3.2.1 Повышение частоты тока происходит при избытке генерируемой мощности из-за отключения мощных потребителей, узлов энергообъединений, разрыва межсистемных связей, выделения электростанции на питание отдельного узла энергообъединения.
3.2.2 При повышении частоты может возникнуть асинхронный ход, в результате которого может произойти разрушение роторов турбины и генератора, повреждение вспомогательного оборудования электростанции. Продолжительность работы турбогенераторов при повышенной частоте ограничена. При внезапном (в течение нескольких секунд) повышении частоты в пределах до 50,1 Гц совместно с диспетчером определяется причина повышения частоты, а при частоте более 50,2 Гц НСС с разрешения диспетчера энергообъединения принимает необходимые меры к изменению генерирующей мощности тепловой электростанции с целью понижения частоты в энергосистеме. При этом контролируются перетоки по линиям, отходящим от электростанции.
3.2.3 При повышении частоты выше 50,4 Гц, когда практически исчерпаны регулировочные возможности ТЭС и ГЭС в части понижения частоты (начинает осуществляться аварийная разгрузка АЭС), оперативный персонал электростанции принимает меры к понижению частоты путем отключения или максимально возможной разгрузки требуемого количества энергоблоков по согласованию с диспетчером. При этом производится отключение блоков с сохранением с.н. либо блоки остаются в сети с минимально возможной нагрузкой. Снижение генерируемой мощности осуществляется дистанционным воздействием (дополнение к действию автоматических регуляторов) на систему управления мощностью турбин и на уменьшение паропроизводительности котлов, при этом удерживаются допустимые параметры и устойчивый режим работы котлов и контролируются перетоки по линиям, отходящим от электростанции.
3.2.4 Начальники смен электростанций, выделенных для самостоятельных действий персонала, при дальнейшем повышении частоты до 51,5 Гц (если нет других указаний в инструкции предприятия) без указаний диспетчера энергообъединения (оперативный персонал БЩУ только по указанию НСС) экстренно снижают генерируемую мощность отключением части агрегатов или энергоблоков, удерживая допустимые параметры и устойчивый режим работы котлов.
Перечень самостоятельно отключаемого персоналом оборудования, а также очередность отключения приводятся в инструкциях организации. При этом учитываются условия сохранения питания с.н. электростанций, поддержания отключенных котлов и турбин на холостом ходу для последующей синхронизации генераторов и набора мощности.
3.2.5 О выполненных самостоятельно экстренных отключениях оборудования персонал электростанции сразу же ставить в известность диспетчера энергообъединения.
3.2.6 В особых случаях, когда при повышении частоты в отдельных энергосистемах (узлах энергосистем) оказывается необходимым для сохранения устойчивости по каким-либо конкретным межсистемным или внутрисистемным связям не допустить срабатывания автоматической разгрузки станции (АРС), оперативный персонал электростанции в пределах резервов и допускаемых перегрузок повышает мощность турбин и паропроизводительность котлов или в крайнем случае сохраняет их прежнюю нагрузку. При этом в случае необходимости выводятся из работы те автоматические устройства, действие которых мешает реализации требований режима.
Основаниями для указанных действий оперативного персонала могут служить:
- получение распоряжения вышестоящего оперативного персонала;
- срабатывание специальной командной сигнализации;
- достоверное выявление (по приборам и сигналам) возникновения режима, требующего именно таких действий (если это предусмотрено инструкцией предприятия).
3.2.7 При резком повышении частоты (51 Гц и более) с возникновением качаний при несрабатывании АРС персоналу ТЭС разрешается отключить турбогенераторы от сети с обеспечением возможности повторной синхронизации. При этом турбогенераторы должны работать на с.н. с сохранением номинальной частоты вращения. Персоналу необходимо внимательно следить за параметрами котлов и турбогенераторов, не допуская нарушения режима и обеспечивая их готовность к включению в сеть, а также нагружению.
Асинхронные режимы
3.3.1 Асинхронный режим в энергообъединении может возникнуть вследствие нарушения статической или динамической устойчивости ввиду перегрузки межсистемных транзитных связей (аварийное отключение большой генерирующей мощности, резкий рост потребляемой мощности, отказ устройств противоаварийной автоматики), отказа выключателей или защит при КЗ, несинхронного включении связей (например, несинхронного АПВ). При этом нарушается синхронизм отдельных электростанций по отношению к энергообъединению или между отдельными частями энергообъединения и возникает асинхронный ход.
Кроме перечисленных асинхронных режимов в энергообъединении иногда по другим причинам возникает асинхронный ход отдельного генератора, работающего с возбуждением, и асинхронный ход генератора при потере им возбуждения.
