Предотвращение и ликвидация технологических нарушений в электрической части ГЭС

гидроагрегат машинист подстанция электромонтер

Инструкция по предотвращению и ликвидации технологических нарушений в электрической части Саяно-Шушенской ГЭС устанавливает общие положения о разделении функций при ликвидации технологических нарушений между оперативным персоналом: диспетчером ОДУ Сибири (далее ДД ОДУ), дежурным диспетчером РДУ Хакасской энергосистемы (далее ДД ХРДУ), НСС, ДИП, НСМ, ДМ, ДЭМ ОРУ-500, СДМ и содержит основные положения по ликвидации технологических нарушений.

Наряду с выполнением требований инструкции, оперативный персонал (ОП) обязан проявлять необходимую инициативу и самостоятельность в решении отдельных, не предусмотренных инструкцией вопросов, связанных с ликвидацией технологических нарушений и аварийных ситуаций. При этом самостоятельные действия персонала не должны противоречить основным положениям настоящей инструкции.

Оперативный персонал при ликвидации технологических нарушений должен строго соблюдать требования действующих руководящих и распорядительных документов, определенных по каждому рабочему месту должностными инструкциями.

Общие указания оперативному персоналу по ликвидации технологических нарушений:

ОП должен производить ликвидацию технологических нарушений, не отвлекаясь на операции, связанные с решением второстепенных задач, сосредоточив свое внимание на решение главных вопросов.

Все переключения в аварийных условиях производятся ОП в соответствии с ПТЭ, Правилами безопасности и эксплуатационными инструкциями с применением необходимых защитных средств без специального напоминания об этом со стороны вышестоящего ОП, отдающего распоряжения.

При ликвидации технологических нарушений ОП обязан производить необходимые операции с устройствами РЗА и противоаварийной автоматики в соответствии с инструкциями и указаниями.

При выполнении самостоятельных действий по ликвидации технологических нарушений ОП обязан руководствоваться следующим:

при опробовании напряжением отключившегося оборудования следует немедленно вручную отключить выключатель в случае включения его на к.з. и отказе защит или при неполнофазном включении. Признаками короткого замыкания является резкое понижение напряжения одновременно с броском тока;

при подаче напряжения на ВЛ 541,542, как правило, происходит его повышение выше длительно допустимого. Для предотвращения повреждения оборудования длительность повышения напряжения не должна превышать определенных значений.

При принятии решений по ликвидации аварий НСС должен учитывать самостоятельные действия ОП нижестоящего уровня, выполняемые как при потере связи, так и независимо от наличия связи

По ликвидации аварий на гидротурбинном и гидромеханическом оборудовании ГЭС.

При возникновении аварийных режимов, сопровождающихся действием электрических и гидромеханических защит, оперативный персонал должен проконтролировать процесс отключения и останова оборудования от действия защит и автоматики.

При отказе защит и автоматики, действующих на останов гидроагрегата или сброс аварийно ремонтного затвора оперативный персонал машинного зала обязан произвести сброс аварийно ремонтного затвора ключом «Аварийный останов агрегата» на панели МА14, параллельно команду на сброс аварийно ремонтного затвора должен продублировать начальник смены станции ключом «Аварийный сброс затвора» на ПУ1 ЦПУ.

В случае, если команда от защит или ключей «Аварийный останов агрегата» на панели МА14 и «Аварийный сброс затвора» на ПУ1 ЦПУ на сброс аварийно ремонтного затвора не выполнилась, машинист гидроагрегатов, обслуживающий оборудование гидроприводов аварийно-ремонтных затворов, обязан по команде НСС или НСМ произвести вручную сброс затвора кнопкой «Сброс» на шкафу управления затвором (ПТК АРЗ) или открытием вентиля Г-6 соответствующего гидроагрегата.

После аварийных отключений генераторов необходимо обеспечить безотлагательную разборку главной схемы отключением генераторных разъединителей.

В случае, когда наблюдаются отклонения режима работы оборудования от нормального, оперативный персонал обязан установить причины отклонений и принять меры к восстановлению режима.

При отсутствии возможности устранения неисправности работающего оборудования, режим его работы должен быть изменен, либо оборудование должно быть отключено для устранения неисправностей.

После остановки агрегата должен быть произведён тщательный его осмотр с целью выявления возможных повреждений.

В результате отключения выключателей работающего генератора или блока от действия защит происходит сброс нагрузки агрегата. Сброс нагрузки сопровождается резким повышением числа оборотов, а также характерным шумом разгоняющегося агрегата.

В момент сброса нагрузки оперативный персонал должен наблюдать за:

характером изменения оборотов по тахометру. Заброс оборотов не должен превышать 165% n ном. Продолжительность нахождения агрегата в разгонном режиме (280 об/м) должна быть не более 2 минут;

работой направляющего аппарата по указателю его открытия. Направляющий аппарат должен идти на полное закрытие в первоначальный момент, а затем открыться до положения холостого хода турбины;

давлением и уровнем масла в котле МНУ. Давление масла в МНУ не должно быть ниже 45 атм.; уровень масла не должен снизиться ниже 30%;

включением и работой резервного насоса МНУ (включение основного насоса производится автоматически при давлении 59 кгс/см2, включение 1-го резервного насоса - при 58 кгс/см2, а включение 2-го резервного насоса - при 57 кгс/см2);

восстановлением номинальных оборотов на агрегате - 100% n ном (142,8 об/мин);

тепловым режимом агрегата - максимально допустимая температура масла в ванне генераторного подшипника, подпятника и системы регулирования +45°C. Минимально-допустимая температура для подпятника с металлопластмассовыми сегментами +5°C и +10°C для генераторного подшипника и системы регулирования.

предупредительная+60°C;

аварийная+65°C.

Для сегментов генераторного подшипника:

предупредительная+70°C;

аварийная+80°C.

Температура дистиллята на входе в обмотку статора должна быть в пределах +25°¸35°C.

Температура дистиллята на выходе из обмотки статора должна быть не выше +65°C.

Температура охлаждающего воздуха должна быть не ниже +150С и не выше +35°C.

После каждого сброса нагрузки, происшедшего на агрегате, должен быть произведён осмотр оборудования для проверки готовности включения генератора в сеть.