Страницы: 1 2
последующим уведомлением диспетчера:
поднимает, если это еще не сделано, полную электрическую нагрузку
на всех агрегатах, работавших ранее и введенных в работу из резерва (в
том числе и на агрегатах с теплофикационной нагрузкой);
берет возможные аварийные перегрузки на генераторах и другом
оборудовании;
вводит в работу электрооборудование, выведенное из ремонта в
резерв в пределах аварийной готовности (см. п. 3.1.3);
задерживает отключение в ремонт и вывод в резерв агрегатов;
принимает меры к включению отключенных, но еще вращающихся
паровых турбин, а также котлов, находящихся под давлением.
3.1.8. При большой потере генерирующей мощности и резком
понижении частоты, если несмотря на работу АЧР частота остается на
уровне 49 - 48,9 Гц и ниже, снимаются ограничения на самостоятельные
действия оперативного персонала электростанций по экстренной
мобилизации резервной мощности перегрузок агрегатов (если она еще
осталась), отключению части механизмов с. н. (мельницы и т.д.) для
увеличения мощности.
В этом режиме решающую роль играет диспетчер, ответственный за
регулирование частоты, который по истечении 3 - 5 мин. (времени,
достаточного для использования оставшихся резервов) повышает частоту
отключением потребителей, не допуская при этом перегрузки
внутрисистемных и межсистемных связей. При этом отключения
производятся по указанию диспетчера во всех энергосистемах. По
указанию диспетчера с шин электростанции отключаются указанные им
потребители.
3.1.9. При понижении частоты до 47,5 Гц и дальнейшем понижении до
конкретного значения, указываемого в инструкции организации, для
предотвращения полного останова тепловых электростанций выделяются
электрические с. н. на несинхронное питание от одного-двух генераторов
электростанции, отключенных от сети. Возможно также отделение
электростанции или ее части с примерно сбалансированной нагрузкой
района электросети, в котором будет восстановлена номинальная частота.
Такое выделение производится действием частотной делительной
автоматики АЧД или самостоятельно начальником смены электростанции с
уведомлением диспетчера энергосистемы. Режимы работы с переводом
одного-двух турбогенераторов на питание электрических с. н. оставшихся
в работе турбогенераторов или с выделением части турбогенераторов на
питание ограниченного района электросети с номинальной частотой,
гарантирующей сохранение в работе не менее одного турбогенератора,
указываются в инструкции по ликвидации аварий, разработанной в
организации.
Условия, при которых необходимо выделить с. н. при понижении
частоты, указываются в инструкции электростанции. Там же указываются
основная схема электросети и порядок выделения турбогенераторов.
3.1.10. При определении конкретной схемы выделяемой части с. н.
учитываются следующие основные положения:
трансформаторы, питающие с. н. от выделенных генераторов,
обеспечивают питание с. н. двух-трех соседних агрегатов;
в состав выделенных энергоблоков входят энергоблоки, оснащенные
РОУ, обеспечивающие паровые с. н.
3.1.11. За работой выделенных турбогенераторов, обеспечивающих
электрические с. н. своих и соседних энергоблоков, включенных в сеть,
устанавливается особый контроль. В частности, поддержание номинальной
частоты вращения турбогенераторов осуществляется не только
автоматическими регуляторами частоты турбин, но контролируется как с
БЩУ, так и по месту.
В случае, когда создается угроза аварийного останова
турбогенераторов, котлов (по давлению и температуре пара или
питательной воды, вакууму, по истечении времени работы турбин при
пониженной частоте и другим причинам), не связанных по собственным
нуждам с выделенными турбогенераторами, они разгружаются и отделяются
от электросети вместе с механизмами с. н. и нагрузкой потребителей
раньше, чем их параметры потребуют полного отключения.
3.1.12. При резком понижении частоты, сопровождающемся глубоким
понижением напряжения, в результате которого могут создаться условия
для отказа в работе автоматической частотной разгрузки (особенно на
переменном оперативном токе), начальник смены электростанции
самостоятельно проводит мероприятия по выделению собственных нужд на
несинхронное питание (см. п. 3.1.9).
3.1.13. При значительном понижении частоты в энергообъединении и
работе автоматической частотной разгрузки, делительной автоматики и
противоаварийной автоматики происходит резкое изменение частоты.
Оперативный персонал в этом случае:
удерживает генераторы в сети (либо разделенных участках сети)
или, если создается угроза их аварийного останова, разгружает их,
отключает от электросети и переводит на нагрузку с. н.;
участвует в регулировании частоты и напряжения путем экстренного
набора или снижения нагрузок (активной и реактивной) с контролем
загрузки транзитных линий и автотрансформаторов связи, допустимые
перегрузки которых указываются в инструкции организации;
исключает при выполнении переключений в электрических схемах
объединение цепей с несинхронными напряжениями, которые могут быть на
сборных шинах ОРУ разных напряжений или в системах сборных шин одного
напряжения, а также на секциях устройств с. н. нужд 6 и 0,4 кВ;
не допускает потерю электрических и паровых с. н. электростанции.
3.1.14. Аварийное понижение частоты до 46 Гц и менее может
привести к полному останову электростанции. В этом случае персонал,
если не работают или отсутствуют устройства ЧДА, принимает меры к
сохранению в работе не менее одного энергоблока для обеспечения
последующего разворота электростанции согласно противоаварийной
инструкции организации.
3.2. Повышение частоты тока в энергосистеме
3.2.1. Повышение частоты тока происходит при избытке генерируемой
мощности из-за отключения мощных потребителей, узлов
энергообъединений, разрыва межсистемных связей, выделения
электростанции на питание отдельного узла энергообъединения.
3.2.2. 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, а при частоте более 50,2 Гц начальник смены
электростанции с разрешения диспетчера энергообъединения принимает
необходимые меры по изменению генерирующей мощности тепловой
электростанции с целью снижения частоты в энергосистеме. При этом
контролируются перетоки по линиям, отходящим от электростанции.
