|
Страница 6 из 8
10. ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ, СВЯЗАННЫХ С ОТДЕЛЕНИЕМ ДОНБАССКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ (ЧАСТИ) ОТ ОЭС УКРАИНЫ.
10.1.Отделение от ОЭС Украины может произойти в результате:
- понижения частоты ниже 49,0 Гц с остановом (переходом на нагрузку СН) АЭС Украины, создающих угрозу лавины частоты;
- отключения межсистемных и транзитных связей, входящих в загруженные сечения;
- глубокого понижения напряжения;
- неправильной работы защит и ПА, а также неправильного действия оперативного персонала;
- отказа выключателей или устройств РЗА при отключении токов КЗ;
- действия ПА при асинхронном ходе.
10.2.Допустимые по устойчивости перетоки мощности на межсистемных связях основной сети указаны в Приложении N2 Инструкции ОД-10.
10.3.Переход на работу с аварийно-допустимыми перетоками мощности разрешается осуществлять на время прохождения максимума нагрузки энергосистемы, но не более 40 минут, или на время, необходимое для ввода
ограничений потребителей.
Допустимость работы с вышеуказанными перетоками определяет диспетчер НЭК «Укрэнерго».
10.4.В целях предотвращения отделения (разделения) энергосистемы диспетчер ДЭС обязан контролировать нагрузку межсистемных транзитных
связей и внутрисистемных сечений и транзитов и принимать меры по
приведению перетоков мощности в соответствие с допустимыми величинами.
10.5.В результате аварийных отключений межсистемных (внутрисистемных)
транзитов в приемной энергосистеме (части) запасы статической устойчивости по активной мощности в послеаварийной схеме могут оказаться менее 20% (но не должны быть ниже 8%). Длительность таких послеаварийных режимов должна определяться временем, необходимым диспетчеру
для изменения режима путем принятия необходимых мер по разгрузке сечения и, как правило, не должна превышать 20 минут.
10.6.Перегрузки межсистемных или транзитных связей по току сверх аварийно-допутимого (по проводам ВЛ или оборудованию ячеек) должны
устраняться в кратчайшие сроки путем:
- при наличии резерва в приемной части энергосистемы - загрузки электростанций в этой части;
- использования ТПР на АТ-750/330 кВ для перераспределения перетоков мощности в сети с загрузкой ВЛ-750 кВ и разгрузкой перегруженных ВЛ-330 кВ;
- снижения экспортных перетоков;
- ограничений и отключений потребителей в дефицитной части энергосистемы;
- разгрузки блоков электростанций при перегрузе связей выдачи мощности;
- изменения схемы связей, без снижения нормативных запасов по устойчивости;
- повышения уровней напряжения, вплоть до максимально допустимых.
10.7.При повышении перетока выше максимально-допустимого значения и невозможности его снижения за счет ввода резерва на электростанциях и
графиков ограничений в энергосистеме диспетчером ДЭС (НЭК) вводится
ГАО, ГМР, СГМР, САОН.
10.8.При возникновении внезапных больших дефицитов мощности, глубоком
снижении частоты и ее зависании после работы АЧР на уровне 49,0 Гц,
для предотвращения останова АЭС производится немедленно (в течении 1-2 минуты) концентрированное отключение потребителей кнопками
САОН (Приложение N7) по распоряжению д/д НЭК.
11. ЛИКВИДАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ, СВЯЗАННЫХ С РАЗДЕЛЕНИЕМ ОЭС УКРАИНЫ И ПОГАШЕНИЕМ ЗНАЧИТЕЛЬНЫХ ТЕРРИТОРИЙ УКРАИНЫ. (ОТДЕЛЕНИЕ ДОНБАССКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ ОТ ОЭС УКРАИНЫ).
11.1.Во избежание развития аварии оперативный персонал энергосистемы
обязан немедленно, не дожидаясь распоряжения диспетчера НЭК, принять
меры к восстановлению исходного уровня частоты и напряжения во
всех точках энергосистемы и устранению перегрузов оборудования.
