Действия персонала при авариях на трансформаторе 6 (10) кВ

СОДЕРЖАНИЕ:

Типовая инструкция по ликвидации нарушений в работе распределительных электрических сетей 0,38-20 кв с воздушными линиями электропередачи ти 34-70-058-86

Название Типовая инструкция по ликвидации нарушений в работе распределительных электрических сетей 0,38-20 кв с воздушными линиями электропередачи ти 34-70-058-86
страница 2/3
Дата публикации 17.05.2014
Размер 360.53 Kb.
Тип Инструкция

skachate.ru > Физика > Инструкция

3. ДЕЙСТВИЯ ПЕРСОНАЛА ПРИ ОБЕСТОЧЕНИИ ПОДСТАНЦИИ 35-110 кВ,

ПИТАЮЩЕЙ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ 6-20 кВ
3.1. В случае обесточения подстанции 35-110 кВ, питающей распределительные электросети 6-20 кВ, диспетчер РЭС должен выяснить у диспетчера ПЭС или у лиц, ответственных за обслуживание подстанции, ожидаемые сроки подачи напряжения.

3.2. Диспетчеры ПЭС и РЭС принимают меры по подаче напряжения в сеть 6-20 кВ или на отдельные ее участки по резервирующим линиям от других источников питания, если восстановление напряжения на подстанции потребует длительного времени.

При наличии технической возможности по одной из резервирующих линий 6-20 кВ следует подать напряжение на шины обесточенной подстанции для ремонтных нужд, питания устройств связи и остальных отходящих от подстанции линий или части из них.

3.3. Если в функции ОВБ РЭС, кроме оперативного обслуживания распределительной электросети 6-20 кВ, входит и обслуживание подстанций 35-110 кВ, эта ОВБ выполняет, как правило, переключения в такой последовательности, чтобы обеспечить быстрейшую подачу напряжения на обесточившуюся подстанцию.

3.4. Варианты схем и режимы работы электросети 6-20 кВ при обесточении тех или иных источников питания должны быть разработаны заранее.
^ 4. ДЕЙСТВИЯ ПЕРСОНАЛА ПРИ АВТОМАТИЧЕСКОМ

ОТКЛЮЧЕНИИ ЛИНИИ 6-20 кВ
4.1. При автоматическом отключении линии 6-20 кВ необходимо:

проверить срабатывание защит по указателям, записать результаты показания фиксирующих приборов, после чего сквитировать их;

осмотреть оборудование ячейки;

опробовать линию включением выключателя. Опробование должно производиться независимо от наличия устройства АПВ;

определить возможную зону повреждения по показаниям фиксирующих приборов, срабатыванию защит и автоматики.

4.2. При успешном включении выключателя линии следует проверить наличие нормального напряжения у наиболее ответственных и наиболее удаленных потребителей.

Решение о необходимости и сроках проведения осмотра линии после ее успешного включения должен принимать начальник РЭС в соответствии с местными инструкциями.

4.3. При неуспешном включении выключателя линии следует выявить и локализовать поврежденный участок путем разделения линии на части и поочередного опробования их подачей напряжения.

4.4. При выборе точки разделения линии необходимо учитывать местонахождение привлекаемого к переключениям персонала, наличие и местонахождение транспорта, возможность быстрого проезда к секционирующим коммутационным аппаратам.

Разделение линии на части при прочих равных условиях должно производиться вблизи подключенных к линии ответственных потребителей с расчетом первоочередного опробования части линии с этими потребителями.

Зона возможного повреждения должна быть определена диспетчером ПЭС (РЭС) с использованием показаний фиксирующих приборов и информации о зонах действия сработавших защит и указателей поврежденного участка.

4.5. После разделения линии на части напряжение для опробования подается на ту ее часть, где по показаниям фиксирующих приборов, срабатыванию защиты и автоматики повреждение не предполагается. Предварительный осмотр этой части линии не требуется.

При примыкании опробуемой части линии к подстанции, распределительному пункту или секционирующему выключателю напряжение на нее следует подавать включением выключателя. Кроме того, включением выключателя (выключателя нагрузки) следует подавать напряжение, если оставшаяся на опробуемой части линии нагрузка превышает допустимую для коммутации разъединителем. В остальных случаях разрешается подавать напряжение включением разъединителя.

4.6. Показателем успешного опробования линии или ее части является удержание ее под напряжением в течение времени, превышающего время срабатывания релейной защиты, а при многократных отключениях (см. п. 4.13) — в течение не менее 10 мин.

4.7. Если опробование одной части линии прошло успешно, следует приступить к определению и локализации поврежденного участка на другой ее части.

4.8. Определение и локализация поврежденного участка могут производиться путем дальнейшего последовательного деления линии или ее части или путем осмотра линии и подключенных к ней трансформаторных пунктов 6-20/0,38 кВ (ТП), либо комбинацией этих способов.

Способ и последовательность определения и локализации поврежденного участка определяет диспетчер, руководящий ликвидацией нарушения, с учетом степени ответственности отключенных потребителей, протяженности, схемы и конфигурации отключенной части линии, возможностей организации осмотра и других конкретных условий. Пример последовательности определения и локализации поврежденного участка дан в приложении.

4.9. Информация о повреждении или замыкании участка линии (сельхозмашинами, упавшим деревом), об обрыве провода, возгорании опоры и т.д. является достаточным основанием для быстрейшей локализации этого участка коммутационными аппаратами с последующим включением в работу остальных участков линии 6-20 кВ.

4.10. Если после локализации поврежденного участка коммутационными аппаратами остаются отключенными ответственные потребители, по решению руководства РЭС может быть произведено дальнейшее разделение этого участка, например, путем рассоединения шлейфов на опоре линии.

4.11. После локализации поврежденного участка все отключенные в процессе его определения неповрежденные участки линии включаются под напряжение, а для отыскания места и определения объема и характера повреждения организуется осмотр поврежденного участка.

4.12. При возникновении одновременного замыкания на землю на двух разных линиях и автоматическом отключении одной из них или обеих сразу линия с более ответственными потребителями или с большим числом подключенных ТП должна быть включена в работу, а вторая — переведена на питание от другой подстанции (другой секции шин 6-10 кВ) либо отключена. Отыскание места замыкания на землю на обеих линиях должно быть организовано в соответствии с указаниями разд. 5 настоящей Типовой инструкции.

4.13. В случае многократных отключений линии во время сильного порывистого ветра следует произвести ее осмотр для выявления мест возможных самоустраняющихся замыканий проводов из-за их разрегулирования, задевания деревьями и пр.

В случае многократных отключений линии в часы максимальных нагрузок потребителей или при запуске крупных электрических двигателей необходимо с помощью самопишущих приборов или по щитовым амперметрам проконтролировать соответствие фактической нагрузки уставкам релейной защиты.

В других случаях многократных отключений линии необходимо проверить исправность выключателя и его привода, исправность и правильную настройку устройств релейной защиты головного участка и прилежащих элементов сети (секционирующих выключателей, предохранителей ТП). Для выявления неселективности по решению руководства РЭС могут быть отключены все или часть подключенных к линии ТП и их обратное включение произведено только после успешного опробования линии рабочим напряжением.
^ 5. ДЕЙСТВИЯ ПЕРСОНАЛА ПРИ ЗАМЫКАНИИ НА ЗЕМЛЮ ИЛИ ПРИ

ИСЧЕЗНОВЕНИИ НАПРЯЖЕНИЯ НА ОДНОЙ ФАЗЕ

В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 6-20 кВ
5.1. Отыскание места замыкания одной фазы сети 6-20 кВ на землю, его локализация или устранение повреждения должны быть произведены как можно быстрее во избежание перехода однофазного замыкания в междуфазное и повреждения других элементов сети. При возникновении замыкания на землю все оперативные переключения в сети 6-20 кВ, не связанные с его отысканием, запрещаются.

5.2. Отыскание места замыкания на землю следует производить в зоне электрически связанной сети 6-20 кВ, включающей воздушные и кабельные линии, ошиновку подстанций и обмотки трансформаторов того же напряжения.

5.3. Проверка отсутствия замыкания на землю на ошиновке и трансформаторах 35-110/6-20 кВ должна производиться в соответствии с действующими инструкциями по ликвидации аварий в электроустановках подстанций.

5.4. Поврежденная линия 6-20 кВ может быть выявлена по показаниям устройств селективной сигнализации либо одним из следующих способов:

измерением у первых опор линии приборами «Поиск», «Волна», «Зонд» и им подобными (предпочтительный способ);

поочередным переводом линий на другой источник питания (соседнюю подстанцию, другую секцию шин), если такой перевод не связан с перерывом электроснабжения потребителей;

поочередным кратковременным отключением линий.

5.5. Для отыскания места повреждения на линии должны использоваться приборы «Поиск» или им подобные.

