Повышение частоты тока в энергосистеме

3.2.2. При повышении частоты возможно возникновение асинхронного хода, 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 (начинается аварийная разгрузка АЭС), рекомендуется принятие мер к понижению частоты путем отключения или максимально возможной разгрузки требуемого количества энергоблоков. При этом рекомендуется производство отключений 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 рекомендуется удерживание допустимых параметров и устойчивого режима работы котлов и контроль перетоков по линиям, отходящим от электростанции.

3.2.4. При дальнейшем повышении частоты 51,5 Гц (если нет других указаний в инструкции предприятия) рекомендуется экстренное снижение генерируемой мощности отключением части агрегатов или энергоблоков, удерживая допустимые параметры и устойчивый режим работы котлов.

Очередность отключения рекомендуется привести в инструкциях предприятия по ликвидации аварий. При этом рекомендуется учет условий сохранения питания собственных нужд электростанций, поддержания отключенных котлов и турбин на холостом ходу для последующей синхронизации генераторов и набора мощности.

3.2.5. 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 допущение срабатывания автоматической разгрузки станции (АРС), рекомендуется в пределах резервов и допускаемых перегрузок повышение мощности турбин и паропроизводительности котлов или, в крайнем случае, сохранение их прежней нагрузки. При этом в случае необходимости выводятся из работы те автоматические устройства, действие которых мешает реализации требований режима.

Основания для указанных действий:

- получение соответствующего распоряжения;

- срабатывание специальной командной сигнализации;

- достоверное выявление (по приборам и сигналам) возникновения режима, требующего именно таких действий (если это предусмотрено инструкцией предприятия).

3.2.6. При резком повышении частоты (51 Гц и более) с возникновением качаний при несрабатывании АРС рекомендуется отключение турбогенераторов от сети с обеспечением возможности повторной синхронизации. При этом турбогенераторы работают на с.н. с сохранением номинальной частоты вращения. Рекомендуются внимательный контроль за параметрами котлов и турбогенераторов, не допуская нарушения режима и обеспечивая их готовность к включению в сеть, а также нагружению.
3.3. Асинхронные режимы
3.3.1. Асинхронный режим в энергообъединении возможен в результате нарушения статической или динамической устойчивости ввиду перегрузки межсистемных транзитных связей (аварийное отключение большой генерирующей мощности, резкий рост потребляемой мощности, отказ устройств противоаварийной автоматики), ввиду отказа выключателей или защит при КЗ, ввиду несинхронного включения связей, например несинхронного АПВ. При этом нарушается синхронизм отдельных электростанций по отношению к энергообъединению или между отдельными частями энергообъединения, и возникает асинхронный ход.

Кроме перечисленных асинхронных режимов в энергообъединении иногда по другим причинам возникают асинхронный ход отдельного генератора, работающего с возбуждением, и асинхронный ход генератора при потере им возбуждения.

3.3.2. Признаком асинхронного хода отдельных электростанций по отношению к энергообъединению или между отдельными частями энергообъединения являются устойчивые глубокие периодические колебания тока и мощности на электростанциях и по линии связи, определяемые по качанию стрелок амперметров, ваттметров в цепях генераторов, трансформаторов, линий электропередачи. Характерным является возникновение разности частот между частями энергосистем, вышедшими из синхронизма, несмотря на сохранение электрической связи между ними. Одновременно с колебаниями тока и мощности наблюдаются колебания напряжения. Наибольшие колебания напряжения обычно имеют место в точках, близких к центру качаний. Наиболее вероятной точкой центра качаний является середина транзитных линий электропередачи, связывающих вышедшие из синхронизма электростанции или части энергосистемы. По мере удаления от центра качаний колебания напряжения понижаются до малозаметных значений. Однако в зависимости от конфигурации системы и соотношения индуктивных сопротивлений центр качаний возможен и на шинах электростанции. На шинах электростанций, находящихся вблизи центра качаний, происходят периодические глубокие колебания напряжения с понижением его ниже аварийно-допустимых значений, в том числе на с. н. с возможным отключением ответственных механизмов с. н. и отдельных агрегатов. Для генераторов этих электростанций характерно нарушение синхронизма со сбросом мощности. При нарушении синхронизма и глубоком снижении частоты в дефицитном районе до значения срабатывания АЧР возможны автоматическая синхронизация и прекращение асинхронного режима.

