Повышение частоты тока в энергосистеме.

5.2.1. Повышение частоты тока происходит при избытке генерируемой мощности из-за отключения мощных потребителей, разрыва межсистемных связей, выделения электростанции на питание отдельного узла энергосистемы.

5.2.2. При повышении частоты может возникнуть асинхронный ход, в результате которого может произойти разрушение роторов турбины и генератора, повреждение вспомогательного оборудования электростанции. Продолжительность работы турбогенераторов при повышенной частоте ограничена.

При внезапном (в течение нескольких секунд) повышении частоты в пределах до 50,1 Гц совместно с диспетчером определяется причина повышения частоты.

Для недопущения повышения частоты выше 50,2 Гц НСС с разрешения диспетчера Коми РДУ принимает необходимые меры по разгрузке генерирующего оборудования вплоть до технического минимума. При этом контролируются перетоки по линиям, отходящим от электростанции.

5.2.3. При повышении частоты выше 50,4 Гц оперативный персонал электростанции принимает меры к понижению частоты путем максимально возможной разгрузки или отключения требуемого количества энергоблоков по согласованию с диспетчером.

5.2.4. При дальнейшем повышении частоты до 51,5 Гц НСС без указания диспетчера Коми РДУ (оперативный персонал БЩУ только по указанию НСС) должен экстренно производить глубокую разгрузку электростанции вплоть до отключения генерирующего оборудования (при работе 2―х и более блоков).

5.2.5. При отключении генерирующего оборудования необходимо удерживать допустимые параметры и устойчивый режим на оставшихся в работе блоках, учитывать условия сохранения паровых и электрических собственных нужд электростанции, поддерживать отключенные энергоблоки на холостом ходу для последующей синхронизации генераторов и набора мощности.

5.2.6. О выполненных самостоятельно действиях НСС немедленно ставит в известность диспетчера Коми РДУ.

5.2.7. После ликвидации нарушений нормального режима, включение в параллельную работу с энергосистемой отключенных генераторов и изменение генерирующей мощности электростанции производится только по разрешению диспетчера Коми РДУ.

 

Асинхронные режимы.

5.3.1. Асинхронный режим в энергосистеме может возникнуть в результате нарушения статической или динамической устойчивости ввиду:

- перегрузки межсистемных транзитных связей (аварийное отключение большой генерирующей мощности, резкий рост потребляемой мощности, отказ устройств противоаварийной автоматики),

- отказа выключателей или защит при КЗ,

- несинхронного включения генераторов, линий электропередачи, например несинхронного АПВ,

- потери возбуждения генератора

При этом нарушается синхронизм отдельных электростанций по отношению к энергосистеме или между отдельными частями энергосистемы, и возникает асинхронный ход.

Кроме перечисленных иногда по другим причинам возникают асинхронный ход отдельного генератора, работающего с возбуждением.

5.3.2. Признаками асинхронного хода являются возникновение разности частот между частями энергосистемы при сохранении между этими частями электрической связи, устойчивые периодические глубокие колебания тока, напряжения и мощности, определяемые по качанию стрелок приборов линий электропередач.

При этом наиболее глубокие колебания напряжения будут наблюдаться в точках, близких к электрическому центру качаний, в котором напряжение может понижаться до нуля.

На шинах электростанций, находящихся вблизи центра качаний, происходят периодические глубокие колебания напряжения с понижением его ниже аварийно-допустимых значений (0,7-0,8 номинального), в том числе на с. н. с возможным отключением ответственных механизмов с. н. и отдельных агрегатов, поэтому при ликвидации асинхронного хода оперативный персонал ГРЭС обязан поднять напряжение вплоть до предельно допустимого значения.

В частях энергосистемы, где наблюдается глубокое понижение напряжения, частотомеры, особенно вибрационные, могут давать неустойчивые или неправильные показания. В этих случаях персонал руководствуется показаниями тахометров турбин.

5.3.3. Прекращение асинхронного хода обеспечивается действиями системной автоматики ликвидации асинхронного режима (АЛАР), диспетчерского персонала Коми РДУ, оперативного персонала электростанции.

