ОРУ - 110 кВ. Перевод блока трансформатор-генератор неисправного

выключателя на ОВ:

а) вывести АПВШ с секции 110 кВ, на которую присоединен неисправный выключатель;

б) вывести накладками действие всех защит на отключение неисправного выключателя,

кроме «ПУСК УРОВ»;

г) опробовать ОСШ 110 кВ напряжением, включением ОВ;

д) отключить ОВ;

е) включить ОР неисправного выключателя;

ж) собрать схему ОВ, ввести все защиты для режима заменяемого неисправного

выключателя;

з) исключить из схемы ДЗШ токовые цепи неисправного выключателя и ОВ;

и) включить ОВ;

к) отключить ЛР неисправного выключателя (с деблокировкой);

л) отключить ШР неисправного выключателя (с деблокировкой);

м) вставить блоки токовых цепей ОВ;

н) ввести АПВШ с секции 110 кВ, на которой был неисправный выключатель.

ОРУ – 110 кВ. Перевод ВЛ (КЛ) с неисправного выключателя на ОВ:;

б) через диспетчера ВЛ вывести АПВ ВЛ с противоположной стороны;

а) вывести АПВШ с секции 110 кВ, на которую присоединен неисправный выключатель

в) вывести накладками действие всех защит на отключение неисправного выключателя,

кроме ПУСК УРОВ;

г) опробовать ОСШ 110 кВ напряжением, включением ОВ;

д) отключить ОВ;

е) включить ОР неисправного выключателя;

ж) собрать схему ОВ, ввести все защиты для режима заменяемого неисправного

выключателя;

з) исключить из схемы ДЗШ токовые цепи неисправного выключателя и ОВ;

и) включить ОВ;

к) отключить ЛР неисправного выключателя (с деблокировкой);

л) отключить ШР неисправного выключателя (с деблокировкой);

м) вставить блоки токовых цепей ОВ;

н) ввести АПВШ с секции 110 кВ, на которой был неисправный выключатель;

о) ввести АПВ ВЛ с противоположной стороны.

Для ОРУ-220 кВ переключения по выводу в ремонт неисправного выключателя аналогичны переключениям на ОРУ-110 кВ.

3.6. ЛИКВИДАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ В

СХЕМЕ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ТЭЦ ВАЗ.

1. Отключение источников питания собственных нужд; к.з. на сборных шинах секций С.Н.

При действии защит рабочих вводов сек. 6,3 и 0,4 кВ (МТЗ работает при к.з. на шинах и отказе защит присоединений) работает блокировка на запрет включения резервных вводов по цепям АВР.

АВР на секциях 6,3 и 0,4 кВ работает:

а) при пропадании напряжения на шинах и наличии напряжения на резервном шинопроводе (при отключении головного выключателя);

б) при ошибочном отключении рабочего ввода.

При потере питания одной из секций С.Н. 6 или 0,4 кВ и успешном АВР дежурный персонал должен:

а) убедиться, что резервный источник питания принял нагрузку секций;

б) осмотреть отключившуюся секцию, выявить причину ее отключения;

в) при повреждении элементов сборных шин, шкафов КРУ необходимо вывести секцию в ремонт; до вывода секции в ремонт необходимо по возможности включить резервные двигатели, питающиеся со "здоровых" секций.

При потере питания одной секции С.Н. 6 кВ или 0,4 кВ и отказе АВР нужно вручную дистанционно (с ГЩУ или из РУСН-0,4 кВ) запитать секцию от резервного источника; при отказе во включении резервного выключателя (автомата) или при выводе его в ремонт - попытаться вручную дистанционно еще раз включить рабочий источник. При отказе в отключении выключателя (автомата) рабочего ввода его следует отключить дистанционно или по месту (расцеплением привода) и подать (дистанционно) напряжение от резервного источника.

Короткое замыкание на секции (полусекции): 6,3 кВ СН или неотключившееся КЗ на её присоединении.