3.3.3. Прекращение асинхронного хода обеспечивается действиями системной противоаварийной автоматики, диспетчерской энергообъединения и электростанции. При нарушении устойчивости межсистемных транзитных линий связи возникший асинхронный режим нормально ликвидируется автоматической ликвидацией асинхронного режима (АЛАР). Если почему-либо АЛАР отказала и асинхронный режим продолжается, рекомендуется разделение транзитов, асинхронно работающих энергосистем или узлов в местах установки АЛАР.

При появлении характерных признаков асинхронного хода, если не сработала или отсутствует автоматика ликвидации асинхронного хода режима, рекомендуется немедленно принимает меры для восстановления нормальной частоты, не дожидаясь распоряжения диспетчера энергообъединения. Это может способствовать ресинхронизации.

В частях энергообъединения, где наблюдается глубокое понижение напряжения, возможны неустойчивые или неправильные показания частотомеров, особенно вибрационных. В этих случаях рекомендуются показания тахометров турбин.

3.3.4. Если при достижении нормальной частоты асинхронный ход не прекращается, рекомендуется произвести ее дальнейшее понижение.

3.3.5. Понижение частоты на электростанциях, где она повысилась, рекомендуется произвести непрерывным воздействием на механизм управления турбин как дистанционно, так и вручную в сторону снижения нагрузки до прекращения качания или понижения частоты, но не ниже 48,5 Гц; допускается также (только на время ресинхронизации) снижение нагрузки ограничителем мощности.

3.3.6. Повышение частоты в тех частях энергообъединения, в которых она понизилась, рекомендуется произвести путем набора нагрузки на электростанциях, имеющих резерв, с максимально допустимой по инструкциям предприятия скоростью нагружения турбин до прекращения качаний или достижения нормальной частоты (или нормального числа оборотов по показаниям тахометров).

3.3.7. При асинхронном ходе рекомендуется повышение напряжения до предельно допустимого.

3.3.8. Показателем правильных действий является уменьшение частоты качаний.

По мере выравнивания частот в энергообъединении период качаний увеличивается, и при разнице частот порядка 1,0 – 0,5 Гц вышедшие из синхронизма электростанции втягиваются в синхронизм.

3.3.9. После прекращения асинхронного хода восстанавливается (с учетом фактической схемы) нормальная нагрузка электростанции.

3.3.10. При появлении качаний токов, мощности и напряжения возможно отличие синхронных качаний от асинхронного режима. При синхронных качаниях по линиям связи мощность, как правило, не меняет своего знака и сохраняет свое среднее значение за период, поэтому при синхронных качаниях не бывает устойчивой разности частот в соответствующих частях энергосистемы. Синхронные качания токов и напряжений на генераторах обычно происходят около среднего значения, близкого к нормальному (до появления качаний) значению. Чаще всего они носят затухающий характер. Для ускорения прекращения синхронных качаний генераторов производится разгрузка их по активной мощности и повышается реактивная мощность без перегрузки транзитных связей. При синхронных качаниях по межсистемным связям повышается напряжение на электростанциях приемной части системы (уменьшение перетока за счет использования резерва или отключения потребителей).

3.3.11. Асинхронный ход одного генератора при потере возбуждения ввиду неисправности либо ошибок имеет свои особенности.

При потере возбуждения рекомендуется сохранение генератора в работе и активной нагрузки. Оставление генератора в работе в этом случае либо его отключение защитой от потери возбуждения определяется местными условиями работы генератора в сети и возможностями быстрой его разгрузки.