Если почему-либо АЛАР отказала и асинхронный режим продолжается, диспетчер дает команду на разделение асинхронно работающих частей энергосистемы в местах установки АЛАР.

При появлении характерных признаков асинхронного хода оперативный персонал электростанции, если не сработала или выведена автоматика ликвидации асинхронного режима, должен немедленно принять меры для восстановления нормальной частоты по согласованию с диспетчером Коми РДУ.

5.3.4. Если при достижении нормальной частоты асинхронный ход не прекращается, персонал электростанции, на которой при возникновении аварии частота повысилась, производит ее дальнейшее понижение только по распоряжению диспетчера.

5.3.5. Понижение частоты на электростанциях, где она повысилась, производится непрерывным воздействием на систему управления турбин как дистанционно, так и вручную в сторону снижения нагрузки до прекращения качаний или понижения частоты, но не ниже 48,5 Гц.

5.3.6. Повышение частоты в тех частях энергосистемы, в которых она понизилась, производится путем набора нагрузки на электростанциях, имеющих резерв, с максимально-допустимой скоростью нагружения турбин до прекращения качаний или достижения нормальной частоты (или нормального числа оборотов по показаниям тахометров).

5.3.7. Показателем правильных действий оперативного персонала является уменьшение частоты качаний. После прекращения асинхронного хода должна быть восстановлена нормальная нагрузка электростанции.

5.3.8. При появлении качаний токов, мощности и напряжения персонал электростанции должен уметь отличать синхронные качания от асинхронного режима. При синхронных качаниях по линиям связи мощность, как правило, не меняет своего знака и сохраняет свое среднее значение за период, поэтому при синхронных качаниях не бывает устойчивой разности частот в соответствующих частях энергосистемы. Синхронные качания токов и напряжений на генераторах обычно происходят около среднего значения, близкого к нормальному (до появления качаний) значению. Чаще всего они носят затухающий характер.

Для ускорения прекращения синхронных качаний генераторов производится разгрузка их по активной мощности и повышается реактивная мощность без перегрузки транзитных связей. При синхронных качаниях по межсистемным связям повышается напряжение на электростанциях приемной части системы (уменьшение перетока за счет использования резерва или отключения потребителей). Указанными действиями руководит диспетчер Коми РДУ.

5.3.9. Асинхронный ход одного генератора при потере возбуждения ввиду неисправности, либо ошибок персонала имеет свои особенности.

На Печорской ГРЭС защита от потери возбуждения может действовать на отключение генератора (АВР 6 кВ, отключение АГП, отключение выключателя 220 кВ, воздействие на систему управление турбиной) или перевод его в асинхронный режим (автоматическая разгрузка воздействием на технологические защиты блока, отключение АГП, АВР с.н. 6 кВ). При отказе защиты её действие дублирует персонал.

Допустимость работы генераторов без возбуждения (асинхронный ход) по их воздействию на сеть определяется Коми РДУ. В настоящее время асинхронный ход генераторов ПГРЭС недопустим.

Внешними признаками потери возбуждения на генераторах являются:

- потребление генератором из электросети большой реактивной мощности, значение которой зависит от напряжения в энергосистеме и активной мощности генератора;

- 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).

5.3.10. Выход из синхронизма одного генератора с возбуждением.

В этом случае НСС (НСЭ), если не произошло автоматического отключения, немедленно отключает генератор от сети с одновременным отключением АГП.

Выход генератора из синхронизма может быть вызван неправильными действиями оперативного персонала (например, резким уменьшением тока ротора при работе генератора с резервным возбудителем (РВ)), либо повреждением в АРВ и в результате его неправильным функционированием при КЗ и других режимах.

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.

Оперативный персонал электростанции после отключения генератора, вышедшего из синхронизма, докладывает об этом диспетчеру, регулирует режим работы электростанции, определяет и устраняет причину нарушения синхронизма. При исправном состоянии оборудования (отсутствие повреждения генератора и других силовых элементов) и устройств автоматики турбогенератор синхронизируется, включается в сеть и производится подъем нагрузки.

5.3.11. При появлении качаний токов, мощности и напряжения на всех генераторах электростанции и резком изменении частоты (понижении, повышении) оперативный персонал действует согласно требованиям пп. 5.1-5.2.