В случае отключения выключателя рабочего питания полусекции (секции) и неуспешного АВР, следует предположить существование КЗ на шинах полусекции (секции) или не отключившееся КЗ на присоединении этой полусекции (секции). В этом случае необходимо:

а) осмотреть отключившуюся полусекцию (секцию);

б) проверить по указателям действие защит на отключение выключателя рабочего питания и секционного выключателя;

в) если видимых повреждений, запаха гари, дыма и других признаков короткого замыкания на полусекции нет, осмотреть указатели защит всех присоединений и при обнаружении сработавшей защиты отключить и вывести в ремонт выключатель этого присоединения;

г) при отсутствии сработавших указателей защит произвести отключение выключателей присоединений ключом управления;

д) отказавший в отключении выключатель отключить вручную и вывести в ремонт;

е) если выявить дефект не удается, нужно отключить все присоединения полусекции, опробовать ее подачей напряжения от резервного трансформатора и включить присоединения после проверки изоляции.

2. Замыкание на "землю" в сети РУСН 6 кВ и в сети генераторного напряжения.

При появлении однофазного замыкания на землю в цепи генераторного напряжения

ТГ-3÷11 по цепям от защиты происходит их автоматическое отключение. При отказе защиты персонал электроцеха должен немедленно разгрузить и отключить турбогенераторы от сети. Работа генераторов ТГ-1,2 с однофазным замыканием на землю в обмотке статора допускается не более 2-х часов, по истечении которых генераторы должны быть отключены. Если установлено, что место замыкания на землю находится не в обмотке статора, то по усмотрению Директора-главного инженера ТЭЦ допускается работа генератора в сети продолжительностью до 6 часов.

ПРИМЕЧАНИЕ: Для 1ГТ,2ГТ сетью генераторного напряжения являются и секции 1Р,2Р. Продолжительность работы с заземленной фазой - не более 2-х часов, в исключительных случаях с разрешения директора- главного инженера - до 6 часов.

При наличии "земли" в системе 6 кВ все переключения на поврежденной секции запрещаются, если они не вызваны необходимостью отыскания "земли".

При металлическом замыкании на землю одной фазы показания вольтметра на этой фазе (в РУСН-6 кВ на ячейке ТН) будут равны нулю, а 2-х других фаз - линейному напряжению (при неполном замыкании на землю показания вольтметра будут соответственно больше нуля и меньше линейного напряжения).

ПРИМЕЧАНИЕ: Показания приборов контроля изоляции могут давать разные фазные напряжения и при отсутствии замыкания на землю:

а) при обрыве фазы на стороне В.Н. силового трансформатора, выполненного по схеме Δ/Ү (блочные трансформаторы 1ГТ-4ГТ, 7ГТ-11ГТ, трансформаторы 1ТР,2ТР) - в этом случае напряжение на одной из фаз будет вдвое больше, чем на 2-х других;

б) при перегорании предохранителей В.Н.; ухудшение контакта ВН ТН;

в) при появлении феррорезонансных низкочастотных колебаний, приводящих к

искажению "звезды" фазных напряжений и перенапряжениям. В этом случае, как правило, возрастают все фазные напряжения.

Если появление "земли" в сети 6 кВ совпало по времени с включением какого-либо присоединения необходимо его немедленно отключить и проверить отсутствие "земли".

Отыскание "земли" заключается в последовательном делении сети на отдельные участки, электрически не связанные между собой до тех пор, пока "земля" не будет найдена на шинах одной секции 6 кВ. Затем последовательным отключением отходящих присоединений (с предварительным переводом нагрузки на резервные агрегаты, тр-ры С.Н.) определяется присоединение, на котором произошло замыкание на землю.

3.Порядок отыскания "земли" в сети 6 кВ собственных нужд:

а) перевести на резервное питание секцию "А", если при этом "земля" на секции "Б" исчезла - замыкание на секции "А". Если "земля" осталась на секции "Б", а на секции "А" исчезла - источник замыкания на секции "Б". Секция, на которой обнаружено замыкание, на все время отыскания места повреждения должна быть запитана от резервного трансформатора С.Н.

б) если с выделенной секции 6 кВ главного корпуса запитана одна из секций РУСН-6 кВ НГВ или пиковых котельных № 1,3, переводом последних на резервный источник определяется, на какой из секций С.Н. (блочной, НГВ или пиковых котельных) - осталась "земля".

в) если при переводе секции "А" и "Б" на резервный источник "земля" исчезает на обеих секциях, то это говорит о нарушении фазной изоляции отпайки С.Н. для 3Р-11Р или для генераторов 1ГТ и 2ГТ в цепи генератор-отпайка С.Н.