5.6. Допускается производить определение и локализацию поврежденного участка путем кратковременных отключений участков электросети или их переводом на другие источники питания.

При выполнении этих переключений операции с разъединителями разрешается производить, если отключаемая нагрузка не превышает 15 А, а ток замыкания на землю в сети не превышает значений, приведенных в табл. 2.

Номинальное напряжение, кВ Разъединители внутренней установки Разъединители наружной установки
Расстояние между осями полюсов, м без изолирующих перегородок с изолирующими перегородками Расстояние между осями полюсов, м Ток замыкания на землю, А, не более
Ток замыкания на землю, А, не более
6 0,2 4,0 6,0 0,4 7,5
10 0,26 3,0 4,5 0,5 6,0
20 0,435 2,0

5.7. Наличие повреждения на отключаемом или переводимом на другой источник питания участке электрической сети должно определяться по исчезновению земли в сети, питающейся от первого источника, и (или) по ее появлению в сети второго источника. Контроль за наличием или исчезновением земли в сети осуществляется по устройствам сигнализации на подстанциях.

При условиях, допускающих использование указателя напряжения, наличие замыкания на землю можно установить по слабому свечению или полному отсутствию свечения лампочки индикатора на поврежденной фазе при нормальном свечении лампочки на неповрежденных фазах.

5.8. Если место повреждения не удалось отыскать с помощью приборов «Поиск» или им подобных, то следует произвести осмотр поврежденного участка. Осмотр рекомендуется производить без отключения напряжения.

5.9. Если при осмотре поврежденного участка повреждение не обнаружено, следует произвести верховую ревизию линий 6-20 кВ и ТП. При необходимости зону поиска следует предварительно сократить путем разделения участка рассоединением шлейфов и опробованием каждой из частей рабочим напряжением.

5.10. В случае, когда продолжительность работы сети 6-20 кВ с замыканием на землю ограничена (например, при питании линии от тяговых подстанций железной дороги), одновременно с организацией отыскания повреждения следует при наличии технической возможности перевести питание линии от другой подстанции.

При неосуществимости такого перевода и невозможности продолжения работы линии с замыканием на землю поврежденную линию необходимо отключить. Повреждение в этом случае следует отыскивать последовательным разделением линии с ее кратковременным включением под напряжение после каждого разделения для проверки наличия замыкания на землю.

5.11. Об исчезновении напряжения на одной фазе диспетчер узнает, как правило по сообщению потребителя (не включаются трехфазные двигатели) или по показанию вольтметров, измеряющих фазное напряжение («перекос фаз»).

5.12. Основными причинами исчезновения напряжения на одной фазе в электросети 6-20 кВ являются: недовключение разъединителей и (реже) выключателей, повреждение шлейфов у разъединителей и на анкерных опорах, нарушение контакта в соединениях проводов или шин, перегорание предохранителя, обрыв провода.

5.13. Поиск повреждения, являющегося причиной исчезновения напряжения на одной фазе в электросети 6-20 кВ, рекомендуется производить осмотром, учитывая следующее:

если отсутствует напряжение на одной фазе у потребителей только одного ТП, повреждение произошло на этом ТП или на ответвлении к нему от линии 6-20 кВ;

если отсутствует напряжение на одной фазе у потребителей, питающихся только от одного ответвления от линии 6-20 кВ, повреждение произошло на этом ответвлении, на участке от места подсоединения данного ответвления к линии до места подсоединения ответвления к первому из ТП, считая со стороны источника питания. Контроль наличия или отсутствия напряжения должен производиться путем измерения значений всех фазных и линейных напряжений на шинах 0,38 кВ ТП.

5.14. Одновременное возникновение на одной и той же линии 6-20 кВ двух повреждений — замыкание фазы на землю и исчезновение напряжения на одной фазе — может явиться следствием обрыва и падения провода линии. Линия с такими признаками повреждения может быть оставлена в работе для отыскания повреждения или отключена по решению начальника РЭС. Решение должно приниматься с учетом технического состояния линии и особенностей прохождения ее трассы.
^ 6. ДЕЙСТВИЯ ПЕРСОНАЛА ПРИ ПОВРЕЖДЕНИЯХ И НЕНОРМАЛЬНЫХ

РЕЖИМАХ РАБОТЫ НА ТП И В ЭЛЕКТРОСЕТИ 0,38 кВ
6.1. При поступлении сообщения об исчезновении напряжения или других неисправностях на одном ТП диспетчер РЭС должен организовать его осмотр силами персонала РЭС либо персонала потребителя.

При осмотре необходимо проверить включенное положение разъединителя ТП и отсутствие видимых признаков повреждения: пожара, выброса масла, перекрытий изоляции, набросов, посторонних шумов и т.д.

При этом осмотре запрещается без ведома диспетчера и оформления аварийной заявки производить какие-либо действия, требующие для обеспечения безопасности отключения ТП или трансформатора со стороны 6-20 кВ.

6.2. Если при осмотре неисправность не обнаружена, необходимо с помощью измерительного прибора или указателя напряжения проверить наличие напряжения на всех фазах шин 0,38 кВ ТП и на каждой из отходящих линий 0,38 кВ.

6.3. Отсутствие напряжения на шинах 0,38 кВ при включенном разъединителе ТП свидетельствует о наличии повреждения в его схеме. В этом случае ТП необходимо в установленном порядке вывести в ремонт и продолжить поиск повреждения: осмотреть ошиновку 6-10 кВ, проверить целость предохранителей и (при наличии мегаомметра) целость цепи обмоток и сопротивление изоляции трансформатора.

6.4. Если при проверке обнаружены перегоревшие предохранители 6-10 кВ и отсутствуют признаки других повреждений ТП и трансформатора, предохранители следует заменить и произвести пробную подачу напряжения на ТП и трансформатор при отключенной нагрузке. При отсутствии в схеме ТП выключателей (выключателей нагрузки) подачу напряжения допускается производить разъединителем.

6.5. При повреждении ошиновки, аппаратов 0,38 кВ или других элементов ТП следует произвести их ремонт или замену в соответствии с инструкциями по их эксплуатации.

6.6. При повреждениях трансформатора или КТП, объем или характер которых не позволяют выполнить их ремонт на месте установки, руководством РЭС или мастером участка электросетей должна быть организована замена поврежденного оборудования.

6.7. Если по каким-либо причинам замена поврежденного трансформатора или КТП не может быть произведена в согласованные с потребителем сроки (отсутствие резервного трансформатора, невозможность проезда и др.), по решению руководства РЭС питание всех или части потребителей может быть переведено по сети 0,38 кВ на другие ТП. В этом случае у остающихся в работе ТП допускается перегрузка трансформаторов до 40% сверх номинального тока общей продолжительностью не более 6 ч в сутки не более 5 сут. подряд.

6.8. При поступлении сообщения об исчезновении напряжения у одного потребителя и наличии напряжения у других потребителей данного ТП следует проверить включенное положение коммутационного аппарата линии 0,38 кВ (автоматического выключателя, рубильника), целость предохранителей. Отключившуюся линию 0,38 кВ следует включить повторно, а затем независимо от успешности повторного включения произвести ее осмотр для выявления причин отключения. Кроме того, необходимо проверить отсутствие самовольно подключенных к линии электроприемников.

При обнаружении повреждений на линии она в установленном порядке должна быть выведена в ремонт, а повреждения устранены в соответствии с действующей «Инструкцией по эксплуатации линий электропередачи напряжением до 1000 В».

Порядок самостоятельных действий персонала при нарушениях в электросетях 0,38 кВ и отсутствии связи с диспетчером определяется местными инструкциями.

6.9. В случае если повреждений в сети 0,38 кВ и на ТП не обнаружено, следует сообщить об этом потребителю и предложить ему провести тщательный осмотр собственных электроустановок.

6.10. Многократные отключения линии 0,38 кВ, когда повреждение на ней обнаружить не удается, могут быть следствием причин, подобных изложенным для линий 6-20 кВ. Способы выявления причин таких отключений линий 0,38 кВ аналогичны способам для линий 6-20 кВ. Контроль тока нагрузки следует выполнять с помощью токоизмерительных клещей или самопишущих приборов на всех фазах и в нулевом проводе для выявления возможной перегрузки одной из фаз.

6.11. При поступлении жалобы на низкий или высокий уровень напряжения в электросети 0,38 кВ от потребителей одного ТП необходимо:

проверить степень неравномерности загрузки фаз трансформатора и линий 0,38 кВ и при необходимости загрузку перераспределить;

переключить на другое положение переключатель ответвлений обмотки трансформатора.

6.12. При поступлении жалоб от потребителей нескольких ТП разных линий зоны одной подстанции на низкий (высокий) уровень напряжения следует отрегулировать режим напряжения в сети 35-110 кВ.

