Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации ОАО рао «еэс россии» приказ icon

Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации ОАО рао «еэс россии» приказ


Смотрите также:
Приказ 13. 07. 2006 №490 Об утверждении и вводе в действие Стандарта ОАО рао «еэс россии»...
Оао рао «еэс россии»  2008 г...
Нормативы численности персонала подразделений средств диспетчерского и технологического...
Российское акционерное общество энергетики и электрификации "еэс россии" объем и нормы испытаний...
Российское акционерное общество энергетики и электрификации "еэс россии" объем и нормы испытаний...
Методические указания по определению электромагнитных обстановки и совместимости на...
Российское акционерное общество энергетики и электрификации «еэс россии» гидротехника...
Изменения в списке аффилированных лиц ОАО рао "еэс россии" по состоянию на 01. 01. 2004 года ...
Кузбасское Открытое акционерное общество энергетики и электрификации...
Российское акционерное общество энергетики и электрификации «еэс россии»...
Российское открытое акционерное общество энергетики...
Российское открытое акционерное общество энергетики...



Загрузка...
страницы: 1   2   3   4
вернуться в начало
скачать

Оперативный резерв мощности

^ Включенный резерв (ввод требует менее 20 минут при обеспеченности первичными энергоресурсами более 3 часов), Первичный резерв - (с автоматическим вводом до 30 секунд), Вторичный резерв (с автоматическим или ручным вводом до 15 минут (на загрузку и на разгрузку)), Третичный резерв - оперативный и холодный резерв, обеспеченный энергоресурсами и вводимый персоналом.


^ Используемые сокращения

АПВ - автоматическое повторное включение

АСАРБ - автоматическая система аварийной разгрузки блока

АОПН - автоматическое ограничение повышения напряжения

АОСН - автоматическое ограничение снижения напряжения

АЧР - автоматическая частотная разгрузка

АЛАР - автоматическая ликвидация асинхронного режима

АРО - автоматическая разгрузка оборудования

АРПМ - автоматическая разгрузка при перегрузке по мощности

АЭС - атомная электростанция

АВР - автоматический ввод резерва

АГП - автомат гашения поля

ВЛ - воздушная линия

ГЭС - гидроэлектростанция

ГАЭС - гидроаккумулирующая электростанция

ДЗШ - дифференциальная защита шин

ЕЭС - Единая энергосистема России

КЗ - короткое замыкание

КИВ - контроль изоляции вводов

ЛЭП - линия электропередачи

ПА - противоаварийная автоматика

РЗА - релейная защита и автоматика

РУ - распределительное устройство

РПН - устройство регулирования напряжения под нагрузкой

СК - синхронный компенсатор

СН - собственные нужды

СШ - система шин

УРОВ - устройство резервирования отказа выключателей

САОН - специальная автоматика отключения нагрузки

ТЭС - тепловая электростанция

ТЭЦ - тепловая электроцентраль

ЧАПВ - частотная автоматика повторного включения

ЭС - энергетическая система

ЭДС - электродвижущая сила

ЭЦК - электрический центр качаний

УОМП - устройство определения места повреждения

ЧДА - частотная делительная автоматика


^ 4. Общие положения


Эффективные и согласованные действия технологической и противоаварийной автоматики, оперативно-диспетчерского управления по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима энергосистемы являются основным средством обеспечения безопасности и надежности ее функционирования.

Оперативно-диспетчерское управление должно производиться по общим правилам [2] и стандартам, что обеспечивает однозначность и согласованность действий персонала множества субъектов управления.

Управление технологическими режимами энергосистемы осуществляется в порядке, установленном Правилами оптового рынка электрической энергии, Правилами оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, утверждаемыми Правительством РФ.

Управление технологическими режимами энергосистемы может осуществляться одним субъектом оперативно-диспетчерского управления или несколькими субъектами оперативно-диспетчерского управления, находящимися в соподчинении, то есть являющимися вышестоящими и нижестоящими по отношению друг к другу.