11.2.По указанию диспетчера НЭК диспетчер ДЭС производит подгонку частоты для синхронизации с ОЭС Украины.
11.3.Основным методом соединения несинхронно работающих частей ОЭС
Украины является синхронизация по синхроноскопу.
Допустимая разница частот при замыкании несинхронно работающих частей не должна превышать 0,1Гц.
Выполнив синхронизацию с ОЭС Украины, диспетчер ДЭС должен контролировать перетоки по межсистемным и внутрисистемным связям, не
допуская превышения перетоков максимально-допустимых величин.
11.4.Если в результате технологического нарушения полностью потеряно на
пряжение на ряде основных ТЭС и у потребителей, диспетчер ДЭС обязан
подачей напряжения от работающих частей энергосистемы, восстано
вить питание собственных нужд ТЭС, в первую очередь блочных. В дальнейшем, по мере разворота оборудования ТЭС и набора ими нагрузки,
диспетчер ДЭС должен подавать напряжение толчком на потерявшие напряжение участки энергосистемы.
11.5.Повышение частоты в отделившейся части энергосистемы до необходимой для синхронизации величины должно осуществляться:
- немедленной мобилизацией всех ее резервов мощности;
- перевода, с кратковременным перерывом питания, части нагрузки дефицитного района на питание от части энергосистемы, имеющей резерв мощности, или на питание от смежных энергосистем, если это допустимо по режиму их работы;
- отделение от части энергосистемы, имеющей резерв мощности, отдельных агрегатов с синхронизацией их с частью энергосистемы, имеющей дефицит мощности.
При невозможности поднять частоту в дефицитной по мощности части до необходимой для синхронизации величины, подъем частоты (после использования вышеуказанных мер) должен осуществляться за счет отключения потребителей.
11.6.Диспетчер ДЭС, для предотвращения или уменьшения объемов отключения потребителей, имеет право включить без проверки синхронизма отключенные транзитные внутрисистемные линии (межсистемные по распоряжению диспетчера НЭК) между двумя несинхронно работающими
частями (энергосистемы),если такое включение допустимо по условиям
кратности тока несинхронного включения на генераторах, и при этом
обеспечивается ресинхронизация.
Перед ручным несинхронным включением транзитов необходимо кратковременно выводить из работы дистанционную защиту с обоих концов
линии при наличии основной быстродействующей защиты.
Вывод дистанционных защит должен осуществляться после постановки
ВЛ под напряжение, т.е. непосредственно перед несинхронным замыканием транзита.
Если после несинхронного включения возникнут синхронные качания
мощности и напряжения, то для их ликвидации следует незамедлительно
включать другие параллельные транзитные связи.
11.7.Ресинхронизация отделившейся энергосистемы (части энергосистемы)
обеспечивается, если:
- пропускная способность по устойчивости линии, по которой производится включение, составаляет не менее 50% от мощности меньшей из несинхронно включаемых энергосистем (частей энергосистемы);
- включение производится по синхроноскопу в момент уравнения частот.
11.8.Диспетчер ДЭС и оперативный персонал энергосистемы при несинхронных включениях отдельных частей энергосистемы (системы) должен руководствоваться допустимой кратностью токов для оборудования и пропускной способностью по устойчивости линии, по которой производится
включение, с учетом указаний п.11.7.
11.9.Восстановление частоты и подключение отключенных во время разделения системы потребителей производить при наличии необходимого вращающегося резерва на ТЭС, в объеме подключаемой нагрузки.
11.10.Все операции по восстановлению нормального режима работы энергосистемы диспетчер обязан производить по возможности одновременно.
Распоряжение о подготовке схемы для синхронизации энергосистемы
(части) и о подаче напряжения участкам сети от энергосистемы (части),
имеющей резерв, должны быть отданы, не дожидаясь восстановления
нормальной частоты или напряжения.