6.13. При жалобах потребителей на повышенный уровень напряжения (в начале линий 6-20 кВ) и на пониженный уровень напряжения (в конце линий 6-20 кВ) необходимо отрегулировать режимы напряжения в сети 35-110 кВ и на ТП.

Блог энергетика

Знания, опыт, обсуждаем…

Рубрики

  • Без рубрики (1)
  • Видео (6)
    • — Инновации в энергетике (1)
    • — Подключаем электрооборудование (5)
  • Нормативные документы (274)
    • — Инструкции по охране труда (22)
    • — Охрана труда в вопросах и ответах для учреждений (офисов) (80)
      • — Ответы на тесты по ОТ (63)
    • — Подключение к электросетям (4)
    • — ПТЭЭП (30)
    • — Эксплуатация электроустановок (123)
      • ПОТЭЭ в вопросах и ответах (107)
    • — Программы инструктажей (16)
  • Полезное в энергетике (1)
  • ПУЭ-7 в фотографиях (5)
  • Технологическое присоединение к электросетям (18)
    • Учет электрической энергии (15)
  • Электрохозяйство (90)
    • — Билеты с ответами на 5 группу для ответственных за электрохозяйство (Ростехнадзор) (62)
      • Ответы на билеты (33)
    • Тесты на 2 (вторую) группу по электробезопасности (9)
    • — Перечни, приказы, журналы, о электрохозяйстве (14)
  • Комментарии

    • Энергетик к записи Применение защитных касок при работе в электроустановках
    • Энергетик к записи ПТЭЭП — Глава 1.4. ТРЕБОВАНИЯ К ПЕРСОНАЛУ И ЕГО ПОДГОТОВКА
    • Энергетик к записи Ответы на билеты (5 группа) для ответственных за электрохозяйство
    • Энергетик к записи Журнал, перечень, программа на первую группу по электробезопасности
    • Никита к записи Применение защитных касок при работе в электроустановках
  • ПТЭЭП — Глава 2.1. СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ И РЕАКТОРЫ

    Изучаем правила по порядку или находим то что интересует:

    2.1.1. Установка трансформаторов и реакторов должна осуществляться в соответствии с правилами устройства электроустановок и нормами технологического проектирования подстанций.

    Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию трансформаторов и реакторов должны выполняться в соответствии с руководящими документами (инструкциями) заводов-изготовителей.

    2.1.2. При эксплуатации силовых трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих масляных реакторов должна обеспечиваться их надежная работа. Нагрузки, уровень напряжения, температура, характеристики масла и параметры изоляции должны находиться в пределах установленных норм; устройства охлаждения, регулирования напряжения, защиты, маслохозяйство и другие элементы должны содержаться в исправном состоянии.

    2.1.3. Трансформаторы (реакторы), оборудованные устройствами газовой защиты, должны устанавливаться так, чтобы крышка (съемная часть бака) имела подъем по направлению к газовому реле не менее 1%. При этом маслопровод к расширителю должен иметь уклон не менее 2%.

    2.1.4. Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора (реактора) должен находиться на отметке, соответствующей температуре масла трансформатора (реактора) в данный момент.

    Обслуживающий персонал должен вести наблюдение за температурой верхних слоев масла по термосигнализаторам и термометрам, которыми оснащаются трансформаторы с расширителем, а также за показаниями мановакуумметров у герметичных трансформаторов, для которых при повышении давления в баке выше 50 кПа (0,5 кгс/см2) нагрузка должна быть снижена.

    2.1.5. Воздушная полость предохранительной трубы трансформатора (реактора) должна быть соединена с воздушной полостью расширителя.

    Уровень мембраны предохранительной трубы должен быть выше уровня расширителя.

    Мембрана выхлопной трубы при ее повреждении может быть заменена только на идентичную заводской.

    2.1.6. Стационарные установки пожаротушения должны находиться в состоянии готовности к применению в аварийных ситуациях и подвергаться проверкам по утвержденному графику.

    2.1.7. Гравийная засыпка маслоприемников трансформаторов (реакторов) должна содержаться в чистом состоянии и не реже одного раза в год промываться.

    При загрязнении гравийной засыпки (пылью, песком и т.д.) или замасливании гравия его промывка должна проводиться, как правило, весной и осенью.

    При образовании на гравийной засыпке твердых отложений от нефтепродуктов толщиной более 3 мм, появлении растительности или невозможности его промывки должна осуществляться замена гравия.

    2.1.8. На баках трехфазных трансформаторов наружной установки должны быть указаны подстанционные номера. На группах однофазных трансформаторов и реакторов подстанционный номер указывается на средней фазе. На баки группы однофазных трансформаторов и реакторов наносится расцветка фаз.

    Трансформаторы и реакторы наружной установки окрашиваются в светлые тона краской, устойчивой к атмосферным воздействиям и воздействию трансформаторного масла.

    2.1.9. На дверях трансформаторных пунктов и камер с наружной и внутренней стороны должны быть указаны подстанционные номера трансформаторов, а также с наружной стороны должны быть предупреждающие знаки. Двери должны быть постоянно закрыты на замок.

    2.1.10. Осмотр и техническое обслуживание высоко расположенных элементов трансформаторов и реакторов (более 3 м) должны выполняться со стационарных лестниц с перилами и площадками наверху с соблюдением правил безопасности.

    2.1.11. Включение в сеть трансформатора (реактора) должно осуществляться толчком на полное напряжение. Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, могут включаться в работу вместе с генератором подъемом напряжения с нуля.

    2.1.12. Для каждой электроустановки в зависимости от графика нагрузки с учетом надежности питания потребителей и минимума потерь должно определяться число одновременно работающих трансформаторов.

    В распределительных электрических сетях напряжением до 20 кВ включительно измерения нагрузок и напряжений трансформаторов производят в первый год эксплуатации не менее 2 раз в период максимальных и минимальных нагрузок, в дальнейшем — по необходимости.

    2.1.13. Резервные трансформаторы должны содержаться в состоянии постоянной готовности к включению в работу.

    2.1.14. Нейтрали обмоток напряжением 110 кВ трансформаторов и реакторов должны работать, как правило, в режиме глухого заземления. Иной режим работы нейтралей трансформаторов напряжением 110 кВ и способы их защиты устанавливает энергоснабжающая организация.

    2.1.15. При автоматическом отключении трансформатора (реактора) действием защит от внутренних повреждений трансформатор (реактор) можно включать в работу только после осмотра, испытаний, анализа газа, масла и устранения выявленных дефектов (повреждений).

    В случае отключения трансформатора (реактора) от защит, действие которых не связано с его внутренним повреждением, он может быть включен вновь без проверок.

    2.1.16. При срабатывании газового реле на сигнал должен быть произведен наружный осмотр трансформатора (реактора) и отбор газа из реле для анализа и проверки на горючесть.

    Для обеспечения безопасности персонала при отборе газа из газового реле и выявления причины его срабатывания трансформатор (реактор) должен быть разгружен и отключен в кратчайший срок.

    Если газ в реле негорючий и признаки повреждения трансформатора отсутствуют, а его отключение вызвало недоотпуск электроэнергии, он может быть включен в работу до выяснения причины срабатывания газового реле на сигнал. Продолжительность работы трансформатора в этом случае устанавливает ответственный за электрохозяйство Потребителя. По результатам анализа газа из газового реле, анализа масла и других измерений и испытаний необходимо установить причину срабатывания газового реле на сигнал, определить техническое состояние трансформатора (реактора) и возможность его нормальной эксплуатации.

    2.1.17. Масло в расширителе трансформаторов (реакторов), а также в баке или расширителе устройства регулирования напряжения под нагрузкой (далее — РПН) должно быть защищено от соприкосновения с воздухом. У трансформаторов и реакторов, оборудованных специальными устройствами, предотвращающими увлажнение масла, эти устройства должны быть постоянно включены, независимо от режима работы трансформатора (реактора). Указанные устройства должны эксплуатироваться в соответствии с инструкцией заводов-изготовителей.

    Трансформаторы мощностью 1000 кВ*А и более должны эксплуатироваться с системой непрерывной регенерации масла в термосифонных и адсорбных фильтрах.

    Масло маслонаполненных вводов негерметичного исполнения должно быть защищено от окисления и увлажнения.

    2.1.18. При необходимости отключения разъединителем (отделителем) тока холостого хода ненагруженного трансформатора, оборудованного устройством РПН, после снятия нагрузки на стороне Потребителя переключатель должен быть установлен в положение, соответствующее номинальному напряжению.

    2.1.19. Допускается параллельная работа трансформаторов (автотрансформаторов) при условии, что ни одна из обмоток не будет нагружена током, превышающим допустимый ток для данной обмотки.