3.2.3. При повышении частоты выше 50,4 Гц, когда практически
исчерпаны регулировочные возможности ТЭС и ГЭС в части снижения
частоты (начинает осуществляться аварийная разгрузка АЭС), оперативный
персонал электростанции принимает меры к понижению частоты путем
отключения или максимально возможной разгрузки требуемого количества
энергоблоков по согласованию с диспетчером. При этом производится
отключение блоков с сохранением собственных нужд, либо блоки остаются
в сети с минимально возможной нагрузкой. Снижение генерируемой
мощности осуществляется дистанционным воздействием (дополнение к
действию автоматических регуляторов) на систему управления мощностью
турбин и на уменьшение паропроизводительности котлов. При этом
удерживаются допустимые параметры и устойчивый режим работы котлов и
контролируются перетоки по линиям, отходящим от электростанции.
3.2.4. Начальники смен электростанций, выделенных для
самостоятельных действий персонала, при дальнейшем повышении частоты
51,5 Гц (если нет других указаний в инструкции предприятия) без
указаний диспетчера энергообъединения (оперативный персонал БЩУ -
только по указанию начальника смены электростанции) экстренно снижают
генерируемую мощность отключением части агрегатов или энергоблоков,
удерживая допустимые параметры и устойчивый режим работы котлов.
Перечень самостоятельно отключаемого персоналом оборудования, а
также очередность отключения приводятся в инструкциях организации. При
этом учитываются условия сохранения питания собственных нужд
электростанций, поддержания отключенных котлов и турбин на холостом
ходу для последующей синхронизации генераторов и набора мощности.
3.2.5. О выполненных самостоятельно экстренных отключениях
оборудования персонал электростанции сразу же ставит в известность
диспетчера энергообъединения.
3.2.6. В особых случаях, когда при повышении частоты в отдельных
энергосистемах (узлах энергосистем) оказывается необходимым для
сохранения устойчивости по каким-либо конкретным межсистемным или
внутрисистемным связям не допустить срабатывания автоматической
разгрузки станции (АРС), оперативный персонал электростанции в
пределах резервов и допускаемых перегрузок повышает мощность турбин и
паропроизводительность котлов или, в крайнем случае, сохраняет их
прежнюю нагрузку. При этом в случае необходимости выводятся из работы
те автоматические устройства, действие которых мешает реализации
требований режима.
Основаниями для указанных действий оперативного персонала могут
служить:
получение распоряжения вышестоящего оперативного персонала;
срабатывание специальной командной сигнализации;
достоверное выявление (по приборам и сигналам) возникновения
режима, требующего именно таких действий (если это предусмотрено
инструкцией предприятия).
3.2.7. При резком повышении частоты (51 Гц и более) с
возникновением качаний при несрабатывании АРС персоналу ТЭС
разрешается отключить турбогенераторы от сети с обеспечением
возможности повторной синхронизации. При этом турбогенераторы работают
на с. н. с сохранением номинальной частоты вращения. Персоналу
необходимо внимательно следить за параметрами котлов и
турбогенераторов, не допуская нарушения режима и обеспечивая их
готовность к включению в сеть, а также нагружению.
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.
3.4. Разделение энергосистемы
3.4.1. Разделение энергообъединения на части и исчезновение
напряжения в отдельных его 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 в работе выключателей;
асинхронного хода и действия делительных защит.
3.4.2. При разделении энергообъединения в одних его частях
возникает дефицит, а в других - избыток активной и реактивной мощности
и, как следствие, повышение или понижение частоты и напряжения.
3.4.3. Оперативный персонал электростанций при возникновении
указанных режимов:
сообщает диспетчеру энергообъединения о происшедших отключениях
на электростанции, об отклонениях частоты и напряжения и наличии
перегрузок транзитных линий электропередачи;
принимает меры к восстановлению напряжения и частоты на шинах
электростанций в разделившихся частях системы согласно указаниям п. п.
3.3.5, 3.3.6. При невозможности повысить частоту в дефицитной по
мощности отделившейся системе повышение частоты (после принятия всех
мер) выполняется отключением потребителей по согласованию с
диспетчером;
снимает перегрузки с транзитных линий электропередачи при угрозе
нарушения статической устойчивости;
обеспечивает надежную работу механизмов собственных нужд вплоть
до выделения их на несинхронное питание при понижении частоты до
установленных для данной электростанции пределов;
синхронизирует отделившиеся во время аварии генераторы при
наличии напряжения от энергообъединения (или при появлении его после
исчезновения).
При отсутствии напряжения на шинах отключенные генераторы (не
входящие в схему выделения собственных нужд) удерживаются на холостом
ходу или в состоянии готовности к быстрому развороту и обратному
включению в сеть с набором нагрузки;
по указанию диспетчера отделяет от части энергообъединения
отдельные генераторы или целиком электростанцию и синхронизирует ее с
дефицитной частью энергообъединения.
3.4.4. При появлении напряжения на шинах электростанции,
выделенной для работы на сбалансированный район электросети или на с.
н., оперативный персонал включает на параллельную работу генераторы,
работающие на холостом ходу. Включение может выполняться с помощью
самосинхронизации, если такой способ включения им разрешен и если с.
н. этих генераторов получают питание от схемы выделения. Пониженные
значения напряжения и частоты не являются причиной отказа от
применения метода самосинхронизации.
Оперативный персонал электростанций, напряжение на которых было
полностью потеряно, при появлении напряжения немедленно принимает меры
к развороту механизмов с. н. и генераторов и к их включению в сеть.
3.4.5. Разворот оборудования электростанции производится по
заранее разработанной схеме с питанием от генераторов электростанций,
работающих с выделенными с. н. После разворота генераторов
осуществляется их синхронизация с генераторами резервного источника,
от которого подавалось напряжение.
3.5. Понижение напряжения
3.5.1. Автоматические регуляторы систем возбуждения генераторов
обеспечивают поддержание напряжения на шинах электростанций со
статизмом 3 - 5% при изменении реактивной мощности генератора до
номинальной (Qном). При снижении напряжения в контрольных точках АРВ
генераторов, стремясь поддержать неизменным напряжение на шинах
станции, увеличивают выдачу реактивной мощности. 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 СК, 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 энергосистемах с пониженным напряжением может быть получено
при разгрузке турбогенераторов по активной мощности. В дефицитной
системе это не рекомендуется из-за возможных увеличений допустимых
перетоков по линии связи. Однако если снижение напряжения станет ниже
необходимого для работы собственных нужд электростанции, то разгрузка
по активной мощности вместе с отключением части потребителей станет
необходимой.
