Шпаргалка по "Технологии"

4) При замыкании на землю через сопротивление, напряжение этой фазы уменьшится, а двух других увеличится. Однако необходимо иметь в виду, что возможны случаи при которых напряжение по фазам будут различны и при отсутствии замыкания на землю.

5) Отыскание замыкания на “Землю” производится методом деления сети на участки с последующим отключением присоединений или переводом их на другую систему шин. Последовательность действий персонала при поиске замыкания на “Землю” в сети 10 кВ определяет НС ОСО, в сети 35 кВ - ДД ВЭС.

 

6. Действия оперативного персонала при возникновении аварии с силовыми трансформаторами

 

1)  При автоматическом отключении трансформатора оперативный персонал обязан проверить работу АВР секции (системы шин), запитанной от данного трансформатора, (при отказе АВР необходимо самостоятельно подать напряжение на обесточенную секцию или систему шин от резервного источника), осмотром панелей защит и трансформатора установить причину отключения трансформатора, сообщить вышестоящему оперативному персоналу о выполненных операциях и результатах осмотра.

2) Если трансформатор (АТ, реактор) отключился в результате действия защит от внутренних повреждений (газовой, дифференциальной) включение его в работу может быть произведено только после осмотра трансформатора, испытаний, анализа газа, масла и устранения выявленных ненормальностей.

3) В случае отключения трансформатора (АТ, реактора) от защит, действие которых не связано с его повреждением, он может быть включен в работу вновь без проверки. Эти указания не распространяются на тот случай, когда в РУ производятся ремонтные работы или оперативные переключения.

4) При срабатывании газового реле на сигнал оперативный персонал немедленно сообщает ДДС, в ведении которого находится трансформатор, и приступает к немедленной разгрузке и отключению трансформатора (реактора) для отбора газа на анализ и горючесть, и выявления причин срабатывания газового реле.

5) Внешним осмотром и по результатам анализа газа из газового реле, хроматографического анализа масла и других измерений (испытаний) определяется состояние трансформатора (реактора) и возможность его дальнейшей работы. Если газ в реле негорючий, отсутствуют признаки повреждения трансформатора, а его отключение вызвало недоотпуск электроэнергии, прекращение питания С.Н. или потребителей, то он может быть немедленно включен в работу (оставлен в работе) на срок, устанавливаемый главным инженером АЭС.

6) При обнаружении пожара на трансформаторе необходимо:

• сообщить в пожарную часть;
• запустить систему пожаротушения;
• разобрать схему трансформатора со всех сторон и заземлить.

       7) В случае отключения трансформатора (АТ) от максимально-токовой защиты (МТЗ) и неуспешной работы АПВ (АВР) или неуспешного ручного включения, при наличии погашенных потребителей, собственных нужд энергоблока, необходим осмотр присоединения трансформатора (АТ) и обесточенного РУ. Если в РУ и на ошиновке трансформатора (АТ), входящей в зону действия МТЗ, нет видимых повреждений, необходим осмотр указателя защит отходящих линий и присоединенных С.Н. Если обнаружен сработавший указатель защиты на присоединении, а выключатель остался включенным, необходимо отключить неотключившийся выключатель, включить трансформатор (АТ), подать напряжение на обесточенные шины с разрешения вышестоящего оперативного персонала, а при отсутствии его - самостоятельно.

8)Включение трансформатора, связывающего сети разных напряжений в транзит, производится только после проверки синхронности связываемых трансформатором напряжений (по колонке синхронизации или по схеме). Подача напряжения на трансформатор осуществляется, как правило, с высокой стороны. Примечание Опробование трансформатора напряжением с низкой стороны производится только при наличии соответствующих защит.

 

7. Действие оперативного персонала при возникновении аварий на блоке «генератор-трансформатор».

 

1) Если в результате аварий в энергосистеме произойдет отключение энергоблоков АЭС, НС АЭС должен обеспечить возможность быстрого включения в сеть отключившихся генераторов. При любом отключении энергоблока от сети необходимо немедленно, с проверкой отключенного положения выключателей по сигнализации и приборам, отключить дистанционно разъединитель энергоблока со ЩУ-330 кВ. При отказе в дистанционном отключении разъединителя блока.При невозможности отключения разъединителя блока, с разрешения ДД ЮЭС, отключить разъединители выключателей блока.

