Forumavia.ru - ЭЛЕКТРИЧЕСТВО !

Dmitry

18.04.2007 13:23

Про понижение частоты (оттуда же):

Автор: syomindm 30.12.2006 - 22:44
Как поддерживается одинаковая частота в ЕЭС?
Ведь включено одновременно куча генераторов. Каким образом они синхронизируются?

Автор: parovoZZ 30.12.2006 - 23:57
QUOTE
Ведь включено одновременно куча генераторов. Каким образом они синхронизируются?

Где написано?

Автор: syomindm 31.12.2006 - 00:05
parovoZZ:

А что, нет?

А на одной электростанции работают ведь, несколько генераторов.

Автор: Kulibin 31.12.2006 - 00:17
А в ч1м проблема? Осциллограф в руки в вперёд.

Автор: parovoZZ 31.12.2006 - 00:38
На одной станции засинхронизировать генераторы не проблема. Я думал ты про удалённую синхронизацию. Я про такое не слышал. К объектам 1 категории электроснабжения ведут два независимых фидера - при выходе одного из них АВР перекидывает нагрузку на второй. Соединять высоковольтные линии в одну от разных генераторов проблематично.

Автор: М. Иванов 31.12.2006 - 11:27
Основная задача - именно поддержание постоянной частоты. При включении генератора его выводят на заданную частоту вращения, после чего вводят в синхронизм с энергосистемой. Маломощные генераторы для этого просто подключают к сети, возникший в фазах уравнительный ток создает на роторе момент который доворачивает ротор до нужного положения и втягивает генератор в синхронизм. В мощных генераторах такой способ не применяется - слишком велики уравнительные токи. Генератор подключат к сети либо через регулятор тока, либо синхронизируют вручную.
Поддержание постоянной частоты - это фактически поддержание баланса между генерируемой и потребляемой мощностью. Решается эта задача с помощью регулирования мощности генераторных агрегатов, изменения числа работающих агрегатов, а в аварийных ситуациях - путем отключения части потребителей.

Автор: syomindm 31.12.2006 - 12:38
Баланс между генерируемой и потребляемой мощностью поддерживается автоматически?
Может же быть такое, что внезапно нагрузка упала, якорю генератора стало легче проворачиваться, он начинает набирать, обороты, и дальше начинает плыть частота. (я так понимаю повышается). Или наоборот резко возросла нагрузка, якорю стало труднее проворачиваться, он начинает терять обороты. И опять частота меняется. (думаю понижается).
Т.е. необходимо оперативно изменять нагрузку на турбину в большую или меньшую сторону. На ТЭЦ как регулируется количество пара, подаваемое на турбину? Какими-то заслонками, или меньше топлива сжигается? А на ГЭС?
Оператор следит за стабильностью частоты, и в случае изменения предпринимает какие-либо действия. Или всё автоматика?

Баланс между генерируемой и потребляемой мощностью нужно поддерживать только для того, чтобы частота была стабильной? Или ещё для чего-то?

Чем вообще грозит нестабильность частоты?

Автор: М. Иванов 31.12.2006 - 13:40
QUOTE (syomindm @ 31.12.2006 - 12:38)
Баланс между генерируемой и потребляемой мощностью поддерживается автоматически?

Да, автоматически. Процессы в электрических сетях происходят очень быстро, поэтому без автоматики никак не обойтись.QUOTE
Т.е. необходимо оперативно изменять нагрузку на турбину в большую или меньшую сторону

Да. На тепловых электростанциях меняется подача пара, на гидростанциях - подача воды. Сбросить мощность довольно просто, а вот увеличить - сложнее. Например, на теплоэлектростанциях для этого необходимо увеличить не только подачу пара к трубине, но и его производство, что требует времени, еще больше времени требует запуск дополнительных турбогенераторов. На ГЭС увеличить мощность несколько проще, поэтому теплоэлектростанции работают с постоянной нагрузкой, а ГЭС компенсируют пики. Сложнее всего с аварийными ситуациями. Короткие замыкания в мощных линиях представляют большую опасность для стабильности энергосистемы. Само КЗ вызывает резкое увеличение токов нагрузки, но обычно быстро ликвидируется релейной защитой (которая уже давно не релейная ) Труднее преодолеть внезапно возникший дефицит мощности из-за отключения поврежденной линии. Здесь уже все зависит не только от автоматики (при снижении частоты атоматическая частотная разгрузка отключает часть малоответственых потребителей), но и от энергодиспетчеров, которые должны немедленно организовать ввод в работу дополнительных генерирущих мощностей. Например несколько лет назад из-за короткого замыкания в ОРУ 500 кВ Братской ГЭС и отключения всей станции образовался дефицит мощности в 3600 МВт. Ситуацию спасли казахские коллеги, у которых, кажется, на Павлодарской ГРЭС часть турбогенераторов находилась в "горячем" резерве.QUOTE
Баланс между генерируемой и потребляемой мощностью нужно поддерживать только для того, чтобы частота была стабильной? Или ещё для чего-то?
Чем вообще грозит нестабильность частоты?

