Инструкция по предотвращению и ликвидации аварий в энергосистеме — Отключение оборудования
6. ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ (АВАРИЙ) ПРИ ОТКЛЮЧЕНИИ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ИЛИ ДРУГОГО ОБОРУДОВАНИЯ.
6.1. При аварийном отключении линий, трансформаторов (автотрансформаторов) связи, шунтирующих реакторов и другого основного оборудования,
диспетчеры, в чьем оперативном управлении и в чьем ведении находится
оборудование, по принадлежности ОБЯЗАНЫ:
— отрегулировать допустимый режим работы контролируемых связей;
— принять срочные меры по включению потребителей, отключенных действием устройств САОН, а при невозможности быстрого включения, включить их после отключения других потребителей по ГАО (или ввода ограничений, графиков МР) и снижения перетока мощности по контролируемым связям до допустимого уровня;
— определить на основе показаний устройств телесигнализации и телеизмерений, информации автоматических регистраторов, анализа работы
устройств РЗА, опроса подчиненного персонала и сообщения с мест
причины отключений и, после устранения указанных причин или уточнения допустимости включения, включить оборудование в работу.
Во всех случаях срабатывания релейной защиты дежурный обязан
отметить мелом сработанные указательные реле, сквитировать реле, произвести запись в оперативном журнале и сообщить диспетчеру и релейному персоналу о работе защиты.
При необходимости повторного включения отключившегося оборудования, сначала следует проверить, все ли указательные реле находятся в исходном положении. При повторном срабатывании защит, их указательные реле следует отметить так, чтобы отметки отличались от предыдущих.
Отметки мелом указательных реле дежурный стирает после проверки правильности выполненных им записей в оперативном журнале
и после окончания анализа работы устройств релейной защиты с разрешения диспетчера.
В электроустановках имеющих автотрансформаторы (трансформаторы) оборудованные отсечными клапанами возврат отсечного клапана
в исходное (не сработанное) положение следует проводить при отключенном АТ(тр-ре) во избежание срабатывания газового реле на отключение, вызванного потоком масла из-за разности давлений в баке работающего тр-ра и в расширителе.
В случае невозможности отключения АТ(тр-ра) по режиму необходимо перевести действие газовой защиты на сигнал, взвести отсечной
клапан и ввести газовую защиту в работу.
6.2. После аварийного отключения линии, на основе показаний фиксирующих
приборов, регистраторов, анализа работы устройств РЗ и ПА, осмотра
оборудования на подстанциях и при отсутствии видимого повреждения
производится опробование напряжением; при неуспешном опробовании –
после анализа работы устройств РЗА линии, расшифровки осцилограмм по
линии организуется обход и она выводится в ремонт.
Перед опробованием линии напряжением следует иметь в виду, что при
отказе выключателя, которым подается напряжение, возможно отключение
смежных элементов связи и развитие аварии.
6.3. При потере генерирующей мощности или отключении линий электропередач, вызвавших перегрузки внутрисистемных связей сверх установленных допустимых значений, диспетчер ДЭС должен аварийно поднять
имеющиеся резервы мощности для разгрузки контролируемых сечений и
линий.
6.4. Ликвидация технологических нарушений на транзитных и тупиковых
линиях электропередачи, в главных схемах электростанций и подстанций, в
схеме собственных нужд электростанций и подстанций, в работе распределительных электрических сетей 0,4-10 кВ производится в соответствии с
указаниями Инструкции по ликвидации аварий и нарушений режима на
энергопредприятиях и в энергообъединениях (ГКД 34.20.563-96), и Инструкций ДПА-1 «О включении автоматически отключившихся ВЛ напряжением 110 кВ и выше», ДПА-3 «О порядке вывода из работы поврежденных выключателей и несимметричных режимов».
6.5. При отсутствии связи с диспетчером ДЭС и необходи мости немедленного
отключения ВЛ-750 кВ: Донбасская-Запорожская, Южнодонбасская-Донбасская, Южнодонбасская-ЗАЭС, в целях сохранения оборудования,
оперативному персоналу ПС Донбасская-750 кВ и ПС Южнодонбасская-750 кВ разрешается самостоятельно использовать схему полуавтоматического отключения ВЛ-750 кВ: Донбасская-Запорожская, Южнодонбасская-Донбасская, Южнодонбасская-ЗАЭС соответственно.
