6 Действия оперативного персонала по предотвращению технологических нарушений в ОЭС Украины и их ликвидации
6.1 Технические и организационные мероприятия по предотвращению снижения частоты
6.1.1 Для предотвращения технологических нарушений, в том числе и системных, которые могут возникнуть из-за снижения частоты при внезапных дефицитах активной мощности, и их ликвидации в энергосистемах должны быть:
а) установлены устройства АЧР для быстрой ликвидации дефицита генерирующей мощности;
б) установлены устройства ЧАПВ для восстановления электроснабжения потребителей;
в) выполнена ЧДА для выделения электростанций на сбалансированный энергорайон или для выделения отдельных генераторов на питание нагрузки собственных нужд в случае значительных дефицитов мощности;
г) предусмотрены мероприятия по мобилизации резервной мощности электростанций.
6.1.2 Для быстрой мобилизации резервов мощности электростанций с целью ликвидации дефицита генерирующей мощности на электростанциях должны быть выполнены:
а) устройства автоматического пуска и ускоренной загрузки гидрогенераторов ГЭС, а также перевода их из режима СК в генераторный режим;
б) устройства автоматического отключения гидрогенераторов ГАЭС, работающих в режиме двигателя, а также пуск и загрузка их в генераторном режиме;
в) автоматический или ручной пуск и загрузка газотурбинной и парогазовой установок.
6.1.3 С целью ускорения восстановления работы энергосистем при технологических нарушениях, сопровождающихся значительной потерей генерирующей мощности, отключением линий электропередачи, полной остановкой электростанций с потерей собственных нужд, должны быть определены варианты схем подачи напряжения для разворота электростанций от резервных источников. В качестве резервных источников используют в первую очередь гидроэлектростанции, а в случае их отсутствия или невозможности использования — ТЭС с поперечными связями, а также линии электропередачи от смежных энергосистем. Схемы восстановления работы ОЭС Украины подачей напряжения от энергосистем России и Беларуси должны быть разработаны ГДП.
Каждая электроэнергетическая система должна разработать независимые схемы разворота с «нуля» электростанций, находящихся на подведомственной территории.
Для блочных электростанций генерирующих компаний и АЭС эти схемы должны быть согласованы с ГДП
На электростанциях, назначенных резервными источниками питания, должно быть осуществлено автоматическое выделение электростанции, ее части или отдельных генераторов на сбалансированный район потребления или на питание только собственных нужд в случае глубокого снижения частоты с уставками, приведенными в 6.1.10. На гидроэлектростанциях должна быть обеспечена и проверена возможность запуска гидрогенераторов вместе с механизмами собственных нужд в случае полной потери напряжения.
6.1.4 В каждой электроэнергетической системе, электрогенерирующей, электроснабжающей (электропередающей) компании должны быть составлены:
а) графики ограничения потребления электрической мощности;
б) графики ограничения потребления электроэнергии;
в) графики аварийных отключений потребителей электрической энергии;
г) специальные графики аварийных отключений потребителей электрической энергии;
д) перечень потребителей и объем нагрузки, отключающихся дистанционно по каналам противоаварийной автоматики (должны быть указаны кнопки, ключи оперативного пуска САОН).
6.1.5 Оперативный персонал, в первую очередь электроснабжающих (электропередающих) компаний, а также электроэнергетических систем обязан осуществлять строгий контроль за эффективностью отключения потребителей от противоаварийных систем снижения электропотребления и по графикам аварийного отключения потребителей, не допуская переключения отключенной нагрузки на другие источники питания.
6.1.6 При снижении частоты оперативный персонал должен выполнять такие мероприятия:
а) перевод в режим максимально-возможной нагрузки всех блоков на каждой электростанции (котлы, турбины). Для этого должны быть использованы все резервы агрегатов собственных нужд (дымососов/дутьевых вентиляторов, циркуляционных насосов и т.п.) вплоть до их аварийной перегрузки;
б) выполнение требований «Порядку застосування комплексу заходів примусового зниження електроспоживання в умовах дефіцитного балансу потужності, надзвичайних ситуаціях i зниженні частоти при роздільній pa6oті OEC України та ОEC Pocії» и «Порядку дій керівного та оперативного персоналу НЕК «Укренерго» із забезпечення узгодженого режиму паралельної роботи ОЕС Украни з ЄЕC Pociї».
6.1.7 Выделение собственных нужд на несинхронное питание от части генераторов должно осуществляться в зависимости от схемы их питания следующим способом:
а) при наличии потребителей, питающихся от шин генераторного напряжения (непосредственно или через трансформаторы) — путем отделения от энергосистемы одного или нескольких генераторов с нагрузкой собственных нужд и частью нагрузки потребителей, подобранной так, чтобы возможно полнее загрузить отделяемые генераторы;
б) в случае питания собственных нужд отпайками от блоков генератор-трансформатор — путем отделения от энергосистемы блока, на питание от которого предварительно или по ЧАВР переводится нагрузка собственных нужд других блоков.
При этом допускается аварийная перегрузка всего оборудования ответвления, питающего собственные нужды, но не больше значений, приведенных в 6.4.
Одновременно выделенный генератор должен быть загружен возможно полнее путем перевода на него питания местных потребителей, если такие имеются.
На электростанциях с мощными блоками выделение одного из блоков возможно только при условии его загрузки собственными нуждами и местными потребителями, что обеспечит устойчивую работу блока или при наличии АСАРБ. При этом должно быть обеспечено питание паровых собственных нужд выделенного блока.
В некоторых случаях, когда мощность потребителей, питающихся от шин электростанции, недостаточна для загрузки отделяемых генераторов и выделение питания собственных нужд связано с большой потерей мощности, допускается отделение всей электростанции вместе с нагрузкой присоединенных к ней ПС. При этом порядок отделения и действий персонала электростанции, электросети и диспетчера электроэнергетической системы должны быть указаны в инструкциях предприятий.
6.1.8 Как правило, на ТЭС должно осуществляться автоматическое или комбинированное (автоматическое и действиями персонала) выделение питания собственных нужд.
Если выделение питания собственных нужд связано с выполнением большого количества последовательных операций, их стоит начинать заранее при частоте, на 0,5—1,0 Гц выше частоты выделения.
6.1.9 Выделение питания собственных нужд осуществляется НСС самостоятельно, без разрешения диспетчера.
6.1.10 В энергосистемах или в отдельных районах энергосистем, где возможны большие дефициты мощности, делительную автоматику следует выполнять с двумя пусковыми органами: один — с частотой срабатывания 45,8—46,8 Гц и временем срабатывания 0,5 с, второй — с частотой срабатывания около 47,5 Гц и временем срабатывания 30с.
6.1.11 При ликвидации технологического нарушения, в случае необходимости подачи напряжения по длинным линиям электропередачи, нужно руководствоваться предварительно выполненными расчетами устойчивости и отсутствия самовозбуждения при включении генераторов резервного источника питания, от которых осуществляется разворот блочных электростанций.
Результаты этих расчетов должны быть учтены в инструкции предприятия.
6.1.12 Для определения суммарной мощности потребителей, отключение которых необходимо для восстановления частоты до нормального уровня, в ОЭС Украины должна быть установлена зависимость изменения нагрузки энергосистемы от частоты (статическая частотная характеристика).
В зависимости от состава генерирующих мощностей и нагрузки, в случае отсутствия резерва мощности, изменение суммарной нагрузки на 1 % обычно приводит к изменению частоты на 0,1 Гц.
6.1.13 С целью своевременного предупреждения оперативного персонала для принятия им необходимых мер по поддержанию максимальной мощности электростанций, в случае внезапного набора нагрузки турбогенераторами за счет работы регулятора скорости, на каждой электростанции следует устанавливать автоматическую сигнализацию снижения частоты с уставкой 49,6 Гц, кроме АЭС, где уставка определяется проектным решением в соответствии с работой АЭС в базовом режиме.
6.2 Действия оперативного персонала при понижении и повышении частоты
6.2.1 Поддержание частоты на нормальном уровне осуществляется согласованными действиями всех участников параллельной работы, при этом при параллельной работе ОЭС Украины с ЕЭС России последняя осуществляет регулирование частоты в нормальном диапазоне (50 ±0,1) Гц, а ОЭС Украины поддерживает согласованное сальдо перетоков мощности между ОЭС Украины и ЕЭС России с коррекцией по частоте.