Вышестоящим субъектом оперативно-диспетчерского управления является организация, зона диспетчерской ответственности которой включает зоны диспетчерской ответственности иных субъектов оперативно-диспетчерского управления, являющихся нижестоящими по отношению к данной организации.

Вышестоящий субъект оперативно-диспетчерского управления вправе давать соответствующим нижестоящим субъектам оперативно-диспетчерского управления обязательные для исполнения диспетчерские команды и распоряжения.

В Стандарте в качестве общего названия лиц, осуществляющих оперативно-диспетчерское управление в операционных зонах разного уровня используется - оператор.

В каждой операционной зоне (ЕЭС России, изолированно работающие энергосистемы, межрегиональные распределительные сети, электрические станции и подстанции) операторами являются лица, осуществляющие прямое или опосредованное (через подчиненный персонал) управление режимами работы и эксплуатационным состоянием объектов электроэнергетики или энергопринимающих установок потребителей электрической энергии.

Операторы субъектов оперативно-диспетчерского управления

• диспетчеры ОАО СО-ЦДУ ЕЭС всех уровней,

• диспетчеры других субъектов оперативно-диспетчерского управления.

Операторы электрических сетей

• оперативно-технологический персонал сетевых компаний.

Операторы электрических станций

• начальник смены (дежурный инженер) станции,

• начальник смены электроцеха.

Операторы систем электроснабжения потребителей

• дежурный инженер электроцеха (службы или отдела главного энергетика) предприятия,

• дежурный электромонтер.


5. Предотвращение развития и ликвидация нарушений режима Единой энергетической системы России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем


^ 5.1 Предотвращение и ликвидация аварийных небалансов активной мощности


Общие положения


В нормальных и расчетных аварийных условиях частота в энергосистеме поддерживается системой регулирования частоты, состоящей из подсистем первичного, вторичного и третичного регулирования.

^ Первичное регулирование частоты (время мобилизации до 30 с) является основным средством ограничения отклонений частоты. Оно осуществляется регуляторами скорости генерирующих установок, которые инициируют быстрое изменение моментов турбин энергоблоков на электростанциях в зависимости от направления и величины отклонения скорости вращения турбин от заданной.

^ Вторичное регулирование частоты (время мобилизации до 15 мин) корректирует действие регуляторов скорости на электростанциях, выделенных для астатического регулирования частоты и внешних перетоков в зоне регулирования. Оно обеспечивает спустя некоторое время восстановление частоты в энергосистеме, диапазонов первичного регулирования.

^ Третичное регулирование частоты восстанавливает возможности вторичного регулирования, оптимизирует распределение возникшего в зоне регулирования небаланса между электростанциями с использованием расчетов, основанных на измерениях, проводимых в режиме реального времени.

При внезапном возникновении больших небалансов мощности, как правило, связанных с разделением энергосистемы на несбалансированные части, для поддержания частоты предусматривается и используется противоаварийная автоматика (частотной разгрузки и предотвращения недопустимого повышения частоты). Она ограничивает отклонения частоты в аварийных ситуациях, сохраняя работоспособность электростанций и предотвращая развитие нарушений баланса мощности.

Для скорейшего восстановления электроснабжения потребителей, энергопринимающие установки которых были отключены действием АЧР, предусматривается автоматика их частотного повторного включения (ЧАПВ). Она подключает потребителей по мере восстановления частоты за счет ввода резервов генерирующих мощностей.

Глубокое снижение или значительное повышение частоты, прежде всего, недопустимо по режимам работы электрических станций. В частности, для тепловых электростанций снижение частоты ниже 49.0 Гц недопустимо по режиму работы котлов, имеющих питательные электронасосы. При длительном, более 1 мин, снижении частоты ниже 48 Гц возникает угроза срыва режимов питательных насосов и останова энергоблоков от технологических защит. Работа на пониженной частоте может приводить к разрушению лопаточного аппарата паровых турбин.