- 6.6. При обесточении систем (секций) шин подстанций 220-750 кВ, ТЭС подача напряжения на системы (секции) шин определена Приложением к инструкции ДПА-5 «По действиям оперативного персонала Донбасской ЭС,
- ТЭС, ОАО «Облэнерго» при обесточении систем (секций) шин подстанций
- 220 кВ и выше и ТЭС», утвержденной главным инженером Донбасской ЭС
- 30.07.2001 г.
7. ДЕЙСТВИЯ ОПЕРАТИВНОГО ПЕРСОНАЛА ПРИ ПОНИЖЕНИИ НАПРЯЖЕНИЯ В ОСНОВНЫХ УЗЛОВЫХ ПУНКТАХ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ.
7.1. Оперативным персоналом ДЭС, энергопредприятий и энергообъектов
осуществляется контроль и регулирование напряжений в заданных контрольных точках сети в соответствии с утвержденными графиками напряжений.
7.2. Если напряжение в этих точках снижается до аварийного предела, оперативный персонал ТЭС и подстанций с батареями статических конденсаторов должен самостоятельно поддерживать напряжение путем использования перегрузочной способности генераторов, а диспетчер ДЭС должен
оказать энергопредприятиям помощь, путем перераспределения реактивной и активной мощности между ними. При этом разрешается повышать
напряжение в отдельных контрольных точках вплоть до значений предельно допустимых для оборудования, с учетом времени превышения номинальных величин.
7.3. В случае понижения напряжения ниже номинально установленных
уровней на одном или нескольких объектах диспетчер ДЭС, а также персонал энергопредприятий и подстанций обязан определить причины снижения напряжения и принять меры путем:
— увеличения загрузки синхронных компенсаторов и генераторов по реактивной мощности вплоть до взятия аварийных перегрузок. При этом
необходимо предупредить возможное отключение генераторов защитой
от перегрузки ротора;
— включения батарей статических конденсаторов;
— отключения шунтирующих реакторов (по распоряжению диспетчера
НЭК);
— изменения коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН;
— снижения перетоков активной мощности по линиям.
После получения сообщений о перегрузке генераторов диспетчер ДЭС
обязан принять немедленные меры к их разгрузке до истечения допустимого срока взятия перегрузок, не допуская понижения напряжения.
Если в результате понижения напряжения в электрических сетях понизится напряжение собственных нужд ТЭС до значения ниже аварийно допустимого, диспетчер ДЭС для предотвращения нарушения режима
работы механизмов С.Н. и полного останова агрегатов ТЭС обязан разгрузкой генераторов по активной мощности (по согласованию с диспетчером НЭК) или отключением потребителей повысить напряжение до уровня, обеспечивающего нормальный режим работы агрегатов.
7.4. Если после принятых мер по восстановлению напряжения оно остается
ниже аварийного значения, необходимо отключить потребителей в пер
вую очередь в том узле, где произошло снижение напряжения.
7.5. При понижении напряжения в Донбасской энергосистеме и исчерпании
самостоятельных мер в повышении его диспетчер НЭК обязан оказать помощь в восстановлении нормальных уровней напряжения мерами, осуществляемыми в смежных энергосистемах.
Включение оборудования после аварийного отключения
3.3.33. Для обеспечения действия АВР при обесточении питаемого элемента в связи с исчезновением напряжения со стороны питания рабочего источника, а также при отключении выключателя с приемной стороны (например, для случаев, когда релейная защита рабочего элемента действует только на отключение выключателей со стороны питания) в схеме АВР в дополнение к указанному в 3.3.32 должен предусматриваться пусковой орган напряжения. Указанный пусковой орган при исчезновении напряжения на питаемом элементе и при наличии напряжения со стороны питания резервного источника должен действовать с выдержкой времени на отключение выключателя рабочего источника питания с приемной стороны. Пусковой орган напряжения АВР не должен предусматриваться, если рабочий и резервный элементы имеют один источник питания.
3.3.34. Для трансформаторов и линий малой протяженности с целью ускорения действия АВР целесообразно выполнять релейную защиту с действием на отключение не только выключателя со стороны питания, но и выключателя с приемной стороны. С этой же целью в наиболее ответственных случаях (например, на собственных нуждах электростанций) при отключении по каким-либо причинам выключателя только со стороны питания должно быть обеспечено немедленное отключение выключателя с приемной стороны по цепи блокировки.