    Параллельная работа трансформаторов разрешается при следующих условиях:

    группы соединений обмоток одинаковы;

    соотношение мощностей трансформаторов не более 1:3;

    коэффициенты трансформации отличаются не более чем на +/- 0,5%;

    напряжения короткого замыкания отличаются не более чем на +/- 10%;

    произведена фазировка трансформаторов.

    Для выравнивания нагрузки между параллельно работающими трансформаторами с различными напряжениями короткого замыкания допускается в небольших пределах изменение коэффициента трансформации путем переключения ответвлений при условии, что ни один из трансформаторов не будет перегружен.

    2.1.20. Для масляных трансформаторов и трансформаторов с жидким негорючим диэлектриком допускается продолжительная нагрузка любой обмотки током, превышающим на 5% номинальный ток ответвления, если напряжение не превышает номинальное напряжение соответствующего ответвления. В автотрансформаторе ток в общей обмотке должен быть не выше наибольшего длительно допустимого тока этой обмотки.

    Продолжительные допустимые нагрузки сухих трансформаторов устанавливаются в стандартах и технических условиях конкретных групп и типов трансформаторов.

    Для масляных и сухих трансформаторов, а также трансформаторов с жидким негорючим диэлектриком допускаются систематические перегрузки, значение и длительность которых регламентируются инструкциями заводов-изготовителей.

    2.1.21. В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах:

    перегрузка по току, % 30 45 60 75 100

    длительность перегрузки, мин. 120 80 45 20 10

    перегрузка по току, % 20 30 40 50 60

    длительность перегрузки, мин. 60 45 32 18 5

    РД 34.20.566 Типовая инструкция по ликвидации нарушений в работе распределительных электрических сетей 0,38-20 кВ с воздушными линиями электропередачи

    МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

    ГЛАВНОЕ научно -ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ

    ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ
    ПО ЛИКВИДАЦИИ
    НАРУШЕНИЙ В РАБОТЕ
    РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ
    ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 0,38 — 20 кВ
    С ВОЗДУШНЫМИ ЛИНИЯМИ
    ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

    СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО ОПЫТА ПО «СОЮЗТЕХЭНЕРГО»

    РАЗРАБОТАНО районным энергетическим управлением «Башкирэнерго»

    СОСТАВИТЕЛИ А.Л. ЛИВШИЦ, А.К. МАТКОВСКИЙ, Ф.Х. УСМАНОВ

    УТВЕРЖДЕНО Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации 17.04.86 г.

    Заместитель начальника К.М. АНТИПОВ

    Настоящая Типовая инструкция предназначена для персонала предприятий электрических сетей и определяет его основные задачи по ликвидации нарушений в работе распределительных электрических сетей 0,38 — 20 кВ, а также порядок ликвидации этих нарушений.

    Типовая инструкция составлена в соответствии с требованиями действующих «Правил техники безопасности при эксплуатации электрических станций и сетей», «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок», инструкций и руководящих указаний по эксплуатации электрических сетей.

    Срок действия установлен

    1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

    1.1 . В настоящей Типовой инструкции рассматривается порядок ликвидации нарушений в работе распределительных электрических сетей 0,38 — 20 кВ (в дальнейшем нарушения в электросетях 0,38 — 20 кВ), отклонений от нормального режима работы, требующих от персонала принятия неотложных мер по их выявлению и устранению, случаев обесточения подстанций 35 — 110 кВ, питающих распределительные электросети 6 — 20 кВ.

    1.2 . В предприятиях электрических сетей (ПЭС) на основе данной Типовой инструкции должна быть разработана местная инструкция, учитывающая особенности электрической схемы, структуры и принятого порядка обслуживания и другие факторы.

    1.3 . За правильную организацию работы персонала по отысканию и ликвидации нарушений в электросетях 0,38 — 20 кВ, за правильное взаимодействие с потребителями и другими предприятиями и организациями, участвующими в ликвидации нарушений (в дальнейшем — смежными организациями), несут ответственность руководители ПЭС и его структурных подразделений: начальники и заместители начальников оперативно-диспетчерской службы (ОДС) и районов электрических сетей (РЭС), мастера участков электросетей.

    За проведение работ по локализации повреждений и других нарушений в электросетях 0,38 — 20 кВ и восстановление электроснабжения потребителей несет ответственность оперативный персонал: дежурный диспетчер ПЭС, дежурный диспетчер РЭС, персонал оперативно-выездной бригады (ОВБ).

    1.4 . Дежурным диспетчер ПЭС (или РЭС), в управлении которого находится электроустановка, где произошло нарушение в работе, единолично принимает решение, отдает распоряжение и координирует действия, участвующего в ликвидации нарушения персонала независимо от присутствия на диспетчерском пункте лиц вышестоящего административного или технического персонала.

    1.5 . Все распоряжения диспетчера ПЭС (РЭС) по вопросам, входящим в его компетенцию (разд. 2 ), должны выполняться персоналом ПЭС (РЭС) и смежных организаций (механизированные колонны, транспортные предприятия и т.д.) немедленно и безоговорочно.

    Если распоряжение диспетчера представляется подчиненному персоналу ошибочным, последний обязан указать на это диспетчеру и выполнить такое распоряжение только после подтверждения.

    Отменить распоряжение дежурного диспетчера РЭС может только он сам или диспетчер ПЭС. Распоряжение дежурного диспетчера ПЭС могут отменить начальник ОДС, главный инженер ПЭС или их заместители.

    1.6 . Распоряжения, угрожающие безопасности людей и сохранности оборудования, не должны выполняться. Об отказе выполнить такое распоряжение оперативный персонал обязан сообщить лицу, отдавшему это распоряжение, а также главному инженеру ПЭС или начальнику ОДС и сделать запись об этом в оперативном журнале.

    1.7 . Указания лиц вышестоящего административного и технического персонала дежурному диспетчеру ПЭС (РЭС) при ликвидации нарушения должны носить, как правило, рекомендательный характер. Действия этого персонала должны согласовываться с дежурным диспетчером и не вызывать возражений с его стороны.

    При неуверенности, медлительности или ошибках диспетчера ПЭС (РЭС) или при возражении с его стороны на указания лица из вышестоящего административного или технического персонажа это лицо может принять руководство ликвидацией аварийного положения на себя или поручить это другому оперативному работнику. Такая передача функций должна быть оформлена в оперативном журнале с последующим уведомлением старшего оперативного лица — дежурного диспетчера энергосистемы или ПЭС. С этого момента отстраненный дежурный диспетчер ПЭС (РЭС) обязан выполнять все распоряжения и указания лица, принявшего на себя руководство ликвидацией нарушений.

    1.8 . Во время ликвидации нарушений на диспетчерском пункте могут находиться руководители ПЭС (РЭС) и те работники, присутствие которых необходимо для ликвидации аварий.

    1.9 . О возникших нарушениях в электросетях 0,38 — 20 кВ, принимаемых мерах и предполагаемых сроках ликвидации повреждений и восстановления электроснабжения потребителей дежурный диспетчер должен сообщить руководству ПЭС и его структурных подразделений, вышестоящему оперативному персоналу, партийным и советским органам на местах и потребителям в порядке, указанном в табл. 1 .

    В рабочее время

    В нерабочее время

    Мастеру участка электросети

    Диспетчер РЭС, немедленно обо всех нарушениях в электросетях 0,38 — 20 кВ закрепленного участка

    Диспетчер РЭС, немедленно о нарушениях в электросетях 0,38 — 20 кВ, связанных с прекращением электроснабжения потребителей или с необходимостью выдачи наряда, организации дополнительных бригад

    Диспетчер РЭС, немедленно обо всех нарушениях в электросетях 0,38 — 20 кВ, связанных с прекращением электроснабжения потребителей

    Диспетчер РЭС, немедленно о нарушениях в электросетях 0,38 — 20 кВ, связанных с прекращением электроснабжения потребителей I категории по надежности, а также зернотоков в период уборки урожая, котельных в отопительный сезон и других подобных объектов (ответственных потребителей) или с прекращением электроснабжения большого числа малоответственных потребителей

    Диспетчер РЭС, немедленно обо всех нарушениях в электросетях 0,38 — 20 кВ, связанных с прекращением электроснабжения потребителей

    Диспетчер РЭС, немедленно

    Диспетчер ПЭС, немедленно обо всех нарушениях в электросетях 0,38 — 20 кВ, связанных с прекращением электроснабжения ответственных потребителей или большого числа малоответственных потребителей. Об остальных нарушениях в электросетях 0,38 — 20 кВ при ежедневном рапорте

    Диспетчер ПЭС, немедленно обо всех авариях, связанных с прекращением электроснабжения большого числа ответственных потребителей или с массовыми отключениями линий 6 — 20 кВ

    Диспетчер ПЭС, немедленно обо всех нарушениях в электросетях 0,38 — 20 кВ, связанных с прекращением электроснабжения большого числа ответственных потребителей или с массовыми отключениями линий 6 — 20 кВ.