На атомных электрических станциях без ограничений по времени допускается работа энергоблоков в составе энергосистемы при частоте от 49.0 до 50.4 Гц. Работа с частотой ниже 49.0 допускается:

при частоте 49.0 - 48.0 Гц до 2-х минут, но не более 20 минут в год,

при частоте 48.0 - 47.0 Гц до одной минуты, но не более 20 минут в год,

при частоте 47.0 - 46.0 не более 10 секунд.

В нормальных режимах ЕЭС частота нормируется [11] в диапазонах:

для длительных отклонений 50.0±0.05 Гц;

для отклонений длительностью не более 15 минут 50.0±0.2 Гц.

При невозможности поддержания в ЕЭС частоты в этих пределах в послеаварийных и вынужденных режимах, а также в изолированно работающих энергосистемах применяются нормы отклонения частоты [8], которые составляют для 20-секундных средних значений:

±0.2 Гц - нормально допустимое значение отклонения частоты;

±0.4 Гц - предельно допустимое значение отклонения частоты,

причем допустимое время работы энергосистемы с отклонением частоты в диапазоне от 0.2 до 0.4 Гц не должно превышать 72 мин. в сутки.

Ограничение электроснабжения потребителей, в том числе, путем отключения их энергопринимающих установок, может применяться при возникновении аварийного режима с внезапно образовавшимся недостатком электрической мощности, вызвавшем снижение частоты электрического тока в ЕЭС России или изолированно работающих энергосистем ниже 49.8 Гц:

• после исчерпания резервов генерации,

• незамедлительно, если частота снизится ниже 49.6 Гц.

^ 5.1.1 Предотвращение и ликвидация недопустимого снижения частоты электрического тока

5.1.1.1. В поддержании нормального уровня частоты участвуют все области регулирования, выполняя заданный суточный график сальдо перетоков мощности с коррекцией по частоте.

Компенсация возникающих небалансов в синхронной зоне возлагается на одну или несколько электростанций, а обеспечение этим электростанциям необходимого регулировочного диапазона осуществляется загрузкой или разгрузкой других электростанций.

При снижении частоты в синхронной зоне, в области регулирования, в которой произошла потеря генерирующей мощности, для ее компенсации используются все имеющиеся собственные резервы мощности, а также резервные мощности других областей с учетом пропускной способности электрических связей.

5.1.1.2. Для предотвращения возможного снижения частоты в энергосистеме, перегрузки внешних или внутренних связей с необходимой заблаговременностью до предстоящего прохождения максимума нагрузки (утреннего или вечернего), после разработки и анализа ожидаемого баланса мощности и, при выявленной необходимости:

• даются команды на подготовку гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) к работе в генераторном режиме;

• даются команды на пуск энергоблоков, находящихся в холодном резерве;

• запрещается вывод в ремонт генерирующего оборудования и линий электропередачи, снижающих пропускную способность перегружаемых сечений (независимо от наличия разрешенных заявок);

• выводится из ремонта и приостанавливается вывод в ремонт линий и энергетического оборудования, ограничивающих выдачу мощности из избыточных районов.

5.1.1.3. При внезапном снижении частоты ниже 49.8 Гц, оператор области регулирования, ответственный за частоту в синхронной зоне, производит следующие действия:

• на основании показаний приборов диспетчерского центра, опроса оперативного персонала и сообщений с мест выясняет причины снижения частоты, состояние и режим контролируемых внешних и внутренних связей,

• в зависимости от причин принимает меры к восстановлению частоты до уровня, установленного стандартом [8], путем использования имеющихся резервов мощности, не допуская при этом превышения допустимых перетоков мощности по контролируемым сечениям.

Операторы операционных зон, в которых произошли потери генерирующей мощности, отключения линий электропередачи или погашение подстанций, немедленно информируют об аварийных отключениях операторов вышестоящих уровней оперативно-диспетчерского управления и принимают меры к ликвидации возникших нарушений.

