УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ ПО ПРОГРАММЕ ПОВЫШЕНИЯ КВАЛИФИКАЦИИ: «ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ» В ОБЪЁМЕ 72 ЧАСА. учебное пособие ОДУ. Учебное пособие по программе повышения квалификации Оперативнодиспетчерское управление
 Скачать 1.03 Mb.
|
|
в) отключение части шунтирующих реакторов; г) изменением потокораспределения активной мощности; д) перераспределением потоков реактивной мощности с помощью оперативного изменения коэффициентов трансформации на трансформаторах с РПН; е) изменением схемы электросетей. 2.5.6. При понижении напряжения, вызванном неотключившимся КЗ в электросети, диспетчер соответствующего уровня должен до истечения срока взятых перегрузок на генераторах и синхронных компенсаторах определить и отключить место КЗ. Определение места КЗ диспетчер энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС должен производить на основании анализа уровней напряжения, перетоков активной и реактивной мощности, действия релейной защиты и опроса оперативного персонала и сообщений с мест. 2.6. Предотвращение повышения уровней напряжения на оборудовании сверх допустимых значений 2.6.1. Диспетчеры ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистем должны поддерживать уровни напряжений в контрольных пунктах в соответствии с заданным графиком, а также не допускать на оборудовании превышения уровней напряжения, установленных ПТЭ и нормами завода-изготовителя. 2.6.2. В случае повышения напряжения сверх допустимого на одном или нескольких объектах диспетчер ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистемы обязан на основе сообщений с мест, показаний устройств телеизмерений и телесигнализации выявить причины повышения напряжения (односторонне отключены ВЛ, разгружены линии электропередачи, отключены шунтирующие реакторы) и принять меры по его снижению: снижение загрузки генераторов электростанций и синхронных компенсаторов по реактивной мощности, работающих в режиме выдачи, перевод их в режим потребления (или увеличения потребления) реактивной мощности; отключение батарей статических конденсаторов; включение шунтирующих реакторов, находящихся в резерве; увеличение загрузки линий электропередачи перетоками мощности; изменение коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН; вывод в резерв линии в районе повышенного напряжения только выключателями. При одностороннем отключении линии и повышении напряжения сверх допустимого необходимо включить эту линию в транзит, а при невозможности снять с нее напряжение. 2.7. Ликвидация асинхронного режим работы отдельных частей ЕЭС, ОЭС, энергосистем и электростанций 2.7.1. Причинами нарушения синхронной работы отдельных частей ЕЭС могут быть: а) перегрузка межсистемных транзитных связей мощностью по условиям устойчивости (аварийное отключение большой генерируемой мощности, интенсивный рост потребляемой мощности, отказ устройств противоаварийной автоматики); б) отказ выключателей или защит при КЗ в электросетях; в) несинхронное включение связей. 2.7.2. Основными признаками асинхронного хода являются устойчивые глубокие периодические колебания тока, мощности, напряжения по линии связи и на энергообъектах, а также возникновение разности частот между частями ЕЭС, ОЭС, энергосистем, вышедшими из синхронизма, несмотря на сохранение электрической связи между ними. На шинах электростанций и подстанций, находящихся вблизи электрического центра качаний, происходят периодические глубокие колебания напряжения с понижением его ниже аварийно-допустимых значений, в том числе на собственных нуждах с возможным отключением ответственных механизмов собственных нужд и отдельных агрегатов. Для электростанций, оказавшихся вблизи электрического центра качаний (ЭЦК), характерно нарушение синхронизма генераторов со сбросом мощности. При нарушении синхронизма и глубоком понижении частоты электрического тока в дефицитном районе до значения срабатывания АЧР возможна автоматическая синхронизация и прекращение асинхронного режима. Диспетчеры ОДУ, энергосистем должны принимать во внимание, что вследствие периодических колебаний мощности по загруженным линиям электропередачи возможно срабатывание автоматики разгрузки от перегрузки мощностью (АРПМ) с отключением потребителей и генерируемой мощности на электростанциях в вышедших из синхронизма частях энергосистемы, ОЭС, региона. О возникновении асинхронного режима оперативный персонал должен немедленно сообщить вышестоящему оперативному персоналу. При недостаточности полученной информации диспетчер должен выяснить обстановку путем дополнительного опроса оперативного персонала ОДУ, энергосистем, электростанций, подстанций. 