Шпаргалка по "Технологии"

1. Действия оперативного персонала при понижении напряжения в энергосистеме.

1) При снижении напряжения на шинах 330 кВ ниже 335 кВ НС АЭС (НСО, НСЭЦ) должен самостоятельно, не дожидаясь распоряжения диспетчера системы, повышать реактивную нагрузку генераторов и сообщить диспетчеру.

2) Если принятые меры не привели к повышению напряжения на шинах ОРУ-330 кВ, то при снижении напряжения до аварийного предела U=300 кВ НСО (НСЭЦ) обязан взять аварийные перегрузы по току статора согласно таблице 3 и ротора согласно таблице 4. Указанные перегрузы могут повторяться с интервалом не менее 20 минут.

3) При снижении напряжения ниже 300 кВ действовать по указанию диспетчера и в соответствии с технологическими регламентами по безопасной эксплуатации энергоблоков.

4) Наличие АРВ не освобождает оперативный персонал АЭС от указанных действий. О величине взятой перегрузки и допустимого времени необходимо сообщить ДД ЮЭС.

5) По истечении допустимого времени аварийной перегрузки и восстановлении напряжения генераторы должны быть разгружены. Разгрузка должна производиться снижением тока ротора. Если при этом разгрузить генератор не удается, то разгружать надо снижением активной мощности.

6) Категорически  запрещается снижать ток статора перегруженных генераторов (в пределах длительно допустимых перегрузок) снижением возбуждения, если напряжение на шинах ОРУ-330 кВ ниже 300 кВ, так как это ведет к усугублению аварии.

7) По истечении допустимого времени перегрузки по току ротора возбуждение генератора автоматически переходит на номинальный режим возбуждения, при котором ток ротора снижается до номинальной величины (до 0,97 номинального тока ротора).

8) Если автоматическая разгрузка по какой-либо причине не осуществилась НСО (НСЭЦ) должен выполнять эту операцию вручную поворотом ключа SA2 в сторону "Меньше". Если ток ротора не снижается, то необходимо перевести регулирование возбуждения на канал № 2 и повторить операцию снижения тока ротора.

9) При глубоком снижении напряжения в энергосистеме менее 0,8 Uном (250 кВ) и наличии длительной форсировки возбуждения (см. таблицу 4) после безусловного выполнения требований пункта 7.3.7 отключить генератор от сети для исключения повреждения ротора.

10) Если в результате глубокого понижения напряжения произойдет отключение генератора от сети действием защиты ротора от перегруза, НС АЭС обязан принять меры к немедленному включению его в сеть и поднятию реактивной нагрузки до номинальной, если это не противоречит технологическому регламенту безопасной эксплуатации энергоблоков, а затем нагрузить по активной мощности, сохраняя номинальные значения тока ротора и статора.

 

2. Действия оперативного персонала при повышении напряжения в энергосистеме.

 

1. Кратковременное повышение напряжения в аварийных режимах возможны:

• при внезапном сбросе нагрузки;

• при разделении энергосистемы на части (в части с избыточной мощностью);
• при отключении длинной не нагруженной линии на ее свободном конце.

2) Все перечисленные аварийные режимы должны ликвидироваться противоаварийной автоматикой (ПА) и защитой от повышения напряжения (ЗПН) на ВЛ (все линии 750 кВ и ВЛ-330 "Украинка").

3) При отказе ПА или выведенной из работы, оперативный персонал ЮУ АЭС (НС АЭС, НСО, НСЭЦ) обязаны ликвидировать аварийный режим самостоятельно, согласовывая свои действия с диспетчером ЮЭС.

Для этого на ЮУ АЭС имеются следующие средства (в порядке их применения):

а) снизить возбуждение  генераторов до минимально возможного (работы ОМВ);

б) включить дополнительно  реакторы (в схеме ОРУ-750 кВ);

в) переключить  ответвление на регулировочной обмотке  трансформаторов (автотрансформаторов).

Перевод турбогенераторов в режим недовозбуждения должен осуществляться при включенных в  работу устройствах АРВ, а также  при обеспечении автоматического  ограничения минимального тока возбуждения  (ОМВ).

На ЮУАЭС загрузка турбогенераторов по реактивной мощности определяется характеристикой настройки ОМВ.

3) При резком повышении напряжения в сети 330 кВ до 363 кВ и работе генератора с АРВ система регулирования обеспечивает снижение тока возбуждения до минимально допустимого значения для данной активной мощности.