Если, несмотря на принятые меры, снижение частоты продолжается, то дополнительно:

• используются разрешенные аварийные перегрузки генерирующих установок с контролем их продолжительности и загрузки линий электропередачи;

• повышается электрическая нагрузка на ТЭЦ за счет снижения расхода пара на промышленные и тепловые отборы путем понижения температуры сетевой воды.

5.1.1.4. Если проведение мероприятий по предыдущему пункту не обеспечило повышения частоты выше 49.8 Гц, то вводят ограничения потребления электроэнергии и отключают энергопринимающие установки потребителей с контролем перетоков мощности по внутренним и внешним связям.

5.1.1.5. При большой потере генерирующей мощности и глубоком снижении частоты (ниже 49.6 Гц) отключают энергопринимающие установки потребителей, не допуская превышений значений максимально допустимых перетоков мощности по внутренним и внешним связям областей регулирования.

Объем отключений энергопринимающих установок потребителей определяется крутизной статической частотной характеристики (СЧХ) энергосистемы. При отсутствии иных данных объем необходимых отключений определяется как 1% мощности нагрузки потребления синхронной зоны на 0.5 Гц восстанавливаемой частоты.

5.1.1.6. При больших дефицитах мощности, недостаточности АЧР, ее отказе вследствие глубокого снижения напряжения, как правило, связанных с разделением энергосистемы на несбалансированные части, вероятно снижение частоты ниже 47 Гц.

В таких случаях, для сохранения работоспособности электростанций предусматривается их автоматическое выделение на работу со сбалансированной нагрузкой.

При отказе системы автоматического выделения электростанции на работу со сбалансированным районом дежурный персонал электростанции должен самостоятельно провести мероприятия по выделению электростанции и обеспечить надежную работу механизмов собственных нужд, вплоть до их выделения на резервное питание при снижении частоты ниже уровня, допустимого для оборудования собственных нужд.

Эти действия производятся в соответствии с местной инструкцией дежурному персоналу, согласованной с оператором операционной зоны, в которой находится электростанция.

5.1.1.7. После аварии со срабатыванием АЧР и стабилизации режима для автоматического включения отключенных энергопринимающих установок потребителей частота должна быть повышена оператором, ответственным за поддержание частоты в синхронной зоне, до уровня на 0.1-0.2 Гц выше верхней уставки ЧАПВ.

Включение отключенных энергопринимающих установок потребителей оператором зоны проводится с контролем частоты и перетоков мощностей по ее внутренним и внешним сечениям.

5.1.1.8. При работе энергосистемы с пониженной частотой (ниже 49.6 Гц) в электрических сетях и на электростанциях запрещается проведение плановых переключений в РУ, устройствах релейной защиты и противоаварийной автоматики, устройствах технологической автоматики энергоблоков, кроме необходимых для ликвидации аварий.

^ 5.1.2 Предотвращение и ликвидация недопустимого повышения частоты электрического тока

5.1.2.1. При повышении частоты выше 50.1 Гц, на основании показаний устройств телеизмерения и телесигнализации на диспетчерском пункте, опроса и сообщений оперативного персонала, определяются причины повышения частоты, выясняются состояние и режим внутренних и внешних контролируемых связей зоны. Для понижения частоты разгружаются электростанции (ГЭС, ТЭС, ТЭЦ), агрегаты ГАЭС переводятся в двигательный режим.

5.1.2.2. В случае возникновения перегрузки контролируемых связей принимаются меры к их разгрузке путем разгрузки электростанций в избыточной части зоны, обеспечивающей снижение перетоков мощностей до допустимых значений.

5.1.2.3. Для недопущения повышения частоты выше 50.2 Гц, при повышении частоты выше 50.1 Гц и наличии тенденции ее дальнейшего роста, разгружают генерирующее оборудование вплоть до технического минимума с контролем частоты и перетоков мощности по внутренним и внешним связям.