3.5.2. При авариях в энергосистеме или на других параллельно
работающих генераторах станции (короткое замыкание, близкое или
удаленное; наброс большой нагрузки), сопровождающихся резким снижением
напряжения, АРВ обеспечит увеличение тока возбуждения до двойного
значения или до перегрузок по ротору, определяемых значением снижения
напряжения. Персонал электростанции при этом не вмешивается в действие
автоматики, определяя правильность ее работы по сигнализации.
3.6. Повышение напряжения
3.6.1. Поддержание напряжения в контрольных точках энергосистемы,
а также у энергообъектов системы обеспечивает диспетчер энергосистемы.
При повышенном напряжении по указанию диспетчера персонал
электростанции снижает загрузку генераторов электростанций, работающих
в режиме выдачи реактивной мощности, переводит их в режим потребления
(увеличения потребления) реактивной мощности. В принципе такое
увеличение потребления Q осуществляется автоматически с помощью АРВ
при повышении напряжения. Персонал лишь корректирует величину Q,
воздействуя на уставку АРВ.
3.6.2. При повышении напряжения на шинах электростанции вступает
в работу ограничитель минимального возбуждения, ограничивая дальнейшее
потребление реактивной мощности. Для ограничения напряжения при
дальнейшем его повышении диспетчер применяет другие меры (СК,
отключение батарей статических конденсаторов, включение шунтирующих
реакторов, изменение коэффициентов трансформации трансформаторов,
оснащенных устройствами РПН).
3.6.3. При нормальном напряжении в энергосистеме и вступлении ОМВ
(ошибочная операция при регулировании возбуждения) следует
воздействием на уставку АРВ вывести ОМВ из работы.
3.7. Несимметричные режимы и их ликвидация
3.7.1. Если при отключении КЗ выключатель блока или линии
отключается не всеми фазами, а УРОВ не работает (неисправен или
выведен из действия), оперативный персонал разгружает генератор
энергоблока до нуля по мощности и до х.х. по току ротора, отключает
все смежные выключатели для обесточивания СШ (секции), к которой
присоединены генератор энергоблока или линия, оказавшиеся в
несимметричном режиме. Перед отключением всех смежных выключателей
делается однократная попытка дистанционного отключения выключателя,
отключившегося не всеми фазами. В отдельных случаях более удобно
отключить присоединение с противоположной стороны, для чего следует
сообщить о неполнофазном режиме диспетчеру, который при возможности и
отключает присоединение.
3.7.2. Во время планового останова или синхронизации генератора
энергоблока при отключении или включении его выключателя может
возникнуть несимметричный режим генератора вследствие неполнофазного
отключения или включения выключателя. Специальные защитные устройства
могут оказаться нечувствительны к такому режиму. В этом случае
дежурный персонал, получив сигнал о непереключении фаз, попытается
ликвидировать несимметрию подачей импульса на отключение выключателя
генератора. Если такая попытка оказалась неудачной, а котел еще не
погашен, нужно восстановить подачу пара в турбину и перевести
генератор из режима двигателя в режим х.х. Частота вращения
поддерживается на уровне частоты сети, а ток ротора на уровне тока
х.х. В этом режиме (допустим, 10 - 15 мин.) готовится схема РУ и
снимается напряжение с дефектного выключателя со стороны энергосистемы
с помощью шиносоединительного или обходного выключателя (при схеме ОРУ
с двойной системой шин и одним выключателем на цепь) или смежными
выключателями (при отсутствии такой схемной возможности).
Если во время возникновения неполнофазного режима котел уже не
может подать пар в турбину, несимметричный режим ликвидируется
отключением генератора энергоблока путем быстрого обесточивания
соответствующей СШ (быстро разгружаются и отключаются блоки,
отключаются линии, присоединенные к той системе шин, к которой
подключен блок с дефектным выключателем). При этом необходимо иметь в
виду, что турбогенератор, находящийся в режиме двигателя, не может
работать более 2 - 4 мин.
3.7.3. Если в нормальном режиме при отключении (включении)
выключателя линии возникнет несимметричный режим в результате
неполнофазного отключения или включения выключателя, специальные
защитные устройства могут оказаться нечувствительными к такому режиму.
Оперативному персоналу следует попытаться ликвидировать
несимметрию подачей импульса на отключение выключателя. Если попытка
отключения дефектного выключателя оказалась неудачной, а несимметрия
токов на генераторах менее 10%, персонал подготавливает схему и
снимает напряжение со стороны ОРУ с дефектного выключателя в
зависимости от схемы с помощью шиносоединительного, обходного или
другого выключателя (линия может быть отключена с противоположной
стороны). Если несимметрия более 10%, то выполняется быстрое
обесточивание соответствующей системы шин (секции) в соответствии с п.
3.7.2.
3.8. Ликвидация аварий в схеме собственных
нужд электростанций
3.8.1. При потере с. н. и отказе АВР вручную включается питание
от резервного трансформатора.
3.8.2. Резервные трансформаторы с. н. находятся "в горячем
резерве", т.е. на первичную сторону постоянно подается напряжение и
постоянно находится в работе схема АВР с. н., обеспечивающая при
необходимости включение работающего на холостом ходу резервного
трансформатора с. н. на секцию, потерявшую питание.
3.8.3. В ремонтных режимах часть собственных нужд находящихся в
ремонте блоков зачастую длительно получает питание от резервного
трансформатора с. н. В результате при потере с. н. работающего блока
не обеспечивается резервирование его с. н. от резервного
трансформатора с. н. Используется резервный трансформатор собственных
нужд (РТСН) для питания секций ремонтируемых блоков в течение
минимально возможного времени (опробование механизмов и т.д.).