Основное - это частота. Нестабильность частоты грозит развалом энергосистемы. Вспоминаем 25 мая 2005 года в Москве.

Автор: AlexEf 31.12.2006 - 13:46
QUOTE (syomindm @ 31.12.2006 - 12:38)
Баланс между генерируемой и потребляемой мощностью поддерживается автоматически?
Может же быть такое, что внезапно нагрузка упала, якорю генератора стало легче проворачиваться, он начинает набирать, обороты, и дальше начинает плыть частота. (я так понимаю повышается). Или наоборот резко возросла нагрузка, якорю стало труднее проворачиваться, он начинает терять обороты. И опять частота меняется. (думаю понижается).
Т.е. необходимо оперативно изменять нагрузку на турбину в большую или меньшую сторону. На ТЭЦ как регулируется количество пара, подаваемое на турбину? Какими-то заслонками, или меньше топлива сжигается? А на ГЭС?
Оператор следит за стабильностью частоты, и в случае изменения предпринимает какие-либо действия. Или всё автоматика?

Баланс между генерируемой и потребляемой мощностью нужно поддерживать только для того, чтобы частота была стабильной? Или ещё для чего-то?

Чем вообще грозит нестабильность частоты?

Московским блэкаутом
при уходе частоты с 50Гц начинают грубо говоря греца трансы на подстанициях и тд и тп.
уход частоты очень опасная вещь, и в москве чтоб избежать этого когда отрубилась одна ТЭЦ пришлось отключать потребителей чтоб вся система не пошла в разнос

Автор: syomindm 31.12.2006 - 13:57
Т.е трансформаторы расчитаны исключительно на 50 Гц, не больше, ни меньше.
На сколько Гц уход частоты опасен?

А конткретно, каким образом происходит развал энергосистемы из-за нестабильности частоты? Неужели только из-за того, что греются трансформаторы?

AlexEf
уход частоты очень опасная вещь, и в москве чтоб избежать этого когда отрубилась одна ТЭЦ пришлось отключать потребителей чтоб вся система не пошла в разнос

Что подразумевается конкретно под словами "вся система не пошла в разнос"?

Автор: AlexEf 31.12.2006 - 14:10
QUOTE (syomindm @ 31.12.2006 - 13:57)
Т.е трансформаторы расчитаны исключительно на 50 Гц, не больше, ни меньше.
На сколько Гц уход частоты опасен?

А конткретно, каким образом происходит развал энергосистемы из-за нестабильности частоты? Неужели только из-за того, что греются трансформаторы?

AlexEf
уход частоты очень опасная вещь, и в москве чтоб избежать этого когда отрубилась одна ТЭЦ пришлось отключать потребителей чтоб вся система не пошла в разнос

Что подразумевается конкретно под словами "вся система не пошла в разнос"?

Трансы считаются на 50Гц есть както +-.
как и двигатели тоже на 50Гц ппри 220 вольтах например, если понизить частоту но оставить напряжение то двигатель тоже начнет перегреваться. те есть давольно четкая зависимость напряжение от частоты. если конечно не использовать тн векторное управление двигателем там все гораздо хитрее.

В разнос, ушла частота и если упреждающе не снизить нагрузку то могут начть отрубатся подстанции(трансы), что повлечет за собой повышение нагрузки на других электростанциях и соотвецтвенно уменьшение частоты, и так далее...

Автор: syomindm 31.12.2006 - 14:14
AlexEf:
В разнос, ушла частота и если упреждающе не снизить нагрузку то могут начть отрубатся подстанции(трансы)

Трансформаторы начнут отрубаться из-за перегрева? Или ещё из-за чего-то?

Автор: parovoZZ 31.12.2006 - 14:18
По госту плюс минус 2 герца. Если память не изменяет.

