При переключениях в электроустановках необходимо соблюдать определенную последовательность, избегая малейших ошибок, способных привести к аварийным ситуациям в электроустановке и электротравматизму.
Такое может случиться, например, при оперативных переключениях в сетях напряжением 6-10 кВ из-за несоблюдения определенной последовательности операций с разъединителями и выключателями. Последствия ошибочного включения или отключения тока разъединителями зависят от того, какими разъединителями (шинными или линейными) производятся операции. Первыми должны включаться, а последними отключаться те разъединители, неправильное управление которыми может привести к более тяжелым последствиям.
Например, последовательность типовых операций с коммутационными аппаратами при включении и отключении присоединений ВЛ и КЛ должна быть следующей.
Включение:
проверяется отключенное положение выключателя; включается шинный разъединитель;
включается линейный разъединитель;
включается выключатель.
Отключение:
отключается выключатель;
отключается линейный разъединитель; отключается шинный разъединитель.
Последовательность операций в КРУ с выкатными элементами при включении присоединений ВЛ и КЛ должна быть следующей.
Включение:
проверяется, отключен ли выключатель;
тележка выключателя перемещается из контрольного в рабочее положение;
включается выключатель. Отключение:
отключается выключатель; проверяется, отключен ли выключатель;
тележка с выключателем перемещается в контрольное или ремонтное положение.
Отключение секционных разъединителей, не сблокированных с секционными выключателями (или при отсутствии последних), производится после снятия нагрузки с отключенной системы шин и обеспечения разъединителями видимого разрыва не только со стороны питающих присоединений, но и со стороны отходящих фидеров.
Несмотря на то, что процедура выполнения оперативных переключений в электроустановках остается неизменной уже долгие годы и отработана в деталях, готовность и безопасность ее выполнения во многом определяется уровнем организации таких работ, полнотой и качеством перечисленной выше нормативной оперативно-диспетчерской документации, степенью ответственности и профессионализма оперативного персонала электроустановок потребителей и энергоснабжающих организаций.
6.2.5. Автоматизированные системы управления электрохозяйством предприятий
Одним из перспективных направлений совершенствования оперативно-диспетчерского управления электрохозяйством предприятий (организаций) является внедрение автоматизированных систем управления электрохозяйством (АСУЭ) или автоматизированных систем контроля, учета и управления электропотреблением (АСКУЭ).
ПТЭЭП рекомендуют (но не обязывают) потребителей электрической энергии оснащать энергохозяйства системами АСУЭ.
Успешный опыт и результативность применения АСУЭ показали, что такие системы помогают обоснованно корректировать заявленную мощность, повышать устойчивость работы энергоустановок предприятия (организации), улучшать условия и качество работы оперативного и оперативно-ремонтного персонала. Так, от внедрения АСКУЭ на ФГУП "Звездочка" снижение заявленной мощности составило около 15 %.
Потребители электроэнергии могут оснащаться АСУЭ для решения следующего комплекса задач:
оперативное управление и управление производственно-технической деятельностью;
подготовка эксплуатационного персонала;
технико-экономическое прогнозирование и планирование;
управление ремонтом электрооборудования, распределением и сбытом энергии, развитием электрохозяйства, материально-техническим снабжением, кадрами.
В состав комплекса технических средств АСУЭ в соответствии с требованиями ПТЭЭП должны входить:
средства сбора и передачи информации (датчики информации, каналы связи, устройства телемеханики, аппаратура передачи данных и т. д.);
средства обработки и отображения информации (ЭВМ, аналоговые и цифровые приборы, дисплеи, устройства печати и др.);
вспомогательные системы (электропитания, кондиционирования воздуха, противопожарные).
Ввод АСУЭ в эксплуатацию должен производиться в установленном порядке на основании акта приемочной комиссии. Вводу в промышленную эксплуатацию может предшествовать опытная эксплуатация АСУЭ продолжительностью не более 6 месяцев.
Обязанности структурных подразделений по обслуживанию комплекса технических средств, программного обеспечения должны быть определены приказом руководителя предприятия (организации).
При этом эксплуатацию и ремонт оборудования высокочастотных каналов телефонной связи и телемеханики по ВЛ напряжением выше 1000 В (конденсаторы связи, реакторы высокочастотных заградителей, заземляющие ножи, устройства антенной связи, проходные изоляторы, разрядники элементов настройки и фильтров присоединения и т. д.) должен осуществлять персонал, обслуживающий электроустановки напряжением выше 1000 В.