3.8.4. После включения блока в сеть сразу же осуществляется
перевод его с. н. с резервного ТСН на рабочий ТСН. Длительное питание
с. н. работающего блока от резервного ТСН не допускается.
4. ПОРЯДОК ОРГАНИЗАЦИИ РАБОТ ПРИ СБРОСАХ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ
4.1. Полный сброс электрической нагрузки
без потери собственных нужд
4.1.1. Полный сброс нагрузки всеми генераторами электростанции
может произойти в результате нарушений в энергосистеме или в главной
схеме электростанции, а также при возникновении аварии на отдельном
оборудовании электростанции и неправильных действиях персонала.
4.1.2. При выделении энергоблока на несинхронное питание с. н.
его перевод на нагрузку с. н. может осуществляться с переводом котла
на растопочную нагрузку и работой энергоблоков на нагрузке с. н. либо
барабанных котлов, работающих на твердом топливе, с погашением котла и
работой энергоблока на нагрузке с. н. за счет аккумулированного тепла
(кратковременно, с последующей растопкой и работой котла на
растопочной нагрузке).
4.1.3. Для конденсационных энергоблоков предпочтительнее
применять вариант перевода энергоблока на нагрузку с. н. с переводом
котла на растопочную нагрузку.
Перевод энергоблоков 150, 300 МВт с барабанными либо прямоточными
котлами на нагрузку с. н. осуществляется с переводом котла на
растопочную нагрузку при номинальном давлении свежего пара.
Перевод энергоблоков 300 МВт на нагрузку с. н. может быть
задействован с поддержанием номинального давления свежего пара. Если
энергоблок 300 МВт допускает работу на скользящем давлении, и при этом
обеспечивается надежность экранной системы котла при растопочной
нагрузке и давлении пара перед турбиной 16 МПа (160 кгс/кв. см), и
диапазон регулирования гидромуфты ПЭН обеспечивает снижение давления
питательной воды за ПЭН до 22 МПа (220 кгс/кв. см), предпочтительно
применять вариант защиты со снижением давления пара, дополнив ее
воздействием на принудительное открытие предохранительных клапанов с
задержкой их закрытия.
4.1.4. Перевод энергоблоков мощностью 150, 200, 300, 500 и 800
МВт на нагрузку с. н. с переводом котла (котлов) на растопочную
нагрузку выполняется автоматически от схемы, фиксирующей отключение
генератора от сети при срабатывании соответствующих технологических
защит.
4.1.5. Предельная продолжительность работы энергоблоков на
нагрузке с. н. - 40 мин.
При переводе энергоблоков на нагрузку с. н. время воздействия
противоаварийной автоматики рекомендуется уменьшить до 10 - 15 мин.,
если нет дополнительных указаний заводов-изготовителей.
4.1.6. При переводе энергоблоков на нагрузку с. н. и котла на
растопочную нагрузку нагружение энергоблока после включения генератора
в сеть производится в соответствии с указаниями и графиками-заданиями
для пуска из горячего состояния, содержащимися в инструкциях по пуску
из различных тепловых состояний.
4.1.7. В процессе перевода энергоблока с барабанным котлом на
нагрузку с. н. с погашением котла оперативный персонал:
проверяет выполнение всех автоматических воздействий,
предусмотренных защитой и блокировками, и при отказе в прохождении
отдельных команд выполняет их вручную, используя дистанционное
управление;
убедившись, что система регулирования не допустила срабатывания
автомата безопасности, устанавливает синхронизатором номинальную
частоту вращения ротора турбины 3000 об./мин.;
открывает обратные клапаны на отборах турбины;
включает охлаждение выхлопного патрубка ЦНД турбины;
переводит электродвигатели дымососов котла на первую скорость, на
газомазутных котлах отключает по одному дымососу и дутьевому
вентилятору;
оставляет в работе по одному конденсатному и питательному насосу,
отключает сливные насосы ЦНД турбины.
4.1.8. Предельная продолжительность работы на нагрузке с. н. с
использованием аккумулирующей способности котлов - 10 мин. для
энергоблоков с газомазутными котлами и 15 мин. с пылеугольными. По
истечении этого времени включаются мазутные (газовые) горелки для
обеспечения тепловыделения в топке котла на уровне 10 - 12%
номинального исходя из условий стабилизации давления свежего пара при
закрытом БРОУ на уровне, близком к сохранившемуся до начала растопки
котла. Операции по растопке котла производятся в соответствии с
указаниями инструкции по пуску из горячего состояния.
Перед включением генератора в сеть увеличивается уровень
тепловыделения до 15 - 18% номинального. Нагружение энергоблока
ведется в соответствии с указаниями инструкции по пуску энергоблока из
горячего состояния.
4.1.9. Суммарная продолжительность работы энергоблока на нагрузке
с. н. за счет использования теплоаккумулирующей способности котла и
после его растопки составляет не более 40 мин. Если в течение
указанного времени условия для включения генератора в сеть не будут
созданы, выполняются операции по останову энергоблока в соответствии с
указаниями инструкции.
4.1.10. При полном сбросе электростанцией электрической нагрузки
и потере связи с энергообъединением принимаются меры для подключения
максимально возможной нагрузки ближайших районов на один или несколько
выделенных энергоблоков.
4.1.11. В режиме работы электростанции с выделенным одним или
несколькими энергоблоками (агрегатами на ТЭС с поперечными связями)
особое внимание следует уделять сохранению паровых с. н.; с этой целью
оперативный персонал обеспечивает:
максимальную паропроизводительность пусковой котельной (если она
имеется);
отключение всех внешних потребителей пара;
минимальную продолжительность работы предохранительных клапанов
котла;
быстрый останов невыделенных энергоблоков со срывом вакуума,
погашением и закупоркой котлов для аккумуляции тепла;
включение в работу на выделенных энергоблоках РОУ высокого
давления (при наличии таковых) с подачей пара от нее в общестанционный
коллектор с. н., который должен для уменьшения потерь пара
секционироваться.