На каждой электростанции составляется перечень генераторов, допускающих работу без возбуждения, с указанием допустимой активной мощности и длительности работы без возбуждения.

Внешними признаками потери возбуждения на генераторах являются:

- потребление генератором из электросети большой реактивной мощности, значение которой зависит от напряжения в энергосистеме и активной мощности генератора;

- понижение напряжения на шинах электростанции;

- частичный сброс активной мощности и ее качания;

- ускорение ротора и его вращение с опережающим скольжением. Ток ротора при этом исчезает или в роторе появляется переменный ток с частотой скольжения.

В случае, когда генератор не отключается при потере возбуждения, одновременно с принятием мер по восстановлению возбуждения или переводу его на резервный возбудитель рекомендуются:

- снижение активной мощности генератора до 40 % (целесообразно применение автоматической разгрузки при работе защиты от потери возбуждения с помощью приставки в составе ЭЧСР либо приставку и механизм управления турбин с высокой скоростью);

- обеспечение повышения напряжения за счет увеличения реактивной мощности других работающих генераторов;

- при питании с.н. отпайкой от блока генератор-трансформатор обеспечение нормального напряжения на его шинах переводом питания с помощью устройства АВР на резервный трансформатор или использованием регулирования напряжения на трансформаторах с.н.

Если в течение времени, указанного в инструкциях предприятия, восстановление возбуждения не возможно, рекомендуется разгрузка и отключение генератор от сети.

3.3.12. Выход из синхронизма одного генератора с возбуждением.

В этом случае, если не произошло автоматического отключения, рекомендуется немедленное отключение его от сети с одновременным отключением автомата гашения поля (АГП). Выход генератора из синхронизма возможна из-за неправильных действий (например, резким уменьшением тока ротора при работе генератора с резервным электромашинным возбудителем) либо повреждением в АРВ и в результате его неправильным функционированием при КЗ и других режимах.

Выход генератора из синхронизма сопровождается изменением значений (качаниями) токов, напряжения, активной и реактивной мощности. Из-за неравномерного ускорения и изменяющегося магнитного поля вышедший из синхронизма генератор издает гул. Частота электрического тока в сети остается практически неизменной.

Рекомендуется после отключения генератора, вышедшего из синхронизма регулирование режима работы электростанции, определение и устранение причин нарушения синхронизма. При исправном состоянии оборудования (отсутствие повреждения генератора и других силовых элементов) и устройств автоматики турбогенератор синхронизируется, включается в сеть и производится подъем нагрузки.

При появлении качаний токов, мощности и напряжения на всех генераторах электростанции и резком изменении частоты (повышении, понижении) рекомендуется действия согласно требованиям п.п. 3.3.2 – 3.3.9.

- глубокого понижения частоты и напряжения;

- отключения транзитных линий электропередачи из-за перегрузки;

- неправильной работы защит или неправильных действий оперативного персонала;

- отказа в работе выключателей;

- асинхронного хода и действия делительных защит.

3.4.2. При разделении энергообъединения в одних его частях возникает дефицит, а в других - избыток активной и реактивной мощности и, как следствие, повышение или понижение частоты и напряжения.

3.4.3. При возникновении указанных режимов рекомендуется:

- соответствующее информирование о происшедших отключениях на электростанции, об отклонениях частоты и напряжения и наличии перегрузок транзитных линий электропередачи;

- принятие мер к восстановлению напряжения и частоты на шинах электростанций в разделившихся частях системы согласно указаниям п.п. 3.3.5, 3.3.6. При невозможности повышения частоты в дефицитной по мощности отделившейся системе повышение частоты (после принятия всех мер) выполняется отключением потребителей по согласованию с диспетчером;

- снятие перегрузки с транзитных линий электропередачи при угрозе нарушения статической устойчивости;

- обеспечение надежной работы механизмов собственных нужд вплоть до выделения их на несинхронное питание при понижении частоты до установленных для данной электростанции пределов;

- синхронизация отделившиеся во время аварии генераторов при наличии напряжения от энергообъединения (или при появлении его после исчезновения). При отсутствии напряжения на шинах отключенные генераторы (не входящие в схему выделения собственных нужд) удерживаются на холостом ходу или в состоянии готовности к быстрому развороту и обратному включению в сеть с набором нагрузки;

- отделение от части энергообъединения отдельных генераторов или электростанцию и синхронизация ее с дефицитной частью энергообъединения.