Применение современных АСКУЭ обеспечивает возможность:
анализировать и прогнозировать потребление электроэнергии и мощности на предприятии (в организации);
формировать необходимые отчетные и финансовые документы;
формировать статистическую базу данных о потреблении энергоносителей для использования как на предприятии (в организации), так и в энергоснабжающей организации;
рассчитывать потребление электрической энергии по дифференцированным тарифам по зонам суток;
создать единую систему учета энергопотребления;
проводить оперативный анализ показателей энергопотребления, в том числе удельных значений.
Кроме того, такая система позволяет получать информацию о ПКЭ.
В состав комплекса технических средств АСКУЭ должны входить:
счетчики электроэнергии, оснащенные датчиками-преобразователями, преобразующими измеряемую энергию в пропорциональное количество выходных импульсов (при использовании электронных реверсивных счетчиков – раздельно на каждое направление);
аттестованные устройства сбора информации от счетчиков и передачи ее на верхние уровни управления; каналы связи;
средства обработки информации (как правило, персональные ЭВМ).
В целях реализации законов РФ об обеспечении единства измерений и об энергосбережении приказом Госстандарта России от 03.04.2002 г. № 83 был создан Технический комитет по стандартизации "Метрологическое обеспечение автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ)", одним из основных направлений деятельности которого является организация, планирование и координация работ по стандартизации метрологического обеспечения АСКУЭ.
В соответствии с требованиями ПТЭЭП обслуживающий персонал АСУЭ и (или) АСКУЭ должен вести техническую и эксплуатационную документацию по перечню, утвержденному техническим руководителем организации.
Применение АСКУЭ особенно эффективно для энергоемких производств.
6.3. Оперативная ликвидация аварий в системах электроснабжения
6.3.1. Организация работ по предупреждению и ликвидации аварий
Трудно предположить, чтобы авария в системе электроснабжения могла произойти внезапно, без каких-либо признаков, предшествующих ее возникновению.
Долголетняя практика работы систем электроснабжения, их оснащенность противоаварийными приборами защиты, сигнализации, автоматики и различными блокировочными устройствами, как правило, дает возможность выявления предаварийных факторов и предоставляет некоторый промежуток времени для оценки возникшей ситуации и принятия соответствующих мер.
Аварийной ситуацией называется состояние системы электроснабжения, связанное с изменениями в нормальной работе оборудования, которые создают угрозу возникновения аварии.
Признаки аварии определяются отраслевыми нормативно-техническими документами, в частности, Инструкцией по предотвращению и ликвидации аварий в электрической части энергосистем, утвержденной приказом Минэнерго России от 30.06.2003 г. № 289. В инструкции рассмотрен порядок проведения работ при технологических нарушениях (авариях) в различных звеньях электрической части энергосистем и оперативной ликвидации аварий.
Оперативная ликвидация аварий представляет собой процесс отделения поврежденного оборудования (участка сети) от энергосистемы, а также производства операций с целью:
устранения опасности для обслуживающего персонала и оборудования, не затронутого аварией;
предотвращения развития аварии;
немедленного (в кратчайший срок) восстановления электроснабжения потребителей и качества электроэнергии (частоты и напряжения);
создания наиболее надежной послеаварийной схемы энергосистемы и отдельных ее частей;
выяснения состояния отключившегося во время аварии оборудования и возможности включения его в работу.
В аварийных ситуациях требуемые переключения производятся только оперативным персоналом в соответствии с инструкциями предприятий (организаций), с соблюдением норм и правил работы в электроустановках и с применением всех необходимых защитных средств.
Несмотря на то, что оперативный персонал контролирует работу автоматики, и при неправильных ее действиях переходит на ручное управление, ему следует неукоснительно соблюдать требование указанной инструкции не вмешиваться в работу защит, и только при отказе их действия выполнять ее функции.
Исполнению подлежат только те распоряжения, которые получены от непосредственного руководителя, лично известного работнику, получающему распоряжение.
В процессе ликвидации аварии все распоряжения диспетчера энергосистемы (по вопросам, входящим в его компетенцию) выполняются немедленно, за исключением распоряжений, способных представлять угрозу для безопасности людей и сохранности оборудования.