5.1.2.4. При исчерпании регулировочных возможностей на ГЭС и ТЭС разгружают энергоблоки АЭС или (и) отключают котлы на дубль - блоках, а также энергоблоки тепловых электростанций.

5.1.2.5. При дальнейшем повышении частоты в энергосистеме (отделившемся районе или изолированно работающем регионе) и при достижении значения 50.4 Гц начинается глубокая разгрузка ТЭС путем перевода энергоблоков с турбонасосами на скользящие параметры пара, проводятся отключения котлов на дубль - блоках, а также отключения энергоблоков. При этом объем и характер разгрузки должен учитывать ожидаемый рост нагрузки.


^ 5.2 Предотвращение и ликвидация недопустимых отклонений напряжения


Общие положения

Напряжение в электрической сети изменяется в зависимости от нагрузки, исполняемых в данный момент программ выработки электроэнергии, указаний оператора зоны по изменению режима и имеющих место на данный момент аварийных нарушений в ней (отключения генераторов, трансформаторов, ЛЭП).

Протяженные линии электропередачи напряжением 330 кВ и выше нуждаются в компенсации вырабатываемой ими реактивной мощности при включениях и режимах малой загрузки.

Особенностью процесса является то обстоятельство, что реактивную мощность нецелесообразно передавать на большие расстояния, поскольку ее передача создает значительные потери мощности и напряжения, поэтому регулирование напряжения для поддержания его отклонений в заранее определенных пределах носит локальный характер.


^ Обеспечение резервов реактивной мощности.

При планировании режимов работы энергосистемы для обеспечения требуемого уровня напряжения в сети должны быть предусмотрены достаточное число генераторов и/или синхронных компенсаторов, батарей конденсаторов и/или реакторов, связанных с сетью на напряжении классов 220 кВ и выше, которые могут участвовать в выработке или потреблении реактивной мощности.

На всех электростанциях должно быть предусмотрено автоматическое регулирование напряжения и реактивной мощности.

Необходимые для обеспечения допустимости режима в зоне регулирования устройства, используемые для регулирования напряжения в сети и потоков реактивной мощности, должны находиться в диспетчерском управлении или ведении оператора операционной зоны.

Оператор операционной зоны должен определять необходимый резерв реактивной мощности в соответствии с установленными критериями и обеспечивать регулирование напряжения в контрольных пунктах сети.


^ Система регулирования напряжения

Первичное регулирование напряжения является основным средством ограничения отклонений напряжений предельно допустимыми значениями. Оно осуществляется автоматическими регуляторами возбуждения (генераторов, синхронных компенсаторов, синхронных двигателей) и устройствами управления режимами статических компенсаторов реактивной мощности при изменении напряжения на выводах генератора, трансформатора или в других контролируемых пунктах.

^ Вторичное регулирование напряжения координирует работу устройств регулирования напряжения и реактивной мощности в пределах данной зоны для того, чтобы поддерживать требуемый уровень напряжения в "контрольных пунктах" сети действиями персонала или автоматически, восстанавливая диапазоны первичного регулирования напряжения на объектах.

^ Третичное регулирование напряжения восстанавливает возможности вторичного регулирования, оптимизирует уровень напряжения в "контрольных пунктах" системы с использованием расчетов, основанных на измерениях, проводимых в режиме реального времени, для того чтобы провести настройку устройств, которые влияют на распределение реактивной мощности (регуляторы генерирующих установок, трансформаторов, устройства компенсации реактивной мощности, реакторы и батареи конденсаторов).


^ Допустимые отклонения напряжения от номинальных значений в узлах электрической сети

В узлах электрической сети 110 кВ и выше допустимые отклонения напряжения от номинальных значений определяются нормами для установленного оборудования электрических станций и сетей с учетом допустимых эксплуатационных повышений напряжения промышленной частоты на электрооборудовании (в соответствии с данными заводов-изготовителей и циркуляров), требованиями по устойчивости параллельной работы генераторов, частей синхронной зоны, устойчивости работы двигателей.

