Инструкция по предотвращению и ликвидации аварий в энергосистеме - Повышение напряжений

1. Инструкция по предотвращению и ликвидации аварий в энергосистеме
2. Снижение частоты
3. Избыток мощности
4. Отключение оборудования
5. Повышение напряжений
6. Отделение энергосистемы
7. Приложение 1,2,3
8. Приложение 4,5

8. ДЕЙСТВИЯ ОПЕРАТИВНОГО ПЕРСОНАЛА ПРИ ПОВЫШЕНИИ УРОВНЕЙ НАПРЯЖЕНИЯ НА ОБОРУДОВАНИИ, СВЕРХ ДОПУСТИМЫХ ЗНАЧЕНИЙ.

8.1. Повышение напряжения выше наибольшего длительно допустимого может возникнуть в сети 750 кВ, 330 кВ в отдельных случаях и ниже в режимах минимальных нагрузок, неполнореакторных схемах сети 750 кВ, возникновения длинных разгруженных (>300км) транзитов 330-750 кВ, отсутствии автотрансформаторной связи 750/330 кВ.

8.2. Диспетчеры ДЭС, электрических сетей, оперативный персонал энергообъектов, ТЭС должны поддерживать уровни напряжения, установленные

ПТЭ и нормами завода изготовителя оборудования.

8.3. Наибольшие длительно-допустимые напряжения составляют для сети:

750 кВ – 787 кВ (фазное 455 кВ)

500 кВ - 525 кВ

330 кВ - 363 кВ

220 кВ – 252 кВ

20-ти минутное допустимое повышение напряжения на оборудовании согласно ПТЭ п.5.11.16. для электрооборудования основной сети ДЭС составляет:

750 кВ – 862 кВ

500 кВ - 575 кВ

330 кВ - 379 кВ

220 кВ – 253 кВ.

8.4. В случае повышения напряжения сверх наибольшего длительно допустимого на одном или нескольких объектах диспетчеры ДЭС, электрических

сетей, оперативный персонал энергообъектов и ТЭС (в интервале до 20

минут) обязаны выяснить причины повышения напряжения (односторонне

отключены ВЛ, разгружены линии электропередачи, отключены шунтирующие реакторы) и принять меры по его снижению путем:

• снижения нагрузки генераторов ТЭС и синхронных компенсаторов по реактивной мощности, вплоть до перевода СК и генераторов в режим недовозбуждения в соответствии с местными инструкциями;
• отключение батарей статических конденсаторов;
• увеличение нагрузки линий перетоками активной мощности;
• изменения коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенными устройствами РПН:

на АТ-750/330 кВ:

в сторону положения N1 - для снижения напряжения

на шинах 750 кВ;

в сторону положения N43 - для снижения напряжения

на шинах 330 кВ;

• при одностороннем отключении линии и повышении напряжения сверх допустимого, необходимо включить эту линию в транзит, а при невозможности включения, снять с нее напряжение.

8.5. После исчерпания всех средств по снижению напряжения по п.8.4., если

напряжение в основной сети остается выше длительно допустимого, разрешается отключать в резерв слабонагруженные линии основной сети, с

соответствующей подготовкой режима и перестройкой ПА. При этом

должны быть обеспечены перетоки мощности в контролируемых сечениях в послеаварийных режимах.

9. ЛИКВИДАЦИЯ НАРУШЕНИЯ СИНХРОННОЙ РАБОТЫ ОТДЕЛЬНЫХ ЧАСТЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ И ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ.

9.1. Асинхронный режим работы в энергосистеме может возникнуть в результате нарушения статической или динамической устойчивости из-за:

• перегруза транзитных связей мощностями сверх максимально допустимых по устойчивости величин;
• отказа выключателей или защит при КЗ в электросетях;
• отказа или недостаточной эффективности ПА;
• несинхронное включение связей или генераторов;
• потери возбуждения мощных генераторов;
• работа энергосистемы с недопустимо низким напряжением на генераторах и в основной сети;
• аварийное отключение большой мощности;
• отключение одного или нескольких загруженных сетевых элементов сечений основной сети;
• работа с недопустимо низкой частотой;
• сочетание нескольких факторов.

9.2. Основными признаками асинхронного хода являются устойчивые глубокие колебания тока и мощности, определяемые по качанию стрелок амперметров, ваттметров в цепях генераторов, трансформаторов, линий, при

этом частота колебаний мощности вдвое превосходит частоту колебаний

тока.

Одновременно с колебанием тока и мощности почти во всех точках энергосистемы наблюдаются колебания напряжения.

Наибольшие провалы напряжения имеют место в точках, близких к центру качания, а по мере удаления от центра качаний провалы напряжения

понижаются до малозаметных величин.

В центре качаний напряжение периодически понижается почти до нуля,

поэтому местонахождение центра качаний следует определять по величине понижения напряжения.

Наиболее вероятными местонахождениями центра Качаний являются:

• середины транзитов - при асинхронном ходе между энергосистемами;
• начала линий, шины ТЭС, блочные трансформаторы – при асинхронном ходе электростанций относительно энергосистемы;
• блочный трансформатор, генератор - при асинхронном ходе одного из генераторов ТЭС относительно других генераторов этой же станции.

Для электростанции, оказавшейся вблизи электрического центра качаний, характерно нарушение синхронизма генераторов со сбросом мощности.