6.2.2 В случае внезапного снижения частоты ниже 49,8 Гц диспетчер ГДП должен немедленно принять меры по восстановлению частоты, используя резервы генерирующей мощности в ОЭС Украины, не допуская при этом превышения допустимых по условиям устойчивости перетоков мощности по контролируемым сечениям внутрисистемных и межсистемных связей.
Диспетчер электроэнергетической системы по распоряжению диспетчера ГДП должен осуществлять мобилизацию резервов генерирующей мощности с учетом перетоков мощности по внутренним и внешним межсистемным связям.
6.2.3 Оперативный персонал электростанций, в случае снижения частоты ниже 49,6 Гц, обязан поднять нагрузку генераторов, используя вращающийся резерв, если это не приведет к перегрузке транзитных линий электропередачи.
6.2.4 Если частота не поднимается выше 49,6 Гц, и продолжает снижаться, оперативный персонал всех электростанций обязан:
а) пустить резервные гидрогенераторы или перевести их в режим активной нагрузки, если они работали в режиме СК;
б) перевести агрегаты гидроаккумулирующих электростанций в генераторный режим, если они работали в режиме двигателя;
в) поднять электрическую нагрузку на ТЭС, в том числе и с теплофикационной нагрузкой, изменяя параметры теплосети. При этом допустимые величина, скорость и продолжительность отклонения температуры сетевой воды от заданных графиков должны быть установлены для каждой ТЭЦ в зависимости от условий работы теплосети;
г) задержать отключение агрегатов в ремонт или вывод в резерв до подтверждения диспетчером разрешения на их останов;
д) принять меры по включению отключенных, но еще вращающихся паровых турбин, а также котлов, которые находятся под давлением;
е) взять возможные аварийные перегрузки на генераторах и другом оборудовании.
6.2.5 Если использование всех имеющихся резервов мощности на электростанциях не обеспечивает повышения частоты до 49,6 Гц, диспетчер электроэнергетической системы, выделившейся на раздельную работу вследствие технологического нарушения, через 15 мин (время, необходимое для принятия первоочередных мер и оценки хода ликвидации технологического нарушения) должен поднять частоту путем отключения потребителей.
6.2.6 В энергосистемах, сохранивших во время технологического нарушения связь с другими энергосистемами, отключение или ограничение потребителей выполняется по распоряжению диспетчера ГДП. В случае большой потери генерирующей мощности и резкого снижения частоты, и если, несмотря на работу АЧР, частота остается ниже 49,2 Гц, диспетчеры электроэнергетических систем и электроснабжающих (электропередающих) компаний через 3 мин (время, необходимое для использования оперативным персоналом электростанций всех резервов мощности) должны самостоятельно, не ожидая распоряжения вышестоящего диспетчера, приступить к подъему частоты отключением потребителей по графикам аварийных отключений потребителей, не допуская при этом перегрузок межсистемных связей.
6.2.7 Необходимый объем отключения потребителей определяется согласно установленной зависимости изменения нагрузки от частоты (частотной характеристикой). В случае отсутствия определенных данных следует отключать мощность примерно 1 % нагрузки потребления на каждый 0,1 Гц возобновляемой частоты.
6.2.8 Во всех случаях регулирования частоты и ликвидации технологических нарушений, вызванных снижением частоты, диспетчер ГДП и диспетчеры электроэнергетических систем должны следить за нагрузкой межсистемных связей, не допуская их загрузки выше допустимого по статической устойчивости уровня.
6.2.9 Во время ликвидации аварий, связанных со снижением частоты, диспетчер ГДП и диспетчеры электроэнергетических систем, НСС должны учитывать, что за счет регулирования скорости вращения турбин снижение частоты на некоторое время может прекратиться, однако непринятие мер по повышению частоты и попытки удержать при сниженной частоте рабочую мощность электростанции, соответствующую нормальной частоте, за счет аккумулированного тепла в котлах приведут к резкому снижению параметров пары, еще более глубокой разгрузке электростанции и дальнейшему снижению частоты.
6.2.10 При глубоком снижении частоты, сопровождающемся глубоким снижением напряжения, возможен отказ АЧР (в особенности на переменном токе). В этих условиях НСС должны самостоятельно провести мероприятия согласно 6.1 по выделению собственных нужд на несинхронное питание.
Персонал АЭС в этих условиях должен действовать в соответствии с требованиями «Технологічного регламенту безпечної експлуатації блоків АЕС» для обеспечения безопасности блоков.
Диспетчер ГДП и диспетчеры электроэнергетических систем должны учитывать, что выделение собственных нужд на несинхронное питание, как правило, приводит к увеличению дефицита активной и реактивной мощности, к ухудшению условий успешной ликвидации аварии, поэтому своими быстрыми и решительными действиями они должны по возможности предупредить выделение питания собственных нужд на электростанциях (например, отключением потребителей).
6.2.11 В случае отключения потребителей от спецочереди АЧР и зависания частоты на уровне 49 Гц диспетчеры электроэнергетических систем и электроснабжающих (электропередающих) компаний должны принять немедленные меры по обеспечению включения этих потребителей, заменяя объем спецочереди АЧР отключением и ограничением потребителей по графикам ограничений и отключений, не допуская перерыва питания этих потребителей более чем на 2 ч.
6.2.12 Включение потребителей, отключенных вручную или от АЧР (если они не включились от ЧАПВ), должно осуществляться вручную только с разрешения диспетчера ГДП и при условии обеспечения уровня частоты после включения — не ниже 49,6 Гц.
6.2.13 В случае внезапного повышения частоты на 0,1 Гц от установившегося значения диспетчеры ГДП и электроэнергетических систем должны выяснить состояние и режим работы межсистемных и внутрисистемных связей.
В случае перегрузки межсистемных связей диспетчер ГДП обязан принять меры по разгрузке и перераспределению нагрузок электростанций, которые обеспечивают снижение перетоков мощности по межсистемным связям до допустимых пределов.
При возникновении перегрузки внутрисистемных связей диспетчер электроэнергетической системы обязан по согласованию с диспетчером ГДП путем перераспределения нагрузок между электростанциями электроэнергетической системы обеспечить снижение перетоков до допустимых значений.
6.2.14 В случае внезапного повышения частоты выше 50,2 Гц диспетчер ГДП должен немедленно принять меры по восстановлению частоты до нормального уровня путем снижения генерирующей мощности электростанций, не допуская при этом перегрузки межсистемных и транзитных линий.
6.2.15 При повышении частоты выше 50,5 Гц разрешаются самостоятельные действия оперативного персонала по снижению генерирующей мощности.
При этом все действия персонала электростанции по поддержанию устойчивой работы котлов и блоков в условиях глубокой разгрузки турбин должны выполняться в соответствии с инструкциями предприятия.
Персонал ГЭС должен самостоятельно разгружать гидрогенераторы. Форсированная разгрузка гидрогенераторов должна выполняться с контролем частоты и перетоков по линиям электропередачи и прекращаться при снижении частоты до 50,2 Гц.
Персонал АЭС, в случае повышения частоты, обязан действовать по снижению мощности блока в соответствии с «Технологічним регламентом безпечної експлуатації блоків AEC».
Персонал ГАЭС должен самостоятельно переводить обратимые гидрогенераторы в насосный режим, если водохранилище ГАЭС имеет свободную емкость.
Персонал ВЭС должен останавливать ветровые электроустановки.
Обо всех самостоятельных действиях оперативный персонал должен немедленно докладывать диспетчеру ГДП или электроэнергетических систем.
6.2.16 При дальнейшем повышении частоты и достижении границы 51,5 Гц НСС должны без указаний диспетчера электроэнергетической системы немедленно снижать
генерирующую мощность отключением части агрегатов или блоков, чтобы снизить частоту приблизительно до величины первой границы (50,5 Гц).
О проведении самостоятельно экстренных отключений оборудования персонал электростанций должен сразу сообщить диспетчеру электроэнергетической системы, а последний — диспетчеру ГДП.
В инструкциях предприятий должен быть приведен перечень оборудования, которое отключается самостоятельно персоналом, а также очередность отключений. При этом должны учитываться условия сохранения питания собственных нужд ТЭС и условия последующего быстрого пуска ГЭС. Перечень оборудования, которое самостоятельно отключается, согласовывают с электроэнергетическими системами и ГДП.