3.3.2 Признаком асинхронного хода отдельных электростанций по отношению к энергообъединению или между отдельными частями энергообъединения являются устойчивые глубокие периодические колебания тока и мощности на электростанциях и по линии связи, определяемые по качанию стрелок амперметров, ваттметров в цепях генераторов, трансформаторов, линий электропередачи. Характерным является возникновение разности частот между частями энергосистем, вышедшими из синхронизма, несмотря на сохранение электрической связи между ними. Одновременно с колебаниями тока и мощности наблюдаются колебания напряжения. Наибольшие колебания напряжения обычно имеют место в точках, близких к центру качаний. Наиболее вероятной точкой центра качаний является середина транзитных линий электропередачи, связывающих вышедшие из синхронизма электростанции или части энергосистемы. По мере удаления от центра качаний колебания напряжения понижаются до малозаметных значений. Однако в зависимости от конфигурации системы и соотношения индуктивных сопротивлений центр качаний может оказаться и на шинах электростанции. На шинах электростанций, находящихся вблизи центра качаний, происходят периодические глубокие колебания напряжения с понижением его ниже аварийно допустимых значений, в том числе на с.н. с возможным отключением ответственных механизмов с.н. и отдельных агрегатов. Для генераторов этих электростанций характерно нарушение синхронизма со сбросом мощности. При нарушении синхронизма и глубоком понижении частоты в дефицитном районе до значения срабатывания АЧР возможна автоматическая синхронизация и прекращение асинхронного режима.
3.3.3 Прекращение асинхронного хода обеспечивается действиями системной противоаварийной автоматики, диспетчерского персонала энергообъединения, оперативного персонала электростанции. При нарушении устойчивости межсистемных транзитных линий связи возникший асинхронный режим нормально должен ликвидироваться АЛАР. Если почему-либо АЛАР отказала и асинхронный режим продолжается, диспетчер дает команду на разделение транзитов, асинхронно работающих энергосистем или узлов в местах установки АЛАР.
При появлении характерных признаков асинхронного хода оперативный персонал электростанций, если не сработала или отсутствует автоматика ликвидации асинхронного хода режима, немедленно принимает меры к восстановлению нормальной частоты, не дожидаясь распоряжения диспетчера энергообъединения. Это может способствовать ресинхронизации.
В частях энергообъединения, где наблюдается глубокое понижение напряжения, частотомеры, особенно вибрационные, могут давать неустойчивые или неправильные показания. В этих случаях персонал руководствуется показаниями тахометров турбин.
3.3.4 Если при достижении нормальной частоты асинхронный ход не прекращается, персонал электростанции, на которой при возникновении аварии частота повысилась, производит ее дальнейшее понижение только по распоряжению диспетчера.
3.3.5 Понижение частоты на электростанциях, где она повысилась, производится непрерывным воздействием на механизм управления турбин как дистанционно, так и вручную в сторону снижения нагрузки до прекращения качания или понижения частоты, но не ниже 48,5 Гц; допускается также (только на время ресинхронизации) снижение нагрузки ограничителем мощности.
3.3.6 Повышение частоты в тех частях энергообъединения, в которых она понизилась, производится путем набора нагрузки на электростанциях, имеющих резерв, с максимально допустимой по инструкциям организации скоростью нагружения турбин до прекращения качаний или достижения нормальной частоты (или нормального числа оборотов по показаниям тахометров).
3.3.7 При асинхронном ходе оперативный персонал электростанции, если это предусмотрено в инструкциях организации, поднимает напряжение до предельно допустимого.
3.3.8 Показателем правильных действий оперативного персонала является уменьшение частоты качаний.
По мере выравнивания частот в энергообъединении период качаний увеличивается, и при разнице частот порядка 1,0 - 0,5 Гц вышедшие из синхронизма электростанции втягиваются в синхронизм.
3.3.9 После прекращения асинхронного хода восстанавливается (с учетом фактической схемы) нормальная нагрузка электростанции.
3.3.10 При появлении качаний токов, мощности и напряжения персонал электростанции может отличить синхронные качания от асинхронного режима. При синхронных качаниях по 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. Синхронные качания токов и напряжений на генераторах обычно происходят около среднего значения, близкого к нормальному (до появления качаний) значению. Чаще всего они носят затухающий характер. Для ускорения прекращения синхронных качаний генераторов производится разгрузка их по активной мощности и повышается реактивная мощность без перегрузки транзитных связей. При синхронных качаниях по межсистемным связям повышается напряжение на электростанциях приемной части системы (уменьшение перетока за счет использования резерва или отключения потребителей).
