, работающих
в режиме выдачи, перевода их в режим потребления (или увеличения
потребления) реактивной мощности;
отключения батарей
статических конденсаторов;
включения шунтирующих
реакторов, находящихся в резерве;
увеличения загрузки линий
электропередачи перетоками мощности;
изменения коэффициентов
трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН;
вывода в резерв линии в
районе повышенного напряжения только выключателями.
При одностороннем
отключении линии и повышении напряжения сверх допустимого эта линия
включается в транзит, а при отсутствии такой возможности с нее
снимается напряжение.
2.6. Асинхронный режим работы отдельных частей энергосистем, единой и объединенных энергосистем и электростанций
2.6.1. Причинами
нарушения синхронной работы отдельных частей единой энергосистемы
могут быть:
а) перегрузка
межсистемных транзитных связей мощностью по условиям устойчивости
(аварийное отключение большой генерирующей мощности, интенсивный
рост потребляемой мощности, отказ устройств противоаварийной
автоматики);
б) отказ выключателей или
защит при КЗ в электросетях;
в) несинхронное включение
связей.
2.6.2. Основными
признаками асинхронного хода являются устойчивые глубокие
периодические колебания тока, мощности, напряжения по линии связи и
на энергообъектах, а также возникновение разности частот между
частями энергосистем, единой и объединенной энергосистем, вышедшими
из синхронизма, несмотря на сохранение электрической связи между
ними.
На шинах электростанций и
подстанций, находящихся вблизи ЭЦК, происходят периодические
глубокие колебания напряжения с понижением его ниже аварийных
значений, в том числе на СН с возможным отключением ответственных
механизмов СН и отдельных агрегатов.
Для электростанций,
оказавшихся вблизи ЭЦК, характерно нарушение синхронизма
генераторов со сбросом мощности.
При нарушении синхронизма
и глубоком понижении частоты электрического тока в дефицитном
районе до значения срабатывания АЧР возможна автоматическая
ресинхронизация и прекращение асинхронного режима. При этом
вследствие периодических колебаний мощности по загруженным линиям
электропередачи возможно срабатывание АРПМ с отключением
потребителей и генерирующей мощности на электростанциях в вышедших
из синхронизма частях энергосистемы, объединенной энергосистемы,
региона. Характер протекания аварии уточняется путем
дополнительного опроса оперативного персонала объединенных
энергосистем, энергосистем, электростанций, подстанций.
2.6.3. При нарушении
устойчивости межсистемных транзитных линий связи возникший
асинхронный режим нормально ликвидируется АЛАР. Если почему-либо
АЛАР отказала и асинхронный режим продолжается, разделяются
транзиты асинхронно работающих энергосистем или узлов в местах
установки АЛАР.
2.6.4. При появлении в
энергосистеме качаний токов, мощности и напряжения для ускорения
прекращения синхронных качаний генераторов по возможности
разгружают их по активной мощности и повышают реактивную мощность,
не перегружая транзитные связи.
При синхронных качаниях
по межсистемным связям, вызванных перегрузкой сечения, повышается
напряжение в приемной части, уменьшается переток за счет
использования резерва или отключения потребителей.
2.7. Разделение единой, объединенных энергосистем, энергосистемы
2.7.1. При ликвидации
аварии с разделением энергосистемы, единой или объединенной
энергосистем, на основании показаний приборов диспетчерского
пункта, сообщений с мест и анализа действия устройств релейной
защиты и противоаварийной автоматики выявляются характер аварии и
причины ее возникновения, устанавливается место повреждения,
определяется, на какие несинхронные части разделилась единая и
объединенная энергосистемы, энергосистема, а также уровни частоты и
напряжения в раздельно работающих частях. Одновременно выясняются
состояние и загрузка межсистемных и других контролируемых
внутрисистемных связей.
2.7.2. При возникновении
указанных аварийных режимов:
а) сообщается в
энергосистему о происшедших отключениях на объектах, отклонениях
частоты и напряжения и наличии перегрузок основных транзитных линий
электропередачи;
б) принимаются меры к
восстановлению частоты и напряжения;
в) снимаются перегрузки с
транзитных линий электропередачи при угрозе нарушения статической
устойчивости;
г) обеспечивается
надежная работа механизмов СН вплоть до выделения их на
несинхронное питание при понижении частоты до установленных для
данной электростанции пределов;
д) синхронизируются
отделившиеся во время аварии генераторы или электростанции при
наличии напряжения от энергосистемы (или при появлении его после
исчезновения).