При ошибочном (по мнению персонала) распоряжении диспетчера, ему на это указывается, однако, если диспетчер подтвердит свое распоряжение, то персонал обязан его выполнить.
При возникновении аварийной ситуации исключительно важное значение для оперативного персонала приобретают связь и постоянная информация по существу возникшей проблемы; при необходимости все другие переговоры по существующей связи прекращаются.
В процессе организации работ по ликвидации аварии персоналу всех уровней (оперативному, административно-техническому и др.) надлежит находиться в определенных местах, указанных в инструкции. Основное внимание в инструкции уделяется местам нахождения в аварийной ситуации персонала электростанций.
Начальник смены электростанции при ликвидации общестанционной аварии должен находиться, как правило, в помещении главного (центрального) щита управления, а уходя из него, должен указать место своего нахождения.
Начальники смен тепловых цехов и старшие машинисты энергоблоков во время ликвидации аварии должны находиться на своих рабочих местах и принимать необходимые меры для поддержания нормальной работы оборудования, не допуская развития аварии в этих цехах (на энергоблоках).
Местонахождение начальника смены электроцеха и дежурного подстанции при ликвидации аварии определяется сложившейся конкретной обстановкой, о чем начальник смены электроцеха уведомляет начальника смены электростанции и персонал центрального щита управления, а дежурный подстанции – вышестоящий оперативный персонал.
Персонал, непосредственно обслуживающий оборудование, во время ликвидации аварии остается на своих рабочих местах, принимая необходимые меры к сохранению работоспособности оборудования, а если это невозможно, то к его отключению. В случае вынужденного ухода с рабочего места дежурный персонал должен сообщить о своем местонахождении вышестоящему оперативному персоналу.
Рабочее место может быть оставлено в следующих случаях:
при явной опасности для жизни;
для оказания первой помощи пострадавшему при несчастном случае;
для принятия мер по сохранению целостности оборудования;
по распоряжению работника, руководящего ликвидацией аварии.
Местонахождение диспетчера предприятия электрических сетей при ликвидации аварии (если он одновременно не является и дежурным подстанции) должно быть, как правило, в помещении диспетчерского пункта.
Персонал, не имеющий постоянного рабочего места (обходчики, дежурные слесари, резервный персонал и др.), при возникновении аварии немедленно поступает в распоряжение непосредственного руководителя и по его указанию принимает участие в ликвидации аварии.
Во время ликвидации аварии не производится приемка и сдача смены, а пришедший на смену оперативный персонал используется по усмотрению руководителя ликвидации аварии. Если ликвидация аварии требует длительного времени, допускается сдача смены по разрешению вышестоящего оперативного персонала.
Начальник смены электростанции должен знать, что помимо сообщения об аварии и нарушении режима работы электростанции ему также надлежит поставить в известность диспетчера энергосистемы о следующих нарушениях:
об автоматических включениях, отключениях, исчезновении напряжения, перегрузках и резких изменениях режима работы транзитных линий электропередачи и трансформаторов, по которым осуществляется связь электросетей различных напряжений;
о возникновении несимметричных режимов на генераторах, линиях электропередачи, трансформаторах, резком снижении напряжения в контрольных точках, перегрузке генераторов и работе системы автоматического включения резерва (АВР), возникновении качаний, внешних признаках КЗ как на электростанции, так и вблизи нее;
о работе защит на отключение, работе АВР, АПВ, частотного АПВ (ЧАПВ), режимной автоматики, об отключении генерирующего оборудования.
Если во время ликвидации потеряется связь (имеется в виду не только нарушение всех видов связи, но и невозможность в течение 2–3 минут связаться с вышестоящим персоналом из-за его занятости, плохой слышимости и перебоев), то оперативный персонал может самостоятельно выполнять работы по ликвидации аварии с последующим уведомлением вышестоящего оперативного персонала (независимо от наличия или потери связи). Перечень операций, которые самостоятельно проводит оперативный персонал при потере связи, приводится в инструкции предприятия. В ней также указывается перечень операций, которые оперативным персоналом при потере связи самостоятельно не выполняются.
Оперативный персонал обязан выполнять распоряжения только вышестоящего оперативного персонала. Распоряжения оперативному персоналу руководителей энергообъединения, электростанции, предприятия и их структурных подразделений по вопросам, входящим в компетенцию вышестоящего оперативного персонала, могут выполняться только по согласованию с ним.