3.4.4. При появлении напряжения на шинах электростанции, выделенной для работы на сбалансированный район электросети или на с.н., рекомендуется включение на параллельную работу генераторов, работающих на холостом ходу. Выполнение включения возможно с помощью самосинхронизации, если такой способ включения им разрешен и если с.н. этих генераторов получают питание от схемы выделения. Пониженные значения напряжения и частоты не являются причиной отказа от применения метода самосинхронизации.

На электростанциях, напряжение на которых было полностью потеряно, рекомендуется при появлении напряжения немедленное принятие мер к развороту механизмов с.н. и генераторов и к их включению в сеть.

3.4.5. Разворот оборудования электростанции производится по заранее разработанной схеме с питанием от генераторов электростанций, работающих с выделенными с.н. После разворота генераторов осуществляется их синхронизация с генераторами резервного источника, от которого подавалось напряжение.
3.5. Понижение напряжения
3.5.1. Автоматические регуляторы систем возбуждения генераторов обеспечивают поддержание напряжения на шинах электростанций со статизмом 3 – 5 % при изменении реактивной мощности генератора до номинальной (Q_ном). При снижении напряжения в контрольных точках АРВ генераторов, стремясь поддержать неизменным напряжение на шинах станции, увеличивают выдачу реактивной мощности. Выдача Q может меняться воздействием на уставку АРВ. Однако при снижении напряжения в заданной контрольной точке или у энергообъектов системы ниже определенного значения это напряжение поддерживается за счет использования перегрузочной способности генераторов. При этом через определенное время в соответствии с перегрузочными характеристиками генератора автоматика уменьшит ток ротора до номинального значения, что может привести к более глубокому понижению напряжения и возможному распаду энергосистемы. В случае отказа ограничения автоматика отключит генератор защитой от перегрузки. В течение этого времени после выяснения причин снижения напряжения рекомендуется принятие мер по повышению напряжения в энергосистеме (увеличение загрузки синхронных компенсаторов (СК), включение батарей статических конденсаторов, отключение шунтирующих реакторов, изменение коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенных регулировкой под напряжением (РПН), снижение перетоков мощности по линиям). Если использование резервов реактивной мощности оказывается недостаточным, увеличение загрузки по реактивной мощности в энергосистемах с пониженным напряжением возможна при разгрузке турбогенераторов по активной мощности. В дефицитной системе это не рекомендуется из-за возможных увеличений допустимых перетоков по линии связи. Однако если снижение напряжения станет ниже необходимого для работы собственных нужд электростанции, то разгрузка по активной мощности вместе с отключением части потребителей станет необходимой.

3.5.2. При авариях в энергосистеме или на других параллельно работающих генераторах станции (короткое замыкание, близкое или удаленное; наброс большой нагрузки), сопровождающихся резким снижением напряжения, АРВ обеспечит увеличение тока возбуждения до двойного значения или до перегрузок по ротору, определяемых значением снижения напряжения. При рекомендуется этом не вмешивается в действие автоматики, определяя правильность ее работы по сигнализации.

3.6.2. При повышении напряжения на шинах электростанции вступает в работу ограничитель минимального возбуждения, ограничивая дальнейшее потребление реактивной мощности. Для ограничения напряжения при дальнейшем его повышении применяются другие меры (СК, отключение батарей статических конденсаторов, включение шунтирующих реакторов, изменение коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН).