2.7.3. При нарушении устойчивости межсистемных транзитных линий связей возникший асинхронный режим нормально должен ликвидироваться автоматикой ликвидации асинхронного режим (АЛАР). Если почему-либо АЛАР отказала и асинхронный режим продолжается, диспетчер энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС обязан дать команду на разделение транзитов, асинхронно работающих энергосистем или узлов в местах установки АЛАР. 2.7.4. При появлении в энергосистеме качаний токов, мощности и напряжения диспетчер должен уметь различать синхронные качания от асинхронного режима. При синхронных качаниях по транзитным 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, ОЭС, ЕЭС. Синхронные качания токов и напряжения на генераторах и синхронных компенсаторах обычно происходят около среднего значения, близкого к нормальному (до появления качаний) значению. Синхронные качания, как правило, затухающие, поэтому в указанных случаях далекие энергосистемы, ОЭС, ЕЭС не требуется. Для ускорения прекращения синхронных качаний генераторов диспетчер должен по возможности разгрузить их по активной мощности и повысить реактивную мощность, не допуская перегрузки транзитных связей. При синхронных качаниях по межсистемным связям, вызванных перегрузкой сечения, необходимо повысить напряжение в приемной части, уменьшить переток за счет использования резерва или отключения потребителей. 2.8. Ликвидация аварий, связанных с разделением ЕЭС, ОЭС, энергосистемы 2.8.1. При ликвидации аварии с разделением ЕЭС, ОЭС, энергосистемы диспетчер ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистемы должен на основании показаний приборов диспетчерского пункта, сообщений с мест, опроса подчиненного оперативного персонала и анализа действия устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики выявить характер аварии и причины ее возникновения (аварийное отключение линии электропередачи; обесточивание основных распределительных устройств; потеря большой генерирующей мощности, вызвавшей перегрузку линий и срабатывание делительной автоматики; отказ или неправильные действия устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики; ошибки персонала при производстве переключений), установить место повреждения, определить, на какие несинхронные части разделилась ЕЭС, ОЭС, энергосистема, а также уровни частоты и напряжения в раздельно работающих частях. Одновременно диспетчер должен выяснить состояние и загрузку межсистемных и других контролируемых внутрисистемных связей. 2.8.2. Оперативный персонал электростанций и электрических сетей при возникновении указанных аварийных режимов обязан: а) сообщить диспетчеру энергосистемы о происшедших отключениях на объектах, об отклонениях частоты и напряжения и наличии перегрузок основных транзитных линий электропередачи. Оперативный персонал не должен занимать время диспетчера сообщениями об отключении и перегрузке оборудования, не имеющего системного значения (отключение тупиковых линий, отходящих линий, потребителей сетей напряжением 35 кВ и ниже); б) принять все меры по восстановлению частоты и напряжения; в) снять перегрузки с транзитных линий электропередачи при угрозе нарушения статической устойчивости; г) обеспечить надежную работу механизмов собственных нужд вплоть до их выделения на несинхронное питание при понижении частоты до установленных для данной электростанции пределов; д) синхронизировать отделившиеся во время аварии генераторы или электростанции при наличии напряжения от энергосистемы (или при появлении его после исчезновения). При отсутствии напряжения на шинах высокого напряжения необходимо удержать отключенные генераторы (не входящие в схему выделения собственных нужд) на холостом ходу: крупные блоки, для которых не разрешена работа на холостом ходу, должны быть в состоянии готовности к быстрому развороту и обратному включению в сеть с набором нагрузки. 2.8.3. После разделения во избежание развития аварии оперативный персонал энергосистем и ОДУ обязан немедленно, не дожидаясь распоряжения вышестоящего диспетчера, принять меры к восстановлению частоты и напряжения в раздельно работающих частях энергосистемы и устранению перегрузок оборудования и линий электропередачи. При сохранении в разделившихся частях допустимых уровней частоты и напряжения диспетчер ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистемы обязан принять меры к синхронизации этих частей. Синхронизация должна производиться при разности частот не более 0,1 Гц с учетом возможного наброса мощности на межсистемные и внутрисистемные связи, при этом не должно допускаться срабатывание АРПМ при синхронизации разделившихся частей ЕЭС, ОЭС, энергосистемы. В ОЭС и энергосистемах местными инструкциями должны быть определены энергорайоны и сечения, по которым разрешается производить синхронизацию с большой разностью частот или несинхронное включение с указанием допустимой разности частот. 