Появление феррорезонансных перенапряжений на секциях 6 кВ (в сети генератор-трансформатор) возможно при постановке под напряжение холостых сб. шин секции (блока генератор-трансформатор); для погашения феррорезонансных колебаний необходимо кратковременно включить на параллельную работу (через резервный шинопровод) холостые сборные шины секции и любую другую секцию, несущую активную нагрузку, или срочно нагрузить активной нагрузкой холостые сборные шины (блок генератор-трансформатор).

Порядок отыскания "земли" в сети генераторного напряжения:

а) для 1ГТ и 2ГТ - отключением головного выключателя отпайки С.Н. определить, что "земля" осталась в цепи генератора; секции 1Р (2Р) оставить запитанными от резервного трансформатора С.Н.;

б) проверить показания вольтметра контроля изоляции статора генератора (на панелях защит): при показаниях менее 100 В - "неполная земля" или внутреннее - в корпусе генератора - повреждение изоляции; при показаниях 100 В - за пределами генератора или на линейном выводе обмотки; запитать секции С.Н. от резервного трансформатора;

в) для 3÷11ГТ защита от замыкания в сети генераторного напряжения введена на отключение блока генератор-трансформатор.

г) сообщить диспетчеру Самарского РДУ, ДКДЦ, директору-главному инженеру, начальнику электрического цеха; произвести осмотр присоединения (шинопровод, гибкие связи, шинный мост трансформатора), обращая внимание на отсутствие набросов, повреждения изоляторов, треска, разрядов и т.п.;

д) при отсутствии видимых повреждений или невозможности устранить причину замыкания на землю (наброс, повреждение изоляторов) по согласованию с диспетчером Самарского РДУ, ДКДЦ и получении разрешения директора-главного инженера генератор должен быть разгружен и отключен от сети.

Выполнение любых операций (осмотра) в помещении секции, имеющей замыкание на "землю", производится в диэлектрических ботах и диэлектрических перчатках.

3.7. АСИНХРОННЫЙ ХОД В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ.

Асинхронный режим в системе может возникнуть в результате нарушения статистической или динамической устойчивости, несинхронного АПВ, потери возбуждения мощными генераторами, перегрузки межсистемных транзитных связей. При этом возникает разность частот между частями энергосистемы, вышедшими из синхронизма, устойчивые колебания мощности и напряжения.

Основными признаками асинхронного хода являются устойчивые периодические с большой амплитудой колебания тока и мощности в цепях транзитных ВЛ-220кВ и блоков генератор-трансформатор; одновременно наблюдаются колебания напряжения на сборных шинах и генераторах. Оперативный персонал должен уметь отличить синхронные качания от асинхронного хода.

Наибольшие колебания напряжения обычно имеют в точках, близких к центру качания. Наиболее вероятной точкой центра качания является середина транзитных линий электропередачи, связывающих вышедшие из синхронизма электростанции или части энергосистемы. По мере удаления от центра качаний колебаний напряжения понижаются до малозаметных значений.

Ликвидация асинхронного режима выполняется:

· разделением энергосистемы;

· ресинхронизацией частей энергосистемы, вышедших из синхронизма.

Асинхронный ход нормально должен ликвидироваться автоматически устройствами автоматической ликвидации асинхронного режима (АЛАР), устанавливаемыми в местах

возможного возникновения асинхронного режима.

При возникновении асинхронного хода дежурный персонал по команде диспетчера Самарского РДУ производит разгрузку генераторов ТЭЦ ВАЗа (если электростанция находится в избыточной части энергосистемы).

Показателем прекращения асинхронного хода является уменьшение частоты качаний, (при разности частот 0,5-1 Гц, вышедшие из синхронизма электростанции обычно втягиваются в синхронизм).

Необходимо умение отличать синхронные качания от асинхронного хода. При синхронных качаниях по транзитным линиям связи, мощность, как правило, не меняет своего знака и сохраняет свое среднее значение за период. Поэтому при синхронных качаниях не бывает устойчивой разницы частот в соответствующих частях системы. Синхронные качания токов и напряжения на генераторах обычно происходят около среднего значения, близкого по величине к нормальному (до появления качаний). Синхронные качания, как правило, затухающие и поэтому в указанных случаях деление энергосистемы не требуется.

