Управление режимами работы электростанции
6.3.1. Управление режимами работы объектов оперативно-диспетчерского управления должно осуществляться в соответствии с заданным диспетчерским графиком.
6.3.2. При изменении режимных условий (составляющих баланса мощности, схемы электрической сети и обеспеченности электростанций энергоресурсами) диспетчер должен скорректировать диспетчерский график нижестоящего уровня оперативно-диспетчерского управления.
Коррекция диспетчерского графика должна быть зафиксирована диспетчером в оперативно-диспетчерской документации с указанием причины коррекции.
О всех вынужденных (фактических и ожидаемых) отклонениях от заданного диспетчерского графика оперативно-диспетчерский персонал обязан немедленно доложить диспетчеру вышестоящего уровня диспетчерского управления для принятия решения о коррекции диспетчерского графика.
Электростанции обязаны по распоряжению диспетчера энергосистемы немедленно повышать нагрузку до полной рабочей мощности или снижать ее до технического минимума со скоростью, определяемой соответствующими инструкциями.
При необходимости диспетчер ЦДС, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России должен дать распоряжение о включении агрегатов из резерва или выводе их в резерв.
Ограничение рабочей мощности электростанций или отклонение минимально допустимых нагрузок агрегатов от установленных норм должно быть оформлено оперативной заявкой.
|
|
|
Диспетчер энергосистемы имеет право изменить кратковременно (не более чем на 3 ч) график тепловой сети. Понижение температуры сетевой воды допускается до 10°С по сравнению со значением ее в утвержденном графике. При наличии среди потребителей промпредприятий с технологической нагрузкой или тепличных хозяйств значение понижения температуры должно быть согласовано с ними. Не допускается понижать температуру ниже минимальной, принятой для сетевой воды.
О вынужденных отклонениях от графика оперативно-диспетчерский персонал электростанции и теплоисточника должен немедленно сообщать дежурному диспетчеру энергосистемы и диспетчеру тепловой сети.
6.3.3. На электростанциях, в АО-энерго, ОЭС, ЕЭС России должно осуществляться непрерывное круглосуточное регулирование текущего режима работы по частоте и активной мощности, обеспечивающее:
- исполнение заданных диспетчерских графиков активной мощности;
- поддержание частоты в нормированных пределах;
- поддержание перетоков активной мощности исходя из условий обеспечения надежности функционирования ОЭС и ЕЭС России;
- корректировку заданных диспетчерских графиков и режимов работы ОЭС и ЕЭС России при изменении режимных условий.
|
|
|
Регулирование частоты и перетоков активной мощности должно осуществляться совместным действием систем первичного и вторичного регулирования.
Первичное регулирование частоты должно осуществляться всеми электростанциями путем изменения мощности под воздействием автоматических регуляторов частоты вращения роторов турбоагрегатов и производительности котлов, реакторов и т.п. При этом диапазон и статизм регулирования, а также зона нечувствительности по частоте должны быть заданы или согласованы ОДУ или ЦДУ ЕЭС России.
Вторичное регулирование должно осуществляться оперативно либо автоматически (с использованием систем автоматического регулирования частоты и перетоков мощности - АРЧМ) выделенными для этих целей электростанциями.
В целях непротиводействия первичному регулированию вторичное регулирование должно осуществляться с коррекцией по частоте (частотной коррекцией).
6.3.4. Для осуществления регулирования текущего режима по частоте и перетокам активной мощности в ЕЭС России, ОЭС и энергосистемах должны планироваться, задаваться и постоянно поддерживаться соответствующие резервы мощности на регулирующих режим электростанциях.
Задание и распределение резерва активной мощности для первичного и вторичного регулирования, достаточного для компенсации возникших небалансов мощности при аварийных отключеньях крупных энергоблоков или узлов энергопотребления, а также при отклонении фактической генерации или потребления от диспетчерского графика должны осуществлять ЦДУ ЕЭС России и ОДУ (энергосистема).
|
|
|
Резерв должен задаваться и поддерживаться в обоих направлениях изменения мощности и быть готовым к реализации за время, определенное ЦДУ ЕЭС России и ОДУ (энергосистемой).
6.3.5. Использование системы автоматического управления и режимов работы, препятствующих изменению мощности при изменениях частоты (ограничители мощности и регуляторы давления "до себя" на турбинах, режим скользящего давления при полностью открытых клапанах турбин, регуляторы мощности без частотной коррекции, отключение регуляторов мощности или устройств автоматического регулирования производительности котельных установок и т.п.), допускается только временно при неисправности основного оборудования с разрешения технического руководителя АО-энерго.