 

Разделение энергосистемы.

5.4.1. Разделение синхронной зоны на изолированные части и исчезновение напряжения в отдельных частях может произойти в результате:

- глубокого понижения частоты и напряжения;

- отключения транзитных линий электропередачи из-за перегрузки;

- неправильной работы защит или неправильных действий оперативного персонала;

- отказа работы выключателей;

- асинхронного хода и действия делительных защит.

5.4.2. При разделении энергосистемы в одних её частях возникает дефицит, а в других ― избыток активной и реактивной мощности и, как следствие, повышение или понижение частоты и напряжения.

5.4.3. Оперативный персонал электростанции при возникновении указанных режимов обязан:

- сообщить диспетчеру Коми РДУ о происшедших отключениях на электростанции, об отклонениях частоты и напряжения и наличии перегрузок транзитных линий электропередачи;

- по команде диспетчера Коми РДУ принять меры к восстановлению напряжения и частоты согласно указаниям пп. 5.3.5, 5.3.6;

- снять перегрузки с транзитных линий электропередачи при угрозе нарушения статической устойчивости;

- обеспечивать надежную работу механизмов собственных нужд;

- синхронизировать отделившиеся во время аварии генераторы при наличии напряжения от энергообъединения (или при появлении его после исчезновения);

- при отсутствии напряжения на шинах отключенные генераторы удерживать на холостом ходу или в состоянии готовности к быстрому развороту и обратному включению в сеть с набором нагрузки;

- по требованию диспетчера Коми РДУ отделять от энергосистемы отдельные генераторы или целиком электростанцию и синхронизировать её с дефицитной частью энергосистемы;

- по команде диспетчера Коми РДУ регулировать частоту до уровня необходимого для синхронизации отделившегося энергоузла.

5.4.4. При полной потере напряжения на электростанции оперативный персонал, при появлении напряжения немедленно принимает меры к развороту механизмов с. н. и генераторов и к их включению в сеть.

5.4.5. Разворот оборудования электростанции производится согласно Инструкции по развороту оборудования Филиала после полного сброса нагрузки и потери собственных нужд. Напряжение на шины и с.н. электростанции подается по Схемам подачи напряжения на собственные нужды Печорской ГРЭС в условиях наиболее тяжелых нарушений в работе электроэнергетической системы Республики Коми, связанных с полной остановкой оборудования электростанции и отсутствием напряжения на шинах собственных нужд.

Понижение напряжения

5.5.1. Автоматические регуляторы систем возбуждения (АРВ) генераторов обеспечивают поддержание напряжения на шинах электростанции.

При снижении напряжения в контрольных точках АРВ генераторов, стремясь поддержать неизменным напряжение на шинах станции, увеличивают выдачу реактивной мощности (Q). По указанию диспетчера выдача Q может меняться персоналом станции по отношению к диспетчерскому графику воздействием на уставку АРВ. Однако при снижении напряжения в заданной контрольной точке или у энергообъектов системы ниже определенного значения это напряжение будет поддерживаться за счет использования перегрузочной способности генераторов. При этом через определенное время в соответствии с перегрузочными характеристиками генератора автоматика уменьшит ток ротора до номинального значения, что может привести к более глубокому понижению напряжения и возможному распаду энергосистемы.

В случае отказа ограничения автоматика отключит генератор защитой от перегрузки. В течение этого времени после выяснения причин снижения напряжения диспетчер принимает меры по повышению напряжения в энергосистеме (увеличение загрузки по реактивной мощности генераторов, синхронных компенсаторов, включение батарей статических конденсаторов, отключение шунтирующих реакторов, изменение коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенных РПН, снижение перетоков мощности по линиям). Если использование резервов реактивной мощности оказывается недостаточным, увеличение загрузки по реактивной мощности в энергосистеме с пониженным напряжением может быть получено при разгрузке турбогенераторов по активной мощности, вместе с отключением части потребителей

5.5.2. Для предотвращения нарушения параллельной работы электростанций и энергоузлов и сохранения устойчивости нагрузки установлены аварийные пределы снижения напряжения на шинах Печорской ГРЭС:

- на шинах 220кВ ― 218 кВ

- шины с.н. 6 кВ ―  5,7 кВ.