3.6.3. При нормальном напряжении в энергосистеме и вступлении ОМВ (ошибочная операция при регулировании возбуждения) следует воздействием на уставку АРВ вывести ОМВ из работы.
3.7. Несимметричные режимы и их ликвидация
3.7.1. Если при отключении КЗ выключатель блока или линии отключается не всеми фазами, а устройство резервирования отказов выключателя (УРОВ) не работает (неисправен или выведен из действия), оперативный персонал разгружает генератор энергоблока до нуля по мощности и до холостого хода (х.х.) по току ротора, отключает все смежные выключатели для обесточивания СШ (секции), к которой присоединены генератор энергоблока или линия, оказавшиеся в несимметричном режиме. Перед отключением всех смежных выключателей делается однократная попытка дистанционного отключения выключателя, отключившегося не всеми фазами. В отдельных случаях рекомендуется отключение присоединений с противоположной стороны, для чего следует дать соответствующее сообщение о неполнофазном режиме.

3.7.2. Во время планового останова или синхронизации генератора энергоблока при отключении или включении его выключателя возможен несимметричный режим генератора вследствие неполнофазного отключения или включения выключателя. Специальные защитные устройства могут оказаться нечувствительны к такому режиму. В этом случае рекомендуется, после получения сигнала о непереключении фаз, попытка ликвидации несимметрии подачей импульса на отключение выключателя генератора. Если такая попытка оказалась неудачной, а котел еще не погашен, необходимо восстановление подачи пара в турбину и перевод генератора из режима двигателя в режим х.х. Частота вращения поддерживается на уровне частоты сети, а ток ротора на уровне тока х.х. В этом режиме (допустим, 10 – 15 мин) готовится схема распределительного устройства (РУ) и снимается напряжение с дефектного выключателя со стороны энергосистемы с помощью шиносоединительного или обходного выключателя (при схеме открытого распределительного устройства (ОРУ) с двойной системой шин и одним выключателем на цепь) или смежными выключателями (при отсутствии такой схемной возможности).

Если во время возникновения неполнофазного режима котел уже не может подать пар в турбину, несимметричный режим ликвидируется отключением генератора энергоблока путем быстрого обесточивания соответствующей СШ (быстро разгружаются и отключаются блоки, отключаются линии, присоединенные к той системе шин, к которой подключен блок с дефектным выключателем). При этом имеют в виду, что турбогенератор, находящийся в режиме двигателя, не может работать более 2 – 4 мин.

3.7.3. Если в нормальном режиме при отключении (включении) выключателя линии возникнет несимметричный режим в результате неполнофазного отключения или включения выключателя, специальные защитные устройства могут оказаться нечувствительными к такому режиму.

Рекомендуется попытка ликвидации несимметрии подачей импульса на отключение выключателя. Если попытка отключения дефектного выключателя оказалась неудачной, а несимметрия токов на генераторах менее 10 %, рекомендуется подготовка схемы и снятие напряжения со стороны ОРУ с дефектного выключателя в зависимости от схемы с помощью шиносоединительного, обходного или другого выключателя (линия может быть отключена с противоположной стороны). Если несимметрия более 10 %, то выполняется быстрое обесточивание соответствующей системы шин (секции) в соответствии с п. 3.9.2.
3.8. Ликвидация аварий в схеме собственных нужд электростанций
3.8.1. При потере собственных нужд (с.н.) и отказе АВР вручную включается питание от резервного трансформатора.

3.8.2. Резервные трансформаторы с.н. находятся «в горячем резерве», т. е. на первичную сторону постоянно подается напряжение и постоянно находится в работе схема АВР с.н., обеспечивающая при необходимости включение работающего на холостом ходу резервного трансформатора с.н. на секцию, потерявшую питание.