4) При повышении напряжения выше 363 кВ до 379 кВ и использовании возможности регулировочного диапазона регуляторов возбуждения генераторов, необходимо сообщить ДДС и с его разрешения:

• поочередно включить в работу реакторы ВЛ-750 кВ, а также реакторы, отключенные в ремонт (с выполнением необходимых переключений в первичной и вторичной схемах ОРУ-750 кВ);
• снизить напряжение перераспределением мощности через ЗАТ с помощью ТПР (трансформатора поперечного регулирования).

5) При избытке реактивной мощности и высоких уровнях напряжения допускается работа генераторов в режиме недовозбуждения.

Перевод генераторов  в режим недовозбуждения должен осуществляться при включенных в  работу регуляторах АРВ.

Загрузка турбогенераторов по реактивной мощности определяется характеристикой настройки ОМВ и диаграммами мощности генераторов представленных на рисунках 1, 2, 3.

 

3. Действия оперативного персонала при ликвидации аварий на воздушных линиях

 

1. При аварийном  отключении ВЛ-750 "ЮУ АЭС - Исакча" ее включение производится только по распоряжению ДД ЮРДЦ. Несинхронное включение по ней не допускается.

2. При аварийном  отключении ВЛ-750 "ЮУ АЭС - Днепр", "ЮУ АЭС - Винница" НС ОСО  (СДЭМ ОРУ) должен проверить  работу АПВ и 1-й команды  АНКА и немедленно сообщить диспетчеру энергосистемы. При неуспешной работе АПВ эти ВЛ-750 включаются вручную только по распоряжению ДДС.

3. При работе  релейных защит с запретом  АПВ и срабатыванием указательного  реле 1-й команды АНКА все ВЛ-750 кВ должны быть включены после выяснения причины отключения и только по распоряжению ДДС.

4. Транзитные  ВЛ-330 кВ, отходящие от ЮУ АЭС,  подлежат опробованию  напряжением  только с противоположных концов. Включение этих ВЛ-330 кВ от ОРУ-330 кВ ЮУ АЭС производится только  по команде диспетчера системы.

5. При отключении  ВЛ 35, 150, 330 кВ от защит, по которым  питается тупиковая нагрузка, ДДС  имеет право потребовать от  дежурного персонала АЭС включить  отключившуюся ВЛ один раз,  в том числе и после неуспешного  АПВ.

До включения  линии дежурный персонал ОРУ должен осмотреть панели РЗА, оценить работу защит и сигнализации, фиксирующих приборов, составить представление о характере повреждения линии. Кроме того при отключении к,з. выключателями У-220 повторное включение его допускается только после осмотра выключателя и отсутствия видимых дефектов.

6. При аварийном отключении одного из транзитов, отходящих от ЮУ АЭС, и неуспешном повторном включении отключившейся линии НС АЭС (НС ОСО) обязан проверить соответствие режима работы АЭС (нагрузки блоков) послеаварийной схеме связей с энергосистемой (по таблице 14 Приложения №1 к настоящей инструкции) и доложить диспетчеру энергосистемы. Необходимость разгрузки станции уточняются оперативно диспетчером по наличию ПА ЮУ АЭС для создавшейся схемы, загрузки сетевых элементов и выполняются по указанию диспетчера энергосистемы.

 

4. Действия оперативного персонала при ликвидации аварии с выключателями.

 

1. При отказе в отключении одной или двух фаз выключателя 330-750 кВ во время нормальных оперативных переключений НС ОСО (ДЭМ ОРУ) должен попытаться ликвидировать возникшую несимметрию включением второго выключателя присоединения, который был отключен ранее. В случае отсутствия второго выключателя 330-750 кВ следует отключить присоединение с другой стороны и погасить систему шин на которую собран отказавший выключатель, если при этом не произойдет обесточивание потребителей или отключение генераторов. Такое отключение выполняется по указанию диспетчера энергосистемы. ДЭМ ОРУ должен произвести осмотр отказавшего выключателя 330-750 кВ и при отсутствии признаков зависания контактов, дать повторный импульс от ключа управления на отключение выключателя.
2. Если попытка окажется неуспешной, то действовать следующим образом:

- при отказе в отключении крайних выключателей с разрешения ДДС отключить все выключатели той системы шин, которой принадлежит данный выключатель, отключить его разъединителями с нарушением блокировки и восстановить схему ОРУ;

- при отказе в отключении среднего выключателя необходимо проверить включенное положение двух крайних выключателей в данном поле и наличие двух замкнутых полей между I и II с.ш., после чего отключить разъединители дефектного выключателя с нарушением блокировки;

- при ремонтном положении крайнего выключателя - запросить ДД ЮЭС отключение присоединения этого поля с противоположного конца (ВЛ, блока) и отключить другой крайний выключатель, после чего отключить разъединители дефектного выключателя с нарушением блокировки;

- при наличии двух замкнутых полей указанные выше операции разрешается выполнять только разъединителями с дистанционным управлением со щита управления.