4.1.12. Для максимального сокращения потерь конденсата при полных
сбросах нагрузки электростанцией обеспечивается:
минимальная продолжительность работы предохранительных клапанов и
аварийного сброса из деаэраторов, конденсаторов турбин, барабанов
котлов;
отключение схем непрерывной и периодической продувки на котлах,
исключение переливов дренажных баков, откачки всех возможных дренажей
в БЗК;
полная производительность ВПУ для выработки химически
обессоленной воды и очистки грязного конденсата.
Контроль за запасом конденсата, его использованием, меры по
сокращению потерь пара и конденсата, работу ВПУ с полной
производительностью обеспечивают начальники смен химического и
котлотурбинного цехов.
4.1.13. В режиме работы выделенных энергоблоков (агрегатов) и
срочного останова остальных энергоблоков ведется контроль за давлением
мазута в мазутных коллекторах. Во избежание предельно допустимого
давления часть мазутонасосов своевременно останавливается.
4.1.14. Пуск остановленных энергоблоков (котлов и турбоагрегатов)
осуществляется после загрузки выделенных энергоблоков (агрегатов) и
достижения достаточного паросъема от них в коллектор с. н.
электростанции. Состав и количество одновременно пускаемых
энергоблоков определяются возможностями обеспечения их паровых и
электрических с. н., а также степенью загруженности оперативного
персонала.
4.1.15. В процессе пуска необходимо контролировать значение и
длительность перегрузки резервных трансформаторов с. н., не превышая
значений, допускаемых в аварийных условиях. После включения
энергоблока в электросеть питание его с. н. переводится на рабочий
трансформатор для разгрузки резервного.
4.1.16. С учетом реальной обстановки на электростанции, а также
во избежание ее полного останова, ограничения по работе энергоблока на
с. н. согласно п. 4.1.5 могут быть сняты при условии соблюдения
нормальных режимов работы котла и турбины. Работа выделенного
энергоблока для питания с. н. нескольких энергоблоков при аварийной
частоте электросети обеспечивается в течение всего времени,
необходимого для восстановления частоты электросети.
4.2. Полный сброс электрической нагрузки с потерей
собственных нужд
4.2.1. Останов электростанции с потерей электрических и,
следовательно, паровых с. н. является тяжелой аварией с серьезными
последствиями для оборудования электростанции и энергосистемы,
поскольку приводит к обесточиванию и прекращению подачи тепла и пара
ответственным потребителям, потере рабочего освещения и рабочего
питания, обесточиванию ответственных механизмов (маслонасосов,
пожарных насосов, подзарядных агрегатов и др.) и может привести к
повреждению основного оборудования и длительному простою
электростанции.
4.2.2. При потере электрических с. н. оперативный персонал
принимает следующие меры:
проверяет по месту и при необходимости выполняет вручную (при
отсутствии напряжения в цепях управления) операции по обеспечению
безопасного останова агрегатов и энергоблоков;
отключает (квитирует ключи на отключение) выключатели
энергоблоков;
отключает (квитирует ключи на отключение) выключатели 6 кВ от
рабочих вводов энергоблоков и собирает схему питания с. н. 6 кВ от
резервных шин;
отключает (квитирует ключи на отключение) все механизмы с. н. 6 и
0,4 кВ как в главном корпусе, так и во вспомогательных установках
(вспомогательная установка, топливоподача, береговые насосные станции,
очистные сооружения);
проверяет включение в работу по блокировкам аварийных
маслонасосов системы смазки турбины и уплотнений вала генератора;
закрывает вручную всю оперативную арматуру, обеспечивающую полную
закупорку котлов и деаэраторов для сохранения аккумулированного в них
пара; при этом обеспечивается минимальная продолжительность работы
предохранительных клапанов;
закрывает вручную всю оперативную арматуру на трубопроводах
подачи пара внешним потребителям;
останавливает турбоагрегаты со срывом вакуума с целью сокращения
времени выбега роторов до минимума, обеспечивает включение в работу
валоповоротных устройств турбоагрегатов.
4.2.3. Емкость аккумуляторных батарей обеспечивает работу
аварийных маслонасосов турбоагрегата в течение 30 мин., поэтому во
избежание особо тяжелых последствий аварий напряжение переменного тока
в схему с. н. 6 и 0,4 кВ подается не позднее этого времени.
4.2.4. Начальник смены электростанции и начальник смены
электроцеха подготавливают шины электростанции к принятию напряжения
от энергосистемы, при этом:
если шины обесточены из-за аварии в энергосистеме, оперативный
персонал электростанции самостоятельно не производит никаких операций
в электрической части главной схемы (кроме отключений воздушных
выключателей блоков), а дожидается подачи напряжения на обесточенные
шины по любой из транзитных линий и в любое время без предупреждения;
если шины обесточились из-за короткого замыкания на шинах или
отходящем присоединении, а также по другим причинам (ложная или
неправильная работа защиты шин, ошибки персонала), принимаются меры по
локализации поврежденного участка или устранению причины ложного
срабатывания защиты.
4.2.5. Для каждой электростанции инструкциями предусматриваются
основные и запасные (резервные или аварийные) варианты подачи
напряжения от энергообъединения на шины электростанции, а от них в
схему с. н.
4.2.6. При отсутствии непосредственной связи с диспетчером
энергообъединения начальник смены электростанции через дежурную
телефонистку устанавливает связь (используя любые виды связи и пароли)
с диспетчером сетевого предприятия, от которого будет осуществляться
подача напряжения в схему с. н. электростанции по одному из заранее
разработанных вариантов, и согласовывает с ним схему подачи и
регулирования напряжения.
4.2.7. При полной потере связи с диспетчером энергообъединения и
диспетчерами сетевых предприятий начальник смены электростанции
самостоятельно приступает к подаче напряжения на шины и далее в схему
с. н. электростанции путем пробных включений шин по заранее намеченной
очередности. Если в процессе поочередного опробования на шинах
появится напряжение, дальнейшее опробование прекращается и подается
напряжение в схему с. н.