3.8.3. В ремонтных режимах часть собственных нужд находящихся в ремонте блоков зачастую длительно получает питание от резервного трансформатора с.н. В результате при потере с.н. работающего блока не обеспечивается резервирование его с.н. от резервного трансформатора с.н. Используется резервный трансформатор собственных нужд (РТСН) для питания секций ремонтируемых блоков в течение минимально возможного времени (опробование механизмов и т. д.).

3.8.4. После включения блока в сеть сразу же рекомендуется перевод его с.н. с резервного трансформатора собственных нужд (ТСН) на рабочий ТСН. Длительное питание с.н. работающего блока от резервного ТСН не рекомендуется.

4.1.2. При выделении энергоблока на несинхронное питание с.н. его перевод на нагрузку с.н. может осуществляться с переводом котла на растопочную нагрузку и работой энергоблоков на нагрузке с.н. либо барабанных котлов, работающих на твердом топливе, с погашением котла и работой энергоблока на нагрузке с.н. за счет аккумулированного тепла (кратковременно, с последующей растопкой и работой котла на растопочной нагрузке).

4.1.3. Для конденсационных энергоблоков рекомендуется применение варианта перевода энергоблока на нагрузку с.н. с переводом котла на растопочную нагрузку.

Перевод энергоблоков 150, 300 МВт с барабанными либо прямоточными котлами на нагрузку с. н. рекомендуется одновременно с переводом котла на растопочную нагрузку при номинальном давлении свежего пара.

Перевод энергоблоков 300 МВт на нагрузку с.н. рекомендуется с поддержанием номинального давления свежего пара. Если энергоблок 300 МВт допускает работу на скользящем давлении, и при этом обеспечивается надежность экранной системы котла при растопочной нагрузке и давлении пара перед турбиной 16 МПа (160 кгс/см²), и диапазон регулирования гидромуфты ПЭН обеспечивает снижение давления питательной воды за ПЭН до 22 МПа (220 кгс/см²), рекомендуется применение варианта защиты со снижением давления пара, дополнив ее воздействием на принудительное открытие предохранительных клапанов с задержкой их закрытия.

4.1.4. Перевод энергоблоков мощностью 150, 200, 300, 500 и 800 МВт на нагрузку с.н. с переводом котла (котлов) на растопочную нагрузку выполняется автоматически от схемы, фиксирующей отключение генератора от сети при срабатывании соответствующих технологических защит.

4.1.5. Предельная продолжительность работы энергоблоков на нагрузке с.н. – 40 мин.

При переводе энергоблоков на нагрузку с.н. рекомендуется уменьшение времи воздействия противоаварийной автоматики до 10 – 15 мин, если нет дополнительных указаний заводов-изготовителей.

4.1.6. При переводе энергоблоков на нагрузку с.н. и котла на растопочную нагрузку рекомендуется нагружение энергоблока после включения генератора в сеть в соответствии с указаниями и графиками-заданиями для пуска из горячего состояния, содержащимися в инструкциях по пуску из различных тепловых состояний.

4.1.7. В процессе перевода энергоблока с барабанным котлом на нагрузку с.н. с погашением котла рекомендуется:

- проверка выполнения всех автоматических воздействий, предусмотренных защитой и блокировками, и при отказе в прохождении отдельных команд выполнение их вручную, используя дистанционное управление;

- установление синхронизатором номинальной частоты вращения ротора турбины 3000 об/мин убедившись в том, что система регулирования не допустила срабатывания автомата безопасности,;

- открытие обратных клапанов на отборах турбины;

- включение охлаждения выхлопного патрубка ЦНД турбины;

- перевод электродвигателей дымососов котла на первую скорость, на газомазутных котлах отключение по одному дымососу и дутьевому вентилятору;

- сохранение в работе по одному конденсатному и питательному насосу, отключение сливных насосов ЦНД турбины.