Автор: AlexEf 31.12.2006 - 14:24
QUOTE (syomindm @ 31.12.2006 - 14:14)
AlexEf:
В разнос, ушла частота и если упреждающе не снизить нагрузку то могут начть отрубатся подстанции(трансы)

Трансформаторы начнут отрубаться из-за перегрева? Или ещё из-за чего-то?

по идее да.
только если не ошибаюсь то при понижении частоты генератор начинает мало того что грется так еще и потреблять больший ток.

Автор: syomindm 31.12.2006 - 14:50
AlexEf:
В смысле потреблять больший ток? Откуда?

Автор: syomindm 31.12.2006 - 14:52
По ГОСТУ понятно.

А при каком отклонении возникает реальная опасность?

Автор: parovoZZ 31.12.2006 - 15:01
А потому, что трансформатор рассчитывается под 50 Гц. При уходе частоты индукционная проницаемость сердечника изменяется (падает), что приводит как к изменению коэффициента трансформации, так и изменению индуктивности трансформатора в целом, что грозит перегревом (самый худший случай - насыщение сердечника и полная потеря им индукционных свойств. Т.е. остаётся "голая" обмотка). Для трёхфазных движков ещё хуже - у него обороты зависят напрямую от частоты.

Автор: Eagle755 31.12.2006 - 16:19
Могу объяснить всё проще, чем объяснил паровозз. В цепи переменного тока у индуктивности есть индуктивное сопротивление. Оно тем больше, чем больше индуктивность (индуктивность тем больше, чем больше витков и мощнее сердечник) и частота. На нулевой частоте (постоянный ток) у катушки есть только активное споротивление (сопротивление провода, из которого изготовлен провод), по мере роста частоты появляется индуктивная (реактивная) составляющая и полное сопротивление (оно же z, оно же импеданс) растёт

Трансы, дроссели и асинхронные двигатели рассчитаны на определённую частоту и имеют на ней вполне определённый импеданс. Поэтому при падении частоты произойдёт падение импеданса и по закону Ома пропорциональный рост тока, что приведёт к перегреву обмоток, кипению масла, взрыву трансформатора (если нет газового реле Бухгольца, отключающего транс при подскоке давления в баке)... Частота вращения асинхронного двигателя зависит только от частоты напряжения, и понятно, что и напряжение должно быть соответсвующее импедансу его полюсов. Но мощность по-прежнему является произведением напряжения на ток

При падении напряжения частота вращения будет падать крайне незначительно, но в какой-то момент производимая движком мощность станет меньше потребляемой нагрузкой и он встанет, что будет означать переход в режим КЗ, поскольку ротор не будет вращаться. А при повышении напряжения импеданса будет не хватать для удержания тока через движок в разумных пределах, что чревато перегревом и пробоем или пережогом обмоток. Коллекторные движки в этом плане более лояльны - сами выходят на режим

Поэтому для асинхронных движков очень важно напряжение и частота, а также форма синусоиды. На ВЛ80 и ВЛ60 обмотка собственных нужд имеет три отвода, если не изменяет память, один отвод на 230 В, второй на 380 (рабочий), третий на 600. При падении напруги ниже 19 кВ положено переключаться на третий отвод... Блин, действительно, нет ведь до сих пор написанного школьным языком учебника по электротехнике, ни детские энциклопедии, ни вузовские учеЁбники не катят для целей, подобных нашим. Михаилы и Андрей, давайте займёмся вопросом, а?