6.2.17 Дежурные диспетчеры ГДП и электроэнергетических систем обязаны контролировать действия оперативного персонала электростанций по экстренному снижению генерирующей мощности, при необходимости принимать решение по привлечению к ликвидации избытка мощности других электростанций или по запрету выполнения ранее предусмотренных и согласованных отключений оборудования, например в случаях опасности нарушения устойчивости или чрезмерных перегрузок линий и оборудования.
6.2.18 В особых случаях, когда при повышении частоты в отдельных энергосистемах для сохранения устойчивости по любым конкретным межсистемным или внутрисистемным связям необходимо противодействовать работе станционных автоматических устройств, оперативный персонал электростанций обязан повышать производительность котлов и мощность турбин в границах имеющихся резервов и перегрузочных способностей или, в крайнем случае, сохранять их предыдущую нагрузку. При этом, в случае необходимости, следует выводить из работы те автоматические устройства, действие которых мешает выполнять требования режима.
Основанием для указанных действий оперативного персонала может быть:
а) получение распоряжения вышестоящего оперативного дежурного;
б) срабатывание специальной командной сигнализации;
в) достоверное выявление (по приборам и сигналам) возникновения режима, который требует именно таких действий (данное требование должно быть предусмотрено в инструкции предприятия).
В указанных особых случаях действия оперативного персонала по увеличению генерирующей мощности электростанции при повышении частоты могут дополняться действиями дежурного диспетчера электроэнергетической системы по снижению нагрузки потребителей (введением ограничений или отключением части потребителей, а также в случае, если отсутствует, выведена из работы или отказала САОН).
6.3 Снижение и повышение напряжения
6.3.1 С целью предотвращения нарушения устойчивости параллельной работы электростанций ОЭС Украины при снижении напряжения, в электроэнергетических системах расчетным путем должны быть установлены минимальные уровни напряжения (20 %-ный запас статической устойчивости) и аварийные границы снижения напряжения в контрольных пунктах. Контрольные пункты устанавливаются в зависимости от степени влияния уровня напряжения в этих пунктах на устойчивость и потери электроэнергии в энергосистемах.
Резкое снижение напряжения в нескольких контрольных пунктах ОЭС Украины может происходить в результате неотключения КЗ в основной сети ОЭС Украины, отключения мощных транзитных связей или потери генерирующей мощности, а также по другим причинам.
6.3.2 При резком снижении напряжения диспетчеры ГДП и электроэнергетических систем для подъема напряжения должны использовать все резервы реактивной и активной мощности в ОЭС Украины, допуская повышение напряжения в энергосистемах с резервом реактивной мощности не выше 5 % сверх номинальных значений.
6.3.3 На основании расчетов устойчивости должны быть определены аварийные пределы напряжения в контрольных пунктах энергосистем, на электростанциях со значительной нагрузкой и ПС с СК.
6.3.4 На электростанциях и подстанциях с СК в качестве аварийных пределов снижения напряжения, при отсутствии расчетных данных, принимается примерно 90 % заданного графиком напряжения на шинах электростанции, подстанции.
6.3.5 В случае одновременного снижения частоты и напряжения аварийные минимумы напряжения, установленные для нормальной частоты, могут быть снижены пропорционально снижению частоты. В случае отсутствия определенных данных величина снижения напряжения при технологическом нарушении может быть принята из расчета 1 % напряжения на 1 Гц.
6.3.6 Если напряжение ниже установленных нормальных уровней (95 %), оперативный персонал электростанций и подстанций с СК должен повысить реактивную нагрузку генераторов и СК и, используя все имеющиеся резервы и возможности допустимых перегрузок, включить батареи статических конденсаторов, отключить шунтирующие реакторы, изменить коэффициент трансформации AT.
Если в результате принятых мер по мобилизации резервов реактивной мощности напряжение не восстанавливается и продолжает снижаться, оперативный персонал электростанций и подстанций с СК при снижении напряжения до установленных аварийных пределов обязан путем аварийных перегрузок не допустить его дальнейшего снижения.
Значения допустимых перегрузок генераторов и СК берут из ГКД 34.20.507 (таблицы 12.1 и 12.2). О режиме перегрузки оперативный персонал электростанций и подстанций должен сообщить дежурному диспетчеру электроэнергетической системы.
6.3.7 Диспетчеры электроэнергетических систем при низком напряжении должны самостоятельно использовать все резервы реактивной мощности, вплоть до аварийных перегрузок. О взятых аварийных перегрузках диспетчеры электроэнергетических систем должны сообщить диспетчеру ГДП
6.3.8 Диспетчер ГДП, получив сообщение о взятых перегрузках на генераторах и СК в энергосистемах, обязан принять меры по быстрейшему подъему напряжения использованием резервов и ликвидации причин снижения напряжения.
6.3.9 Если снижение напряжения вызвано тем, что не отключилось КЗ в электросети энергосистемы, диспетчер электроэнергетической системы должен до истечения срока взятых перегрузок на генераторах и СК найти и отключить место КЗ. При этом он должен пользоваться указаниями 6.3.15.
6.3.10 В случае снижения напряжения в одной из энергосистем ОЭС Украины диспетчер ГДП обязан оказывать помощь в повышении напряжения, принимая следующие меры:
а) использование резервов реактивной мощности с повышением напряжения на 5 % выше установленных нормальных уровней в смежных энергосистемах;
б) использование резервов активной мощности в ОЭС Украины для разгрузки генераторов по активной мощности в энергосистемах со сниженным напряжением и загрузки их реактивной мощностью;
в) отключение части шунтирующих реакторов;
г) перераспределение потоков реактивной мощности с помощью оперативного изменения коэффициентов трансформации на трансформаторах с РПН.
6.3.11 Если в результате глубокого снижения напряжения на какой-либо электростанции произойдет отключение генераторов с форсированным охлаждением обмоток от действия защиты от перегрузки ротора, оперативный персонал должен принять меры по немедленному включению в электросеть отключившихся генераторов и поднять на них полную реактивную мощность, а затем загрузить их по активной мощности, сохраняя номинальные значения токов статора и ротора.
6.3.12 Диспетчер электроэнергетической системы, получив сообщение о перегрузке генераторов и СК, обязан принять меры по их разгрузке до истечения допустимого срока взятых перегрузок.
Ответственность за своевременное принятие мер по ликвидации перегрузки на генераторах, СК возлагается на диспетчера электроэнергетической системы.
Диспетчер должен помнить, что задержка с проведением мероприятий по ликвидации перегрузок приведет к дальнейшему снижению напряжения и возможному разделению энергосистемы на части, так как после окончания допустимого срока перегрузок, взятых на генераторах (СК), последние будут разгружены оперативным персоналом до номинальных токов статора и ротора.
6.3.13 Уменьшение перегрузки генераторов при напряжении выше аварийного предела оперативный персонал должен осуществлять путем снижения возбуждения.
Разгрузка генераторов снижением возбуждения, когда напряжение уже снижено до аварийного предела, обычно не приводит к уменьшению перегрузки, но может вызвать нарушение устойчивости параллельной работы. В этом случае разгрузку генераторов следует производить за счет снижения активной мощности с проведением мероприятий, предотвращающих опасное снижение частоты, согласно пункту 6.2.
6.3.14 Если значения напряжения в каких-либо пунктах энергосистемы ниже установленных нормальных уровней, диспетчер электроэнергетической системы обязан принять все меры по повышению напряжения и прежде всего использовать резервы реактивной мощности.
С этой целью диспетчер имеет право повышать напряжение на шинах отдельных электростанций и подстанций до максимально допустимых для оборудования значений согласно ГКД 34.20.507.
При наличии резервов активной мощности в части энергосистемы со сниженным напряжением нужно разгрузить генераторы по активной мощности и увеличить их реактивную нагрузку.
В электроснабжающих (электропередающих) компаниях с секционированными сетями повышение напряжения в отдельных частях можно осуществить изменением схемы секционирования сети, включением соответствующих шиносоединительных выключателей. В случае оснащения трансформаторов РПН или наличия вольтодобавочных трансформаторов повышение напряжения должно быть осуществлено перераспределением потоков реактивной мощности в электрических сетях соответствующим оперативным изменением коэффициентов трансформации.