Минимально допустимые и аварийно допустимые напряжения в узлах с мощными электродвигателями или высокой долей электродвигательной нагрузки определяются через нормируемые коэффициенты запаса и критические по устойчивости напряжения [3].

Критическое напряжение в узлах такой нагрузки 110 кВ и выше при отсутствии более точных данных следует принимать равным:

0,7·Uном

Коэффициенты запаса в нормальном режиме должны быть не ниже 1.15,

в послеаварийном режиме не ниже 1.1.

Минимально допустимым напряжением является величина Uкр·1.15,

аварийно допустимым напряжением - величина Uкр·1.1.

^ 5.2.1 Предотвращение и ликвидация недопустимых снижений напряжений

5.2.1.1. Электрические сети должны быть оснащены автоматикой ограничения снижения напряжения.

Регулирование напряжения в заданных контрольных пунктах сети должно осуществляться в соответствии с утвержденными графиками напряжений.

При снижении напряжения на энергообъектах одной из зон операторами смежных зон должна оказываться помощь в его повышении следующими мерами:

• использованием резервов реактивной мощности смежных областей с повышением напряжения до максимально допустимых значений;

• использованием разгрузки генераторов по активной мощности и увеличением загрузки по реактивной в зонах с пониженным напряжением с контролем частоты и перетоков мощности по внутренним и внешним связям.

5.2.1.2. Основные мероприятия по повышению напряжения, за исключением взятия перегрузки и отключения потребления, следует проводить при снижении напряжения ниже графика, а взятие перегрузок и отключение потребления - ниже минимально допустимого. Снижение напряжения ниже аварийно допустимого значения не должно допускаться.

5.2.1.3. Если напряжение в узлах сети снижается до или ниже аварийного предела, установленного стандартами организации, допускается использование перегрузочной способности генераторов и компенсаторов. При этом напряжения в других пунктах сети не должны превышать максимально допустимых значений для оборудования.

5.2.1.4. При работе с пониженным напряжением и возникновении тенденции снижения напряжения со скоростью более 5 кВ за 5 мин принимаются меры по ограничению электропотребления.

5.2.1.5. Если после принятых мер к восстановлению напряжения оно остается ниже аварийно допустимого значения, отключают очередями энергопринимающие установки потребителей в том узле, где произошло снижение напряжения, до повышения напряжения выше минимально допустимого значения.

5.2.1.6. В случае снижения напряжения на каких-либо объектах ниже установленных минимально допустимых значений, на основе опроса оперативного персонала, показаний устройств телеизмерений и телесигнализации определяют причины снижения напряжения и, в зависимости от их характера, оператор соответствующей зоны совместно с персоналом энергообъектов принимает следующие меры:

• отключают шунтирующие реакторы;

• включают батареи статических конденсаторов;

• изменяют коэффициенты трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН;

• снижают перетоки активной мощности по линиям электропередачи;

• увеличивают загрузку СК и генераторов по реактивной мощности вплоть до уровня предельных аварийных перегрузок. При этом предусматриваются меры, предотвращающие возможное отключение генераторов защитой от перегрузки по току ротора.

После получения сообщений о перегрузке генераторов (СК) принимают меры к их разгрузке до истечения допустимых сроков перегрузки, не допуская снижения напряжения. Если эти меры не будут своевременно приняты, то перегрузки снимаются оперативным персоналом электростанций (подстанций), генераторы (синхронные компенсаторы) разгружаются до номинальных токов статора и ротора, что может привести к дальнейшему глубокому снижению напряжения и возможному разделению энергосистемы с отключением энергопринимающих установок потребителей.