3) При работе защит присоединения и отказе в отключении одной или двух фаз выключателя работает УРОВ. При отказе или выведенном из работы УРОВ - присоединения отключаются резервными защитами присоединения.

 4) Запрещается!

- отключать воздушный выключатель кнопкой местного управления в агрегатном шкафу в тех случаях, когда выключатель недоотключился или отключился не всеми фазами.

- включать воздушный выключатель кнопкой местного управления в агрегатном шкафу при отказе его в дистанционном включении во всех случаях.

- производить операции с воздушными выключателями при повреждении его контактной системы или других повреждений, сопровождаемых дымом, выходящим из выхлопных патрубков, огнем, потрескиванием, посторонним звуком. Оперативный персонал (НС ОСО, ДЭМ ОРУ) должен уменьшить или снять с выключателя нагрузку (отключением или изменением схемы питания), с тем, чтобы ослабить или погасить дугу и действовать как указано выше.

5) При отказе в отключении одной или двух фаз выключателя 150 кВ при нормальных переключениях, действовать следующим образом:

- дать повторный импульс на отключение выключателя ключом;

- попытаться отключить отказавшие фазы выключателя вручную по месту;

- при неудачной попытке отключения отказавших фаз, отключить присоединения с противоположной стороны (выполняет диспетчер ВЭС или НС ОСО для 1АТ, НСЭЦ-1 для 0ВТ01, НСЭЦ-2 для 0ВТ03-04) и разобрать схему отказавшего выключателя присоединения разъединителями с нарушением блокировки.

6) При уходе масла из бака или ввода МВ 150 кВ или отказе в отключении всех фаз выключателя при нормальных переключениях необходимо действовать следующим образом:

- снять с МВ оперативный ток;

- перевести присоединения на питание через ШСОВ-150 кВ;

- отключить разъединители отказавшего МВ с нарушением блокировки.На время операций с разъединителями с выключателя ШСОВ-150 должен быть снят оперативный ток.

7) При работе защит присоединения и отказе в отключении МВ работает УРОВ. При выведенном из работы или отказе в работе УРОВ - присоединения отключаются резервными защитами.

8) При уходе масла из МВ 35 кВ или отказе в отключении ключом управления необходимо действовать следующим образом:

- снять с МВ оперативный ток;

- перевести все остальные присоединения с системы шин, за которой закреплен дефектный выключатель, на другую систему шин и отключить его шиносоединительным выключателем;

- отключить выключатель разъединителями и восстановить схему        ОРУ-35 кВ.

- Если выключатель присоединения 35 кВ не отключился от действия защит, т.е. амперметры одной, двух или трех фаз показывают протекание тока к.з., необходимо попытаться отключить выключатель ключом управления. Если попытка окажется неудачной, то необходимо немедленно:

- обесточить соответствующую систему шин, за которой зафиксировано данное присоединение;

- отключить присоединение с другой стороны через ДД ВЭС или ДД ПЭС;

- отключить отказавший выключатель разъединителями и восстановить схему ОРУ-35 кВ.

9) При уходе масла из МВ-10 кВ необходимо действовать следующим образом:

- снять с МВ оперативный ток;

- погасить секцию 10 кВ, от которой питается присоединение с дефектным выключателем;

- выкатить тележку отказавшего МВ с нарушением блокировки;

- восстановить схему питания секции 10 кВ.

10) Если МВ-10 кВ не отключается от ключа управления - отключить его кнопкой ручного отключения, при отказе в отключении – действовать, как указано в пункте 9.2.9

 

5. Действия оперативного персонала при замыкании на землю в сетях 35 и 10 кВ.

1) При возникновении замыкания на землю, ДЭМ должен немедленно приступить к отысканию места повреждения. Затяжка в определении места повреждения увеличивает вероятность перехода однофазного замыкания в двойное замыкание на землю. Работа с заземленной фазой не должна превышать 2 часа, с разрешения главного инженера допускается работа до 6 часов.

2) Если появление замыкания на землю совпало по времени с включением выключателя какого-либо присоединения, оперативный персонал обязан немедленно отключить этот выключатель и убедиться, что "земля" пропала. Автоматическое отключение какой-либо линии с успешным АПВ и появление замыкания на землю в этот момент, в большинстве случаев, является признаком наличия замыкания на землю.

3) При появлении сигнала "земля в сети 35 (10) кВ" ДЭМ обязан удостовериться в наличии земли по приборам контроля изоляции, подключенным к ТН шин. При металлическом замыкании на землю одной из фаз, показания прибора этой фазы будет равно "0", а напряжение на двух других фазах возрастает до линейного напряжения.