    Диспетчер ПЭС при ежедневном рапорте обо всех нарушениях в электросетях 6 — 20 кВ, связанных с прекращением электроснабжения потребителей

    Ответственным лицам потребителей

    Диспетчер РЭС, немедленно обо всех нарушениях в электросетях 0,38 — 20 кВ, связанных с прекращением электроснабжения этих потребителей.

    Диспетчер РЭС, немедленно обо всех нарушениях в электросетях 0,38 — 20 кВ, связанных с прекращением электроснабжения, при наличии у потребителей круглосуточного дежурства персонала

    Диспетчер РЭС, после определения зоны (места) и объема повреждения и ожидаемого срока восстановления электроснабжения при прекращении электроснабжения ответственных потребителей.

    Диспетчер РЭС, руководство РЭС или мастер участка электросети при запросах

    Партийным, советским и хозяйственным органам района

    Руководство ПЭС или РЭС обо всех нарушениях в электросетях 0,38 — 20 кВ, связанных с прекращением электроснабжения ответственных потребителей или большого числа потребителей

    Руководство ПЭС или РЭС при массовых нарушениях в электросетях 0,38 — 20 кВ из-за стихийных явлений, требующих срочной помощи местных органов

    Руководство ПЭС или РЭС, диспетчер ПЭС или РЭС при запросах

    Диспетчер ПЭС или РЭС, руководство ПЭС или РЭС при запросах

    Диспетчер энергосистемы при массовых отключениях линий 6 — 20 кВ.

    Руководство ПЭС при ежедневном рапорте

    По местным инструкциям

    Отделу АСУ энергосистемы

    По местным инструкциям

    1.10 . Взаимодействие персонала ПЭС в процессе ликвидации массовых повреждений в электрических сетях 0,38 — 20 кВ с персоналом потребителей, смежных организаций, а также с партийными, советскими и хозяйственными органами, включая вопросы привлечения персонала и использования техники, должно быть заблаговременно определено взаимно согласованными документами.

    1.11 . Персонал ПЭС и привлекаемый к ликвидации нарушений в электросетях 0,38 — 20 кВ персонал потребителей и смежных организаций должен быть обучен действиям по ликвидации различных нарушений путем проведения работы с ним в соответствии с действующими «Руководящими указаниями по организации работы с персоналом».

    Обучение персонала потребителей и смежных организаций, допускаемого к оперативным переключениям и устранению повреждений в электроустановках энергосистемы, должно быть организовано ПЭС.

    1.12 . На диспетчерских пунктах должен находиться список персонала потребителей и смежных организаций, привлекаемого к ликвидации нарушений в электросетях 0,38 — 20 кВ, с указанием местонахождения этого персонала, способа связи с ним и перечня разрешенных ему действий в электроустановках энергосистемы.

    1.13 . В ПЭС и его структурных подразделениях должен быть создан неснижаемый аварийный запас электрооборудования, запасных частей к нему и материалов в количестве, определяемом действующи ми нормами. Номенклатура аварийного запаса по местам хранения и порядок его использования определяются местными инструкциями.

    1.14 . Оперативно-выездные бригады должны иметь постоянный запас материалов и запасных частей к электрооборудованию. Транспортные средства, закрепляемые за ОВБ, должны быть оснащены средствами радиосвязи с диспетчером, инвентарем, инструментами, такелажными приспособлениями и защитными средствами, необходимыми для устранения небольших по объему повреждений. Рекомендуется дополнительно оснащать ОВБ переносными портативными радиостанциями, которые используются для оперативных переговоров между электромонтером и шофером-электромонтером ОВБ при их нахождении в разных местах. Для возможности выполнения работ в ночное время ОВБ должны быть оснащены средствами местного освещения: дополнительными фарами на автомобилях, аккумуляторными или керосиновыми фонарями и т.д. Радиостанция для связи ОВБ с диспетчером должна быть в состоянии постоянной готовности, непосредственно перед каждым выездом ОВБ с ремонтно-производственной базы следует опробовать ее работу.

    2. ОРГАНИЗАЦИЯ ЛИКВИДАЦИИ НАРУШЕНИЙ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 0,38 — 20 кВ

    2.1 . Для ликвидации нарушений должны быть приняты немедленные меры по:

    устранению опасности для жизни людей и обеспечению сохранности оборудования;

    обеспечению нормальной работы оставшегося под напряжением оборудования;

    восстановлению электроснабжения отключенных потребителей;

    локализации поврежденного участка, отысканию и ремонту поврежденного элемента с последующим восстановлением нормальной схемы электроснабжения потребителей.

    2.2 . При получении информации о нарушении работы оборудования (срабатывание устройств защиты, сигнализации и телемеханики, сообщение потребителей или персонала ПЭС) диспетчер ПЭС (РЭС) должен:

    определить, на каком из объектов произошло нарушение и характер этого нарушения;

    определить наличие опасности для жизни людей и сохранность оборудования и принять меры по предотвращению этой опасности путем организации охраны или усиленного контроля, снижения нагрузки или отключения оборудования;

    определить, какие переключения необходимо выполнить для локализации повреждения и для восстановления электроснабжения потребителей и кто их будет выполнять;

    определить, нужно ли для выполнения переключений привлечение персонала потребителей и (или) смежных организаций;

    решить, кто должен быть привлечен к отысканию повреждения.

    2.3 . Решение о порядке ликвидации нарушения диспетчер должен принимать с учетом наличия и местонахождения персонала ПЭС (РЭС), возможности привлечения смежных организаций и потребителей, схемы сети (наличие и расположение секционирующих и резервирующих коммутационных аппаратов, оснащенность их устройствами автоматики и телемеханики) наличия транспорта и возможности проезда, погодных условий, степени ответственности отключенных потребителей.

    О намеченном порядке действий диспетчер ПЭС (РЭС) должен информировать руководство ПЭС (РЭС) и вышестоящего диспетчера.

    2.4 . Восстановление электроснабжения при прочих равных условиях необходимо начинать с включения тех объектов электросети, от которых осуществляется питание наиболее ответственных из числа отключенных потребителей, а при одинаковой степени их ответственности — тех, от которых обеспечивается электроснабжение наибольшего числа потребителей.

    Для ускорения восстановления электроснабжения ответственных потребителей при необходимости следует организовывать дополнительные оперативные и ремонтные бригады, в том числе с привлечением персонала, высвобождающегося в результате прекращения плановых работ.

    2.5 . При аварийном отключении в одном ПЭС линии 6 — 20 кВ или подстанции 35 — 110 кВ, от которых, помимо потребителей данного ПЭС, питаются потребители соседнего ПЭС, дежурный диспетчер первого ПЭС должен сообщить диспетчеру соседнего ПЭС всю информацию, позволяющую судить о месте и характере повреждения. В дальнейшем диспетчеры обоих ПЭС должны безотлагательно информировать один другого о предпринимаемых действиях, о результатах отыскания и устранения повреждений и о переключениях коммутационными аппаратами, разделяющими обслуживаемые участки электросети.

    Координация действия персонала этих ПЭС осуществляется диспетчером ПЭС — владельца источника питания.

    2.6 . Переключения по локализации повреждения и восстановлению электроснабжения потребителей должен выполнять в первую очередь персонал ОВБ и другой оперативный персонал. Для ускорения восстановления электроснабжения ответственных потребителей в условиях бездорожья при одновременном отключении нескольких линий 6 — 20 кВ и в других подобных случаях к переключениям следует привлекать оперативно-ремонтный персонал.

    2.7 . Отыскание в дневное время места повреждения на отключенном в результате переключений по локализации повреждения участке электросети, к которому подключены потребители, как правило, организуется немедленно. Порядок отыскания места повреждения в темное время суток, при неблагоприятной погоде и на участках, к которым не подключены потребители, определяется местными инструкциями.

    2.8 . Поиск места и устранение повреждения, как правило, должно выполняться ремонтным персоналом.

    Осмотры поврежденных участков электросети силами ОВБ разрешается проводить только при отсутствии других нарушений в электрических сетях 0,38 — 20 кВ РЭС и после восстановления электроснабжения потребителей, подключенных к неповрежденным участкам электросети.

    В случаях, когда повреждение обнаружено ОВБ или его место и характер известны из других источников, ОВБ может по разрешению и под руководством диспетчера выполнять небольшие по объему восстановительные работы (замена изоляторов, вязок и т.д.).

    2.9 . Аварийно-восстановительные работы в электрических сетях 0,38 — 20 кВ должны выполняться по оперативным заявкам на вывод в ремонт соответствующих электроустановок в порядке, предусмотренном действующей «Типовой инструкцией по организации оперативного обслуживания электросетей 0,38 — 20 кВ сельскохозяйственного назначения». Заявку должно подавать лицо, организующее эти работы.