При необходимости диспетчер электроэнергетической системы должен включить резервные гидрогенераторы и СК.
6.3.15 Одновременно с выполнением мероприятий согласно 6.3.14 диспетчер электроэнергетической системы обязан принять меры по устранению причин, вызвавших снижение напряжения. Суть их заключается в следующем:
а) если снижение напряжения произошло в результате отключения какой-нибудь мощной электростанции, диспетчер обязан быстро подать напряжение на шины этой электростанции для разворота и обратного включения генераторов с немедленной их полной загрузкой по току ротора и дальнейшим повышением активной мощности;
б) при снижении напряжения из-за неотключения КЗ диспетчер должен быстро определить место КЗ и отсоединить этот участок от энергосистемы. Если выключатель присоединения с не отключенным КЗ не отключается, то присоединение следует отключить смежными выключателями питающих присоединений.
Поиск места КЗ диспетчер должен производить на основании данных регистраторов «Регина», «Рекон», микропроцессорных защит, фиксирующих приборов, результатов анализа действия релейной защиты и, при необходимости, — на основании дополнительной информации, полученной от дежурного персонала.
6.3.16 Если диспетчеру в результате действий согласно 6.3.15 не удается устранить причины снижения напряжения перегрузкой оборудования на допустимый срок, то восстановление напряжения должно быть осуществлено отключением потребителей по графикам аварийных отключений. В первую очередь необходимо отключать потребителей в частях энергосистем, электроснабжающих (электропередающих) компаний с наиболее низким напряжением.
6.3.17 В случае снижения напряжения в энергосистеме ниже аварийного предела и перегрузки генераторов, СК сверх допустимых значений диспетчер электроэнергетической системы должен осуществлять восстановление напряжения до значения, не ниже аварийного предела, и разгрузку генераторов, СК — отключением потребителей, не ожидая выяснения обстоятельств в энергосистеме и причин перегрузки. Исключение может составить лишь случай, когда имеется возможность немедленно устранить причину снижения напряжения (например, быстрое отключение присоединения с не отключившимся КЗ).
6.3.18 Повышение напряжения выше наибольшего длительно допустимого уровня в сети 330—750 кВ может возникнуть в режимах минимальных нагрузок, как правило, в неполнореакторных схемах ВЛ 750 кВ при выводе в ремонт блоков в западной части ОЭС Украины.
Наибольшие длительно допустимые уровни напряжения определяются ДСТУ 1516. Наибольшие кратковременные допустимые напряжения определяются ГКД 34.20.507, а также требованиями предприятий-изготовителей оборудования.
6.3.19 Повышение напряжения выше наибольшего длительно допустимого, в интервале 20-минутного допустимого режима, оперативный персонал электроэнергетических систем, электроснабжающих (электропередающих) компаний и ГДП должен ликвидировать следующими действиями:
а) включением в работу всех реакторов, в том числе включением на шины 750 кВ реакторов линий 750 кВ, отключенных в ремонт;
б) переключением РПН на АТ-750/330 кВ;
в) разгрузкой источников реактивной мощности у потребителей;
г) разгрузкой генераторов и СК до минимально допустимых по реактивной нагрузке значений, вплоть до перевода в режим недовозбуждения;
д) отключением малонагруженных ВЛ 220—750 кВ в резерв, если это допустимо по режиму работы энергосистемы ОЭС Украины.
6.4 Перегрузка основного и вспомогательного оборудования в энергосистемах
6.4.1 В инструкциях предприятий для оперативного персонала электроэнергетических систем, электроснабжающих (электропередающих) компаний должны быть указаны допустимые нагрузки всего основного и вспомогательного оборудования как для нормального, так и для аварийного режима, а также для ремонтных схем. При этом необходимо пользоваться указаниями настоящей Инструкции, стандартов, ПУЭ, ГКД 34.20.507 и заводских инструкций по эксплуатации оборудования.
6.4.2 Допустимые токовые нагрузки проводов и шин определяются по ГОСТ 839 и РД 34.20.547.
Учитывая то, что вычисление допустимых токов согласно указанным методикам довольно сложное, они должны быть заранее определены и находиться на диспетчерских пунктах, в крайнем случае, в практических расчетах можно использовать готовые данные допустимых токов нагрузки проводов и шин, приведенных в таблицах 1.3.29—1.3.35 ПУЭ и таблице 5 приложения 3 РД 34.20.547.
В аварийных режимах, во избежание преждевременного отключения потребителей и ограничения выдачи мощности электростанций, допускается перегрузка ВЛ на период ввода резервов, восстановления поврежденных ВЛ или оборудования электростанций (подстанций), но не более чем на одни сутки. При этом аварийная токовая нагрузка на провода ВЛ не должна превышать более чем на 20 % длительно допустимую при фактической во время технологического нарушения температуре окружающего воздуха.
6.4.3 Токовые нагрузки кабелей до 10 кВ определяются по ПУЭ (таблицы 1.3.1—1.3.28 и п.п. 1.3.6, 1.3.7). При этом следует учитывать, что перегрузка КЛ напряжением 20—35 кВ не допускается, а допустимые перегрузки маслонаполненных кабелей свыше 35 кВ определяются заводскими инструкциями.
Для КЛ, длительное время находящихся в эксплуатации (больше 15 лет), допустимые перегрузки должны быть снижены на 10 %.
6.4.4 В аварийных условиях генераторы и СК разрешается кратковременно перегружать по токам статора и ротора согласно техническим условиям, заводским инструкциями ГКД 34.20.507.
6.4.5 В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов с любой системой охлаждения свыше номинального тока, независимо от продолжительности и значения предыдущей нагрузки и температуры охлаждающей среды в пределах, определенных ГКД 34.20.507 и ДСТУ 3463. Допустимые аварийные перегрузки приводят к повышенному, по сравнению с нормальным, расчетному износу витковой изоляции, что может привести к сокращению нормированного срока службы трансформатора, если повышенный износ со временем не компенсирован нагрузками, соответствующими износу витковой изоляции ниже нормального. При определении допустимых перегрузок следует так же пользоваться требованиями и указаниями инструкции по эксплуатации предприятия-изготовителя, отдавая преимущество последним.
6.4.6 Допускается продолжительная перегрузка отделителей и разъединителей переменного тока на напряжение свыше 1000 В на 20 % с корректировкой ее по температуре окружающего воздуха в соответствии с заводской документацией для каждого конкретного типа аппарата.
6.4.7 Относительно нагрева при продолжительной работе выключатели должны соответствовать требованиям ГОСТ 8024.
6.4.8 Аккумуляторная батарея в аварийном режиме должна обеспечивать работу оборудования в течение не менее 1 ч с необходимым уровнем напряжения. После аварийного разряда батареи электростанции (подстанции) следующий ее заряд до емкости, равной 90 % номинальной, должен быть осуществлен не более чем за 8 ч.
Требования к аккумуляторной батарее АЭС определяются ПНАЭ Г-9-027.
6.4.9 Агрегаты бесперебойного питания должны обеспечивать надежное функционирование подключенного оборудования как в условиях нормальной эксплуатации, так и в случае технологических нарушений и аварий согласно проекту.
6.4.10 Масляные реакторы, вольтодобавочные трансформаторы относительно перегрузочной способности аналогичны силовым трансформаторам, на них распространяются требования ГКД 34.20.507 и ДСТУ 3463.
Допускается продолжительная перегрузка сухих бетонных реакторов, но не более 25%, в зависимости от температуры окружающего воздуха. Значения допустимых перегрузок приведены в таблице 6.4.1.
Таблица 6.4.1
Температура окружающего воздуха, °С | 30 | 25 | 20 | 15 | 10 | 5 и ниже |
Допустимая перегрузка, % | 5 | 8,5 | 13 | 17 | 21 | 25 |
6.4.11 Допустимые перегрузки электродвигателей, определенные ГОСТ 183, следующие:
а) для машин постоянного тока — 50 % (1 мин);
б) для бесколлекторных машин переменного тока с косвенным (посредственным) охлаждением — 50 % (2 мин);
в) для бесколлекторных машин переменного тока с непосредственным охлаждением — 50 % (1 мин).