После изменения мощности, вызванного изменением частоты, персонал электростанций вправе вмешиваться в процесс регулирования мощности в следующих случаях:
|
|
|
- после восстановления частоты 50 Гц;
- с разрешения диспетчера ЦДС;
- при выходе мощности за допустимые при данном состоянии оборудования пределы.
6.3.6. При снижении частоты ниже установленных пределов диспетчер ЕЭС России или изолированно работающей ОЭС (энергосистемы) должен ввести в действие имеющиеся резервы мощности.
В случае если частота продолжает снижаться, а все имеющиеся резервы мощности использованы, диспетчер должен обеспечить восстановление нормальной частоты путем ограничения или отключения потребителей согласно инструкции.
6.3.7. При возникновении перегрузки межсистемных линий электропередачи диспетчер должен ликвидировать ее путем мобилизации резервов активной мощности. А в случае их исчерпания и сохранения перегрузки - путем ограничения (отключения) потребителей.
6.3.8. При аварийных отклонениях частоты персонал электростанций должен принимать участие в восстановлении частоты в соответствии с указаниями местной инструкции или по указанию вышестоящего диспетчера.
6.3.9. Ответственность за поддержание частоты в ЕЭС России в нормируемых ГОСТ пределах несут руководители и оперативно-диспетчерский персонал:
ЦЦУ ЕЭС России (а в изолированно работающих ОЭС и энергосистемах - соответственно ОДУ и ЦДС) - за необходимость и достаточность мер по регулированию частоты, задания необходимого объема и диапазона резерва активной мощности в ЕЭС России (ОЭС, энергосистеме), задания сальдо перетоков мощности по ОЭС и АО-энерго, задания рабочей мощности и нагрузки электростанциям;
ОДУ и АО-энерго - за выполнение заданных значений сальдо перетоков мощности с коррекцией по частоте и поддержание заданных объемов и диапазона резервов активной мощности, задания рабочей мощности и нагрузки электростанциям;
Электростанций - за выполнение заданий по рабочей мощности, несение заданной нагрузки и участие в первичном регулировании частоты, а для выделенных электростанций - также и во вторичном регулировании частоты и перетоков мощности.
Руководители, оперативно-диспетчерский персонал и Энергосбыт АО-энерго несут ответственность за своевременную и эффективную разгрузку потребителей при вводе в действие графиков ограничения нагрузки и отключения потребителей.
6.3.10. При регулировании напряжения в электрических сетях должны быть обеспечены:
- соответствие показателей напряжения требованиям ГОСТ 13109-97;
- соответствие уровня напряжения значениям, допустимым для оборудования электрических станций и сетей с учетом допустимых эксплуатационных повышений напряжения промышленной частоты на электрооборудовании (в соответствии сданными заводов-изготовителей и циркуляров);
- необходимый запас устойчивости энергосистем;
Если напряжение в этих пунктах снижается до указанного аварийного предела, оперативно-диспетчерский персонал электростанций и подстанций с синхронными компенсаторами должен самостоятельно поддерживать напряжение путем использования перегрузочной способности генераторов и компенсаторов, а диспетчеры ЦДС АО-энерго, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России должны оказывать электростанциям и электрическим сетям помощь путем мобилизации резервов средств по регулированию напряжения в прилегающих районах. При этом не разрешается поднимать напряжение в отдельных контрольных пунктах выше значений, предельно допустимых для оборудования.
В тех узлах энергосистемы, ОЭС, ЕЭС России, где возможно снижение напряжения ниже аварийно допустимого предела при изменении режима работы или схемы сети, должна быть установлена автоматика отключения нагрузки в объеме, необходимом для предотвращения нарушения устойчивости в узле.
35.Порядок и планы ликвидации технологических нарушений
5.2. Общие указания оперативному персоналу по ликвидации технологических нарушений.
5.2.1. Оперативный персонал должен ликвидировать технологическое нарушение, действуя в соответствии с 5.1.2 настоящей Инструкции. При наличии непосредственной угрозы безопасности людей оперативному персоналу разрешается самостоятельно отключать любое оборудование.
5.2.2. Все переключения в аварийных условиях осуществляются оперативным и оперативно-производственным персоналом в соответствии с инструкциями по оперативно-диспетчерскому управлению, ГКД 34.20.507, ДНАОП 1.1.10-1.01 с обязательным применением необходимых средств защиты.
Запрещается подача напряжения (включением трансформатора, высоковольтной линии) на распределительные устройства, обесточенные вследствие технологического нарушения, в которых выполняются ремонтные работы, в случае отсутствия связи с ремонтной бригадой.