3.3.35. Минимальный элемент напряжения пускового органа АВР, реагирующий на исчезновение напряжения рабочего источника, должен быть отстроен от режима самозапуска электродвигателей и от снижения напряжения при удаленных КЗ. Напряжение срабатывания элемента контроля напряжения на шинах резервного источника пускового органа АВР должно выбираться по возможности, исходя из условия самозапуска электродвигателей. Время действия пускового органа АВР должно быть больше времени отключения внешних КЗ, при которых снижение напряжения вызывает срабатывание элемента минимального напряжения пускового органа, и, как правило, больше времени действия АПВ со стороны питания.
Минимальный элемент напряжения пускового органа АВР, как правило, должен быть выполнен так, чтобы исключалась его ложная работа при перегорании одного из предохранителей трансформатора напряжения со стороны обмотки высшего или низшего напряжения; при защите обмотки низшего напряжения автоматическим выключателем при его отключении действие пускового органа должно блокироваться. Допускается не учитывать данное требование при выполнении устройств АВР в распределительных сетях 6-10 кВ, если для этого требуется специальная установка трансформатора напряжения.
3.3.36. Если при использовании пуска АВР по напряжению время его действия может оказаться недопустимо большим (например, при наличии в составе нагрузки значительной доли синхронных электродвигателей), рекомендуется применять в дополнение к пусковому органу напряжения пусковые органы других типов (например, реагирующие на исчезновение тока, снижение частоты, изменение направления мощности и т. п.).
В случае применения пускового органа частоты последний при снижении частоты со стороны рабочего источника питания до заданного значения и при нормальной частоте со стороны резервного питания должен действовать с выдержкой времени на отключение выключателя рабочего источника питания.
При технологической необходимости может выполняться пуск устройства автоматического включения резервного оборудования от различных специальных датчиков (давления, уровня и т. п.).
3.3.37. Схема устройства АВР источников питания собственных нужд электростанций после включения резервного источника питания взамен одного из отключающихся рабочих источников должна сохранять возможность действия при отключении других рабочих источников питания.
3.3.38. При выполнении устройств АВР следует проверять условия перегрузки резервного источника питания и самозапуска электродвигателей и, если имеет место чрезмерная перегрузка или не обеспечивается самозапуск, выполнять разгрузку при действии АВР (например, отключение неответственных, а в некоторых случаях и части ответственных электродвигателей; для последних рекомендуется применение АПВ).
3.3.39. При выполнении АВР должна учитываться недопустимость его действия на включение потребителей, отключенных устройствами АЧР. С этой целью должны применяться специальные мероприятия (например, блокировка по частоте); в отдельных случаях при специальном обосновании невозможности выполнения указанных мероприятий допускается не предусматривать АВР.
3.3.40. При действии устройства АВР, когда возможно включение выключателя на КЗ, как правило, должно предусматриваться ускорение действия защиты этого выключателя (см. также 3.3.4). При этом должны быть приняты меры для предотвращения отключений резервного питания по цепи ускорения защиты за счет бросков тока включения.
С этой целью на выключателях источников резервного питания собственных нужд электростанций ускорение защиты должно предусматриваться только в случае, если ее выдержка времени превышает 1-1,2 с; при этом в цепь ускорения должна быть введена выдержка времени около 0,5 с. Для прочих электроустановок значения выдержек времени принимаются, исходя из конкретных условий.
3.3.41. В случаях, если в результате действия АВР возможно несинхронное включение синхронных компенсаторов или синхронных электродвигателей и если оно для них недопустимо, а также для исключения подпитки от этих машин места повреждения следует при исчезновении питания автоматически отключать синхронные машины или переводить их в асинхронный режим отключением АГП с последующим автоматическим включением или ресинхронизацией после восстановления напряжения в результате успешного АВР.
Для предотвращения включения резервного источника от АВР до отключения синхронных машин допускается применять замедление АВР. Если последнее недопустимо для остальной нагрузки, допускается при специальном обосновании отключать от пускового органа АВР линию, связывающую шины рабочего питания с нагрузкой, содержащей синхронные электродвигатели.
Для подстанций с синхронными компенсаторами или синхронными электродвигателями должны применяться меры, предотвращающие неправильную работу АЧР при действии АВР (см. 3.3.79).
3.3.42. С целью предотвращения включения резервного источника питания на КЗ при неявном резерве, предотвращения его перегрузки, облегчения самозапуска, а также восстановления наиболее простыми средствами нормальной схемы электроустановки после аварийного отключения и действия устройства автоматики рекомендуется применять сочетание устройств АВР и АПВ. Устройства АВР должны действовать при внутренних повреждениях рабочего источника, АПВ — при прочих повреждениях.