Автор: М. Иванов 31.12.2006 - 16:20
Не допускается снижение частоты ниже 45 Гц. Какую либо конкретную минимально устойчивою частоту назвать трудно, она зависит от мощности энергосистемы, типа потребителей и т.п. В результате снижения частоты вращения генераторов падает частота вращения асинхронных двигателей приводов питательных насосов, систем смазки, охлаждения, подачи топлива на самой электростанции, это ведет к снижению мощности генераторов и дальнейшему падению частоты. Генераторы ближайших к месту аварии станций начинают вращаться медленнее генераторов более удаленных станций, по их обмоткам начинают течь токи, вызванные рассогласованием частот. Генераторы ближайших станций выпадают из синхронизма и отключаются системами защиты, дефицит мощности усиливается и частота продолжает падать. Это явление называется лавиной частоты, если сказать образно - агония энергосистемы. Если отключение потребителей не позволяет остановить лавину частоты средства противоаварийной автоматики отключают повержденный участок сети со всех сторон, дабы предотвратить дальнейшее распространение аварии.
Тут уже несколько раз упоминалась московская авария, произошедшая 25 мая 2005 года. Хочется сказать пару слов и про нее. Сразу после аварии заговорили о недостаточной мощности электростанций в московском регионе. На самом деле их мощности было вполне достаточно, ибо электростанции должны производить активную мощность. Московская авария случалась из-за недостатка реактивной мощности. В лихие 90-е все компенсирующие установки были выведены из работы и частично разукомплектованы - промышленность лежала на боку и энергетики закрывали глаза на завышенное потребление реактивной мощности - она компенсировала емкость слабо загруженных линий. Но времена те прошли, нагрузки выросли, а КУ так и не включили. Когда "погасла" подстанция Чагино вся нагрузка легла на линии 110 и 220 кВ. Если бы по ним шла только активная мощность, то все бы обошлось. Передача по этим линиям реактивной мощности привела к сильной просадке напряжения. Пока энергодиспетчеры Мосэнерго чесали затылки, на подмосковных электростанциях, не получая никаких инструкций от диспетчеров и не зная как развивается авария, начали бороться с перегрузкой генераторов и падением напряжения на шинах. Боротся они стали по инструкции, которая предписывала снизить генерацию реактивной мощности... Напряжение упало еще больше, токи выросли, началось отключение генераторов, поплыла частота. Что было дальше, все знают.

Автор: Михалыч 8.01.2007 - 14:52

ИНСТРУКЦИЯ
ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ
НА ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ

3. ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ ОБЩЕСТАНЦИОННЫХ АВАРИЙ

3.1. Понижение частоты тока в энергосистеме

3.1.1. Частота электрического тока в энергосистемах должна поддерживаться на уровне 50 Гц с отклонениями +0, 1 Гц. Понижение частоты в энергосистеме происходит из-за дефицита генерируемой мощности или из-за отключения межсистемных и внутрисистемных электрических связей.

Глубокое снижение частоты ниже 49, 0 Гц недопустимо по режиму работы котлов тепловых электростанций, имеющих питательные электронасосы. При длительном, более 1 мин, снижении частоты ниже 48 Гц (уточняется в инструкциях организации) возникает угроза срыва питательных насосов и останова энергоблоков от технологических защит.

Понижение частоты ухудшает режим работы лопаточного аппарата мощных турбин, сокращает срок работы лопаток.

Работа при пониженной частоте может привести к повреждению блочных трансформаторов, узлов системы возбуждения и другого электрооборудования.

3.1.2. Применяется следующая системная автоматика для поддержания частоты и предотвращения развития аварий, о наличии (или отсутствии в данной системе) которой знает оперативный персонал электростанции для принятия правильных решений:

1) система регулирования частоты;

2) устройства автоматического частотного пуска, загрузки и включения резервной мощности электростанций ЧАПВ (гидроэлектростанций, ГАЭС, ГТУ). Эти операции (вторичное регулирование) могут наряду с загрузкой агрегатов тепловых электростанций и взятием допустимых перегрузок по распоряжению диспетчера выполняться и вручную. Уставки загрузки и включения резервной мощности находятся в диапазоне 49, 3-49, 8 Гц;

3) спецочередь АЧР с уставкой по частоте 49, 3-49, 0 Гц, на случай, когда путем действия ЧАПВ либо оперативных действий и регулирования турбин не удается предотвратить снижение частоты (предотвращение снижения частоты до верхних уставок АЧРП);

4) АЧРI (быстродействующая) с разными уставками частоты для прекращения снижения частоты (46-47 Гц), АРЧII - медленнодействующая с различными уставками по частоте и времени для повышения частоты после работы АЧРI (после работы АРЧII частота должна повыситься более 49, 3 Гц). Кроме того, применяется дополнительная АЧР по факту местного, локального дефицита мощности (действует, не дожидаясь снижения частоты). Она селективно действует только при местных дефицитах.

Если частота в результате действия АЧР не повышается более 49, 3 Гц, персоналом принимаются дополнительные, экстренные меры;

5) для предотвращения полного погашения района и ликвидации аварии с глубоким снижением частоты (например, для тепловых электростанций с поперечными связями применяются ступени 45-46 Гц, 0, 5 с и 47 Гц, 30-40 с) применяется частотная делительная автоматика (ЧДА). Она обеспечивает сохранение в работе с.н. электростанции, предотвращает ее полный останов. При этом электростанция или ее часть выделяется с примерно сбалансированной нагрузкой либо отдельные агрегаты (агрегат) выделяются на питание собственных нужд.