При переключениях необходимые операции с релейной защитой и автоматикой выполняются в соответствии с инструкциями по релейной защите и автоматике.
5.2.3. При выполнении действий по ликвидации технологических нарушений оперативный персонал обязан руководствоваться следующим:
а) в случае опробования напряжением отключившегося от защит оборудования следует немедленно отключить выключатели в случае включения их на КЗ;
б) напряжение на обесточенные участки электросети и распределительные устройства напряжением 110 кВ и выше следует подавать со стороны распределительного устройства (трансформатора), имеющего заземленную нейтраль.
5.2.4. Оперативный персонал не должен вмешиваться в работу устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики. В случае отказа автоматических устройств персонал должен быть готов к действиям с пульта управления.
36.Порядок ведения оперативных переговоров
ОПЕРАТИВНЫЕ ПЕРЕГОВОРЫ.
· Оперативные переговоры – это обмен информацией в процессе общения, личного или с использованием средств связи, дежурных энергообъектов о состоянии энергетического оборудования. В результате оперативных переговоров принимается решение о ведении режима работы и проведения эксплуатационных и ремонтных работ на энергообъекте или в энергосистеме.
· Оперативные переговоры имеет право вести только оперативный персонал, находящийся в смене и внесенный в списки лиц, имеющих право ведения оперативных переговоров в данной электроустановке, предприятии, подразделении. Указанные списки должны круглосуточно находиться на рабочем месте оперативного персонала.
· Списки работников, которым предоставлено право ведения оперативных переговоров, переключений, передачи заявок и пр., составляются на основании письменных официальных сообщений РЭС, ЭС, облэнерго, МЭС, электроэнергетической системы, ТЭС, смежных ЭК, предприятий потребителей и пр.
· Списки оперативного персонала должны пересматриваться ежегодно на 01 января, и в течение года при изменении состава работников, о чем должны быть своевременно официально уведомлены все заинтересованные стороны.
· Для ведения оперативных переговоров оперативный персонал использует специально организованные диспетчерские (выделенные) каналы связи, и любые другие доступные виды связи.
· Все посторонние переговоры не служебного характера по диспетчерским каналам связи, использование диспетчерских каналов связи не оперативным персоналом категорически запрещаются.
· По требованию оперативного персонала любые каналы связи должны освобождаться немедленно. В аварийных ситуациях освобождение канала связи для оперативного персонала любого уровня персонал СДТУ, служб связи должен производить без предупреждения других абонентов.
· Оперативные переговоры на всех уровнях диспетчерского управления в облэнерго должны записываться на специальные устройства звукозаписи, обеспечивающие хранение записей:
· в нормальных условиях - не менее чем за 10 последних суток, если не поступит указание о продлении срока;
· при технологических нарушениях в работе – не менее чем за 3 последних месяца, если не поступит указание о продлении срока.
ВЕДЕНИЕ ОПЕРАТИВНЫХ ПЕРЕГОВОРОВ
· Начиная разговор, абоненты сообщают наименование своего предприятия, подразделения, объекта, должность и представляются по фамилии. При ведении оперативных переговоров по прямым (диспетчерским) каналам допускается ограничиваться сообщением фамилии. Первым представляется вызываемое лицо, вторым – лицо вызывающее. В дальнейшем допускается обращение по имени и отчеству.
· Оперативные переговоры должны быть четкими, краткими и ясными по содержанию, и вестись технически грамотно, с использованием терминологии, принятой в отрасли. До начала ведения оперативных переговоров оперативный персонал обязан продумать их содержание.
· Оперативные переговоры должны вестись с предельной лаконичностью, абсолютной точностью всех выражений, исключающей недопонимание, ошибки и вопросы.
· При ведении оперативных переговоров, ведении оперативно-технической документации недопустимо отступление от установленных диспетчерских наименований оборудования, ЛЭП, устройств РЗА, СДТУ.
· Допускается использовать сокращенные наименования в соответствии с указаниями ПТЭ, ГКД-34.35.507-96 «Оперативные переключения в электроустановках. Правила Выполнения», ГКД-34.20.563-96 «Ликвидация аварий и нарушений режима на энергопредприятиях и в энергообъединениях», инструкции ««Вывод в ремонт и включение в работу оборудования, ЛЭП, устройств РЗА, СДТУ»». Перечень допустимых сокращений, используемых при ведении оперативно-технической документации и оперативных переговоров в облэнерго, приведен в Приложении 1.
· При нарушении порядка ведения оперативных переговоров, установленного настоящей инструкцией, любой из участников переговоров обязан сделать замечание.
Дата добавления: 2020-04-08; просмотров: 209; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!