4.2.8. В схеме с. н. электростанции напряжение в первую очередь
подается на:
маслонасосы смазки турбины и уплотнений вала генератора;
подзарядные агрегаты аккумуляторных батарей;
валоповоротные устройства турбин;
щиты управления и сборки 0,4 кВ, питающие освещение главного
корпуса, мазутонасосных, помещений топливоподачи, водоподготовительной
установки, электролизной, а в темное время суток - дополнительно ОРУ,
территорий мазутохозяйства, топливоподачи и пристанционного узла;
пожарные насосы с электродвигателями переменного тока;
мазутонасосы;
все механизмы энергоблока (агрегата), подлежащего пуску первым.
4.2.9. При достаточной мощности источника питания с. н.
напряжение дополнительно подается на водоподготовительную установку,
промливневые хозфекальные насосные, топливоподачу, багерные, шламовые
и дренажные насосы, а также на механизмы энергоблока, подлежащие пуску
вторыми.
4.2.10. После подачи напряжения на схему с. н. электростанции и
при достаточной мощности источника питания для разворота хотя бы
одного энергоблока (котлои турбоагрегата) начальник смены
электростанции и начальник смены котлотурбинного цеха организовывают
пуск одного энергоблока (котлоагрегата), для чего:
выбирается один из энергоблоков (котло- и турбоагрегатов), не
получивший повреждений при полном сбросе нагрузки электростанции и
оборудованный РОУ для подачи пара в коллектор с. н.;
обеспечивается максимальная производительность пусковой котельной
и подача аккумулированного пара от соседних энергоблоков (котлов);
обеспечивается подача мазута от одного из мазутных насосов на
растапливаемый котел. До подъема давления в растапливаемом котле и
включения в работу на нем РОУ-25/10 подача пара на мазутное хозяйство
не допускается;
обеспечивается подача пара от коллектора с. н. на уплотнения и
эжекторы турбины и после достижения растопочного вакуума
растапливается котел;
растапливается барабанный котел только после его подпитки и
достижения растопочного уровня в барабане котла, проверки фактического
уровня по водоуказательным колонкам барабана;
во избежание исчерпания запаса пара в коллекторе с. н. растопка
котла производится ускоренно; допустимое увеличение форсировки котла
(приблизительно на 25 - 30%) оговаривается в инструкциях организации;
включаются в работу РОУ, установленные на энергоблоке, для
питания от них собственных паровых нужд пускаемого блока.
4.2.11. При пуске энергоблоков (котла и турбоагрегатов ТЭС с
поперечными связями) начальник смены электростанции руководствуется
следующими основными положениями:
включение питательного электронасоса на первоначально пускаемом
энергоблоке (котла и турбоагрегата) выполняется с разрешения дежурного
диспетчера энергосистемы;
включение энергоблоков (турбогенераторов) в сеть осуществляется
по мере их готовности с последующим уведомлением дежурного диспетчера
энергосистемы;
нагружение энергоблоков (турбоагрегатов) выше минимально
необходимой нагрузки производится с разрешения дежурного диспетчера
энергосистемы;
при нагружении энергоблоков контролируются перетоки по линиям и
поддерживается частота на шинах;
включение выключателей отключенных ранее присоединений
выполняется с разрешения и по команде дежурного диспетчера
энергосистемы.
4.2.12. После включения в сеть и нагружения до нагрузки 30 - 40%
номинальной первого пускаемого энергоблока начинаются операции по
пуску очередного энергоблока (котла и турбоагрегата), не получившего
повреждений при полном сбросе нагрузки электростанции. Пуск
энергоблока осуществляется в соответствии с инструкцией организации с
использованием пара на с. н. от частично нагруженного первого
энергоблока.
4.2.13. После включения в сеть и нагружения до нагрузки 30 - 40%
номинальной второго пускаемого энергоблока начинаются операции по
пуску двух очередных энергоблоков, оборудованных РОУ для подачи пара в
коллектор с. н.
4.2.14. Количество одновременно пускаемых энергоблоков
определяется возможностями обеспечения их паровых и электрических с.
н. от действующих энергоблоков и загрузкой оперативного персонала.
После нагружения до нагрузки 30 - 40% номинальной трехчетырех
энергоблоков допускается включение в работу второго мазутного насоса,
топливоподачи и других непервоочередных объектов, а также схем отпуска
тепла внешним потребителям.
4.2.15. При невозможности быстрого разворота оборудования мощных
электростанций подъем напряжения в энергообъединении или в отдельных
его частях производится под руководством диспетчера энергообъединения
одновременной синхронизацией генераторов электростанций, сохранивших
с. н.
4.3. Частичный сброс нагрузки электростанции
4.3.1. Частичный сброс нагрузки электростанции может произойти
из-за отключения или частичного сброса нагрузки энергоблока, котла,
турбины, генератора и отсутствия резервной мощности на электростанции.
4.3.2. Причинами частичного сброса электрической нагрузки
энергоблока могут быть:
прикрытие главного сервомотора;
прикрытие ГПЗ;
снижение параметров пара;
снижение вакуума;
повышение частоты в системе;
дополнительный расход пара через пускосбросные или
предохранительные устройства.
4.3.3. Частичный сброс нагрузки энергоблока может произойти в
результате отключения одного из двух работающих механизмов
(бустерного, конденсатного, питательного, циркуляционного насосов,
тягодутьевого механизма и др.), если резервный не включился.
4.3.4. Признаками частичного сброса электрической нагрузки из-за
причин, указанных в п. 4.3.2, являются:
уменьшение активной нагрузки по мегаваттметру и тока статора;
снижение давления в регулирующей ступени ЦВД;
уменьшение расхода пара, питательной воды и топлива.
4.3.5. Во всех случаях снижения нагрузки выясняется причина,
вызвавшая сброс нагрузки.
4.3.6. При сбросе нагрузки из-за неудовлетворительной работы
системы автоматического регулирования частоты и мощности (САРЧМ)
отключается САРЧМ с переводом на дистанционное управление турбиной с
БЩУ или по месту.
4.3.7. При сбросе нагрузки из-за неисправности в цепях управления
турбиной снимается оперативный ток, управление турбиной осуществляется
по месту и восстанавливается нагрузка.
4.3.8. О плохой работе системы регулирования турбины ставится в
известность начальник смены котлотурбинного цеха и начальник смены
электростанции. В дальнейшем оперативный персонал действует по их
указаниям.