    Заявки на вывод в ремонт электроустановок 6 — 20 кВ подаются диспетчеру ПЭС и разрешаются руководством ПЭС, а в его отсутствие — начальником оперативно-диспетчерской службы либо диспетчером ПЭС в пределах своей смены. Право подавать эти заявки предоставляется руководству РЭС, а в его отсутствие — мастеру участка электросети либо в пределах своей смены — диспетчеру РЭС (при выполнении работ под его руководством).

    Порядок подачи и разрешения заявок на вывод в ремонт электроустановок 0,38 кВ определяется местными инструкциями.

    3. ДЕЙСТВИЯ ПЕРСОНАЛА ПРИ ОБЕСТОЧЕНИИ ПОДСТАНЦИИ 35 — 110 кВ, ПИТАЮЩЕЙ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ 6 — 20 кВ

    3.1 . В случае обесточения подстанции 35 — 110 кВ, питающей распределительные электросети 6 — 20 кВ, диспетчер РЭС должен выяснить у диспетчера ПЭС или у лиц, ответственных за обслуживание подстанции, ожидаемые сроки подачи напряжения.

    3.2 . Диспетчеры ПЭС и РЭС принимают меры по подаче напряжения в сеть 6 — 20 кВ или на отдельные ее участки по резервирующим линиям от других источников питания, если восстановление напряжения на подстанции потребует длительного времени.

    При наличии технической возможности по одной из резервирующих линий 6 — 20 кВ следует подать напряжение на шины обесточенной подстанции для ремонтных нужд, питания устройств связи и остальных отходящих от подстанции линий или части из них.

    3.3 . Если в функции ОВБ РЭС, кроме оперативного обслуживания распределительной электросети 6 — 20 кВ, входит и обслуживание подстанций 35 — 110 кВ, эта ОВБ выполняет, как правило, переключения в такой последовательности, чтобы обеспечить быстрейшую подачу напряжения на обесточившуюся подстанцию.

    3.4 . Варианты схем и режимы работы электросети 6 — 20 кВ при обесточении тех или иных источников питания должны быть разработаны заранее.

    4. ДЕЙСТВИЯ ПЕРСОНАЛА ПРИ АВТОМАТИЧЕСКОМ ОТКЛЮЧЕНИИ ЛИНИИ 6 — 20 кВ

    4.1 . При автоматическом отключении линии 6 — 20 кВ необходимо:

    проверить срабатывание защит по указателям, записать результаты показания фиксирующих приборов, после чего сквитировать их;

    осмотреть оборудование ячейки;

    опробовать линию включением выключателя. Опробование должно производиться независимо от наличия устройства АПВ;

    определить возможную зону повреждения по показаниям фиксирующих приборов, срабатыванию защит и автоматики.

    4.2 . При успешном включении выключателя линии следует проверить наличие нормального напряжения у наиболее ответственных и наиболее удаленных потребителей.

    Решение о необходимости и сроках проведения осмотра линии после ее успешного включения должен принимать начальник РЭС в соответствии с местными инструкциями.

    4.3 . При неуспешном включении выключателя линии следует выявить и локализовать поврежденный участок путем разделения линии на части и поочередного опробования их подачей напряжения.

    4.4 .. При выборе точки разделения линии необходимо учитывать местонахождение привлекаемого к переключениям персонала, наличие и местонахождение транспорта, возможность быстрого проезда к секционирующим коммутационным аппаратам.

    Разделение линии на части при прочих равных условиях должно производиться вблизи подключенных к линии ответственных потребителей с расчетом первоочередного опробования части линии с этими потребителями.

    Зона возможного повреждения должна быть определена диспетчером ПЭС (РЭС) с использованием показаний фиксирующих приборов и информации о зонах действия сработавших защит и указателей поврежденного участка.

    4.5 . После разделения линии на части напряжение для опробования подается на ту ее часть, где по показаниям фиксирующих приборов, срабатыванию защиты и автоматики повреждение не предполагается. Предварительный осмотр этой части линии не требуется.

    При примыкании опробуемой части линии к подстанции, распределительному пункту или секционирующему выключателю напряжение на нее следует подавать включением выключателя. Кроме того, включением выключателя (выключателя нагрузки) следует подавать напряжение, если оставшаяся на опробуемой части линии нагрузка превышает допустимую для коммутации разъединителем. В остальных случаях разрешается подавать напряжение включением разъединителя.

    4.6 . Показателем успешного опробования линии или ее части является удержание ее под напряжением в течение времени, превышающего время срабатывания релейной защиты, а при многократных отключениях (см. п. 4.13 ) — в течение не менее 10 мин.

    4.7 . Если опробование одной части линии прошло успешно, следует приступить к определению и локализации поврежденного участка на другой ее части.

    4.8 . Определение и локализация поврежденного участка могут производиться путем дальнейшего последовательного деления линии или ее части или путем осмотра линии и подключенных к ней трансформаторных пунктов 6 — 20/0,38 кВ (ТП), либо комбинацией этих способов.

    Способ и последовательность определения и локализации поврежденного участка определяет диспетчер, руководящий ликвидацией нарушения, с учетом степени ответственности отключенных потребителей, протяженности, схемы и конфигурации отключенной части линии, возможностей организации осмотра и других конкретных условий. Пример последовательности определения и локализации поврежденного участка дан в приложении.

    4.9 . Информация о повреждении или замыкании участка линии (сельхозмашинами, упавшим деревом), об обрыве провода, возгорании опоры и т.д. является достаточным основанием для быстрейшей локализации этого участка коммутационными аппаратами с последующим включением в работу остальных участков линии 6 — 20 кВ.

    4.10 . Если после локализации поврежденного участка коммутационными аппаратами остаются отключенными ответственные потребители, по решению руководства РЭС может быть произведено дальнейшее разделение этого участка, например, путем рассоединения шлейфов на опоре линии.

    4.11 . После локализации поврежденного участка все отключенные в процессе его определения неповрежденные участки линии включаются под напряжение, а для отыскания места и определения объема и характера повреждения организуется осмотр поврежденного участка.

    4.12 . При возникновении одновременного замыкания на землю на двух разных линиях и автоматическом отключении одной из них или обеих сразу линия с более ответственными потребителями или с большим числом подключенных ТП должна быть включена в работу, а вторая — переведена на питание от другой подстанции (другой секции шин 6 — 10 кВ) либо отключена. Отыскание места замыкания на землю на обеих линиях должно быть организовано в соответствии с указаниями разд. 5 настоящей Типовой инструкции.

    4.13 . В случае многократных отключений линии во время сильного порывистого ветра следует произвести ее осмотр для выявления мест возможных самоустраняющихся замыканий проводов из-за их разрегулирования, задевания деревьями и пр.

    В случае многократных отключений линии в часы максимальных нагрузок потребителей или при запуске крупных электрических двигателей необходимо с помощью самопищущих приборов или по щитовым амперметрам проконтролировать соответствие фактической нагрузки уставкам релейной защиты.

    В других случаях многократных отключений линии необходимо проверить исправность выключателя и его привода, исправность и правильную настройку устройств релейной защиты головного участка и прилежащих элементов сети (секционирующих выключателей, предохранителей ТП). Для выявления неселективности по решению руководства РЭС могут быть отключены все или часть подключенных к линии ТП и их обратное включение произведено только после успешного опробования линии рабочим напряжением.

    5. ДЕЙСТВИЯ ПЕРСОНАЛА ПРИ ЗАМЫКАНИИ НА ЗЕМЛЮ ИЛИ ПРИ ИСЧЕЗНОВЕНИИ НАПРЯЖЕНИЯ НА ОДНОЙ ФАЗЕ В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 6 — 20 кВ

    5.1 . Отыскание места замыкания одной фазы сети 6 — 20 кВ на землю, его локализация или устранение повреждения должны быть произведены как можно быстрее во избежание перехода однофазного замыкания в междуфазное и повреждения других элементов сети. При возникновении замыкания на землю все оперативные переключения в сети 6 — 20 кВ, не связанные с его отысканием, запрещаются.

    5.2 . Отыскание места замыкания на землю следует производить в зоне электрически связанной сети 6 — 20 кВ, включающей воздушные и кабельные линии, ошиновку подстанций и обмотки трансформаторов того же напряжения.

    5.3 . Проверка отсутствия замыкания на землю на ошиновке и трансформаторах 35 — 110/6 — 20 кВ должна производиться в соответст вии с действующими инструкциями по ликвидации аварий в электроустановках подстанций.

    5.4 . Повременная линия 6 — 20 кВ может быть выявлена по показаниям устройств селективной сигнализации либо одним из следующих способов:

    измерением у первых опор линии приборами «Поиск», «Волна», «Зонд» и им подобными (предпочтительный способ);

    поочередным переводом линий на другой источник питания (соседнюю подстанцию, другую секцию шин), если такой перевод не связан с перерывом электроснабжения потребителей;

    поочередным кратковременным отключением линий.

