Техніка безпеки при ремонті генераторів
Обертовий не збуджений генератор з вимкненим пристроєм АГП повинен розглядатися, як такий, що знаходиться під напругою (за виключенням випадку обертання від валовоповоротного пристрою).
При випробуваннях генератора встановлення і знімання спеціальних закороток на ділянках його схеми або схеми блоку після їх заземлення допускаються при робочій частоті обертання генератора зі знятим збудженням і вимкненим пристроєм АГП.
При виконанні робіт в схемі зупиненого блочного генератора заземлювати його виводи не вимагається, якщо підвищуючий трансформатор заземлений зі сторони вищого, а трансформатори власних потреб на відгалуженні – зі сторони нижчої напруги.
В колах статора обертового не збудженого генератора з вимкненим пристроєм АГП допускається вимірювати значення залишкової напруги, визначати порядок чергування фаз і т.п.
Ці роботи повинен виконувати персонал спеціальних служб, лабораторій, налагоджувальних організацій з застосуванням електрозахисних засобів по наряду або під наглядом чергового персоналу.
Вимірювання напруги на валі і опору ізоляції ротора працюючого генератора дозволяється виконувати працівнику з чергового персоналу одноосібно або двом працівникам з групами ІV і ІІІ з персоналу спеціалізованих підрозділів по розпорядженню.
Обточку і шліфовку контактних кілець ротора, шліфовку колектора збудника може виконувати по розпорядженню одноосібно працівник з неелектротехнічного персоналу. При роботі слід користуватися захисними окулярами.
Обслуговувати щітковий апарат на працюючому генераторі допускається одноосібно працівнику з чергового персоналу або виділеному для цієї цілі працівнику з групою ІІІ. При цьому необхідно дотримуватися таких застережних заходів:
працювати в головному уборі і защіпненому спецодязі, остерігаючись захоплення його частинами машини, що обертаються;
користуватися діелектричними калошами або гумовими діелектричними килимами, не застосовуючи діелектричних печаток;
не торкатися руками одночасно струмоведучих частин двох полюсів або струмоведучих і заземлених частин.
14 Спеціальне завдання Впровадження нової системи автоматичного регулювання частоти і потужності
Включення Бурштинської ТЕС у Бурштинський «острів» для паралельної роботи з енергосистемою Європи – важливий етап історії нашої електростанції.
На кінець 90-х років в енергосистемах країн Європи, об’єднаних у союз з координації виробництва і передавання електроенергії (UCPTE), до 20.03.1998 р. до автоматичного первинного регулювання частоти і потужності висувались такі вимоги:
обов’язкова наявність резерву первинного регулювання (обертового резерву потужності), величиною не менше ніж 2,5% робочої потужності всього об’єднання;
зона нечутливості автоматичного регулятора частоти (АЧР) кожного енергоагрегату повинна бути не більше ніж 0,02% , або 10 мГц.;
величина еквівалентних статизмів регулювання частоти в кожному об’єднанні енергосистеми повинні становити не більше ніж 12%.
Згідно з чинними нормативними документами для всього парку турбін, які експлуатуються в Україні, основні параметри, що характеризують якість роботи систем регулювання парових турбін, повинні відповідати таким значенням:
ступінь нерівномірності регулювання частоти (статизм) за мінімальних параметрів – 4-5%;
ступінь нечутливості по частоті обертання (зона нечутливості) – менше ніж 0,3% або 0,15 Гц.
В Україні відсутні загальні нормативні документи, які регламентували б паралельну роботи ОЕС України з енергооб’єднаннями сусідніх держав. З огляду на це, а також на те, що енергооб’єднання сусідніх держав керуються правилами UCPTE, технічну політику розвитку ОЕС України в частині первинного регулювання має бути погоджено із зазначеними правилами.
Системами автоматичного регулювання (САР) турбін, які працюють в ОЕС України, відповідали нашим нормативним вимогам для ступеня нечутливості менше ніж 0,3%, або 0,15 Гц, але це є значно нижчі норми, ніж вимоги UCPTE. Тобто вимоги до величини зони нечутливості не більше ніж 10 мГц (за нашої норми 150 мГц) можна було б виконати лише після відповідної реконструкції САР турбін і системи автоматичного регулювання частоти і потужності (САРЧП).