Для ускорения прекращения синхронных качаний генераторов необходимо по возможности разгрузить и по активной мощности и повысить реактивную мощность, не допуская перегрузки транзитных связей.

3.8. ОТДЕЛЕНИЕ СТАНЦИИ ОТ СИСТЕМЫ,

РАЗДЕЛЕНИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ.

Отделение станции от системы может быть вызвано:

а) одновременным отключением ВЛ – 220 кВ

ВАЗ –1, ВАЗ –2, или одной из них, если другая в ремонте, при условии, что ВЛ ВАЗ-Черемшан и ВЛ ВАЗ –3 работают в тупиковом режиме;

б) аварийным погашением 1 и 2 С.Ш. 220 кВ;

в) отключением, а/трансформаторов связи 5 ГТ и 6 ГТ или одного из них, если другой в ремонте.

При этом блоки 9,10,11 ГТ остаются в системе и включение на параллельную работу трансформаторов Т-9Р, Т-10Р, Т-11Р с 1ТР (2ТР), а также Т-10Н, Т-11Н, Т-12Н, Т-13Н, Т-14Н с трансформаторами 60Т,50Т,40Т недопустимо.

В случае отделения станции от системы дежурный персонал, не дожидаясь распоряжения диспетчера Самарского РДУ обязан:

а) отрегулировать частоту и напряжение на шинах станции или отделившейся части станции.

При невозможности поднять частоту до номинальной (до величины, предшествующей отделению) за счет резерва мощности дежурный персонал должен применить график местной аварийной разгрузки;

б) обеспечить надежное питание С.Н. станции;

в) принять меры к восстановлению напряжения на шинах 220 кВ;

г) при появлении напряжения от системы по ВЛ 220 кВ произвести синхронизацию станции с системой.

При синхронизации по синхроноскопу в аварийных условиях разрешается включение при разности частот не более 0,1 Гц, допустимая разность напряжений должна быть не более 10% от номинальной величины.

Разделение энергосистемы на части и исчезновение напряжения на отдельных ее частях может произойти в результате:

а) глубокого понижения частоты и напряжения;

б) отключение транзитных линий электропередачи из-за перегрузки;

в) неправильной работы защит или неправильных действий оперативного персонала;

г) отказа в работе выключателей;

д) асинхронного хода и действий делительной автоматики.

При разделении энергосистемы в одних ее частях возникает дефицит, в других –

избыток активной и реактивной мощности и, как следствие, повышение или понижение частоты и напряжения. Оперативный персонал электростанции при возникновении указанных режимов обязан:

а) сообщить диспетчеру Самарского РДУ о происшедших отключениях на

электростанции, об отключениях частоты и напряжения и наличии перегрузок транзитных линий электропередачи.

б) принять меры к восстановлению напряжения и частоты;

в) снять перегрузки с транзитных линий электропередачи при угрозе нарушения статической устойчивости;

г) обеспечить надежную работу механизмов с.н.;

д) синхронизировать отделившиеся во время аварийной ситуации генераторы при наличии напряжения от энергообъединения.

При плавном или внезапном отделении Самарской энергосистемы от ЕЭС диспетчер Самарского РДУ, ДКДЦ самостоятельно (если нет на то специальных указаний) принимает решение по регулированию частоты в зависимости от конкретных условий и режима системы. Частота в энергосистеме должна поддерживаться равной 50 Гц с отклонением +/-0,05 Гц, допускается отклонение частоты +/-0,2 Гц со временем восстановления нормального уровня не более 15 минут.

4. ДЕЙСТВИЯ ОПЕРАТИВНОГО ПЕРСОНАЛА ПРИ СБРОСАХ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ

4.1. ПОЛНЫЙ СБРОС ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ

БЕЗ ПОТЕРИ СОБСТВЕННЫХ НУЖД

Аварийная ситуация с полным сбросом нагрузки может произойти в результате нарушения работы какого-либо технологического звена, от которого зависит работа станции в целом:

а) срыв работы питательных насосов из-за нарушения поступления воды (упуск уровня в деаэраторах), вскипание воды при падении давления в головках деаэраторах, разрыв всасывающего коллектора;

б) срыв работы циркуляционных насосов из-за снижения уровня в градирнях, повреждение циркуляционных водоводов;

в) разрыв главного паропровода или питательной магистрали и невозможность быстрого отключения поврежденного участка;

г) прекращение подачи топлива из-за отсутствия его запасов, разрыва магистрали или падения давления мазута из-за останова всех мазутных насосов 1 и 2 подъема при работе станции на мазуте.