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

• отключением части шунтирующих реакторов;

• изменением потокораспределения активной мощности;

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

• изменением схемы электрической сети;

• отключением энергопринимающих установок потребителей.

5.2.1.8. Если действия по пунктам 5.2.1.6, 5.2.1.7. не привели к повышению напряжения на шинах собственных нужд электростанции выше аварийно допустимого уровня, то для предотвращения нарушения нормального режима механизмов СН и полного останова агрегатов электростанции осуществляется выделение генератора на питание собственных нужд или выделение электростанции на работу со сбалансированной нагрузкой.

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

Эти действия производятся в соответствии с местной инструкцией дежурному персоналу, согласованной с оператором операционной зоны, в которой находится электростанция.

5.2.1.9. При снижении напряжения, вызванном неотключившимся КЗ в электрической сети, на основании анализа уровней напряжения, перетоков мощностей, действия устройств релейной защиты и автоматики, опроса оперативного персонала и сообщений с мест определяется место КЗ и производится его отключение.

^ 5.2.2 Предотвращение и ликвидация недопустимых повышений напряжений

5.2.2.1. Напряжения в контрольных пунктах сети должны поддерживаться в соответствии с заданными графиками, при этом напряжения на оборудовании не должны превышать максимально допустимых значений, установленных правилами технической эксплуатации и нормами заводов-изготовителей.

5.2.2.2. В случае повышения напряжения на объектах сверх допустимых значений, на основе сообщений с мест, показаний устройств телеизмерений и телесигнализации выявляются причины повышения напряжения (односторонне отключены или разгружены линии электропередачи, отключены шунтирующие реакторы) и принимаются меры к его снижению путем:

• отключения батарей статических конденсаторов;

• включения шунтирующих реакторов, находящихся в резерве;

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

• изменения коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН;

• вывода в резерв линий электропередачи в районе повышенного напряжения (только выключателями), дающих наибольший эффект снижения напряжения, определяемый по стоку реактивной мощности с контролем напряжения и перетоков мощности по внутренним и внешним связям.

5.2.2.3. При одностороннем отключении линии электропередачи и повышении напряжения сверх допустимого значения эта линия включается в транзит, а при отсутствии такой возможности - с нее снимается напряжение.

5.2.2.4. При управлении режимами, производстве оперативных переключений на оборудовании, ликвидации нарушений нормального режима энергосистемы для энергообъектов 500-750 кВ необходимо руководствоваться представленными в таблице 1 значениями кратности повышения наибольшего рабочего напряжения промышленной частоты (линейного и фазного) по отношению к наибольшему рабочему напряжению и их продолжительностями.

Наибольшими рабочими напряжениями для объектов разных номинальных напряжений являются:

7.2 для 6 кВ, 12.0 для 10 кВ, 40.5 для 35 кВ, 126.0 для 110 кВ, 252.0 для 220 кВ, 363.0 для 330 кВ, 525.0 для 500 кВ, 787.0 для 750 кВ, 1200.0 для 1150 кВ.


^ Таблица 1.


Характеристики допустимого повышения напряжения на оборудовании 500-750 кВ.



Кратность амплитуды U/Um

1,0-1,025

Свыше 1,025

до 1,05

Свыше 1,05

до 1,075

Свыше 1,075

до 1,1

Свыше 1,1

до 1,15

Свыше 1,15

до 1,20

Допустимая длительность 1 случая, не более

8 часов

3 часа

1 час

20 мин

5 мин

1 мин

Допустимое число случаев в год, не более

200

125

75

50

7

5

Интервал между 2 случаями, менее

12 часов

1 час


Случаи повышения напряжения регистрируются отдельно по каждому столбцу таблицы.


^ 5.3 Ликвидация перегрузки оборудования, внешних и внутренних сечений зоны


Перегрузка оборудования (трансформаторов, автотрансформаторов), внешних и внутренних сечений зоны регулирования может возникнуть при потере генерирующей мощности, повышении потребляемой мощности при отсутствии резерва в дефицитной части зоны регулирования, отключении отдельных линий электропередачи (или иного оборудования) и сохранении в работе шунтирующих связей.