На рис.14.1 наведено
статитичні частотні характеристики
еквівалентної турбіни з автоматичним
регулятором частоти обертання із зоною
нечутливості, зображені двома крутими
частотними характеристиками Мt((t)),
для яких
- зона нечутливості,
-
електромагнітний момент на зажимах
еквівалентного генератора.
Із рисунка 14.1
видно, що чим більший обертовий резерв
,
тим менший статизм S
енергосистеми і чим менше зона нечутливості
3Н,
тим також менше статизм S
енергосистеми. Наявність великих зон
нечутливості АРЧ до 0,3% або 150 мГц, які
допускають наші нормативні документи,
і відсутність резерву первинного
регулювання призводить до втрати
жорстокості режимів енергосистеми.
Аналіз характеристик стійкості енергосистеми ще раз підтверди необхідність проведення певної реконструкції САР і САРЧП. Для забезпечення виконання вимог UCPTE.
Тому в САР наших турбін, а також у САРЧП згідно з проектом EUROMATIC, spol. s.r.o. виконано такі зміни:
впроваджено новий датчик контролю частоти обертання ротора турбіни з високою точністю виміру;
встановлено датчик положення ГСМ;
встановлено електромагніт на відсічний золотник ГСМ для роботи його в режимі первинного регулювання частоти;
замінено електродвигун механізму керування турбіною на кроковий електродвигун;
на кожному блоці встановлено також нові САРЧП типів МРІІ-С і МРІІ-Б, призначені для підтримання високої якості електроенергії (далі – FANUC);
на ЦЩК встановлено ТELEBU, комунікаційний комп’ютер (КК) і SPRUT.
Принципову структуру схеми керування активною потужністю Бурштинського «острова» наведено на рис.14.2.
Система керування активною потужністю Бурштинського «острова» служить для підтримання рівноваги між миттєвим споживанням і виробництвом електроенергії, а також сприяє створенню умов для підключення «острова» до енергосистем, об’єднаних у UCPTE.
Важливим елементом системи регулювання потужності в Бурштинському «острові» є система вторинного регулювання частоти і потужності. Виробництво електроенергії залежить від оцінки балансованої незрівноважності між відпуском і споживанням електроенергії. Оцінка балансової незрівноважності енергосистеми виконуються в центрально регуляторі (ЦР) вторинного регулювання, результатом якої є регуляційне відхилення на вході регулятора потужності. Виходом ЦР є необхідна величина потужності «острова».
ТELEBU – це обладнання, яке є з’єднувальним елементом між центральною диспетчерською системою керування і системою керування та обслуговуючим персоналом на електростанції. ТELEBU – технічний засіб, який забезпечує за допомогою основного комп’ютера процес регулювання активної потужності і виконую функцію інформаційної системи, яка здійснює контроль і оцінювання функціонування об’єктів, що регулюються в реальному часі.
У системі вторинної регуляції Бурштинська ТЕС керується з RDC, як єдине ціле і є так званим фіктивним (еквівалентним) енергоблоком, що складається з енергоблоків Бурштинської ТЕС, включених у дистанційне регулювання. ТELEBU загальне задане значення активної потужності фіктивного енергоблоку розподіляє на окремі енергоблоки електростанції.
Головним завданням терміналу електростанції (ТELEBU) є забезпечення керуючого сигналу необхідного значення активної потужності для регуляторів потужності блоків (FANUC) на основі команд з RDC і оцінки функціонування технології електростанції (рис.14.3).
Основний зв'язок між ТELEBU і RDC Львів, тобто з ЦР, виконують КК, які за допомогою системи SPRUT збирають інформацію щодо активного навантаження енергоблоків.
У схемі регулювання частоти і потужності передбачено також резервування по ТELEBU і SPRUT.
Впровадження даної системи регулювання частоти і потужності виконувалося поступово, починаючи з 1996 р., на енергоблоці ст.№3,4,5,6,7,8,9,10,2,8,11,12 відповідно до графіків капітальних і середніх ремонтів енергоблоків.
Велику роботу виконано щодо схеми відкритого розподільного пристрою Бурштинської ТЕС для можливості технологічно працювати в Бурштинському «острові».