    5.5 . Для отыскания места повреждения на линии должны использоваться приборы «Поиск» или им подобные.

    5.6 . Допускается производить определение и локализацию поврежденного участка путем кратковременных отключений участков электросети или их переводом на другие источники питания.

    При выполнении этих переключений операции с разъединителями разрешается производить, если отключаемая нагрузка не превышает 15 А, а ток замыкания на землю в сети не превышает значений, приведенных в табл. 2.

    Действия персонала при авариях на трансформаторе 6 (10) кВ

    Аварии на понижающих подстанциях и их ликвидация.

    Исчезновение напряжения на шинах подстанций может произойти в результате короткого замыкания (КЗ) на шинах или на любом непосредственно
    подсоединенном к ним оборудовании, в том числе и выключателях.
    При КЗ на линии и отказе в действии релейной защиты или выключателя.
    При неправильном срабатывании защиты шин во время внешнего КЗ, а также в случае аварии на участке сетей энергосистемы.

    Аварии с исчезновением напряжения на шинах подстанций, как правило, ликвидируются автоматически действием АПВ шин, линии, трансформаторов,
    АВР, включающих секционные и шиносоединительные выключатели.

    При отказе или отсутствии автоматических устройств основным методом
    ликвидации аварий на шинах, связанных с прекращением электроснабжения потребителей, является подача напряжения на шины от
    источника, имеющего напряжение.
    Это может быть оставшаяся в работе секция или система шин, линия или трансформатор, отключившиеся от шин, но сохранившие напряжение
    от энергосистемы.
    Напряжение на шины подается однократно (в том числе и после неуспешного действия АВР) дистанционным включением выключателя, а на подстанциях без дежурного персонала — с помощью средств телемеханики.
    Напряжение подается при включенном положении выключателей присоединений, которые питались от шин и в момент исчезновения напряжения
    автоматически не отключались.

    Следует иметь в виду, что напряжение на шины может подаваться при отсутствии
    в РУ эксплуатационного и ремонтного персонала,
    чтобы не подвергать его опасности.
    В случае неуспешной попытки подачи напряжения на шины персонал сообщает
    о своих действиях диспетчеру, внимательно осматривает указатели срабатывания устройств релейной защиты и автоматики, записывает их показания и возвращает сигнальные флажки в исходное положение, производит обход и осмотр оборудования и далее действует в соответствии с указаниями диспетчера.

    Если во время осмотра будет обнаружено поврежденное оборудование, оно отделяется выключателями и разъединителями для того, чтобы на
    неповрежденную часть можно было подать напряжение.
    При восстановлении нормальной схемы подстанции включение под нагрузку транзитных связей разрешается только по распоряжению диспетчера, в оперативном управлении которого находятся эти связи.

    В отдельных случаях оперативному персоналу предоставляется диспетчерскими инструкциями право подачи напряжения по транзитной линии (после проверки отсутствия на ней напряжения) в сторону станции, с тем, чтобы персонал
    станции имел возможность проверить синхронность напряжений
    и замкнуть линию под нагрузку.

    Отключение одного из параллельно работающих трансформаторов или автотрансформаторов одновременным действием газовой и дифференциальной защит происходит, как правило, при повреждении внутри бака трансформатора.

    Первоочередной задачей оперативного персонала в этом случае являются
    проверка загрузки оставшихся в работе трансформаторов и принятие срочных мер
    к ограничению перегрузки, если она превышает допустимые пределы.

    Только после этого производится внешний осмотр трансформатора и отбирается проба газа из газового реле.
    Отбору проб следует уделять особое внимание, так как при анализе неправильно отобранной пробы возможно ошибочное заключение.
    Пробы газа отбираются с помощью специальных аппаратов — аспираторов.

    Если отключение трансформатора произошло от действия одной дифференциальной или газовой защиты, то причина отключения может быть
    и не связана с повреждением трансформатора.

    Дифференциальная и газовая защиты могут сработать неправильно,
    например, при сквозном КЗ.
    В этом случае при исчезновении напряжения у потребителей и отсутствии резервных источников питания отключившийся трансформатор разрешается включить в работу, если внешним осмотром не будет обнаружено
    повреждение и наличие горючего газа в газовом реле.

    При срабатывании газовой защиты трансформатора на сигнал оперативный персонал должен:
    — при наличии резервного трансформатора включить его в работу, а тот,
    на котором подействовала защита, отключить;
    — при отсутствии резерва трансформатор следует осмотреть для выявления
    причины срабатывания газовой защиты.

    При осмотре проверяют уровень масла в расширителе и отсутствие течи масла, характер гула и отсутствие потрескиваний внутри бака и т. д.
    Из реле отбирается проба газа для проверки на горючесть и химического анализа. Если скопившиеся в реле газы негорючие, то трансформатор оставляется в работе.

    Отказ в работе механизма какого-либо из выключателей может быть обнаружен
    при дистанционном опробовании выключателей или поочередном отключении
    их от защит с включением от АПВ.

    Отказ в отключении выключателя при КЗ в цепи, где он установлен, приводит к развитию аварии. Поэтому при обнаружении неуправляемого выключателя последний должен быть выведен в ремонт.
    Отключение в этом случае масляного выключателя производится вручную воздействием на защелку привода.
    Если отключение масляного выключателя с места окажется неуспешным,
    создается схема, при которой разрыв тока в цепи с дефектным выключателем производится с помощью шиносоединительного или обходного выключателя.
    Для вывода из схемы поврежденного выключателя иногда снимают напряжение с рабочей системы шин, если имеется возможность перевода питания потребителей на другой источник питания или другую систему шин

    Ликвидация аварий в главной схеме электростанций.

    Аварии в главной схеме станции относятся к числу наиболее тяжелых аварий,
    так как часто они связаны с потерей генерирующей мощности, понижением частоты, нарушением параллельной работы генераторов, отделением на несинхронную работу и т.д..
    Такие аварии непосредственно отражаются на балансе мощности энергосистемы, поэтому начальник смены станции должен своевременно информировать диспетчера о ходе ликвидации аварии на станции.

    Исчезновение напряжения на главных шинах станции может произойти в
    результате КЗ на оборудовании шин или в случае отказа в отключении
    выключателя одного из присоединений при КЗ на нем.

    В первом случае отключение выключателей произойдет действием дифференциальной защиты шин (ДЗШ),
    во втором — устройством резервирования при отказе выключателей (УРОВ).
    При этом станция или часть ее может отделиться от системы на несинхронную работу с избытком или недостатком (дефицитом) генерируемой мощности.

    В обоих случаях оперативный персонал станции обязан:
    — прежде всего, отрегулировать частоту и напряжение на шинах, оставшихся под напряжением, в пределах установленных норм;
    — проверить питание с. н. станции и потребителей, подключенных к этим шинам.

    Если станция (например, ТЭЦ) отделилась с большим дефицитом мощности и снижением частоты на шинах генераторного напряжения до уровня
    срабатывания автоматической частотной разгрузки (АЧР), то часть
    потребителей отключится автоматически.
    Оперативный персонал в данном случае вводит в работу весь имеющийся у него резерв электрической мощности, использует перегрузку генераторов и другого оборудования до допустимых значений и только после этого проводит осмотр указателей срабатывания устройств релейной защиты и автоматики.

    При отключении главных шин повышенного напряжения действием ДЗШ и исчезновении напряжения на шинах собственных нужд или у потребителей дежурный персонал после проведения указанных выше действий,
    обеспечивающих сохранность и работоспособность оборудования, принимает напряжение на шины от системы, синхронизирует и включает станцию
    на параллельную работу.

    Если подача напряжения на шины окажется неуспешной, начальник смены
    станции сообщает об этом диспетчеру системы и с его разрешения осматривает оборудование, входящее в зону действия ДЗШ.
    При повреждении самих сборных шин оперативный персонал переводит все присоединения на резервную или другую рабочую систему шин и
    сообщает об этом диспетчеру.
    При повреждении любого другого элемента, входящего в зону действия ДЗШ, его отключают разъединителями, а систему шин вводят в работу.

    При снятии напряжения с шин действием УРОВ следует предположить, что на
    одной из цепей, выключатель которой остался включенным, имеется КЗ.
    В этом случае неотключившийся выключатель отключают вручную.

    Если выключатель поврежден и не отключается, его выводят из схемы отключением разъединителей, после чего на шины принимается напряжение, обеспечивается питание собственных нужд (с.н.) и потребителей и далее по распоряжению диспетчера восстанавливается нормальная схема первичных соединений станции.

    Отключение блока генератор — трансформатор действием его защит может произойти как при внутренних повреждениях в генераторе, повышающем и
    рабочем трансформаторе с. н. так и в других элементах блока.