После успешного действия устройств АПВ или АВР должно, как правило, обеспечиваться возможно более полное автоматическое восстановление схемы доаварийного режима (например, для подстанций с упрощенными схемами электрических соединений со стороны высшего напряжения — отключение включенного при действии АВР секционного выключателя на стороне низшего напряжения после успешного АПВ питающей линии).
Включение генераторов
3.3.43. Включение генераторов на параллельную работу должно производиться одним из следующих способов: точной синхронизацией (ручной, полуавтоматической и автоматической) и самосинхронизацией (ручной, полуавтоматической и автоматической).
3.3.44. Способ точной автоматической или полуавтоматической синхронизации как основной способ включения на параллельную работу при нормальных режимах должен предусматриваться для:
турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток мощностью более 3 МВт, работающих непосредственно на сборные шины генераторного напряжения, и при значении периодической составляющей переходного тока более 3,5 Iном;
турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток типов ТВВ, ТВФ, ТГВ и ТВМ;
гидрогенераторов мощностью 50 МВт и более.
При аварийных режимах в электрической системе включение на параллельную работу всех генераторов вне зависимости от системы охлаждения и мощности может производиться способом самосинхронизации.
3.3.45. Способ самосинхронизации как основной способ включения на параллельную работу может предусматриваться для:
турбогенераторов мощностью до 3 МВт:
турбогенераторов с косвенным охлаждением мощностью более 3 МВт, работающих непосредственно на сборные шины, если периодическая составляющая переходного тока при включении в сеть способом самосинхронизации не превосходит 3,5 Iном;
турбогенераторов с косвенным охлаждением, работающих в блоке с трансформаторами;
гидрогенераторов мощностью до 50 МВт;
гидрогенераторов, электрически жестко связанных между собой и работающих через общий выключатель при их суммарной мощности до 50 МВт.
Инструкция по производству оперативных переключений в электроустановках — Ввод оборудования, подготовка
10.1. Включение новых электроустановок и оборудования, а также испытания должны проводиться по программам, разработанным производственными службами предприятия (объединения), в управлении которого находится это оборудование.
Программы специальных испытаний оборудования (например, испытаний генератора на нагрев) разрабатываются организацией, которая их проводит.
Программы утверждаются главным инженером предприятия (объединения), согласовываются с производственными службами высшего уровня, в ведении которых находится оборудование, и даются диспетчеру для координации работ. Копии программ посылаются предприятиям для разработки местных программ, детализированных для уровня подстанции, без дополнительного согласования с производственными структурами высшего уровня.
Местные программы, подписанные начальником электроцеха на электростанциях, начальником подстанции (или главным инженером РЭС) и начальником МСРЗА на предприятиях электросетей, и утвержденные главным инженером предприятия, даются дежурному персоналу для использования в качестве типового бланка переключений.
10.2. Переключения в электроустановках, в связи с включением нового оборудования или испытаниями, можно выполнять по бланкам переключений, составленным на основе программы, разработанной для диспетчера (без разработки отдельной детальной программы для дежурного подстанции).
10.3. С целью сокращения документации, эксплуатирующему предприятию (РЭС), производственным службам организации высшего уровня, в управлении которой находится электроустановка, рекомендуется совместно разрабатывать программы испытаний с детализацией для дежурного персонала, который выполняет переключения. Программа подписывается главным инженером предприятия (РЭС) и руководителями производственных служб вышестоящей организации, утверждается ее главным инженером и согласовывается с органом диспетчерского управления высшей ступени, в управлении которого находится задействованное при испытаниях оборудование.
10.4. В программах переключений необходимо предусмотреть порядок фазировки нового оборудования, а также линий после работ с разрезанием проводов, и полноценную защиту оборудования при отключении отдельных видов релейной защиты и автоматики для проверки.
10.5. Переключения с включением нового оборудования или специальные испытания должны проводиться по разрешенным заявкам под руководством диспетчера или НСС, по разрешению диспетчера, в ведении которого находится электроустановка. Для оказания помощи оперативному персоналу допускается привлечение персонала технических служб.
10.6. Сложные, нетиповые испытания оборудования и выполнение связанных с ними оперативных переключений в условиях, непосредственно влияющих на режим работы энергосистемы и энергообъединений, должны выполняться только в дневное время.
11. Режимная подготовка оперативных переключений.