При отсутствии напряжения
на шинах высокого напряжения отключенные генераторы (не входящие в
схему выделения СН) удерживаются на х.х.: крупные энергоблоки, для
которых не разрешена работа на х.х., поддерживаются в состоянии
готовности к быстрому развороту и обратному включению в сеть с
набором нагрузки.
2.7.3. После разделения
во избежание развития аварии восстанавливается частота и напряжение
в раздельно работающих частях энергосистемы и устраняются
перегрузки оборудования и линий электропередачи. При сохранении в
разделившихся частях допустимых уровней частоты и напряжения
принимаются меры к синхронизации этих частей.
Синхронизация
производится при разности частот не более 0,1 Гц с учетом
возможного наброса мощности на межсистемные и внутрисистемные
связи; при этом операции проводятся таким образом, чтобы не
срабатывала АРПМ при синхронизации разделившихся частей единой и
объединенной энергосистем, энергосистемы. В объединенной
энергосистеме и энергосистемах инструкциями определяются
энергорайоны и сечения, по которым производится синхронизация с
большей разностью частот или несинхронное включение с указанием
допустимой разности частот.
Произошла ошибка
Платеж не был завершен из-за технической ошибки, денежные средства с вашего счета
списаны не были. Попробуйте подождать несколько минут и повторить платеж еще раз.
1.1. Назначение и область применения.
1.2. Порядок организации работ при ликвидации аварий.
1.3. Общие положения по ликвидации аварий.
2. Порядок предотвращения и ликвидации аварий в единой и объединенных энергосистемах и энергосистемах, входящих в объединение и работающих изолированно (раздельно)
2.1. Понижение частоты электрического тока из-за недостатка мощности или энергоресурсов.
2.2. Повышение частоты электрического тока.
2.3. Отключение линий электропередачи или другого оборудования.
2.4. Понижение напряжения в основных узловых пунктах энергосистемы..
2.5. Повышение уровней напряжения на оборудовании сверх допустимых значений.
2.6. Асинхронный режим работы отдельных частей энергосистем, единой и объединенных энергосистем и электростанций.
2.7. Разделение единой, объединенных энергосистем, энергосистемы..
2.8. Перегрузки межсистемных и внутрисистемных транзитных связей.
3. Ликвидация аварий на линиях электропередачи.
3.1. Ликвидация аварий на системообразующих ВЛ..
3.2. Ликвидация аварий на ВЛ распределительных электрических сетей
3.3. Ликвидация аварий на кабельных линиях.
3.4. Отключение ВЛ, к которым отпайками подсоединены потребители.
3.5. Отключение ВЛ, к которым отпайками подсоединены генерирующие источники.
3.6. Работа ВЛ в неполнофазных режимах.
3.7. Полная потеря защит линий электропередачи.
4. Ликвидация аварий в главной схеме подстанций.
4.1. Аварии с силовыми трансформаторами (автотрансформаторами)
4.2. Обесточивание главных шин
4.3. Повреждение выключателей и разъединителей.
4.4. Автоматическое отключение СК..
5. Ликвидация аварий при замыкании на землю..
5.1. Замыкание на землю в электрических сетях с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостных токов.
5.2. Отыскание замыканий на землю в сети постоянного тока электростанций и подстанций.
6. Ликвидация аварий в главной схеме электростанций.
6.1. Аварии с силовыми трансформаторами (автотрансформаторами)
6.2. Обесточивание главных шин.
6.3. Повреждение выключателей.
6.4. Аварии с измерительными трансформаторами.
6.5. Аварии с разъединителями.
6.6. Выход генератора из синхронизма.
6.7. Аварии на оборудовании крупных энергоблоков с непосредственным охлаждением обмоток статора и ротора.
7. Ликвидация аварий в схеме СН электростанций.
7.1. Отключение источников питания СН..
7.2. Короткое замыкание на секции (полусекции) СН или неотключившееся КЗ на ее присоединении.
7.3. Короткое замыкание на шинах щита 0,4 кВ..
7.4. Исчезновение напряжения постоянного тока на одной из секций щита питателей пыли.
7.5. Исчезновение напряжения на щите постоянного тока аккумуляторной батареи.
7.6. Аварийные режимы на вспомогательных механизмах.
7.7. Отыскание замыкания на землю в электросети СН..
7.8. Исчезновение освещения.
8. Самостоятельные действия оперативного персонала.
8.1.Ликвидация аварий при отсутствии связи с диспетчером