2) При возникновении асинхронного режима с потерей возбуждения немедленно вручную отключить блок от сети выключателями на стороне 330-750 кВ (нельзя выключателем КАГ-24).

3) При возникновении асинхронного режима без потери возбуждения немедленно вручную отключить блок от сети выключателями на стороне 330-750 кВ (нельзя выключателем КАГ-24).

4) При возникновении синхронных качаний с размахом более 40 МВт оперативный персонал должен:

• выяснить у ДДС местонахождение центра качаний в энергосистеме;
• выяснить устойчиво ли работает АСУТ;
• увеличить ток ротора вплоть до номинального значения;
• при сохранении качаний, после согласования с ДДС, выполнить частичную разгрузку энергоблока со скоростью 30 МВт/мин до прекращения качаний;
• если центр качаний находится в узле ЮУАЭС и система регулирования турбины работает устойчиво, то это свидетельствует о неисправности в системе возбуждения генератора. При этом необходимо выполнить переход на резервный канал регулирования тока ротора.

5) При авариях в энергосистеме, сопровождающихся резким понижением напряжения на 5 %, ток ротора генератора увеличивается до двойного значения устройством форсировки возбуждения. Ограничение времени перегрузки ротора осуществляется автоматически. Если снятие перегрузки не происходит, идет развозбуждение до номинального значения тока ротора.

6) Во время планового останова блока возможен несимметричный режим генератора в результате неполнофазного отключения одного из выключателей, при этом УРОВ может оказаться нечувствительным к такому режиму. В этом случае надо осмотреть выключатель и, при отсутствии зависаний контактов выключателя, дать повторный импульс на отключение выключателя. При неудачной попытке отключения действовать следующим образом:

- при неполнофазном отключении выключателя блока со стороны системы шин НС АЭС (НСО, НС ОСО) самостоятельно отключает все выключатели, принадлежащие данной системе шин;

- при неполнофазном отключении среднего выключателя НС АЭС обязан потребовать у диспетчера системы отключить ВЛ.

- после отключения ВЛ со стороны энергосистемы отключить выключатель линии со стороны системы шин;

- отключить разъединители отказавшего выключателя с нарушением блокировки;

-восстановить питание отключенной линии.

 

 

8. Действие оперативного персонала при возникновении синхронных качаний.

Признаки синхронных качаний:

- электрические параметры генератора имеют периодические колебания с частотой качаний;

- амплитуда качаний параметров генератора, как правило, значительно меньше, чем при асинхронном режиме;

- знак активной мощности не меняется;

- частота генератора не отличается от частоты сети (по частотомерам БЩУ).

 

Причинами возникновения синхронных качаний  могут быть:

- неисправности в системе возбуждения генератора;

- неисправности в системе регулирования турбины (АСУТ);

- наличие качаний в энергосистеме;

- ослабление связи с энергосистемой по ВЛ (малое количество ВЛ, отходящих от шин АЭС, отключение смежных линий).

 

При возникновении синхронных качаний  с размахом более 40 МВт оперативный персонал должен:

- выяснить у ДДС местонахождение центра качаний в энергосистеме;

- выяснить устойчиво ли работает АСУТ;

- увеличить ток ротора вплоть до номинального значения;

- при сохранении качаний, после согласования с ДДС, выполнить частичную разгрузку энергоблока со скоростью 30 МВт/мин до прекращения качаний;

- если центр качаний находится в узле ЮУАЭС и система регулирования турбины работает устойчиво, то это свидетельствует о неисправности в системе возбуждения генератора. При этом необходимо выполнить переход на резервный канал регулирования тока ротора.

 

9. Действие оперативного персонала при отключении выключателя рабочего ввода 6 кв.

 

1. В случае отключения выключателя рабочего ввода секции 6 кВ НСЭЦ (СДЭМ) обязан:

- проверить, запиталась ли секция 6 кВ по резервному питанию; если АВР отказал в работе, проверить переход питания соответствующих секций 0,4 кВ на резервный трансформатор, при необходимости подать вручную напряжение на секцию 0,4 кВ от резервного трансформатора с контролем нагрузки резервного трансформатора.