5.5.3. Возможные причины аварийного снижения напряжения в электрической сети операционной зоны Коми РДУ:

- не отключившееся короткое замыкание;

- потеря возбуждения мощных генераторов электростанций;

- отключение загруженных крупных генераторов или энергоемких энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, приводящее к перегрузке транзитных связей;

- отключение одной из параллельных загруженных ЛЭП и т.п.

5.5.4. Основные мероприятия по повышению уровня напряжения (загрузка генераторов по реактивной мощности, управление устройствами РПН трансформаторов, изменение перетоков активной мощности по транзитным ВЛ и т.п.), следует проводить при снижении напряжения в контрольных пунктах ниже минимальной границы графика напряжения, а взятие перегрузок генераторами и отключение энергопринимающих установок потребителей электрической энергии – ниже минимально допустимого уровня напряжения.

Снижение уровня напряжения ниже аварийно допустимого значения не должно допускаться.

При снижении уровня напряжения в контрольных пунктах до установленных аварийных уровней, диспетчерский персонал Коми РДУ после использования всех мер для повышения уровня напряжения (загрузка генераторов по реактивной мощности, управление устройствами РПН трансформаторов, изменение перетоков активной мощности по транзитным ВЛ и т.п.), должен дать диспетчерскую команду о кратковременной перегрузке генераторов.

После сообщения о перегрузке генераторов диспетчерский персонал Коми РДУ обязан принять меры к их разгрузке до истечения допустимого срока, не допуская при этом дальнейшего снижения напряжения и перегрузки транзитных связей. Если эти меры не будут своевременно приняты, то перегрузки снимаются дежурным персоналом электростанции, генераторы разгружаются до номинальных токов статора и ротора, что может привести к дальнейшему глубокому снижению напряжения и возможному разделению ОЗ с отключением энергопринимающих установок потребителей.

Обо всех принятых мерах по подъему напряжения оперативно-диспетчерский персонал должен сообщать в вышестоящий диспетчерский центр.

5.5.5. Диспетчерский персонал Коми РДУ должен оказать помощь персоналу объектов электроэнергетики своей ОЗ в повышении напряжения, за счет мобилизации резерва реактивной мощности электростанций, перераспределения активной мощности между электростанциями ОЗ Коми РДУ для разгрузки ЛЭП, прилегающих к узлам с пониженным напряжением, в том числе и изменения перетоков в ЕЭС России по согласованию с диспетчером ОДУ Северо-Запада, разгрузки по активной мощности генераторов электростанций для загрузки их по реактивной.

5.5.6. Если после всех принятых мер по восстановлению напряжения оно остается ниже аварийно допустимого значения, диспетчерским персоналом Коми РДУ вводятся графики временного ограничения потребления электроэнергии (мощности).

5.5.7. Если в результате снижения напряжения в электрической сети, напряжение на шинах собственных нужд (СН) электростанции снизится ниже аварийно-допустимого значения, то для предотвращения нарушения нормального режима работы оборудования СН и полного останова агрегатов электростанции, генераторы разгружаются по активной и загружаются по реактивной мощности с контролем частоты и перетоков мощности по внутренним и внешним связям (сечениям) или напряжение повышается до уровня, обеспечивающего нормальный режим собственных нужд:

- изменением потокораспределения активной мощности;

- перераспределением потоков реактивной мощности с помощью изменения коэффициентов трансформации на трансформаторах с РПН;

- изменением схемы электрической сети;

- отключением энергопринимающих установок потребителей.

Если эти действия не привели к повышению напряжения на шинах собственных нужд электростанции выше аварийно-допустимого уровня, то для предотвращения нарушения нормального режима питания собственных нужд электростанции и полного останова агрегатов электростанции осуществляется выделение энергоблока(ов) на питание собственных нужд или выделение электростанции на работу со сбалансированной нагрузкой.