4.1.8. Предельная продолжительность работы на нагрузке с.н. с использованием аккумулирующей способности котлов рекомендуется равной 10 мин для энергоблоков с газо-мазутными котлами и 15 мин с пылеугольными. По истечении этого времени рекомендуется включение мазутных (газовых) горелок для обеспечения тепловыделения в топке котла на уровне 10 – 12 % номинального исходя из условий стабилизации давления свежего пара при закрытом БРОУ на уровне, близком к сохранившемуся до начала растопки котла. Рекомендуется производство операций по растопке котла в соответствии с указаниями инструкции по пуску из горячего состояния.

Перед включением генератора в сеть увеличивается уровень тепловыделения до 15 – 18 % номинального. Нагружение энергоблока рекомендуется вести в соответствии с указаниями инструкции по пуску энергоблока из горячего состояния.

4.1.9. Суммарная продолжительность работы энергоблока на нагрузке с.н. за счет использования теплоаккумулирующей способности котла и после его растопки составляет не более 40 мин. Если в течение указанного времени условия для включения генератора в сеть не будут созданы, рекомендуется выполнение операции по останову энергоблока в соответствии с указаниями инструкции предприятия по ликвидации аварий.

4.1.10. При полном сбросе электростанцией электрической нагрузки и потере связи с энергообъединением рекомендуется принятие мер для подключения максимально возможной нагрузки ближайших районов на один или несколько выделенных энергоблоков.

4.1.11. В режиме работы электростанции с выделенным одним или несколькими энергоблоками (агрегатами на ТЭС с поперечными связями) оказание особого внимания рекомендуется сохранению паровых с.н. и с этой целью рекомендуется:

- обеспечение максимальной паропроизводительности пусковой котельной (если она имеется);

- отключение всех внешних потребителей пара;

- обеспечение минимальной продолжительности работы предохранительных клапанов котла;

- быстрый останов невыделенных энергоблоков со срывом вакуума, погашением и закупоркой котлов для аккумуляции тепла;

- включение в работу на выделенных энергоблоках РОУ высокого давления (при наличии таковых) с подачей пара от нее в общестанционный коллектор с.н., который для уменьшения потерь пара секционируется.

4.1.12. Для максимального сокращения потерь конденсата при полных сбросах нагрузки электростанцией рекомендуется:

- обеспечение минимальной продолжительности работы предохранительных клапанов и аварийного сброса из деаэраторов, конденсаторов турбин, барабанов котлов;

- отключение схем непрерывной и периодической продувки на котлах, исключение переливов дренажных баков, откачки всех возможных дренажей в БЗК;

- обеспечение полной производительности ВПУ для выработки химически обессоленной воды и очистки грязного конденсата.

4.1.13. В режиме работы выделенных энергоблоков (агрегатов) и срочного останова остальных энергоблоков рекомендуется контроль за давлением мазута в мазутных коллекторах. Во избежание предельно допустимого давления часть мазутонасосов своевременно останавливается.

4.1.14. Пуск остановленных энергоблоков (котлов и турбоагрегатов) рекомендуется после загрузки выделенных энергоблоков (агрегатов) и достижения достаточного паросъема от них в коллектор с.н. электростанции. Состав и количество одновременно пускаемых энергоблоков определяются возможностями обеспечения их паровых и электрических с.н., а также степенью загруженности оперативного персонала.

4.1.15. В процессе пуска рекомендуется контроль значения и длительности перегрузки резервных трансформаторов с.н., не превышая значений, допускаемых в аварийных условиях. После включения энергоблока в электросеть питание его с.н. рекомендуется перевести на рабочий трансформатор для разгрузки резервного.

4.1.16. С учетом реальной обстановки на электростанции, а также во избежание ее полного останова, ограничения по работе энергоблока на с.н. согласно п. 4.1.5 рекомендуется снять при условии соблюдения нормальных режимов работы котла и турбины. Работа выделенного энергоблока для питания с.н. нескольких энергоблоков при аварийной частоте электросети обеспечивается в течение всего времени, необходимого для восстановления частоты электросети.