9.3. Обязательным признаком асинхронного хода является возникновение

разности частот между частями энергосистемы, вышедшими из синхронизма, несмотря на сохранение электрической связи между ними. При

этом, как правило, в частях энергосистемы (ОЭС), которые перед аварией

получали мощность от смежных районов, частота при асинхронном ходе

понижается, а в частях энергосистемы (ОЭС), отдававших мощность в

смежные районы, частота повышается.

9.4. При появлении в энергосистеме колебаний токов, мощности и напряжения

диспетчеры ДЭС, электрических сетей, оперативный персонал энергообъектов должны уметь отличить синхронные качания от асинхронного хода.

При синхронных качаниях по транзитным линиям связи мощность 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 могут быть как затухающими, так и незатухающими. Последние вызываются дефектами в схеме и настройке возбуждения

генераторов.

При возникновении синхронных качаний между энергосистемами или их

частями, для предотвращения перехода качаний в асинхронный ход, дежурный персонал ТЭС и энергообъектов обязан загрузить до допустимого

предела все генераторы и синхронные компенсаторы по реактивной мощности, а диспетчер ДЭС должен перераспределением активной мощности

ТЭС снизить перетоки по сечениям и транзитным связям, работающих в

предельных по загрузке режимах.

С целью прекращения возникших синхронных качаний на электростанции, оперативный персонал ТЭС должен самостоятельно разгружать по

активной мощности и загружать по реактивной мощности оборудование.

При возникновении синхронных качаний деление энергосистемы, ОЭС не

происходит.

9.5. Диспетчер ДЭС, при возникновении асинхронного хода и отказе автоматики ликвидации асинхронного режима (АЛАР),должен по показаниям телесигнализации и при боров телеизмерения, опросом оперативного персонала установить центр качаний и дать распоряжение, не ожидая распоряжения диспетчера НЭК:

• снизить частоту в части энергосистемы, где она повысилась, путем разгрузки генераторов, а при резком повышении частоты и путем отключения генераторов, в зависимости от уровня повышения час-

тоты по разделу 5;

- повысить частоту в части энергосистемы, где она снизилась, путем мобилизации всех резервов активной мощности, а при необхо

димости, путем отключения потребителей, в соответствии с разделом 4;

• немедленно разгрузить транзиты по активной мощности путем максимальной аварийной разгрузки генераторов в избыточной по мощности части энергосистемы и мобилизацией резервов активной и реактивной мощности в дефицитной части энергосистемы;
• максимально возможно повысить напряжение на концах транзитов, по которым возник асинхронный ход, путем допустимой перегрузки генераторов по току ротора и статора.
При срабатывании устройств форсировки АРВ – не вмешиваться в их работу.

9.6. При асинхронном ходе отдельных ТЭС внутри энергосистемы или при

асинхронном ходе одного или группы генераторов относительно остальных, необходимо разгрузить эти ТЭС или генераторы за счет использования резервов мощности на других ТЭС, а при отсутствии резервов на ТЭС

системы, за счет использования пропускной способности межсистемных

связей, не превышая при этом установленной величины аварийнодопустимых перетоков.

В случае полного использования резервов на электростанциях и пропускной способности межсистемных связей, при аварийной разгрузке генераторов, потерявших устойчивость, производится отключение потребителей.

При невозможности прекратить асинхронный ход ТЭС или группы генераторов (отдельный генератор), вышедших из синхронизма, через 1-2

минуты после возникновения асинхронного хода должны быть отделены

от остальной энергосистемы с питаемой ими нагрузкой.

На ТЭС, где установлены блочные АЛАР, возникший асинхронный ход

нормально должен ликвидироваться автоматикой ликвидации асинхронного хода, которая производит отключение блока, вышедшего из синхронизма.

9.7. При нарушении устойчивости по межсистемным транзитам, возникший

асинхронный ход нормально должен ликвидироваться автоматикой АЛАР,

которая производит деление основной сети ОЭС Украины в точках, где

она установлена.

В случае отказа АЛАР дежурный персонал ТЭС и подстанций самостоятельно через 1-2 минуты производит отключение межсистемных транзитов

в местах установки АЛАР.

9.7.1. При асинхронном ходе по сечению Донбасс-Днепр через одну минуту

отключаются транзитные связи вручную:

- на ЗАЭС присоединения ВЛ-750 кВ Южнодонбасская;

- на ПС Запорожская-750кВ присоединения ВЛ-750кВ Донбасская и

присоединения ВЛ-330кВ Кураховская ТЭС N1,2;

- на ПС Павлоград-330 кВ присоединения ВЛ-330 кВ

Красноармейская.

9.7.2. При асинхронном ходе по сечению Донбасс-Харьков через одну минуту

отключаются транзитные связи вручную:

- на ЗМГРЭС присоединения ВЛ-330 кВ Славянская ТЭС;

- на ПС Лозовская-330 кВ присоединения ВЛ-330 кВ Первомайская.

9.7.3. При асинхронном ходе по сечению Донбасс-Центр (Россия) через одну

минуту отключается вручную:

- на ПС Донбасская-750 кВ присоединение ВЛ-500кВ НВАЭС.

9.8. Если при длительности асинхронного хода более одной минуты отключения почему-либо не произведены, то эти же линии должны быть отключены с противоположных сторон через 2 минуты.

9.9. Аналогичные действия оперативный персонал энергосистемы должен

производить при возникновении асинхронного хода между отдельными

частями энергосистемы по линиям, на которых отсутствует АЛАР.

9.10.При асинхронном ходе деление производится из расчета сохранения в

отдельных частях после деления минимальных небалансов мощности.