2.8.4. При разделении ЕЭС, ОЭС, энергосистемы на отдельные части диспетчер ЦДУ ЕЭС, ОДУ должен поручить регулирование частоты в каждой раздельно работающей части энергосистемы, ОЭС, ЕЭС соответствующему диспетчеру или принять регулирование на себя. 2.8.5. Для ускорения синхронизации диспетчер ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистем должен дать распоряжение диспетчерам, ответственным за регулирование частоты в отделившихся частях ЕЭС, ОЭС, энергосистемах с пониженной частотой, о принятии мер по повышению частоты, диспетчерам ОЭС, энергосистем с повышенной частотой о ее понижении с указанием значения частоты, при которой будет производиться синхронизация разделившихся частей. При невозможности повысить частоту в дефицитной по мощности части до необходимого для синхронизации значения повышение частоты (после принятия всех мер) должно осуществляться за счет отключения потребителей. При этом диспетчеры всех уровней должны иметь перечень мест (электростанций и подстанций), на которых имеются устройства синхронизации. 2.8.6. При аварийном разъединении энергосистем, ОЭС или ЕЭС в целях максимального сокращения объема отключаемых потребителей в дефицитной части и быстрейшей обратной их синхронизации между собой допускается: а) производить их синхронизацию при снижении частоты в избыточной части, но не ниже чем до 49,5 Гц. При этом уровень частот в избыточной части определяется соответствующим диспетчером, исходя из сложившейся ситуации (возможность снижения частоты по режиму, размер отделившейся части по мощности); б) переводить с кратковременным перерывом питания участки электросети с несколькими подстанциями, питающиеся от части энергосистемы с дефицитом мощности, на питание от части энергосистемы, имеющей резерв, или на питание от смежных энергосистем, если это допустимо по режиму их работы; в) отделять от части энергосистемы отдельные генераторы или электростанции и синхронизировать их с дефицитной частью энергосистемы. Снижение частоты должно производиться плавно небольшими ступенями через 0,1 Гц. При этом диспетчеры ЦДУ ЕЭС, ОДУ и энергосистем должны внимательно следить за перетоками мощности по межсистемным и внутрисистемным транзитным связям, не допуская превышения перетоков сверх максимально допустимых значений, разрешенных действующими инструкциями. Диспетчер подстанции (электростанции) обязан следить за синхроноскопом и в момент уравнивания частот произвести синхронизацию частей. 2.8.7. Если в результате аварии полностью потеряно напряжение на ряде основных электростанций и у потребителей, диспетчер энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС обязан подачей напряжения от частей энергосистемы с нормальной частотой восстановить питание собственных нужд электростанций и в первую очередь мощных блочных электростанций. В дальнейшем по мере разворота оборудования электростанций и набором нагрузки диспетчер ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистемы должен подавать напряжение толчком на потерявшие напряжение участки ЕЭС, ОЭС, энергосистемы. Диспетчер энергосистемы, потерявшей напряжение, при ликвидации аварии в первую очередь должен учитывать возможность получения напряжения со стороны ОЭС. Напряжение на обесточенные участки должно подаваться толчком от частей энергосистемы, имеющих резерв мощности, достаточный для покрытия нагрузки участка сети, чтобы набор нагрузки потребителями не вызывал бы недопустимое снижение частоты, перегрузку транзитных линий (сечений) и необходимость нового отключения потребителей. 2.8.8. После ликвидации аварии диспетчер, ответственный за регулирование частоты в ЕЭС, ОЭС, энергосистеме, обязан для включения потребителей с помощью ЧАПВ при наличии резервов мощности и запасов по пропускной способности линий повысить кратковременно частоту на 0,1-0,2 Гц выше верхней уставки ЧАПВ. Если по балансу мощности это невозможно, диспетчер ЦДУ ЕЭС (ОДУ) раздельно работающей, энергосистемы должен дать указание о ручном включении потребителей с контролем уровня частоты и загрузки линий электропередачи. 2.9. Предотвращение аварий при возникновении перегрузки межсистемных и внутрисистемных транзитных связей 2.9.1. Перетоки мощности по межсистемным и внутрисистемным связям во всех режимах не должны превышать максимальных и разрешенных инструкциями аварийно-допустимых значений, а также длительно допустимых и аварийно-допустимых токовых нагрузок по нагреву проводов и оборудования линий. Работа с перетоками, превышающими аварийно-допустимые значения, запрещается. 