3.3.11 Асинхронный ход одного генератора при потере возбуждения ввиду неисправности либо ошибок персонала имеет свои особенности. При потере возбуждения генератор может быть оставлен в работе и нести активную нагрузку. Оставление генератора в работе в этом случае либо его отключение защитой от потери возбуждения определяется местными условиями работы генератора в сети и возможностями быстрой его разгрузки.
На каждой электростанции составляется перечень генераторов, допускающих работу без возбуждения, с указанием допустимой активной мощности и длительности работы без возбуждения.
Внешними признаками потери возбуждения на генераторах являются:
- потребление генератором из электросети большой реактивной мощности, значение которой зависит от напряжения в энергосистеме и активной мощности генератора;
- понижение напряжения на шинах электростанции;
- частичный сброс активной мощности и ее качания;
- ускорение ротора и его вращение с опережающим скольжением. Ток ротора при этом исчезает или в роторе появляется переменный ток с частотой скольжения.
Персонал электростанции в случае, когда генератор не отключается при потере возбуждения, одновременно с принятием мер к восстановлению возбуждения или переводу его на резервный возбудитель проводит следующие мероприятия:
- снижает активную мощность генератора до 40 % (целесообразно применять автоматическую разгрузку при работе защиты от потери возбуждения с помощью приставки в составе ЭЧСР, либо приставку и механизм управления турбин с высокой скоростью);
- обеспечивает повышение напряжения за счет увеличения реактивной мощности других работающих генераторов;
- при питании с.н. отпайкой от блока генератор-трансформатор обеспечивает нормальное напряжение на его шинах переводом питания с помощью устройства АВР на резервный трансформатор или использованием регулирования напряжения на трансформаторах с.н.
Если в течение времени, указанного в инструкциях организации, восстановить возбуждение не удается, генератор разгружается и отключается от сети.
3.3.12 При выходе из синхронизма одного генератора с возбуждением НСС, если не произошло автоматического отключения,, немедленно отключает его от сети с одновременным отключением АГП. Выход генератора из синхронизма может быть вызван неправильными действиями оперативного персонала (например, резким уменьшением тока ротора при работе генератора с резервным электромашинным возбудителем) либо повреждением в АРВ и в результате его неправильным функционированием при КЗ и других режимах.
Выход генератора из синхронизма сопровождается изменением значений (качаниями) токов, напряжения, активной и реактивной мощности. Из-за неравномерного ускорения цт изменяющегося магнитного поля вышедший из синхронизма генератор издает гул. Частота электрического тока в сети остается практически неизменной.
Оперативный персонал электростанции после отключения генератора, вышедшего из синхронизма, докладывает об этом диспетчеру, регулирует режим работы электростанции, определяет и устраняет причину нарушения синхронизма. При исправном состоянии оборудования (отсутствии повреждения генератора и других силовых элементов) и устройств автоматики турбогенератор синхронизируется, включается в сеть, производится подъем нагрузки.
При появлении качаний токов, мощности и напряжения на всех генераторах электростанции и резком изменении частоты (повышении, понижении) оперативный персонал действует согласно требованиям пп. 3.3.2 -3.3.9.
Разделение энергосистемы
3.4.1 Разделение энергообъединения на части и исчезновение напряжения в отдельных его частях может произойти вследствие:
- глубокого понижения частоты и напряжения;
- отключения транзитных линий электропередачи из-за перегрузки;
- неправильной работы защит или неправильных действий оперативного персонала;
- отказа в работе выключателей;
- асинхронного хода и действия делительных защит.
3.4.2 При разделении энергообъединения в одних его частях возникает дефицит, а в других - избыток активной и реактивной мощности и, как следствие, повышение или понижение частоты и напряжения.
3.4.3 Оперативный персонал электростанций при возникновении указанных режимов:
- сообщает диспетчеру энергообъединения о происшедших отключениях на электростанции, отклонениях частоты и напряжения и наличии перегрузок транзитных линий электропередачи;
- принимает меры к восстановлению напряжения и частоты на шинах электростанций в разделившихся частях системы согласно указаниям пп. 3.3.5, 3.3.6. При невозможности повысить частоту в дефицитной по мощности отделившейся системе повышение частоты (после принятия всех мер) выполняется отключением потребителей по согласованию с диспетчером;
- снимает перегрузки с транзитных линий электропередачи при угрозе нарушения статической устойчивости;
- обеспечивает надежную работу механизмов с.н. вплоть до выделения их на несинхронное питание при понижении частоты до установленных для данной электростанции пределов;
- синхронизирует отделившиеся во время аварии генераторы при наличии напряжения от энергообъединения (или при появлении его после исчезновения).