При полном сбросе электрической нагрузки без потери С.Н. в первую очередь необходимо обеспечить надежное питание С.Н. 6 и 0,4 кВ, питание С.Н. паром 13 атм.

Для максимального сокращения потерь конденсата при полных сбросах нагрузки электростанции необходимо обеспечивать:

· минимальную продолжительность работы предохранительных клапанов и продувки котлов;

· отключение схем непрерывной и периодической продувки на котлах;

· отключить всех внешних потребителей пара;

· контроль за запасом конденсата (полная загрузка водоподготовительной установки для выработки химически обессоленной воды и очистки грязного конденсата).

В процессе пуска необходимо контролировать значение и длительность перегрузки резервных трансформаторов СН 1ТР, 2ТР, не превышая значений, допускаемых в аварийных условиях. После включения генератора в сеть питание СН переводится на рабочий трансформатор для разгрузки резервного.

4.2. ПОЛНЫЙ СБРОС ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ

С ПОТЕРЕЙ СОБСТВЕННЫХ НУЖД.

Останов электростанции с потерей электрических и, следовательно, паровых С.Н. является тяжелой аварийной ситуацией с серьезными последствиями для оборудования электростанции и энергосистемы, поскольку приводит к обесточению и прекращению подачи тепла и пара ответственным потребителям, потере рабочего освещения и рабочего питания, обесточению ответственных механизмов (маслонасосов, подзарядных агрегатов и др.) и может привести к повреждению основного оборудования и длительному простою электростанции.

При аварийном погашении С.Н. ТЭЦ ВАЗа предусмотрена подача напряжения на ОРУ-220 кВ по ВЛ 220 кВ ВАЗ-1(ПС Левобережная) или по ВЛ 220 кВ ВАЗ-3 (ПС Азот) (см. Схемы подачи напряжения на собственные нужды ТЭЦ Волжского автозавода в условиях наиболее тяжелых нарушений работе Тольяттинского энергорайона Самарской энергосистемы, связанных с полной остановкой оборудования ТЭЦ Волжского автозавода и отсутствием напряжения на шинах собственных нужд).

При невозможности подачи напряжения от ОРУ–220 кВ предусмотрена подача напряжения на шины 110 кВ ТЭЦ ВАЗа от ЗРУ –110 кВ Тольяттинской ТЭЦ по ВЛ –110 ВДН –1 и ВДН –2 (вариант-1) или по ВЛ –110 Стройбаза, Город –2 (вариант –2). Порядок подачи напряжения на С.Н. ТЭЦ ВАЗа подробно рассмотрен в «Указаниях по обеспечению питания С.Н. ТЭЦ ВАЗа от других объектах при аварийном погашении станции».

При потере электрических СН оперативный персонал принимает следующие меры:

· Отключает (квитирует КУ на отключение) выключателей ТГ 1÷11;

· отключает (квитирует КУ на отключение) рабочих вводов секций 1÷14РА, РБ;

· готовит схему запитки секций 1÷14РА, РБ от резервных трансформаторов 1ТР. 2ТР;

· отключает (квитирует КУ на отключение) всех механизмов 6 кВ и 0,4 кВ ТЭЦ ВАЗа;

· проверят включение в работу аварийных маслонасосов системы смазки турбины и уплотнения вала генератора;

· закрывает вручную арматуру, обеспечивающую полную закупорку котлов и деаэраторов для сохранения аккумулированного пара;

· закрывает вручную арматуру на трубопроводах подачи пара внешним потребителям;

После подачи напряжения на шины 110, оперативный персонал должен:

· подать напряжение на секции 6 кВ ТЭЦ от резервных трансформаторов 1 ТР и

2 ТР;

· обеспечить подачу напряжения на все секции С.Н. 0,4 кВ ТЭЦ по нормальной схеме;

· включить рабочие маслонасосы системы смазки турбины и уплотнения вала генератора;

· включить ВПУ;