Все оперативные переговоры с начала возникновения аварии и до ее ликвидации должны записываться на магнитофон или жесткий диск компьютера.
Весь персонал, находящийся во время аварии на электростанции, включая начальников цехов, в вопросах, связанных с ликвидацией аварии, должен выполнять распоряжения начальника смены станции.
Во время аварии на щите управления блока, электростанции, подстанции, в помещении диспетчерского пункта предприятия или района электрических сетей энергосистемы и т. д. разрешается находиться только тем, кто непосредственно участвует в ликвидации аварии, а также лицам из числа административно-технического персонала и специалистам технологических служб. Список таких лиц определяется в установленном порядке.
Все переключения в аварийных условиях производятся в соответствии с требованиями ПТЭ и МПБЭЭ (см. п. 6.2.4).
Инструкция указывает порядок выполнения самостоятельных действий по ликвидации аварий оперативным персоналом электростанций и подстанций, а именно:
при подаче напряжения на обесточенные участки электрической сети и РУ напряжением 110 кВ и выше оперативный персонал проверяет наличие заземленной нейтрали со стороны питания (то же относится и к кабельным сетям напряжением 35 кВ, работающим с глухим заземлением нейтрали);
при опробовании напряжением отключившегося оборудования персонал немедленно вручную отключает выключатели при включении их на КЗ и отказе защиты или при неполнофазном включении. Признаком КЗ является резкое понижение напряжения одновременно с броском тока;
при опробовании напряжением отключившихся линий персонал предварительно отключает устройство АПВ, если последнее не выводится из действия автоматически, и производит необходимые переключения в устройствах противоаварийной автоматики;
при опробовании напряжением отключившейся линии класса напряжений 330 кВ и выше и длиной более 200 км персонал подготавливает режим сети по напряжению. Подготовка этого режима объясняется возможным значительным повышением напряжения выше допустимого на подстанции, с которой производится опробование, особенно на другом конце линии.
При ликвидации аварии в первую очередь напряжение подается на шины обесточенной электростанции.
Включение отключившегося оборудования допускается только после анализа действия защит, отключивших оборудование во время аварии.
По окончании ликвидации аварии работник, руководивший ликвидацией, составляет сообщение об аварии по установленной форме.
6.3.2. Причины возникновения аварий в системах электроснабжения
Характерными причинами аварий в системах электроснабжения могут быть следующие.
1. Понижение частоты электрического тока из-за возникшего недостатка мощности генерирующих источников вследствие потери генерирующей мощности или возрастания потребления в энергосистеме (нагрузки потребителей). Понижение частоты до 46–47 Гц сопровождается еще и глубоким понижением напряжения, в результате которого могут создаться условия для отказа в работе АЧР. Из-за периодического понижения частоты в ЕЭС России в 1990-е гг. сложилась чрезвычайная ситуация; для восстановления нормального режима ЕЭС России был издан приказ РАО "ЕЭС России" от 01.12.1999 г. № 488 "О поддержании частоты в ЕЭС России и безусловном выполнении ограничений".
2. Повышение частоты электрического тока из-за нарушения режима работы и перегрузки межсистемных и внутрисистемных связей. При частоте более 50,2 Гц разгружаются электростанции, агрегаты гидроаккумулирующих электростанций переводятся в двигательный режим для понижения частоты.
В соответствии с требованиями ПТЭ электрических станций и сетей РФ ЦДУ ЕЭС России (в настоящее время – Системный оператор, СО-ЦДУ ЕЭС) должно ежегодно задавать Объединенным диспетчерским управлениям (ОДУ), а ОДУ – энергосистемам объем и диапазон уставок устройств АЧР и ЧАПВ.
Ответственность за поддержание частоты в ЕЭС России несет диспетчер СО-ЦДУ ЕЭС, а в изолированно работающих ОЭС и энергосистемах – диспетчеры ОДУ или энергосистемы.
3. Понижение уровня напряжения в основных узловых пунктах энергосистемы вследствие недогрузки генераторов и синхронных компенсаторов по реактивной мощности, перегрузки генераторов по активной мощности, неудовлетворительного распределения активных и реактивных мощностей генераторов и синхронных компенсаторов, чрезмерной присоединенной мощности потребителей электроэнергии, увеличения перетоков мощности по линиям или неотключившегося КЗ в сети до истечения допустимого срока перегрузок генераторов и синхронных компенсаторов.