Допускается также продолжительная перегрузка электродвигателей током статора, превышающим на 5 % номинальный ток, указанный на заводской табличке.
6.4.12 Трансформаторы тока всех типов допускают превышение номинального первичного тока, указанного в паспорте трансформатора, не более чем на 20 % при температуре окружающего воздуха не выше 20 °С.
6.4.13 Допускается перегрузка по току элегазовых трансформаторов тока на 20 %, не более 2 ч в неделю, при температуре окружающей среды не выше 30 °С.
6.4.14 Допускается кратковременная перегрузка по току высокочастотных заградителей на 20 % только в аварийных режимах.
6.5 Нарушение синхронной работы
6.5.1 Асинхронный режим в энергосистеме может возникать вследствие нарушения статической или динамической устойчивости. Основными причинами нарушения устойчивости являются:
а) работа энергосистемы с недопустимо низким напряжением на генераторах и в основной сети;
б) работа энергосистемы с недопустимо низкой частотой;
в) превышение предела передачи мощности, по какому либо сечению энергосистемы или ОЭС Украины;
г) отключение большой генерирующей мощности;
д) отделение дефицитного по мощности района или энергоузла;
е) отключение одной или нескольких загруженных линий электропередачи основной сети;
ж) отказ ПА, обеспечивающей сохранение устойчивости в случае отключения элементов сети или наброса мощности на сечение, или низкая ее эффективность;
и) отказ выключателей или защит в случае КЗ в электросетях;
к) несинхронное включение;
л) потеря возбуждения мощными генераторами.
Различают установившиеся, послеаварийные и переходные режимы работы энергосистем.
Установившийся режим — это режим, который характеризуется неизменными параметрами. Медленные изменения режима, связанные с внутрисуточными изменениями электропотребления и генерации, нерегулярными колебаниями мощностей, которые передаются по связям, с функционированием устройств регулирования частоты и активной мощности и т. п., рассматриваются как последовательность установившихся режимов.
Одной из разновидностей установившегося режима является послеаварийный режим — установившийся режим, который характеризуется снижением запасов по устойчивости относительно начального режима. Продолжительность послеаварийного режима определяется временем, необходимым диспетчеру для изменения режима с обеспечением нормативного запаса по устойчивости (как правило, не больше 20 мин). Возникновение на протяжении этого времени дополнительных возмущений (наложение аварии на аварию) может привести к нарушению устойчивости.
Переходный режим — это режим от начала возмущения до окончания электромагнитных и электромеханических процессов, вызванных этим возмущением (с учетом действия систем регулирования скорости турбин).
6.5.2 Основными признаками асинхронного режима являются стойкие периодические колебания тока с изменением знака мощности. Одновременно с колебаниями тока и мощности почти во всех пунктах энергосистемы наблюдаются колебания напряжения.
Наибольшие колебания напряжения имеют место в пунктах, близких к центру колебаний, по мере отдаления от центра они снижаются до малозаметных значений. В центре колебаний напряжение периодически снижается почти до нуля, поэтому местонахождение центра колебаний следует определять по величине снижения напряжения.
Наиболее вероятными местами расположения центра колебаний являются:
а) середина транзитов — в случае асинхронного хода между энергосистемами;
б) начало линий, шины электростанций, блочные трансформаторы — в случае асинхронного хода электростанций относительно энергосистемы;
в) блочный трансформатор, генератор — в случае асинхронного хода одного из генераторов электростанции относительно других генераторов этой же станции.
Обязательным признаком асинхронного режима является возникновение разности частот между частями энергосистемы, вышедшими из синхронизма, несмотря на сохранение электрической связи между ними.
С появлением в энергосистеме колебаний токов, мощности и напряжения диспетчер должен уметь отличать синхронные колебания от асинхронного режима. При синхронных колебаниях по транзитным линиям связи не изменяется знак мощности и сохраняется ее среднее значение за период. Поэтому при синхронных колебаниях не бывает устойчивой разности частот в соответствующих частях энергосистемы. Синхронные колебания могут быть как затухающими, так и незатухающими. Последние вызываются дефектами в схеме и настройке системы АРВ СД генераторов.
6.5.3 В случае возникновения продолжительных глубоких синхронных колебаний разделение энергосистем не происходит.
При возникновении синхронных колебаний между частями энергосистемы для предотвращения перехода колебаний в асинхронный режим дежурный персонал электростанций обязан загрузить до допустимого предела все генераторы и СК по реактивной мощности, а диспетчеры электроэнергетических систем и ГДП должны перераспределением активной мощности электростанций снизить переток по сечениям и транзитным связям, работающим в предельных по загрузке режимах.
Если синхронные колебания возникли на электростанции, то эта электростанция должна быть разгружена по активной мощности и загружена по реактивной.
6.5.4 В случае нарушения устойчивости в энергосистеме возникший асинхронный режим нормально должен ликвидироваться АЛАР, которая осуществляет разделение основной сети ОЭС Украины в пунктах, где она установлена.
В случае отказа АЛАР дежурный персонал электростанций и подстанций самостоятельно через 1 мин должен отключить транзиты в местах установки устройств АЛАР. Порядок разделения энергосистем при асинхронном режиме в случае отказа (отсутствия) АЛАР определяется инструкциями предприятия.
6.5.5 При асинхронном ходе отдельных электростанций относительно энергосистемы или при асинхронном режиме в пределах одной электростанции (одного генератора относительно других) необходимо разгрузить эти генераторы за счет использования резервов мощности на других электростанциях, а в случае отсутствия резервов на электростанциях энергосистемы — за счет использования пропускной способности межсистемных связей, не превышая при этом установленного значения аварийно допустимых перетоков.
В случае невозможности прекратить асинхронный режим электростанции (отдельный генератор), вышедшие из синхронизма, через 2 мин после возникновения асинхронного режима нужно отделить от энергосистемы (электростанции), по возможности, с нагрузкой, которую они питают. Отделение электростанций, вышедших из синхронизма, должно быть по времени отстроено от разделения транзитов основной сети.
6.5.6 В энергосистемах со слабыми транзитными связями расчетным или опытным путем должны быть определены условия и возможность ресинхронизации отдельных их частей, а также электростанций и разработаны мероприятия по ликвидации технологических нарушений, связанных с возникновением асинхронного режима. При этом следует учитывать, что в зависимости от значения и характера нагрузки, резерва активной мощности, значения активных сопротивлений транзитных линий электропередачи после возникновения асинхронного режима могут возникнуть следующие режимы:
а) происходит самопроизвольная ресинхронизация отдельных частей энергосистемы, вышедших из синхронизма, без проведения оперативным персоналом каких-либо мероприятий или без действия АЧР;
б) ресинхронизация обеспечивается довольно быстро с автоматическим вводом резервов активной мощности, действием АЧР в части энергосистемы с пониженной частотой и автоматической разгрузкой генераторов в части энергосистемы с повышенной частотой;
в) отключение значительной части нагрузки не обеспечивает подъем частоты и соответственно ресинхронизацию из-за больших потерь активной мощности в электрических
сетях вследствие асинхронного режима;
г) возникновение асинхронного хода по одной или не скольким транзитным линиям электропередачи приводит к нарушению устойчивости других транзитных линий и электростанций; выравнивание частот между энергосистемами не обеспечивает ресинхронизацию из-за ограничения времени, допустимого для ликвидации асинхронного режима.
6.5.7 Для восстановления синхронизма энергосистемы при установившемся асинхронном режиме необходимо выровнять частоты в частях энергосистемы, работающих несинхронно. Для этого следует:
а) снизить частоту в той части энергосистемы, где она повысилась;
б) повысить частоту в той части энергосистемы, где она снизилась.
При возникновении асинхронного режима дежурный персонал электростанций, на которых частота отклонилась от нормальной, обязан немедленно, не ожидая распоряжения диспетчера электроэнергетической системы, принять меры для восстановления нормальной частоты.
В частях энергосистемы, где наблюдается глубокое снижение напряжения, частотомеры, в особенности вибрационные, могут давать неустойчивые или неправильные показания. В этих случаях персонал должен руководствоваться показаниями тахометров турбин.
6.5.8 Если в случае достижения нормальной частоты асинхронный режим не прекращается, персонал электростанции, на которой частота во время возникновения аварии повысилась, может осуществлять дальнейшее ее снижение только по распоряжению диспетчера электроэнергетической системы.