11.11.Распоряжение о пуске резервных агрегатов диспетчер ДЭС должен дать,
не дожидаясь синхронизации, для обеспечения надежного питания потребителей и создания резерва мощности.
Для ускорения соединения отделившихся частей синхронизацию производить на той ТЭС и ПС, где эта схема будет подготовлена быстрее.
11.12.При потере напряжения в энергосистеме (части), диспетчер НЭК должен
принять меры к подаче напряжения толчком от основной сети ОЭС Украины.
Диспетчер ДЭС должен учитывать возможность получения напряжения
со стороны ОЭС Украины. Напряжение должно подаваться, по возможности, по наиболее мощным линиям.
11.13.На каждой ТЭС должно быть определено предельно допустимое время
перерыва питания из условия возможности ее разворота после подачи
напряжения в различные периоды календарного года, проработан комплекс вопросов "ЖИВУЧЕСТИ" и разворота по основным системам жизнеобеспечения:
- водородное хозяйство;
- мазутное и масляное хозяйства;
- источники постоянного тока оперативного и технологического;
- и другие.
На каждой ТЭС должны быть отработаны вопросы, связанные с готовностью принятия напряжения от энергосистемы, а также регулирования нагрузки и частоты в выделенном районе, в том числе и в процессе разворота собственных нужд.
11.14.С учетом технологических особенностей ТЭС, порядок подачи напряжения для разворота собственных нужд разрабатывается ДЭС, совместно с
генерирующими компаниями (ТЭС).
11.15.В период восстановления частоты и напряжения в энергосистеме, набора
нагрузки на ТЭС и включения потребителей, диспетчер ДЭС обязан тщательно контролировать частоту, при включении погашенных потребителей поддерживать достаточный вращающийся резерв мощности, не допуская срыва процесса восстановления и недопустимого снижения частоты.
11.16.Для предотвращения полной потери собственных нужд при глубоком
снижении частоты, на всех ТЭС, где это возможно, должно быть предусмотрено автоматическое выделение генераторов на питание собственных
нужд, как правило, со сбалансированной нагрузкой района (с учетом объемов АЧР в этом районе).
В местных инструкциях оперативного персонала ТЭС и ЭС должны быть
указаны условия и уставки срабатывания этих автоматик.
Для ТЭС, на которых автоматика отделения по частоте отсутствует,
должны быть разработаны инструкции об условиях и порядке выделения одного или части генераторов на питание собственных нужд и района
нагрузки (при необходимости).
12. ДЕЙСТВИЯ ПЕРСОНАЛА ПРИ ПЕРЕГРУЗКЕ АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ СЕТИ 750 кВ.
12.1.При возникновении перегрузки АТ связи 750/500 кВ и 750/330 кВ сверх
норм, указанных в ПТЭ или заводских инструкциях, диспетчер ДЭС обязан сообщить о наличии и величине перегруза диспетчеру НЭК и предложения по его разгрузке. (См. указания по разгрузке АТ).
Диспетчер ДЭС совместно с диспетчером ЭС, НСС ТЭС производят разгрузку АТ согласно разработанных "Оперативных указаний...", или изменением схемы сети 110 кВ, перераспределением генераторной мощности
на ТЭС, уменьшением потребления мощности узла.
13. ДЕЙСТВИЯ ОПРАТИВНОГО ПЕРСОНАЛА ПРИ ОТСУТСТВИИ
СВЯЗИ С ВЫШЕСТОЯЩИМ РУКОВОДЯЩИМ ОПЕРАТИВНЫМ
ЛИЦОМ.
13.1.При отсутствии связи с диспетчером НЭК диспетчер ДЭС действует в соответствии с требованиями инстркуций ОД-11, ДПА-1, ДПА-2, ДПА-3,
ДПА-5 и другими оперативными инструкциями НЭК и ДЭС.
13.2.При отсутствии связи с диспетчером ДЭС оперативный персонал энергосистемы действует в соответствии с требованиями инструкций ДПА-2,
ДПА-5 и другими инструкциями ДЭС и местными.
|