При отсутствии напряжения на шинах отключенные генераторы (не входящие в схему выделения с.н.) удерживаются на холостом ходу или в состоянии готовности к быстрому развороту и обратному включению в сеть с набором нагрузки.
По требованию диспетчера отделяются от части энергообъединения отдельные генераторы или целиком электростанция, ее синхронизируют с дефицитной частью энергообъединения.
3.4.4 При появлении напряжения на шинах электростанции, выделенной для работы на сбалансированный район электросети или на с.н., оперативный персонал включает на параллельную работу генераторы, работающие на холостом ходу. Включение может выполняться с помощью самосинхронизации, если такой способ включения им разрешен и если с.н. этих генераторов получают питание от схемы выделения. Пониженные значения напряжения и частоты не являются причиной отказа от применения метода самосинхронизации.
Оперативный персонал электростанций, напряжение на которых было полностью потеряно, при появлении напряжения немедленно принимает меры к развороту механизмов с.н. и генераторов и к их включению в сеть.
3.4.5 Разворот оборудования электростанции производится по заранее разработанной схеме с питанием от генераторов, электростанций, работающих с выделенными с.н. После разворота генераторов осуществляется их синхронизация с генераторами резервного источника, от которого подавалось напряжение.
Понижение напряжения
3.5.1 Автоматические регуляторы систем возбуждения генераторов обеспечивают подержание напряжения на шинах электростанций со статизмом 3-5 % при изменении реактивной мощности генератора на номинальную (Qном)- При понижении напряжения в контрольных точках АРВ генераторов, стремясь поддержать неизменным напряжение на шинах станции, увеличивают выдачу реактивной мощности. По указанию диспетчера выдача Q может меняться персоналом станции по отношению к диспетчерскому графику воздействием на уставку АРВ. Однако при понижении напряжения в заданной контрольной точке или у энергообъектов системы ниже определенного значения это напряжение будет поддерживаться за счет использования перегрузочной способности генераторов. При этом через определенное время, в соответствии с перегрузочными характеристиками генератора, автоматика уменьшит ток ротора до номинального значения, что может привести к более глубокому понижению напряжения и возможному распаду энергосистемы. В случае отказа ограничения автоматика отключит генератор защитой от перегрузки. В течении этого времени после совместного с диспетчером выяснения причин понижения напряжения диспетчер принимает меры к повышению напряжения в энергосистеме (увеличение загрузки СК, включение батарей статических конденсаторов, отключение шунтирующих реакторов, изменение коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенных РПН, снижению перетоков мощности по линиям). Если использование резервов реактивной мощности оказывается недостаточным, увеличение загрузки по реактивной мощности в энергосистемах с пониженным напряжением может быть получено при разгрузке турбогенераторов по активной мощности. В дефицитной системе это не рекомендуется из-за возможных увеличений допустимых перетоков по линии связи. Однако если понижение напряжения станет ниже необходимого для работы с.н. электростанции, то разгрузка по активной мощности вместе с отключением части потребителей станет необходимой.
3.5.2 При авариях в энергосистеме или на других параллельно работающих генераторах станции (КЗ, близкое или удаленное; наброс большой нагрузки), сопровождающихся резким понижением напряжения, АРВ обеспечит увеличение тока возбуждения до двойного значения или до перегрузок по ротору, определяемых значением понижения напряжения. Персонал электростанции при этом не вмешивается в действие автоматики, определяя правильность ее работы по сигнализации.
Повышение напряжения
3.6.1 Поддержание напряжения в контрольных точках энергосистемы, а также у энергообъектов системы обеспечивает диспетчер энергосистемы. При повышенном напряжении по указанию диспетчера персонал электростанции снижает загрузку генераторов электростанций по реактивной мощности, работающих в режиме выдачи, переводит их в режим потребления (увеличения потребления) реактивной мощности. В принципе такое увеличение потребления Q осуществляется автоматически с помощью АРВ при повышении напряжения. Персонал лишь корректирует величину Q, воздействуя на уставку АРВ.
3.6.2 При повышения напряжения на шинах электростанции вступает в работу ограничитель минимального возбуждения, ограничивая дальнейшее потребление реактивной мощности. Для ограничения напряжения при дальнейшем его повышении диспетчер применяет другие меры (СК, отключение батарей статических конденсаторов, включение шунтирующих реакторов, изменение коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН).
3.6.3 При нормальном напряжении в энергосистеме и вступлении в работу ОМВ (ошибочная операция при регулировании возбуждения) следует воздействием на уставку АРВ вывести ОМВ из работы.