· ввести в работу подзарядные устройства аккумуляторных батарей. Емкость аккумуляторных батарей обеспечивает работу аварийных маслонасосов турбоагрегата в течение 30 минут, поэтому во избежание особо тяжелых последствий аварийной ситуации напряжение переменного тока в схему С.Н. 6 и 0,4 кВ должно быть подано не позднее этого срока;

При пуске котлов и турбоагрегатов НСС должен руководствоваться следующими положениями:

· включение первого ПЭНа выполняется с разрешения диспетчера Самарского РДУ;

· включение турбогенераторов в сеть осуществляется по мере их готовности с последующим уведомлением диспетчера Самарского РДУ;

· нагружение турбогенераторов выше минимально необходимой нагрузки производится с разрешения диспетчера Самарского РДУ;

· включение отключенных присоединений выполняется с разрешения диспетчера Самарского РДУ.

Более подробно порядок ликвидации аварийных ситуаций изложен в инструкциях цехов.

5. РАБОТА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ПРИ ВОЗНИКНОВЕНИИ

РЕЖИМА С ВЫСОКИМИ РИСКАМИ.

В соответствии с приказами № 421 «О дополнительных мерах по повышению надежности режимов ЕЭС России» и № 552 «О внесении изменения в приказ РАО «ЕЭС России» № 421», персонал диспетчерского центра обязан объявить о возникновении режима с высокими рисками (РВР) при следующих событиях:

1. Отклонение температуры окружающего воздуха ниже – 43⁰С и выше

+ 39⁰С.

2. Прекращение или угроза прекращения топливообеспечения электростан­ции.

3. Прогнозируемое совпадение двух и более неблагоприятных природных явлений:

а) массовые грозовые явления и обильные ливневые дожди;

б) ураганный ветер;

в) обильные снегопады, сопровождающиеся интенсивным налипанием снега на провода, грозозащитные тросы и опоры BJI, оборудование энергообъ­ектов;

г) гололедообразование на проводах и грозозащитных тросах ВЛ.

4. Прогнозируемые резкие изменения метеорологических условий, которые могут привести к массовому отключению электросетевого оборудования.

5. Аварийный выход из строя электросетевого или генерирующего оборудова­ния, приводящий к электроэнергетическому режиму с превышением макси­мально-допустимых перетоков длительностью более 3 часов.

6. Возникновение или угроза возникновения катастроф техногенного характера или чрезвычайных ситуаций.

Отмена объявленного РВР производится лицом, ответственным за общее руководство действиями штабов путем направления письменного распоряжения.

НСС при наличии предпосылок для объявления РВР обязан:

а) доложить диспетчеру Самарского РДУ о наличии предпосылок для объявления РВР;

б) зафиксировать в оперативном журнале, доложить руководству станции ре­шение диспетчера Самарского РДУ об объявлении РВР, если такое решение будет принято и, при необходимости, об усилении состава дежурной смены станции;

в) оценить риски, создаваемые сложившимися и возможными впоследствии электроэнергетическими режимами;

г) отдать оперативному персоналу команды, направленные на:

- усиление контроля за работой подведомственного оборудования и органи­зацию внеочередных осмотров оборудования;

- подготовку к действиям в случае распространения аварийной ситуации на другие участки;

- включение в работу находящегося в ремонте оборудования, по возможно­сти в кратчайшие сроки;

- запрет выполнения плановых операций по изменению эксплуатационного состояния оборудования;

- мобилизацию оперативного резерва на загрузку (разгрузку) оборудования;

д) проверить работоспособность основных и резервных диспетчерских каналов связи с диспетчерскими центрами и до­ложить диспетчеру об имеющихся неисправностях и мерах принимаемых для их устранения.

При получении от НСС сообщения об объявлении РВР руководство станции:

а) формирует оперативный штаб в следующем составе:

- Директор- главный инженер - руководитель штаба;

Заместитель директора - гл. инженера по эксплуатации - зам. руководителя штаба;

Состав штаба:

- начальник КЦ;

- начальник ТЦ;

- начальник ЭЦ;

- начальник цеха АИТ;

- начальник ХЦ;

- начальник АХЦ;

- начальник ОПК и ОТ

- начальник гаража;

- начальник ПЧ-100;

- другие необходимые руководители и специалисты;

б) устанавливает постоянную связь и обмен информацией с вышестоящими опера­тивными штабами, организованными в соответствии с приказом № 421 РАО ЕЭС России».

