Фрагмент документа "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ИНСТРУКЦИИ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ НА ТЕПЛОВЫХ ЭНЕРГОСТАНЦИЯХ".
3.3. Асинхронные режимы
3.3.1. Асинхронный режим в энергообъединении 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), ввиду отказа
выключателей или защит при КЗ, ввиду несинхронного включения связей,
например несинхронного АПВ. При этом нарушается синхронизм отдельных
электростанций по отношению к энергообъединению или между отдельными
частями энергообъединения и возникает асинхронный ход.
Кроме перечисленных асинхронных режимов в энергообъединении
иногда по другим причинам возникают асинхронный ход отдельного
генератора, работающего с возбуждением, и асинхронный ход генератора
при потере им возбуждения.
3.3.2. Признаком асинхронного хода отдельных электростанций по
отношению к энергообъединению или между отдельными частями
энергообъединения являются устойчивые глубокие периодические колебания
тока и мощности на электростанциях и по линии связи, определяемые по
качанию стрелок амперметров, ваттметров в цепях генераторов,
трансформаторов, линий электропередачи. Характерным является
возникновение разности частот между частями энергосистем, вышедшими из
синхронизма, несмотря на сохранение электрической связи между ними.
Одновременно с колебаниями тока и мощности наблюдаются колебания
напряжения. Наибольшие колебания напряжения обычно имеют место в
точках, близких к центру качаний. Наиболее вероятной точкой центра
качаний является середина транзитных линий электропередачи,
связывающих вышедшие из синхронизма электростанции или части
энергосистемы. По мере удаления от центра качаний колебания напряжения
понижаются до малозаметных значений. Однако в зависимости от
конфигурации системы и соотношения индуктивных сопротивлений центр
качаний может оказаться и на шинах электростанции. На шинах
электростанций, находящихся вблизи центра качаний, происходят
периодические глубокие колебания напряжения с понижением его ниже
аварийно-допустимых значений, в том числе на с. н. с возможным
отключением ответственных механизмов с. н. и отдельных агрегатов. Для
генераторов этих электростанций характерно нарушение синхронизма со
сбросом мощности. При нарушении синхронизма и глубоком снижении
частоты в дефицитном районе до значения срабатывания АЧР возможны
автоматическая синхронизация и прекращение асинхронного режима.
3.3.3. Прекращение асинхронного хода обеспечивается действиями
системной противоаварийной автоматики, диспетчерского персонала
энергообъединения, оперативного персонала электростанции. При
нарушении устойчивости межсистемных транзитных линий связи возникший
асинхронный режим нормально ликвидируется АЛАР. Если почему-либо АЛАР
отказала и асинхронный режим продолжается, диспетчер дает команду на
разделение транзитов, асинхронно работающих энергосистем или узлов в
местах установки АЛАР.
При появлении характерных признаков асинхронного хода оперативный
персонал электростанций, если не сработала или отсутствует автоматика
ликвидации асинхронного хода режима, немедленно принимает меры для
восстановления нормальной частоты, не дожидаясь распоряжения
диспетчера энергообъединения. Это может способствовать
ресинхронизации.
В частях энергообъединения, где наблюдается глубокое понижение
напряжения, частотомеры, особенно вибрационные, могут давать
неустойчивые или неправильные показания. В этих случаях персонал
руководствуется показаниями тахометров турбин.
3.3.4. 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.
3.3.5. Понижение частоты на электростанциях, где она повысилась,
производится непрерывным воздействием на механизм управления турбин
как дистанционно, так и вручную в сторону снижения нагрузки до
прекращения качания или понижения частоты, но не ниже 48,5 Гц;
допускается также (только на время ресинхронизации) снижение нагрузки
ограничителем мощности.
3.3.6. Повышение частоты в тех частях энергообъединения, в
которых она понизилась, производится путем набора нагрузки на
электростанциях, имеющих резерв, с максимально допустимой по
инструкциям организации скоростью нагружения турбин до прекращения
качаний или достижения нормальной частоты (или нормального числа
оборотов по показаниям тахометров).
3.3.7. При асинхронном ходе оперативный персонал электростанции,
если это предусмотрено в инструкциях организации, поднимает напряжение
до предельно допустимого.
3.3.8. Показателем правильных действий оперативного персонала
является уменьшение частоты качаний.
По мере выравнивания частот в энергообъединении период качаний
увеличивается, и при разнице частот порядка 1,0 - 0,5 Гц вышедшие из
синхронизма электростанции втягиваются в синхронизм.
3.3.9. После прекращения асинхронного хода восстанавливается (с
учетом фактической схемы) нормальная нагрузка электростанции.
3.3.10. При появлении качаний токов, мощности и напряжения
персонал электростанции может отличить 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).
3.3.11. Асинхронный ход одного генератора при потере возбуждения
ввиду неисправности либо ошибок персонала имеет свои особенности.
При потере возбуждения генератор может быть оставлен в работе и
нести активную нагрузку. Оставление генератора в работе в этом случае
либо его отключение защитой от потери возбуждения определяется
местными условиями работы генератора в сети и возможностями быстрой
его разгрузки.
На каждой электростанции составляется перечень генераторов,
допускающих работу без возбуждения, с указанием допустимой активной
мощности и длительности работы без возбуждения.
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.
Персонал электростанции в случае, когда генератор не отключается
при потере возбуждения, одновременно с принятием мер по восстановлению
возбуждения или переводу его на резервный возбудитель проводит
следующие мероприятия:
снижает активную мощность генератора до 40% (целесообразно
применять автоматическую разгрузку при работе защиты от потери
возбуждения с помощью приставки в составе ЭЧСР либо приставку и
механизм управления турбин с высокой скоростью);
обеспечивает повышение напряжения за счет увеличения реактивной
мощности других работающих генераторов;
при питании с. н. отпайкой от блока генератортрансформатор
обеспечивает нормальное напряжение на его шинах переводом питания с
помощью устройства АВР на резервный трансформатор или использованием
регулирования напряжения на трансформаторах с. н.
Если в течение времени, указанного в инструкциях организации,
восстановить возбуждение не удается, генератор разгружается и
отключается от сети.
3.3.12. Выход из синхронизма одного генератора с возбуждением.
В этом случае НСС, если не произошло автоматического отключения,
немедленно отключает его 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 электромашинным возбудителем)
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.
При появлении качаний токов, мощности и напряжения на всех
генераторах электростанции и резком изменении частоты (повышении,
понижении) оперативный персонал действует согласно требованиям п. п.
3.3.2 - 3.3.9.
|
Фрагмент документа "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ИНСТРУКЦИИ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ НА ТЕПЛОВЫХ ЭНЕРГОСТАНЦИЯХ".