6.5.9 Снижение частоты на всех электростанциях, на которых она повысилась, осуществляется непрерывным действием на механизмы регулирования турбин в сторону снижения нагрузки до момента прекращения колебаний или снижения частоты до 50 Гц. По распоряжению диспетчера частота может быть снижена до 49,5 Гц.
Для ускорения снижения частоты допускается разгрузка гидрогенераторов с помощью ограничителя открытия направляющего аппарата.
При этом немедленно после прекращения колебаний или снижения частоты до 49,5 Гц регулирование гидротурбин должно быть приведено в состояние готовности к приему нагрузки, т.е. ограничитель должен быть выведен.
6.5.10 Повышение частоты в тех частях энергосистемы, в которых она снизилась, осуществляется путем повышения мощности на электростанциях, имеющих резерв, до прекращения колебаний или достижения нормальной частоты (или нормального числа оборотов по показаниям тахометров).
6.5.11 В случае отсутствия резерва мощности и снижения частоты при колебаниях ниже 49 Гц диспетчер электроэнергетической системы обязан восстановить частоту в части энергосистемы с дефицитом мощности отключением потребителей. При наличии в дефицитной части энергосистемы атомных электростанций допустимая продолжительность работы этой части электроэнергетической системы с частотой ниже 49 Гц определяется «Технологічним регламентом безпечної експлуатації блоків АЕС», в частности не более 5 мин при частоте не ниже 48 Гц.
6.5.12 При асинхронном режиме оперативный персонал всех электростанций и подстанций с СК обязан поднять напряжение до предельно допустимого уровня в соответствии с инструкциями предприятия.
При разработке инструкций предприятия следует учитывать, что подъем напряжения в отдельных случаях может привести не к улучшению условий ресинхронизации, а к ухудшению их вследствие увеличения при подъеме напряжения обменных перетоков и потерь активной мощности в транзитных линиях связи. Такое явление, как правило, имеет место во время выхода из синхронизма сравнительно небольших дефицитных частей энергосистемы, соединенных транзитными линиями с большим активным сопротивлением. Поэтому указания по подъему напряжения при асинхронном режиме в инструкциях предприятия необходимо давать после проверки влияния подъема напряжения на условия ресинхронизации.
6.5.13 Диспетчер электроэнергетической системы в случае возникновения асинхронного режима должен на основании показаний телесигнализации и приборов телеизмерения, а также срочного опроса персонала объектов о произошедших отключениях и показаний приборов установить ориентировочный центр колебаний, т.е. границу между частями энергосистемы, работающими асинхронно, и одновременно дать распоряжение:
а) электростанциям, которые находятся в частях энергосистемы с повышенной частотой, — быстро снизить частоту до прекращения колебаний (но не ниже чем до 49,5 Гц);
б) электростанциям, которые находятся в частях энергосистемы со сниженной частотой, — быстро поднять полную мощность и при необходимости отключить потребителей в этих частях энергосистемы.
Показателем правильных действий оперативного персонала электроэнергетической системы является уменьшение частоты колебаний.
По мере выравнивания частот в энергосистемах период колебаний увеличивается, и при разности частот приблизительно 1,0—0,5 Гц электростанции, вышедшие из синхронизма, как правило, втягиваются в синхронизм.
После прекращения асинхронного режима должны быть восстановлены (с учетом фактической схемы) нормальная нагрузка на электростанциях и нормальная частота в энергосистеме.
6.5.14 Если восстановить синхронизм в энергосистеме вышеуказанными мероприятиями не удается в течение 2—3 мин, диспетчер электроэнергетической системы обязан разделить несинхронно работающие части в пунктах, предусмотренных инструкциями предприятия.
Разделение энергосистемы должно осуществляться с учетом аварийных отключений, которые произошли, расположения центра колебаний и, по возможности, условий баланса мощности электростанций и нагрузки потребителей в разделяемых частях энергосистемы.
Кроме того, при разделении энергосистемы следует предусматривать возможность обратной синхронизации.
6.5.15 После ликвидации асинхронного режима в энергосистеме диспетчер электроэнергетической системы обязан произвести обратную синхронизацию разделившихся частей, если они перешли на раздельную работу вследствие действий по ликвидации асинхронного режима.
6.6 Ликвидация технологических нарушений, связанных с разделением ОЭС Украины
6.6.1 В случае разделения энергосистемы в отдельных ее частях в большинстве случаев возникает дефицит или излишек активной мощности и как следствие — повышение или понижение частоты и напряжения.
Некоторые участки энергосистемы могут при этом остаться без напряжения.
Кроме того, в отдельных частях могут возникнуть перегрузки линий электропередачи и трансформаторов.
Даже в случаях успешного разделения, при котором в момент возникновения аварии ни в одной из частей энергосистемы не появился дефицит мощности, этот дефицит может образоваться через короткий промежуток времени вследствие набора нагрузки потребителями, сбросившими ее во время аварии, или естественного роста нагрузок, если авария произошла в период увеличения нагрузки потребления.
6.6.2 Разделение ОЭС Украины (энергосистемы) на части и исчезновение напряжения в отдельных ее частях может происходить в результате:
а) глубокого снижения частоты и напряжения;
б) превышения пределов мощности, передаваемой по какому-либо сечению энергосистемы или ОЭС Украины из-за отключения большой генерирующей мощности или из-за отделения дефицитного по мощности района или энергоузла;
в) отключения одной или нескольких загруженных линий электропередачи основной сети;
г) отказа ПА, обеспечивающей сохранение устойчивости в случае отключения элементов сети или наброса мощности на сечение, или низкой ее эффективности;
д) неправильной работы защит и неправильных действий оперативного персонала;
е) отказа выключателей при отключении токов КЗ;
ж) асинхронного режима и действия ПА.
6.6.3 Признаками разделения ОЭС Украины являются:
а) разделение ОЭС Украины на части, работающие не синхронно, при этом могут выделяться на несинхронную работу отдельные энергосистемы или части энергосистемы с нагрузкой и частью электросетей других энергосистем;
б) отсутствие напряжения в значительной части ОЭС Украины или сохранение в большинстве узловых пунктов; низкого напряжения.
Уровни частот в отдельных частях ОЭС Украины могут значительно отличаться один от другого.
6.6.4 При ликвидации технологического нарушения, связанного с разделением ОЭС Украины, диспетчер ГДП должен в первую очередь на основании показаний приборов диспетчерского пункта, опроса подчиненного оперативного персонала и анализа действия защит и автоматики определить характер аварии и причины ее возникновения, определить, на какие несинхронные части разделилась ОЭС Украины, а также частоту и напряжение в отдельных ее частях.
6.6.5 При разделении ОЭС Украины на отдельные части с сохранением в них нормальных или близких к нормальным уровней частот и напряжений, что возможно при правильной работе АЧР или при разделении на сбалансированные части, диспетчер ГДП обязан немедленно принять меры по быстрейшей синхронизации разделившихся частей.
Для быстрейшей синхронизации у диспетчера ГДП должен быть перечень пунктов (мест), где имеются устройства синхронизации.
6.6.6 В случае разделения ОЭС Украины на части диспетчер ГДП должен поручить регулирование частоты диспетчерам отделившихся частей с указанием частоты, при которой будет осуществляться синхронизация.
6.6.7 Если в результате технологического нарушения полностью потеряно напряжение на ряде основных электростанций и у потребителей, диспетчер ГДП обязан по дачей напряжения от частей ОЭС Украины с нормальной частотой и мощностью, имеющих достаточный резерв (в противном случае этот запас должен быть создан за счет отключения потребителей), восстановить питание собственных нужд электростанций и в первую очередь — мощных блочных электростанций и АЭС. В дальнейшем, по мере разворота оборудования электростанций и их нагрузки, диспетчер ГДП должен подавать напряжение на участки ОЭС Украины, потерявшие напряжение.
6.6.8 В случае потери напряжения в одной из энергосистем, которые входят в ОЭС Украины, диспетчер ГДП должен принять меры по подаче напряжения на обесточенную энергосистему от основной сети ОЭС Украины.