Основными задачами оперативного штаба являются:

а) прогнозирование развития аварийной ситуации, информирование крупных потребителей о возможных нарушениях в работе энергообеспечения и необ­ходимости принятия мер превентивного характера;

б) определение необходимости вызова дополнительной смены;

в) определение персонального состава специалистов, вызываемых на станцию;

г) организация прибытия требуемых специалистов на станцию независимо от времени суток;

д) выбор наиболее эффективного направления действий, направленных на лока­лизацию и ликвидацию РВР, с учетом существующих возможностей;

е) разработка и контроль выполнения организационно-технических мероприя­тий, направленных на повышение надежности работы оборудования станции в условиях РВР;

ж) определение приоритетов по восстановлению электроснабжения потребите­лей;

з) организация усиленной проработки дополнительных режимных мероприя­тий и проведения необходимых расчетов;

и) организация и контроль за ходом проведения аварийно-восстановительных работ;

к) организация и координация взаимодействия с территориальными органами государственной власти и комиссиями по чрезвычайным ситуациям;

л) определение дополнительных к штатным сил и средств для локализации и ликвидации возможных аварийных ситуаций;

м) взаимодействие с оперативными штабами других организаций.

6. РАБОТА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ПРИ ЭКСТРЕМАЛЬНЫХ

ОТКЛОНЕНИЯХ ТЕМПЕРАТУРЫ НАРУЖНОГО ВОЗДУХА

Глубокие понижения температуры наружного воздуха в зимний период вызывают повышенную опасность аварийных остановов оборудования.

В этих условиях необходимо своевременно организовать систематическое измерение температуры на наименее обогреваемых участках цехов, оборудовании, расположенном возле торцов и боковых стан главного корпуса, в зоне неработающих котлов и турбин, а также в местах расположения импульсных линий.

При резких понижениях температуры в зимний период, оперативный персонал обязан усилить надзор и участить обходы оборудования.

При необходимости должны выполняться дополнительные мероприятия по обеспечению плюсовой температуры воздуха в рабочих помещениях;

а) установить в наиболее опасных зонах цеха воздуходувки;

б) максимально использовать системы рециркуляции горячей воды, горячего воздуха;

в) переключить дутьевые вентиляторы на забор наружного воздуха.

Для предотвращения случаев срабатывания защит вследствие замерзания приборов и импульсных линий, находящихся на сквозняках и в зонах отрицательных температур, необходимо установить временные ширмы у наиболее ответственных приборов и импульсных линий с организацией их локального обогрева горячим воздухом.

Для повышения надежности эксплуатации электростанции должно быть введено в работу все резервное основное оборудование.

Для предупреждения замерзания наружных трубопроводов, пожарных водопроводов, необходимо обеспечить непрерывную циркуляцию среды по ним.

В системе оборотного циркуляционного водоснабжения следует поддержать температуру циркуляционной воды на входе в конденсаторы турбин не ниже +15°С

Особо опасными, по опыту работы электростанций Севера, являются температуры наружного воздуха –33-40°С, сопровождающиеся образованием в цехах тумана, увлажнением и снижением сопротивления изоляции обмоток электродвигателей, а следовательно, их повреждением. Поэтому наряду с утеплением цехов должны выполняться мероприятия по предупреждению повышенной влажности в помещениях, особенно при минусовой температуре воздуха. Должны быть прекращены все работы, связанные с мойкой оборудования с разливом воды, а также ликвидированы все парения и течи воды.

Экстремальные повышения температуры наружного воздуха приводят к высоким (значительно превышающим нормативные) температурам воздуха в рабочих зонах на отметках обслуживания главного корпуса, повышенной пожароопасности. Для снижения температуры в цехах и производственных помещениях всасы Т.Д.М. должны быть взяты из цеха. Открыты ворота, фрамуги, включены душирующие установки.

Температура воздуха внутри помещений закрытых распредустройств в летнее время должна быть не выше 40°С. В случае ее превышения должны быть приняты меры к понижению температуры оборудования или охлаждению воздуха. Плановые переключения в электроустановках при температуре окружающего воздуха ниже –25°С, а также при резких перепадах температур более 15°С с переходом через 0° в течение суток – запрещаются.