11.1. Программы оперативных переключений должны быть дополнены указаниями по режиму и РЗА или ремонтными схемами, в которых учтены:
- условия выполнения переключений;
- мероприятия по режиму, которые необходимо выполнить перед изменением схемы;
- мероприятия по РЗА и ПА;
- возможные аварии и их ликвидация в ремонтной схеме.
11.2. При формировании условий выполнения переключений необходимо учитывать возможность неполнофазных отключений или разрушений выключателей и разъединителей, отключения систем шин при выполнении переключений, а также возможность аварийного отключения в ремонтной схеме еще одного, наиболее нагруженного элемента сети или потери генерирующей мощности в узле.
11.3. Проработку режима работы сети в ремонтной схеме должна осуществлять структура, исполняющая функции диспетчерского управления электроустановками этой сети.
При режимной проработке ремонтных схем необходимо учитывать возможность перегрузки оборудования, снижения напряжения, нарушения устойчивости и т.п.
Мероприятия по РЗ и ПА должны быть направлены на повышение надежности ремонтных схем и содержать изменение уставок устройств релейной защиты, противоаварийной автоматики, ввода дополнительных устройств автоматики и ускорений релейной защиты и т.п.
11.4. При планировании вывода в ремонт оборудования ВЛ (КЛ), трансформаторов, систем (секций) шин, выполнение нефиксированной схемы необходимо уведомлять потребителей, надёжность питания которых снижается, о предстоящих отключениях. Особенно это касается потребителей первой категории имеющих два источника питания, которые при плановых отключениях в сети остаются на питании от одного источника.
При подаче в ОДС заявки на вывод в ремонт оборудования указывать Ф.И.О. потребителя, которому передано уведомление. При выводе в ремонт присоединения для работ на линии потребителей уведомляют группы подстанций. Группы подстанций при выводе в ремонт оборудования снижающего надёжность электроснабжение потребителей первой категории обязаны уведомить ОДГ соответствующего РЭС.
ЛМП в своих заявках также указывают кому передано уведомление группой подстанции.
2.3. Отключение линий электропередачи или другого оборудования
2.3.1. При аварийном отключении линии, трансформаторов связи, шунтирующего реактора и другого оборудования:
а) регулируется допустимый режим работы контролируемых связей (допустимые перетоки мощности для создавшейся схемы, уровни напряжения) и производятся операции по перестройке релейной защиты и противоаварийной автоматики в соответствии с инструкцией энергопредприятия или программой переключений;
б) включаются потребители, отключенные действием устройств САОН, а при невозможности — включаются после отключения других потребителей по графикам аварийных отключений (или ограничений) и снижения перетока мощности по контролируемым связям;
в) определяются причины отключений на основе показаний устройств телесигнализации и телеизмерений, анализа работы устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, опроса персонала и сообщений с мест и после устранения причин производится включение оборудования в работу.
2.3.2. После аварийного отключения линии на основе показаний фиксирующих измерительных приборов, анализа работы устройств релейной защиты, осмотра оборудования на подстанциях и при отсутствии видимого повреждения производится опробование ее напряжением; при повторном отключении после анализа срабатывания устройств релейной защиты линия выводится в ремонт, организуется обход (облет) линии и проявление осциллограмм.
При необходимости быстрейшего включения линии по условиям надежности схемы электроснабжения или избежания (уменьшения объема) ограничений потребителей допускается неоднократное опробование ее напряжением (особенно при гололедообразовании или грозе), когда отключение линии часто вызывается неустойчивым КЗ.
Перед опробованием линии напряжением учитывается, что при отказе выключателя, которым подается напряжение на линию, возможно отключение других элементов сети (СШ, АТ, ВЛ), сопровождающееся развитием аварии и возможным отключением потребителей.
2.3.3. При необходимости срочного отключения оборудования, связанного с угрозой повреждения оборудования или жизни людей, и невозможности быстрой подготовки режима допускается его отключение без подготовки режима.
2.3.4. Объединенные энергосистемы и энергосистемы, в которых произошла потеря генерирующей мощности или отключение линий электропередачи, вызвавших загрузку межсистемных или внутрисистемных связей сверх установленных инструкциями допустимых значений, аварийно используют имеющиеся резервы мощности для разгрузки контролируемых сечений и линий.
При исчерпании резервов и превышении аварийно допустимых перетоков мощности в контролируемых сечениях для снижения перетока мощности и предотвращения нарушения устойчивости параллельной работы по этим связям дается указание на отключение потребителей с питающих центров (или изменение своего сальдо-перетока мощности), а при необходимости используется отключение потребителей дистанционно по каналам противоаварийной автоматики.