4.3.9. При снижении нагрузки, вызванном снижением параметров,
выясняется причина снижения параметров и принимаются меры к их
восстановлению. При необходимости устанавливается нагрузка на
энергоблоке, обеспечивающая поддержание номинальных параметров и
выполнение требований режимной карты. Одной из причин снижения
параметров и паропроизводительности котла может явиться ухудшение
качества твердого, жидкого и газообразного топлива.
4.3.10. При сбросе нагрузки контролируются:
уровень воды в барабане, деаэраторах, конденсаторе;
параметры пара, вакуум в конденсаторе, осевой сдвиг,
относительное положение роторов и вибрация;
температура масла на сливе из подшипников;
горение в топке.
4.3.11. При аварийном отключении энергоблока оперативный
персонал:
контролирует работу защит и блокировок, не вмешиваясь в их
действия, если они правильные;
проверяет выполнение всех воздействий на механизмы и арматуру,
предусмотренных системами защит и блокировок;
особенно внимательно следит за прекращением подачи топлива и воды
в котел, закрытием стопорных и регулирующих клапанов турбины, за
отключением генератора;
квитирует ключи отключившихся механизмов, не дожидаясь выяснения
причины аварийного отключения, принимает меры по обеспечению
возможности последующего пуска энергоблока.
4.3.12. В случае невозможности пуска энергоблока (необходим
ремонт оборудования) дальнейшие операции по останову проводятся в
зависимости от характера предстоящих работ.
4.3.13. При отключении котла оперативный персонал:
контролирует срабатывания защит и блокировок, а в случае их
отказа выполняет необходимые операции вручную;
гасит топку, прекратив подачу топлива; прекращает подачу воды в
котел, удостоверившись в отсутствии горения в топке; отключает котел
от турбины и закрывает главные паровые задвижки; квитирует ключи
отключившихся механизмов; загружает до предельной нагрузки другие
работающие котлы, пускает резервные котлы для обеспечения заданного
графика нагрузки; не дожидаясь выяснения причины аварийного
отключения, принимает меры по обеспечению возможности последующего
пуска котла (энергоблока).
4.3.14. При отключении питательного турбонасоса автоматически
включается ПЭН. В этом случае котел немедленно разгружается до
нагрузки, обеспечиваемой питательным электронасосом, в следующем
порядке:
уменьшается расход топлива;
устанавливается расход воды, соответствующий данной нагрузке,
согласно требованиям режимной карты;
регулируется тепловая нагрузка энергоблока исходя из
необходимости поддержания температуры свежего пара на прежнем режиме.
4.3.15. При отключении дутьевого вентилятора, дымососа, РВП,
мельничного вентилятора котел (энергоблок) разгружается до нагрузки,
равной 60 - 65% номинальной, автоматически при наличии автоматической
системы аварийного разгружения блока (АСАРБ) или вручную оперативным
персоналом.
4.3.16. При отключении генератора из-за аварии в энергосистеме
начальник смены электростанции обеспечивает возможность его быстрого
включения в сеть. Для этого после отключения от сети генератор
оставляется в работе с нагрузкой с. н. Если при отключении генератора
холостой ход удержать не удалось, уже в процессе останова
турбогенератор готовится к развороту из горячего состояния.
Целесообразно осуществлять быструю автоматическую разгрузку для
обеспечения холостого хода и сохранения собственных нужд.
4.3.17. При отключении генератора от сети защитами при внутренних
повреждениях наряду с отключением выключателя энергоблока отключаются
АГП и выключатели рабочего трансформатора с. н. со стороны шин 6 кВ.
Одновременно срабатывают технологические защиты энергоблока, действием
которых гасится топка и начинается останов турбины (закрываются
стопорные клапаны и ГПЗ). Отключение генератора опасно возможностью
разгона ротора турбины, особенно в случае пропуска или недозакрытия
ГПЗ, стопорных или регулирующих клапанов. В этом случае персонал
принимает все меры, указанные в инструкции организации, для
предотвращения разгона ротора турбины и его повреждения.
Особое внимание необходимо обратить на наличие напряжения на
шинах 0,4 кВ, от которых питаются электродвигатели рабочих механизмов,
обеспечивающих сохранность основного оборудования, а также на сборках
приводов задвижек и средств измерений.
Оперативный персонал выясняет причину отключения генератора и в
зависимости от этого по согласованию с руководством ТЭС решает,
выводить его в ремонт или готовить к включению.
4.3.18. Если одновременно с отключением генератора произошло
обесточивание системы шин, на которую включены также и резервные
трансформаторы с. н., следует:
обеспечить в первую очередь подачу напряжения (через резервные
шины 0,4 кВ) на шины щитов машинного зала и котельной от резервных
трансформаторов 6/0,4 кВ, не затронутых аварией, если это напряжение
не было подано автоматически АВР шин 0,4 кВ;
выполнить перевод турбогенераторов с аварийных маслонасосов на
рабочие для предупреждения полного разряда аккумуляторных батарей.
Включить в работу со стороны шин 0,4 кВ подзарядные агрегаты
аккумуляторных батарей, если они отключались защитой обратного тока;
отделить поврежденное оборудование и подать напряжение на шины от
энергосистемы или через трансформаторы связи от шин другого напряжения
электростанции, включить резервные трансформаторы с. н. и подать
напряжение на обесточенные рабочие секции с. н.;
подготовить оборудование и схемы для включения генератора в
электросеть.
4.3.19. Во всех случаях сброса нагрузки на одном или нескольких
энергоблоках (котлах, турбинах) оперативный персонал немедленно
принимает меры по поддержанию заданного графика электрической нагрузки
электростанции; нагружает оставшиеся в работе энергоблоки или пускает
энергоблоки, находящиеся в резерве.
4.3.20. При невозможности восстановления по какимлибо причинам
исходной нагрузки обеспечивается нормальная работа электростанции в
новом режиме.