Заместитель директора-главного инженера

по эксплуатации С.И. Адамов

Согласовано:

Начальник ЭЦ В.В. Николаев

Начальник ТЦ А.Ю. Белов

Начальник КЦ А.Э. Попов

Начальник цеха АИТ С.С. Фадеев

Начальник ХЦ А.В. Старыгин

Старший НСС В.В.Михеев

Приложение

Таблица № 2

КАРТА

аварийных перегрузок т/генераторов по току ротора (при номинальном давлении и температуре охл. водорода).

Ст.номер	Номинальный ток	Ток ротора в амперах
т/генератора	20 сек.	ЗО сек.	1 мин.	4 мин.	60 мин
	Кратность перегруза
ТВФ-60-2 1,2ГТ	1680 (на раб.возб.) 1750 (на рез.возб.)	-	2 3360 3500	1,7 2850 3000	1,2 2000 2100	1,06 1780 1850
ТВФ-120-2 ЗГТ	1630 (на раб.возб.) 1790 (на рез.возб.)	2 3660 3600	-	1,5 2750 2700	1,2 2200 2150	1,06 1940 1900
ТВФ-100-2 4,5,6ГТ	1830 (на раб.возб.) 1790 (на рез.возб.)	3660 3600	-	2750 2700	2200 2150	1940 1900
ТВФ-120-2УЗ			-
ТВФ-1 10-2Е-УЗ 8ГТ			-
ТВФ-160-2УЗ 9ГТ			-
ТВФ-1 10-2Е-УЗ 10,ПГТ			-

Начальник ЭЦ В.В. Николаев

Таблица № 3

КАРТА

длительно-допустимых перегрузок ЛЭП-220 кВ и 110 кВ (в амперах).

По ЛЭП-220 кВ

1. ВАЗ-1, ВАЗ-2 825 по проводу

2. ВАЗ-Черемшанская 825 по проводу

3. ВАЗ-3 825 по проводу

По ЛЭП-11ОкВ

1. ВАЗ-12,22,32,42,3 1,13

23,33,43,11,61,62 400 по оборудованию

2. РНС-1 и 2 105 по оборудованию

3. Город-1 105 по оборудованию

4. Город-2 375 по условиям Р.З.
5.Сускан-1и2 180 по условиям Р.З.

6. ВДН-2 300 по условиям Р.З.

7. ОСК-2 130 по оборудованию

8. ПКЗ - 1 и 2 610 по оборудованию

9. ВАЗ-Мусорка 130 по условиям Р.З.

10.Совхозная-1 180
11.ПГС 75

Начальник ЭЦ В.В. Николаев

Таблица № 4

КАРТА

аварийных перегрузок генераторов по току статора (при разных температурах охлаждающего газа, номинальных давлениях охлажда­ющего газа, напряжениях, коэффициенте мощности).

Стационарный	Продолжительность		Температура охлаждающего водорода
номер и тип	перегрузки	55°	50°	45° 7,5%	40°	35° 3,3%	30° 6% и ниже
генератора	(мин.)		Ток статора	генератора в амперах
ТВФ-60-2	длительно	кратность
1,2ГТ		1,1
при V=6,3 кВ		1,15
Р=2,0 ати		1,25
Н=0,95		1,4
ТВФ-120-2	длительн     о
3ГТ		1,1
при V= 10,5 кВ		1,15
Р=2,5 ати		1,25
Н=0,95		1,4
ТВФ-100-2	длительно
4,5,6ГТ		1,1
при V=10,5 кВ		1,15
Р=2,5 ати		1,25
Н=0,95		1,4
ТВФ-120-2УЗ	длительно
7ГТ		1,1
при V-10,5 кВ		1,15
Р=2,0 ати		1,25
Н=0,95		1,4
ТВФ-110-2Е	длительно
8ГТ		1,1
при V-10,5 кВ		1,15
Р=2,0 ати		1,25
Н=0,95		1,4
ТВФ-160-2УЗ	длительно
9ГТ		1,1
ТВВ-160-2ЕУЗ		1,15
10,11ГТ		1,2
при V=18кВ		1,25
Р=3,0 ати		1,3
Н=0,95		1,4
		1,5
		2,0

Начальник ЭЦ В.В. Николаев