3.1.3. Для предотвращения возможного понижения частоты или перегрузки межсистемных и внутрисистемных связей от диспетчера получают ожидаемый баланс мощности в период прохождения максимума нагрузок с выполненным анализом этого баланса и рекомендациями по его предотвращению. Для тепловых электростанций в случае ожидаемого дефицита мощности и возможного снижения частоты при необходимости могут быть выполнены следующие мероприятия:

дана команда на разворот энергетического оборудования из холодного резерва;

приостановлена подготовка к выводу в ремонт генерирующего оборудования;

выведено из ремонта в пределах аварийной готовности генерирующее и другое электрооборудование, отсутствие которого снижает выдачу мощности.

3.1.4. Если частота снижается до 49, 9 Гц и, несмотря на ввод диспетчером резерва мощности (резервных гидроагрегатов, ГАЭС и т. д.), снижается до 49, 8 Гц, диспетчер обеспечивает восстановление частоты путем ограничения потребителей согласно инструкции.

В этих условиях персонал электростанции обеспечивает при необходимости увеличение мощности всех работающих генераторов до значения, требующегося для поддержания частоты. При этом следует обращать особое внимание на снижение частоты по сравнению с длительно установившимся сниженным уровнем частоты.

3.1.5. При работе с частотой в пределах от 49, 8 до 49, 3 Гц, когда должен вводится автоматически или вручную имеющийся в энергосистеме резерв, и внезапном понижении частоты относительно предшествующего установившегося значения на 0, 1 Гц и более начальник смены электростанции немедленно запрашивает у диспетчера разрешение на загрузку ТЭС, принимает меры по выполнению его распоряжения (полная загрузка работающих агрегатов, включение вращающихся резервных агрегатов, см. п.3.1.3 и т. д.).

3.1.6. При работе с частотой в пределах от 49, 3 до 49, 1 Гц и внезапном понижении частоты на 0, 1 Гц, но не ниже 49, 1 Гц (резервирование в энергосистеме недостаточно или не может быть полностью введено, возможно сработала спецочередь АЧР), начальник смены электростанции немедленно запрашивает разрешение диспетчера на полную мобилизацию резервов мощности и принимает меры по выполнению его распоряжений (дальнейшее снижение частоты приведет к работе АЧР и потере питания значительного числа потребителей). При отсутствии связи с диспетчером персонал обеспечивает набор полной нагрузки самостоятельно, в том числе и на генераторах, выведенных из резерва. Если после набора мощности частота продолжает понижаться, персонал ТЭС на агрегатах, имеющих вращающий резерв, самостоятельно увеличивает нагрузку вплоть до взятия возможных перегрузок.

Нагружение прекращается по команде диспетчера системы. О всех изменениях нагрузок электростанции и о достижении предельных нагрузок на отходящих от ТЭС линиях электропередачи дежурный персонал ТЭС немедленно докладывает диспетчеру энергообъединения. При получении от диспетчера распоряжения приостанавливается нагружение или уменьшается нагрузка агрегатов, дежурный персонал ТЭС немедленно выполняет указание, обеспечив разгрузку с максимально допустимой скоростью.

3.1.7. Если частота, несмотря на принятые меры, не поднимается выше 49, 3 Гц, оперативный персонал электростанции самостоятельно с последующим уведомлением диспетчера:

поднимает, если это еще не сделано, полную электрическую нагрузку на всех агрегатах, работавших ранее и введенных в работу из резерва (в том числе и на агрегатах с теплофикационной нагрузкой);

берет возможные аварийные перегрузки на генераторах и другом оборудовании;

вводит в работу электрооборудование, выведенное из ремонта в резерв в пределах аварийной готовности (см. п.3.1.3);

задерживает отключение в ремонт и вывод в резерв агрегатов;

принимает меры к включению отключенных, но еще вращающихся паровых турбин, а также котлов, находящихся под давлением.

3.1.8. При большой потере генерирующей мощности и резком понижении частоты, если несмотря на работу АЧР частота остается на уровне 49-48, 9 Гц и ниже, снимаются ограничения на самостоятельные действия оперативного персонала электростанций по экстренной мобилизации резервной мощности перегрузок агрегатов (если она еще осталась), отключению части механизмов с.н. (мельницы и т.д.) для увеличения мощности.

В этом режиме решающую роль играет диспетчер, ответственный за регулирование частоты, который по истечении 3-5 мин (времени, достаточного для использования оставшихся резервов) повышает частоту отключением потребителей, не допуская при этом перегрузки внутрисистемных и межсистемных связей. При этом отключения производятся по указанию диспетчера во всех энергосистемах. По указанию диспетчера с шин электростанции отключаются указанные им потребители.