Оперативный персонал энергосистемы, потерявшей напряжение, при ликвидации аварии должен в первую очередь учитывать возможность получения напряжения со стороны ОЭС Украины или от ЕЭС России (ОЭС Беларуси).
6.6.9 После ликвидации аварийного положения диспетчер ГДП обязан при наличии резерва мощности поднять кратковременно частоту на 0,1—0,2 Гц выше верхней уставки ЧАПВ для обеспечения надежной работы ЧАПВ и включения потребителей. Если по балансу мощности это невозможно, диспетчер должен дать распоряжение о ручном включении потребителей с контролем частоты и нагрузки линий электропередачи.
6.6.10 В каждой электроэнергетической системе для ускорения ликвидации технологического нарушения, приводящего к разделению энергосистемы на части, в дополнение к 6.1.1 необходимо заранее разработать и осуществить такие мероприятия:
а) определить места возможной синхронизации на электростанциях и подстанциях с установкой синхронизирующих устройств и АПВ с контролем синхронизма;
б) определить перечень линий электропередачи, включение которых допустимо без проверки синхронизма;
в) определить ориентировочные места и необходимые операции по оперативному разделению энергосистемы (дополнение к действию автоматики);
г) определить (при наличии довольно протяженной сети 330—750 кВ) необходимую мощность генераторов при условии отсутствия самовозбуждения в случае подачи напряжения на обесточенную энергосистему.
6.6.11 Оперативный персонал электростанций и электросетей при возникновении указанных аварийных режимов обязан:
а) сообщить диспетчеру электроэнергетической системы об отключениях, произошедших на объектах, отклонении частоты и напряжения и наличии перегрузок основных транзитных линий электропередачи;
б) принять все меры для восстановления частоты и напряжения согласно 6.2 и 6.3;
в) снять перегрузки с транзитных линий электропередачи в случае угрозы нарушения статической устойчивости;
г) обеспечить надежную работу механизмов собственных нужд вплоть до выделения их на несинхронное питание, при снижении частоты до установленных для данной электростанции пределов;
д) синхронизировать генераторы или электростанции, отделившиеся во время аварии, при условии наличия напряжения от энергосистемы (или с появлением его после исчезновения).
При отсутствии напряжения на шинах высокого напряжения необходимо удержать отключенные генераторы (не входящие в схему выделения собственных нужд) на холостом ходу. Мощные блоки, для которых не разрешена продолжительная работа на холостом ходу, должны быть в состоянии готовности к быстрому развороту и обратному включению в сеть с набором нагрузки.
6.6.12 Первоочередной задачей диспетчера электроэнергетической системы при технологических нарушениях, связанных с разделением энергосистемы на части, является определение на основании показаний приборов щита диспетчерского пункта и результатов опроса оперативного персонала основных электростанций и узловых подстанций границ разделения, напряжения и частоты в отдельных частях энергосистемы, выявления участков энергосистемы и электростанций, утративших напряжение.
На основании результатов анализа режима диспетчер должен принять меры по быстрейшей синхронизации разделившихся частей энергосистемы, восстановлению частоты и напряжения, в первую очередь на тех участках энергосистемы, где их снижение угрожает срывом работы собственных нужд электростанций и нарушением статической устойчивости, а также по устранению недопустимой перегрузки оборудования.
В разделившихся частях энергосистемы диспетчер должен назначить электростанции, которые регулируют частоту в этих частях.
6.6.13 Если в результате разделения энергосистемы в отделившихся частях сохранились источники питания и напряжение, диспетчер должен отрегулировать частоту и напряжение до значений, обеспечивающих безопасную работу оборудования, и быстро принять меры по синхронизации отдельных частей энергосистемы.
6.6.14 Для ускорения синхронизации, а также для предотвращения отключений потребителей или уменьшения их значений диспетчер имеет право:
а) снижать частоту в частях энергосистемы, имеющих резерв мощности, для синхронизации с частью энергосистемы с пониженной частотой до значения, необходимого для синхронизации, но не ниже 49,5 Гц;
б) переводить с кратковременным перерывом питание участка электросети с несколькими ПС, питающимися от части энергосистемы с дефицитом мощности, на питание от части энергосистемы, имеющей резерв, или на питание от смежных энергосистем, если это допустимо по режиму их работы;
в) отделять от части энергосистемы отдельные генераторы или полностью электростанции и синхронизировать их с дефицитной частью энергосистемы;
г) включать транзитные линии электропередачи между двумя несинхронно работающими частями, если такое включение допустимо по условиям бросков тока на генераторах, без проверки синхронизма.
Если в этом случае возникнут колебания мощности и напряжения, то следует включить другие транзитные линии, работающие параллельно.
В случае невозможности поднять частоту в частях энергосистемы с дефицитом мощности до необходимого для синхронизации значения вышеуказанными мероприятиями диспетчер должен осуществлять подъем частоты за счет отключения потребителей.
6.6.15 Основным методом соединения частей энергосистемы, которые работают несинхронно, является метод точной синхронизации, возможен также метод самосинхронизации, если он допускается по кратностям токов несинхронного включения.
Диспетчеры ГДП и электроэнергетических систем для предотвращения отключений потребителей или уменьшения их значений обязаны включить имеющиеся отключенные транзитные линии между двумя частями, работающими несинхронно, если такое включение допустимо по условиям кратности тока несинхронного включения на генераторах и при этом обеспечивается ресинхронизация.
Ресинхронизация части энергосистемы или энергоузла энергосистемы обеспечивается при таких условиях:
а) включение осуществляется по синхроноскопу в момент выравнивания частот;
б) допустимая разность частот при соединении несинхронно работающих частей не превышает 0,5 Гц;
в) пропускная способность по устойчивости линии, по которой осуществляется несинхронное включение, составляет не менее 50 % мощности меньшей из частей энергосистемы, которые несинхронно включаются.
Перед ручным несинхронным включением межсистемных транзитных линий следует кратковременно вывести из работы дистанционную защиту обоих концов линии при условии наличия на ней основной высокочастотной защиты. Вывод дистанционных защит следует осуществлять после подачи напряжения на линию, т. е. непосредственно перед несинхронным замыканием транзита.
6.6.16 В случае отделения от энергосистемы некоторых частей и при возможности их синхронизации на нескольких подстанциях и электростанциях распоряжение о подготовке к синхронизации необходимо давать одновременно всем этим электростанциям и подстанциям.
6.6.17 Если при разделении энергосистемы одновременно произошло обесточивание отдельных частей энергосистемы, напряжение на обесточенные участки должно подаваться от частей энергосистемы, имеющих резерв мощности, достаточный для покрытия нагрузки участка, чтобы набор нагрузки потребителями не вызвал перегрузки генераторов электростанций или транзитных линий и необходимости нового отключения потребителей.
В случае отсутствия достаточного резерва восстановление питания участка, утратившего напряжение, следует делать поэтапно.
6.6.18 Если восстановление питания потребителей обесточенного участка электросети возможно только от части энергосистемы, выделившейся во время аварии с дефицитом мощности, в первую очередь следует синхронизировать эту часть с основной энергосистемой, а потом восстановить питание обесточенных потребителей согласно 6.6.17.
6.6.19 При подаче напряжения на обесточенный участок сети диспетчер обязан руководствоваться следующими условиями:
а) дежурные ПС, оставшихся без напряжения, никаких отключений, в том числе и линий, питающих потребителей, не выполняют (за исключением отделения поврежденного оборудования или не отключившегося КЗ).
Исключение также составляют ПС основной сети ОЭС Украины. На этих ПС дежурные действуют согласно требованиям инструкций предприятия, отключая заранее определенные присоединения;
б) в случае успешной подачи напряжения возможно быстрое возрастание нагрузки на линии электропередачи, в этом случае необходимо включить все другие линии связи с этим участком;
в) в случае повторного обесточивания участка, на который подавалось напряжение, из-за перегрузки линии или включения на КЗ диспетчер должен подавать напряжение на этот участок поэтапно;
г) подача напряжения при ликвидации технологического нарушения осуществляется независимо от числа КЗ, отключенных выключателем до технологического нарушения.
6.6.15 Основным методом соединения частей энергосистемы, которые работают несинхронно, является метод точной синхронизации, возможен также метод самосинхронизации, если он допускается по кратностям токов несинхронного включения.