- проконтролировать запуск и включение на секцию соответствующего ДГ-1, 2, 3 для (BV, BW, BX) блоков №1,2; для блока №3 - ДГ-1,2,3,4,5.

- осмотреть секцию 6 кВ, установить причину отключения, доложить НС АЭС и руководству цеха.

 

2. Если при осмотре не выявлено внешних признаков к.з. (дым, копоть, гарь), а выключатель одного из присоединений включен и на ячейке сработали указательные реле работы защиты, необходимо:

- отключить данный выключатель вручную и разобрать схему;

- проверить отключенное положение всех остальных выключателей;

- подать напряжение на секцию и сообщить НС АЭС о возможности включения потребителей;

-восстановить нормальную схему питания секций 0,4 кВ.

 

3. Если при осмотре обнаружены явные признаки повреждения самой секции - вывести ее в ремонт.

 

10. Действия оперативного персонала при снижении напряжения на секциях 6 кВ.

 

При снижении напряжения на секциях 6 кВ собственных нужд ниже номинального, оперативный персонал обязан:

- восстановить уровень напряжения до номинального переключением анцапф РПН рабочих (1,2ВТ01, 1,2ВТ02) или резервных (0ВТ01, 0ВТ02) трансформаторов - для блока №1,2; 3ВТ01,02 или 0ВТ03,04 - для блока №3.

- при установившемся значении уровня напряжения 0,5U ном. в течение 10 секунд и отказе в работе групповой защиты минимального напряжения (ЗМН), для исключения повреждения электродвигателей, НСЭЦ обязан потребовать от НСЭС отключения выключателя ввода питания данной секции с БЩУ или вручную по месту.

 

11. Действие оперативного персонала при отключении трансформатора 6/0,4 кВ.

 

1. В случае обесточения секции 6 (10) кВ, с которой запитан трансформатор 6/0,4 кВ (10/0,4 кВ), оперативный персонал ЭЦ обязан проверить переключение секции 0,4 кВ на резервное питание, а в случае отказа АВР - запитать вручную от резервного ввода с контролем нагрузки резервного трансформатора. При обесточении секции 6 кВ запитываются от резервного трансформатора только те секции 0,4 кВ, рубильники АВР которых включены.
2. При отключении трансформатора от собственных защит оперативный персонал обязан по указательным реле защит и осмотром оборудования выяснить причину отключения трансформатора.
3. При работе токовой отсечки, защиты от замыкания на землю ВН:

- проверить переключение секции 0,4 кВ на резервное питание;

- осмотреть трансформатор и кабельную трассу, по которой проходит питающий кабель 6 кВ (10 кВ) трансформатора, на предмет загорания.

4)  При работе МТЗ (защита действует на отключение выключателя 6кВ (10 кВ) с запретом АВР):

-  осмотреть трансформатор и секцию 0,4 кВ;

- если при осмотре не обнаружено признаков повреждения трансформатора, секции или присоединений (запах дыма, гарь, копоть), то отключить все присоединения, питающиеся от данной секции и разобрать их эл. схемы;

- замерить сопротивление изоляции каждой фазы на корпус и между фаз “А”, “В”, “С” шин секции и, поочередно, отходящих присоединений;

- при сопротивлении изоляции шин и присоединений 0,5 Мом и более, поставить секцию 0,4 кВ под напряжение и включить отходящие присоединения;

5) При повреждении трансформатора разобрать его схему с сторон ВН и НН, замерить сопротивление изоляции, сообщить НСО, руководству цеха и АЭС, при необходимости оформить заявку на вывод в ремонт.

6) При повреждение шин секции сообщить НСО, руководству цеха и АЭС, оформить заявку на вывод секции в ремонт.

 

 

 

12. Действие оперативного персонала при потере напряжения на щите постоянного тока.

 

1)  Потеря напряжения на щите постоянного тока может произойти в результате короткого замыкания на шинах ЩПТ или неселективного действия защит выключателей аккумуляторной батареи и выпрямителя при коротком замыкании на присоединении.

При потере напряжения на ЩПТ:

- исчезнет сигнализация положения выключателей;

- не будет показаний вольтметров ЩПТ;