Перетоки мощности по внешним и внутренним связям (сечениям) зоны во всех режимах не должны превышать максимально допустимых значений, а также длительно допустимых и аварийно допустимых токовых нагрузок по нагреву проводов и оборудования. Длительная работа с перетоками, превышающими максимально допустимые значения - вплоть до аварийно допустимых значений, допускается специальным разрешением в послеаварийных режимах. Разрешение дается на высшем уровне диспетчерского управления и оформляется в установленном порядке с указанием величины разрешенного перетока.

5.3.1. При возникновении перегрузки внешних или внутренних связей, оборудования электростанций и подстанций должны приниматься меры по их разгрузке до величин, не превышающих максимально допустимых или разрешенных аварийно допустимых значений. Для этого используют резервы активной мощности, отключение энергопринимающих установок потребителей в дефицитных частях зоны регулирования или разгрузку электростанций в избыточных частях, а также скорейшее включение аварийно отключившихся линий или оборудования. При этом допускается повторное включение трансформатора (автотрансформатора), отключившегося резервной защитой (если защиты от внутренних повреждений не действовали) при недопустимой перегрузке оставшегося в работе трансформатора.

5.3.2. Средства диспетчерского и технологического управления должны обеспечивать сигнализацию персоналу о превышении максимально допустимых значений.

Превышения максимально допустимых значений перетоков мощности (токов) по связям, линиям и оборудованию устраняются:

• при наличии резерва - немедленной загрузкой электростанций в приемной части зоны регулирования и разгрузкой их в передающей части;

• при отсутствии резерва - за счет использования допустимых аварийных перегрузок генерирующего оборудования, ограничений электроснабжения потребителей в приемной части зоны регулирования в том числе, за счет применения графика отключений и дистанционных отключений по каналам противоаварийной автоматики.

Перегрузки сверх аварийно допустимых значений перетоков мощности (токов) по связям, линиям и оборудованию при отсутствии оперативного резерва устраняются незамедлительно за счет использования графика отключений и дистанционных отключений по каналам противоаварийной автоматики.

5.3.3. Отключение энергопринимающих установок потребителей дистанционно по каналам ПА осуществляется согласно утвержденному перечню в следующих случаях:

а) если мероприятия по п. 5.3.2 из-за низкой эффективности не привели к снижению перетока мощности ниже аварийно допустимого значения;

б) при отказе автоматики разгрузки при перегрузке по мощности (АРПМ) в условиях, когда она действует на отключение энергопринимающих установок потребителей (САОН);

в) после срабатывания АРПМ, когда переток активной мощности вновь приближается к уставке срабатывания.

5.3.4. Энергопринимающие установки потребителей, отключенные устройствами ПА или дистанционно по каналам ПА, включаются повторно, если при этом перетоки активной мощности по контролируемым связям не превысят максимально допустимых значений. Если они не могут быть включены по указанной причине, то включить их можно после ограничения электроснабжения других потребителей и дополнительного снижения перетоков мощности по контролируемым связям.





Скачать 0.92 Mb.
оставить комментарий
страница2/4
Дата30.09.2011
Размер0.92 Mb.
ТипДокументы, Образовательные материалы
Добавить документ в свой блог или на сайт

страницы: 1   2   3   4
Ваша оценка этого документа будет первой.
Ваша оценка:
Разместите кнопку на своём сайте или блоге:
rudocs.exdat.com

Загрузка...
База данных защищена авторским правом ©exdat 2000-2017
При копировании материала укажите ссылку
обратиться к администрации
Анализ
Справочники
Сценарии
Рефераты
Курсовые работы
Авторефераты
Программы
Методички
Документы
Понятия

опубликовать
Загрузка...
Документы

Рейтинг@Mail.ru
наверх