Диспетчеры ГДП и электроэнергетических систем для предотвращения отключений потребителей или уменьшения их значений обязаны включить имеющиеся отключенные транзитные линии между двумя частями, работающими несинхронно, если такое включение допустимо по условиям кратности тока несинхронного включения на генераторах и при этом обеспечивается ресинхронизация.
Ресинхронизация части энергосистемы или энергоузла энергосистемы обеспечивается при таких условиях:
а) включение осуществляется по синхроноскопу в момент выравнивания частот;
б) допустимая разность частот при соединении несинхронно работающих частей не превышает 0,5 Гц;
в) пропускная способность по устойчивости линии, по которой осуществляется несинхронное включение, составляет не менее 50 % мощности меньшей из частей энергосистемы, которые несинхронно включаются.
Перед ручным несинхронным включением межсистемных транзитных линий следует кратковременно вывести из работы дистанционную защиту обоих концов линии при условии наличия на ней основной высокочастотной защиты. Вывод дистанционных защит следует осуществлять после подачи напряжения на линию, т. е. непосредственно перед несинхронным замыканием транзита.
6.6.16 В случае отделения от энергосистемы некоторых частей и при возможности их синхронизации на нескольких подстанциях и электростанциях распоряжение о подготовке к синхронизации необходимо давать одновременно всем этим электростанциям и подстанциям.
6.6.17 Если при разделении энергосистемы одновременно произошло обесточивание отдельных частей энергосистемы, напряжение на обесточенные участки должно подаваться от частей энергосистемы, имеющих резерв мощности, достаточный для покрытия нагрузки участка, чтобы набор нагрузки потребителями не вызвал перегрузки генераторов электростанций или транзитных линий и необходимости нового отключения потребителей.
В случае отсутствия достаточного резерва восстановление питания участка, утратившего напряжение, следует делать поэтапно.
6.6.18 Если восстановление питания потребителей обесточенного участка электросети возможно только от части энергосистемы, выделившейся во время аварии с дефицитом мощности, в первую очередь следует синхронизировать эту часть с основной энергосистемой, а потом восстановить питание обесточенных потребителей согласно 6.6.17.
6.6.19 При подаче напряжения на обесточенный участок сети диспетчер обязан руководствоваться следующими условиями:
а) дежурные ПС, оставшихся без напряжения, никаких отключений, в том числе и линий, питающих потребителей, не выполняют (за исключением отделения поврежденного оборудования или не отключившегося КЗ).
Исключение также составляют ПС основной сети ОЭС Украины. На этих ПС дежурные действуют согласно требованиям инструкций предприятия, отключая заранее определенные присоединения;
б) в случае успешной подачи напряжения возможно быстрое возрастание нагрузки на линии электропередачи, в этом случае необходимо включить все другие линии связи
с этим участком;
в) в случае повторного обесточивания участка, на который подавалось напряжение, из-за перегрузки линии или включения на КЗ диспетчер должен подавать напряжение на этот участок поэтапно;
г) подача напряжения при ликвидации технологического нарушения осуществляется независимо от числа КЗ, отключенных выключателем до технологического нарушения.
Однако, если после ликвидации технологического нарушения окажется, что какой-либо выключатель отключил количество КЗ больше допустимого, он должен быть выведен в ремонт, если это не связано с недоотпуском электроэнергии. В последнем случае допускается оставлять его в работе до восстановления нормального режима энергосистемы;
д) подача напряжения на обесточенные участки сети не должна препятствовать быстрой синхронизации разделившихся частей;
е) в случае подачи напряжения от отдельных генераторов или электростанций на обесточенные участки электросети, работающие с заземленной нейтралью, следует проверить наличие заземленных нейтралей трансформаторов на этом участке электросети.
6.6.20 Если вследствие тяжелого технологического нарушения (аварии) основная масса потребителей и электростанций, на которых не предусмотрено выделение собственных нужд в случае глубокого снижения частоты, полностью утратили напряжение, а на других электростанциях генераторы, которые не входят в схему выделения собственных нужд, отключились защитами, диспетчер обязан в первую очередь выяснить:
а) какие электростанции остались без напряжения;
б) на каких электростанциях осуществлено выделение собственных нужд на несинхронное питание, состояние на этих электростанциях турбоагрегатов, которые не выделены для питания собственных нужд. Если генераторы были остановлены действием технологических защит, необходимо поднять обороты на этих генераторах и держать их на холостом ходу;
в) состояние основной сети энергосистемы (работа защит, отключение линий, наличие неотключенных КЗ);
г) возможность разворота имеющихся в энергосистеме гидроэлектростанций (по давлению масла и емкости аккумуляторных батарей) вместе с механизмами собственных нужд.
6.6.21 При наличии в энергосистеме гидроэлектростанций (или каскада гидроэлектростанций), способных к покрытию возможного наброса мощности нагрузки, и в случае отсутствия самовозбуждения генераторов (последнее условие может быть выполнено отключением части линий высокого напряжения) диспетчер электроэнергетической системы должен в первую очередь использовать их для подачи напряжения на энергосистему, для чего необходимо:
а) развернуть гидрогенераторы, если они в результате технологического нарушения были остановлены. Разворачивать гидрогенераторы (в зависимости от давления масла и емкости аккумуляторных батарей) нужно поочередно с восстановлением питания собственных нужд или группами;
б) освободить систему шин отключением выключателей всех линий связи с энергосистемой и включить все генераторы на эту систему шин методом самосинхронизации;
в) подачу напряжения на энергосистему осуществлять по наиболее мощной транзитной линии связи путем включения ее выключателя. В случае успешной подачи напряжения другие транзитные линии связи должны включаться немедленно.
6.6.22 С появлением напряжения на шинах электростанций, на которых осуществлено выделение собственных нужд, оперативный персонал обязан немедленно методом точной синхронизации или самосинхронизации включить
генераторы, работающие на холостом ходу.
Оперативный персонал электростанций, напряжение на которых было полностью потеряно, с появлением напряжения обязан немедленно принять меры к развороту механизмов собственных нужд для обеспечения пуска и синхронизации блоков с энергосистемой.
6.6.23 В период восстановления частоты и напряжения в энергосистеме и набора нагрузок на электростанциях диспетчер системы обязан контролировать частоту и напряжение и не допускать их снижения вследствие возрастания нагрузки, до значений, опасных для нормальной работы механизмов собственных нужд электростанций, дополнительно отключая при необходимости потребителей.
6.6.24 Если подача напряжения на всю энергосистему окажется неудачной, диспетчер электроэнергетической системы обязан разделить энергосистему на части и подавать напряжение на отдельные участки электросети.
При этом в первую очередь, как правило, напряжение должно подаваться на части энергосистемы, где есть электростанции, на которых возможна быстрая синхронизация отключенных генераторов, питающих особо ответственных потребителей.
6.6.25 В случае отсутствия в энергосистеме мощных гидроэлектростанций или невозможности подачи от них напряжения диспетчер электроэнергетической системы должен принять меры по быстрейшему развороту электростанций, утративших напряжение, и в первую очередь —мощных блочных электростанций.
Разворот оборудования электростанции должен осуществляться по заранее разработанной схеме (6.1.3) с питанием от генераторов электростанций, работающих с выделенными собственными нуждами. После разворота генераторов должна быть осуществлена их синхронизация с генераторами резервного источника, от которых подавалось напряжение.
6.6.26 В зависимости от мощности синхронизируемых генераторов и пропускной способности линий электропередачи, связывающих эти генераторы, диспетчер электроэнергетической системы может подавать напряжение на всю энергосистему или последовательно на отдельные ее части с последующим разворотом оборудования других электростанций.
6.6.27 При ликвидации технологических нарушений, указанных в этом разделе, диспетчер электроэнергетической системы должен учитывать действия диспетчера ГДП, а последний — действия диспетчера ЦДУ России, Беларуси, Молдовы.
6.6.28 На случай тяжелых системных технологических нарушений, с полной потерей собственных нужд блочных ТЭС и АЭС с остановкой всех агрегатов ГДП должны быть разработаны схемы восстановления работы ОЭС Украины.
Порядок подачи напряжения по линиям электропередачи основной сети ОЭС Украины для разворота блочных ТЭС и АЭС и предельные мощности, которые при этом могут быть переданы, устанавливаются ГДП.