2.9.2. Переход на работу с аварийно-допустимыми перетоками мощности допускается осуществлять на период прохождения максимума нагрузок энергосистемы, ОЭС, ЕЭС или на время, необходимое для ввода ограничений потребителей, а в послеаварийном режиме (после отключения генератора, линии, автотрансформатора и др.) — на время, необходимое для мобилизации резерва (в том числе холодного), и оформляется записью в оперативном журнале диспетчером энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС (с указанием времени и причин перехода на работу с аварийно-допустимыми перетоками). 2.9.3. Перегрузки сверх максимально (аварийно) допустимых значений перетоков мощности (токов) по связям, линиям и оборудованию должны устраняться: а) при наличии резерва — немедленной загрузкой электростанций в приемной часта энергосистемы и разгрузкой их в передающей части для разгрузки транзитных связей, в других случаях — использованием одного из указанных приемов; б) при отсутствии резерва — за счет использования аварийных перегрузок генерирующего оборудования и ограничений и отключений в приемной части энергосистемы, а также разгрузкой генерирующей мощности в периферийных избыточных частях энергосистем, ОЭС, ЕЭС. 2.9.4. Для предотвращения превышения аварийно-допустимых перетоков активной мощности диспетчер ЦДУ, ОДУ, энергосистем должен принять все меры по снижению перетока, вплоть до отключения потребителей с питающих центров, в том числе по графику экстренных отключений, а также дистанционно по каналам противоаварийной автоматики (ПА). 2.9.5. Диспетчеру ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистемы разрешается осуществлять отключение потребителей дистанционно по каналам ПА согласно утвержденному руководством перечню в следующих случаях: а) если мероприятия по п.2.9.3 из-за низкой эффективности отключения потребителей не привели к снижению перетока мощности ниже аварийно допустимого значения; б) при отказе автоматики от наброса активной мощности на связи в условиях, когда она должна действовать на отключение потребителей (САОН); в) после срабатывания автоматики от наброса активной мощности на связи переток мощности вновь приближается к уставке срабатывания. При дистанционном воздействии на отключение потребителей по пп. а и в должны отключаться потребители, не подключенные к автоматике, от наброса мощности на перегруженные связи. Каждое отключение потребителей дистанционно по каналам ПА фиксируется соответствующим диспетчером записью в оперативном журнале с указанием времени и причин отключения. 2.9.6. Потребители, отключенные устройствами противоаварийной автоматики или диспетчером дистанционно по каналу ПА, должны быть включены снова, если позволяет переток активной мощности по контролируемым связям. Если эти потребители не могут быть включены по указанной причине, то включить их можно после отключения других потребителей по графику аварийных отключений (ограничений) и снижения перетока мощности по контролируемым связям. 3. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ НА ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ 3.1. Ликвидация аварий на системообразующих воздушных линиях электропередачи 3.1.1. Отключение отдельных участков линий электропередачи напряжением 330-500-750-1150 кВ во многих случаях приводит к значительному ограничению мощности электрических станций, снижению пропускной способности оставшихся в работе связей, нарушению электроснабжения больших районов, разделению энергосистем. Поэтому диспетчеры ЦДУ, ОДУ и энергосистем должны принять необходимые меры по быстрейшему включению отключившихся линий электропередачи. Наиболее характерными причинами аварийного отключения линий являются обрыв гирлянды, провода, троса, перекрытие на поросль, падение деревьев на провода, перекрытие изоляции при ее загрязнении или наличии нулевых изоляторов в гирлянде, или при прохождении под линией негабаритного транспортного средства, перекрытия изоляции во время грозы с ветром при приближении шлейфов проводов к стойке опоры, повреждение коммутационных аппаратов линии, образование гололеда с возникновением "пляски" проводов, пожар на трассе линии, неселективное или ложное срабатывание устройств релейной зашиты или линейной автоматики, ошибочные действия оперативного, релейного или ремонтного персонала. 3.1.2. При производстве переключений персонал должен учитывать, что линии электропередачи напряжением 500 кВ и выше и протяженностью более 150 км при включении под напряжение передают в сеть большую зарядную реактивную мощность, что может привести к работе устройств автоматики повышений напряжения (АПН) и развитию аварии. |