5.5.8. При отказе системы автоматического выделения электростанции на работу со сбалансированной нагрузкой (ЧДА) дежурный персонал электростанции должен самостоятельно или совместно с диспетчером провести мероприятия по выделению электростанции и обеспечить надежную работу механизмов собственных нужд, вплоть до их выделения на резервное питание или на питание от выделенного генератора.

5.5.9. При снижении напряжения ниже аварийного уровня персонал обязан действовать в следующем порядке:

а) самостоятельно повысить реактивную мощность генераторов до предела допустимых аварийных перегрузок. Наличие АРВ и форсировки возбуждения не освобождает персонал от проведения этих мероприятий. С помощью переключающего устройства РПН поддерживать нормальное напряжение на шинах с.н. блоков;

б) о величине напряжения на шинах станции и о величине перегрузки генераторов сообщить ДС;

в) по истечению срока перегрузки разгрузить генераторы до номинального значения токов статора и ротора. Если напряжение выше аварийного уровня, перегрузка генераторов устраняется снижением на них возбуждения (реактивной нагрузки). Если напряжение ниже аварийного уровня, то разгрузку генераторов следует вести за счет снижения на них активной мощности (снижение возбуждения обычно не приводит к уменьшению перегрузки, но может вызвать нарушение устойчивости параллельной работы).

Примечание: возможное понижение частоты ликвидируется действием устройств АЧР, ЧДА энергосистемы или проведением мероприятий персоналом.

5.5.10. Если в результате глубокого снижения напряжения произойдет отключение генераторов от действия защиты перегрузки ротора, персонал должен принять меры к немедленному включению в сеть отключившихся генераторов и взять на них полную реактивную нагрузку, а затем загрузить их по активной мощности, сохраняя номинальные значения токов статора и ротора.

5.5.11. При понижении напряжения, вызванном неотключившимся коротким замыканием (КЗ) в электрической сети, диспетчерский персонал Коми РДУ, оперативный персонал объектов электроэнергетики должен до истечения срока взятых перегрузок на генераторах определить (на основании уровней напряжения, перетоков активной и реактивной мощности, действия РЗиА, сообщений с мест, показаний регистрирующих приборов и приборов ОМП) и отключить место КЗ.

 

Повышение напряжения

5.6.1. Диспетчерский персонал Коми РДУ, дежурный персонал объектов электроэнергетики операционной зоны (ОЗ) Коми РДУ должен поддерживать уровни напряжений в контрольных точках в соответствии с заданным графиком и не допускать повышения уровня напряжения выше величин, установленных нормативными документами и нормами заводов изготовителей:

- длительно - выше максимального рабочего напряжения;

- кратковременно - в зависимости от длительности воздействия выше значений в соответствии с ПТЭ.

5.6.2. Причиной значительного повышения напряжения в сетях высокого напряжения в операционной зоне Коми РДУ может быть:

- сброс нагрузки с транзитных ЛЭП 220 кВ;

- одностороннее отключение ЛЭП 220 кВ;

- избыток реактивной мощности из-за снижения потребления в операционной зоне Коми РДУ и генерации зарядной мощности незагруженными протяженными ЛЭП высокого напряжения;

- резкое повышение частоты.

5.6.3. В случае повышения напряжения и приближении его к наибольшему рабочему уровню диспетчерский персонал Коми РДУ совместно с оперативным персоналом объектов электроэнергетики должен принимать меры к его снижению путем:

- снижения загрузки по реактивной мощности генераторов электростанций, работающих в режиме ее выдачи, перевода их в режим потребления (или увеличения потребления) реактивной мощности;

- перевода РПН трансформаторов;

- отключения протяженных линий электропередачи в районе повышенного напряжения (только выключателями);

- разгрузке генераторов по активной мощности и дополнительной разгрузке по реактивной мощности.

5.6.4. Перечисленные мероприятия выполняются с контролем частоты и перетоков активной мощности по транзитным ВЛ и оборудованию.

5.6.5. Наибольшими рабочими уровнями напряжения для объектов электроэнергетики разных номинальных напряжений являются:

 

7.2 для 6 кВ; 12.0 для 10 кВ; 40.5 для 35 кВ; 126.0 для 110 кВ; 252.0 для 220 кВ.