5. РАБОТА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ПРИ ЭКСТРЕМАЛЬНЫХ ОТКЛОНЕНИЯХ
ТЕМПЕРАТУРЫ НАРУЖНОГО ВОЗДУХА
5.1. Понижения температуры наружного воздуха в зимний период
вызывают повышенную опасность аварийных остановов оборудования. В этих
условиях организуется систематическое измерение температуры на
наименее обогреваемых участках цехов, оборудовании ВПУ, баках
запасного конденсата, багерных насосах, топливоподаче, оборудовании,
расположенном возле торцов и боковых стен главного корпуса, в зоне
неработающих котлов и турбин, а также в местах расположения
соединительных (импульсных) линий уровнемеров, расходомеров,
манометров. Снижение температуры в неотапливаемых галереях
топливоподачи может привести к нарушению эластичности и разрыву
конвейерных лент.
5.2. Для обеспечения безаварийной работы энергооборудования в
условиях глубокого понижения температуры наружного воздуха уплотняются
и утепляются рабочие помещения в процессе подготовки к осеннезимнему
сезону. При этом полностью восстанавливается остекление, заделываются
всякого рода отверстия, закрываются фонари котельного цеха,
уплотняются двери и оконные проемы, изолируются трубопроводы внешних
коммуникаций, ремонтируются и опробываются в работе калориферы и
другие нагревательные и теплозавесные аппараты, ремонтируются и
налаживаются системы водяного отопления зданий и сооружений.
5.3. При понижении температуры наружного воздуха:
повышается температура системы отопления (калориферов, регистров,
батарей и др.) до предельно допустимой по режимной карте;
в зонах цехов, где существует пониженный уровень температур,
устанавливается и обеспечивается работа необходимого числа
обогревающих устройств с соблюдением правил пожарной безопасности и
организацией постоянного контроля за ними;
повышается температура мазута за мазутоподогревателями и в
мазутных баках до максимально возможной по режимной карте.
5.4. При резких понижениях температуры в зимний период
оперативный персонал усиливает надзор и учащает обходы оборудования
внешних коммуникаций.
5.5. При необходимости выполняются дополнительные мероприятия по
обеспечению плюсовой температуры воздуха в рабочих помещениях, в
частности:
приоткрываются люки на коробах горячего воздуха с частичным
выпуском горячего воздуха в цех;
максимально используются системы рециркуляции горячей воды, пара,
горячего воздуха;
переключаются дутьевые вентиляторы на забор наружного воздуха;
устанавливаются в наиболее опасных зонах цеха воздуходувки с
подводом к ним горячего воздуха посредством временных трубопроводов и
шлангов.
5.6. Для предотвращения случаев срабатывания защит вследствие
замерзания приборов и соединительных трубок датчиков, находящихся на
сквозняках и в зонах отрицательных температур, устанавливаются
временные ширмы у наиболее ответственных приборов и соединительных
трубок с организацией их локального обогрева горячим воздухом.
5.7. Для повышения надежности эксплуатации электростанции
вводятся в работу все основное резервное оборудование (котлы, турбины,
подогреватели сетевой воды и др.) и все котлы пусковой котельной.
Мазутопроводы от подогревателей мазута, находящихся в резерве,
дренируются и пропариваются, включаются в работу спутники парового
обогрева мазутопровода, и периодически контролируется их работа.
Контролируется циркуляция технической воды через резервные
механизмы работающих энергоблоков.
5.8. Для предупреждения замерзания резервных наружных
трубопроводов, пожарных водопроводов обеспечивается непрерывная
циркуляция среды по ним. Это относится также к системам
шлакозолопроводов, трубопроводам химически очищенной воды, технической
воды, мазута. Если пожарные гидранты окажутся в зоне отрицательных
температур, для предотвращения их замерзания периодически создается
расход воды через них.
Для создания циркуляции воды в тупиковых участках пожарных
трубопроводов приоткрываются соответствующие дренажи.
В галереях ленточных конвейеров топливоподачи отключается подача
воды на гидросмыв и аспирацию во избежание ее замерзания.
5.9. В системах прямоточного циркуляционного водоснабжения
обеспечивается рециркуляция теплой воды в водоприемный ковш береговой
насосной станции.
5.10. В системах оборотного циркуляционного водоснабжения
поддерживается температура циркуляционной воды на входе в конденсаторы
турбин не ниже +10 град. С, для чего закрываются створки на работающих
градирнях, часть градирен отключается с полным опорожнением стояков и
лучей. Открывается обогрев чаши градирни.
5.11. Особо опасными являются температуры наружного воздуха до
-35 ... -0 град. С, сопровождающиеся образованием в цехах тумана,
увлажнением и снижением сопротивления изоляции обмоток
электродвигателей, а следовательно, их повреждением. Поэтому наряду с
утеплением цехов выполняются мероприятия по предупреждению повышенной
влажности в помещениях, особенно при минусовой температуре воздуха.
Прекращаются все работы, связанные с мойкой оборудования и разливом
воды, а также ликвидируются все парения и течи воды.
Имеющимися средствами предотвращаются доступ холодного воздуха в
помещения главного корпуса, мазутонасосных, топливоподачи, ВПУ и
конденсация влаги на электроаппаратуре и электродвигателях.
5.12. Повышения температуры наружного воздуха приводят к высоким
(значительно превышающим нормативные) температурам воздуха в рабочих
зонах на отметках обслуживания главного корпуса, повышенной
пожароопасности в цехах, особенно в местах прохождения кабельных
потоков со сравнительно слабой изоляцией. При этом высокая влажность,
сочетающаяся с высокими температурами, наблюдается в помещениях
паропроводных галерей, деаэраторных, машинного отделения на
промежуточных отметках обслуживания.
Для электростанций в районах с высокой расчетной температурой
наружного воздуха (+30 град. С и выше) предусматривается охлаждение
приточного воздуха и организуется максимальный воздухообмен в рабочих
помещениях.
Вследствие повышения температуры охлаждающей воды особое внимание
уделяется выполнению профилактических мероприятий по поддержанию
нормального вакуума в конденсаторах турбин и обеспечению нормального
охлаждения механизмов технической водой. В случае необходимости
турбоагрегаты частично разгружаются.Страницы: 1 2 |