3.1.9. При понижении частоты до 47, 5 Гц и дальнейшем понижении до конкретного значения, указываемого в инструкции организации, для предотвращения полного останова тепловых электростанций выделяются электрические с.н. на несинхронное питание от одного-двух генераторов электростанции, отключенных от сети. Возможно также отделение электростанции или ее части с примерно сбалансированной нагрузкой района электросети, в котором будет восстановлена номинальная частота. Такое выделение производится действием частотной делительной автоматики АЧД или самостоятельно начальником смены электростанции с уведомлением диспетчера энергосистемы. Режимы работы с переводом одного-двух турбогенераторов на питание электрических с.н. оставшихся в работе турбогенераторов или с выделением части турбогенераторов на питание ограниченного района электросети с номинальной частотой, гарантирующей сохранение в работе не менее одного турбогенератора, указываются в инструкции по ликвидации аварий, разработанной в организации.

Условия, при которых необходимо выделить с.н. при понижении частоты, указываются в инструкции электростанции. Там же указываются основная схема электросети и порядок выделения турбогенераторов.

3.1.10. При определении конкретной схемы выделяемой части с.н. учитываются следующие основные положения:

трансформаторы, питающие с.н. от выделенных генераторов, обеспечивают питание с.н. двух-трех соседних агрегатов;

в состав выделенных энергоблоков входят энергоблоки, оснащенные РОУ, обеспечивающие паровые с.н.

3.1.11. За работой выделенных турбогенераторов, обеспечивающих электрические с.н. своих и соседних энергоблоков, включенных в сеть, устанавливается особый контроль. В частности, поддержание номинальной частоты вращения турбогенераторов осуществляется не только автоматическими регуляторами частоты турбин, но контролируется как с БЩУ, так и по месту.

В случае, когда создается угроза аварийного останова турбогенераторов, котлов (по давлению и температуре пара или питательной воды, вакууму, по истечении времени работы турбин при пониженной частоте и другим причинам), не связанных по собственным нуждам с выделенными турбогенераторами, они разгружаются и отделяются от электросети вместе с механизмами с.н. и нагрузкой потребителей раньше, чем их параметры потребуют полного отключения.

3.1.12. При резком понижении частоты, сопровождающемся глубоким понижением напряжения, в результате которого могут создаться условия для отказа в работе автоматической частотной разгрузки (особенно на переменном оперативном токе), начальник смены электростанции самостоятельно проводит мероприятия по выделению собственных нужд на несинхронное питание (см. п.3.1.9).

3.1.13. При значительном понижении частоты в энергообъединении и работе автоматической частотной разгрузки, делительной автоматики и противоаварийной автоматики происходит резкое изменение частоты. Оперативный персонал в этом случае:

удерживает генераторы в сети (либо разделенных участках сети) или, если создается угроза их аварийного останова, разгружает их, отключает от электросети и переводит на нагрузку с.н.;

участвует в регулировании частоты и напряжения путем экстренного набора или снижения нагрузок (активной и реактивной) с контролем загрузки транзитных линий и автотрансформаторов связи, допустимые перегрузки которых указываются в инструкции организации;

исключает при выполнении переключений в электрических схемах объединение цепей с несинхронными напряжениями, которые могут быть на сборных шинах ОРУ разных напряжений или в системах сборных шин одного напряжения, а также на секциях устройств с.н. нужд 6 и 0, 4 кВ;

не допускает потерю электрических и паровых с.н. электростанции.

3.1.14. Аварийное понижение частоты до 46 Гц и менее может привести к полному останову электростанции. В этом случае персонал, если не работают или отсутствуют устройства ЧДА, принимает меры к сохранению в работе не менее одного энергоблока для обеспечения последующего разворота электростанции согласно противоаварийной инструкции организации.

3.2. Повышение частоты тока в энергосистеме

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 начальник смены электростанции с разрешения диспетчера энергообъединения принимает необходимые меры по изменению генерирующей мощности тепловой электростанции с целью снижения 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 снижения 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 собственных нужд, 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 51, 5 Гц (если нет других указаний в инструкции предприятия) без указаний диспетчера энергообъединения (оперативный персонал БЩУ - только по указанию начальника смены электростанции) 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 собственных нужд 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 ставит 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 работают 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.

0 0

ЭЛЕКТРИЧЕСТВО !

Войти на сайт