    При этом наряду с отключением выключателей блока, трансформатора с. н. и АГП генератора срабатывают технологические защиты блока, действием которых гасится топка котла и турбина идет на останов (по пару закрываются стопорные клапаны турбины и главные паровые задвижки).
    Питание с. н. отключившегося блока действием АВР переводится на резервный источник. Первейшей обязанностью оперативного персонала является проверка срабатывания АВР и наличия напряжения на шинах 6 и 0,4 кВ отключившегося блока, а также на электродвигателях маслонасосов турбины и уплотнений генератора, валоповоротного устройства, в сети электроприводов задвижек,
    так как от действия этих механизмов зависит сохранность оборудования
    при остановке турбогенератора.
    Если АВР не сработало, оперативный персонал вручную выполняет операции, возложенные на автоматику. После этого выясняется причина отключения блока и
    в зависимости от этого блок выводится в ремонт или готовится к включению в сеть.

    Ликвидация аварий в схеме собственных нужд электростанции.

    Собственные нужды тепловых электростанций являются существенной их частью, так как с помощью различных механизмов с. н. обеспечивается весь
    технологический процесс выработки электрической и тепловой энергии.
    Механизмы с. н. условно разделяют на ответственные, остановка которых вызывает снижение выработки электрической и тепловой энергии или ведет к остановке агрегатов станции, и неответственные, кратковременная остановка которых не оказывает непосредственного влияния на выработку электроэнергии.

    Питание с. н. осуществляется от основных генераторов: крупных двигателей (мощностью 200 кВт и выше), как правило, на напряжении 6 кВ, остальных 0,4—0,6 кВ. Надежность схем питания обеспечивается следующими мероприятиями:

    — выполняется секционирование сборных шин 6 и 0,4 кВ;

    — питание каждой секции шин осуществляется не менее чем от двух источников, из которых один является рабочим, другой — резервным;

    — применяется автоматическое включение резерва как источников питания (резервных трансформаторов, секционных выключателей, реактированных линий), так и резервных механизмов (питательных, циркуляционных, сетевых насосов и др.);

    — при действии АВР обеспечивается самозапуск двигателей всех ответственных механизмов от резервного источника питания;

    — двигатели механизмов одинакового назначения (дымососы, дутьевые вентиляторы и пр.) распределяются по разным секциям с тем, чтобы выход из работы одной секции не приводил к полной остановке агрегата;

    — на крупных станциях блочного типа предусматриваются резервные трансформаторы с. н., подключаемые к шинам повышенного напряжения, имеющим связь с системой. От этих трансформаторов производится пуск первого агрегата станции, а также ее пуск в случае аварийной остановки.

    Кроме того, от каждой системы или секции шин генераторного напряжения
    обычно питается свой источник с. н.
    При такой схеме повреждение на одной из секций не ведет к полной потере питания с. н.

    Применение на генераторах АВР и быстродействующей форсировки возбуждения,
    а также быстродействующих релейных защит от токов КЗ способствует поддержанию на шинах с. н. необходимого уровня напряжения для надежной работы двигателей механизмов с. н.

    Перечисленные мероприятия в значительной степени автоматизируют процесс ликвидации аварий в схемах с.н..
    Повторная подача напряжения на отключившуюся секцию с.н. может оказаться неуспешной лишь в случае крупных разрушений, вызванных КЗ на шинах.
    Все схемы АВР питания с.н. действуют однократно. Обязанностью оперативного персонала при отключении источника питания с.н. является проверка
    срабатывания АВР.
    В случае отказа АВР напряжение на обесточенные шины подается вручную
    толчком без осмотра оборудования.

    Трансформаторы с.н., отключившиеся от действия максимальной защиты, также включаются 1 раз вручную без внешнего осмотра, если напряжение на секцию нельзя подать от источника резервного питания.

    На пылеугольных станциях питатели пыли имеют питание от источников постоянного тока (двигателей-генераторов, выпрямителей), а резервные маслонасосы турбин питаются от аккумуляторных батарей.

    Исчезновение напряжения постоянного тока на одной из секций питателей пыли приводит к прекращению работы половины механизмов пылеприготовления.
    При этом блок автоматически сбрасывает нагрузку до 60—70 % номинальной.
    Если напряжение исчезло при отключении двигателя-генератора, то обычно АВР переводит секцию на питание от аккумуляторной батареи и режим котла восстанавливается; оперативный персонал выясняет причину отключения
    двигателя-генератора и принимает меры к ее устранению.

    Аварии в энергосистемах и их ликвидация.

    Аварии в энергосистемах наносят огромный народнохозяйственный ущерб,
    поэтому ликвидация их должна осуществляться быстро и точно.
    Для этого применяют быстродействующие релейные защиты от токов КЗ и средства противоаварийной системной автоматики:
    — повторного включения линий, трансформаторов и шин, включения резервного оборудования и источников питания, регулирования возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов;
    — регулирования напряжения (АРН), частотной разгрузки, частотного повторного включения (ЧАПВ) и др..

    Массовое внедрение в энергосистемах перечисленных автоматических устройств отражается на работе диспетчера энергосистемы, от которого требуется четкое знание принципов и особенностей работы автоматических устройств при нарушениях режима, быстрая переработка всей поступающей во время аварии информации и столь же быстрое принятие решений, направленных на
    устранение аварийного режима.
    При нормальном функционировании автоматических устройств действия диспетчера сводятся к контролю за их срабатыванием и за установившимся послеаварийным режимом с последующим принятием необходимых мер.
    В случае неисправности того или иного автоматического устройства персонал вынужден дублировать его действие вручную.

    Большое значение при ликвидации аварий приобретает безотказность в работе средств связи и телемеханики. Последнее имеет особое значение при отсутствии на управляемых энергообъектах дежурного персонала.

    Типичными явлениями, с которыми обычно бывают связаны аварии в энергосистемах, являются понижения частоты и напряжения.
    В результате обоих этих явлений возможно возникновение асинхронного режима, качаний и разделение систем на части.

    Понижение частоты возникает при нарушении баланса между генерацией и потреблением активной мощности.
    При дефиците мощности, вызванном отключением крупных генераторов или
    станций и отсутствием в системе резерва, частота снижается в зависимости от состава генерирующей мощности и нагрузки ориентировочно на 1 %
    при изменении нагрузки на 1—3 %.

    Понижение частоты снижает производительность машин у потребителей и механизмов с.н. на станциях, что в свою очередь вызывает дальнейшее
    снижение вырабатываемой генераторами мощности.

    Для предупреждения системных аварий, связанных с внезапным понижением частоты, применяются устройства автоматического включения и загрузки
    резервных гидрогенераторов, перевода в активный режим гидрогенераторов, работающих в режиме синхронных компенсаторов.

    Набор нагрузки резервными генераторами сокращает дефицит мощности в системе, но не во всех случаях устраняет начавшийся процесс снижения частоты.
    В помощь автоматическим устройствам загрузки генераторов в энергосистемах установлены устройства для автоматической разгрузки (т. е. отключения части потребителей) при снижении частоты.
    Разгрузка производится несколькими очередями в диапазоне частот срабатывания 48—46,5 Гц с интервалами по частоте 0,1— 0,2 Гц.
    Автоматическая частотная разгрузка должна обеспечить уровень частоты
    в системе не ниже 49 Гц.
    Дальнейшее повышение частоты до номинальной осуществляется диспетчером вводом резервной мощности, а при отсутствии — ограничением и отключением наименее ответственных потребителей.

    Важнейшим мероприятием при понижении частоты в пределах 48—45 Гц является выделение на независимое от энергосистемы питание с. н. электростанций,
    чтобы устранить угрозу нарушения нормальной работы их оборудования.
    Для этого предусматриваются специальные схемы, в которых часть генераторов станций при заданной частоте отделяется от системы (автоматически или вручную дежурным персоналом станции) со сбалансированной нагрузкой с. н. и части потребителей, не допускающих резкого изменения частоты.

    Понижение напряжения может сопутствовать понижению частоты, но может произойти и независимо от нее.
    При одновременном понижении частоты и напряжения последнее снижается примерно на 1 % при понижении частоты на 1 Гц.

    Напряжение может понижаться в той или иной части энергосистемы при
    недостатке в ней реактивной мощности.
    В этом случае оперативный персонал станций и подстанций с синхронными компенсаторами самостоятельно, не дожидаясь распоряжения диспетчера, повышает реактивную нагрузку генераторов и синхронных компенсаторов,
    пользуясь таблицами допустимых перегрузок.

    При глубоком снижении напряжения независимо от причины, по которой оно произошло, срабатывают устройства автоматического регулирования
    возбуждения и быстродействующей форсировки возбуждения (БВ) генераторов
    и синхронных компенсаторов, временно поднимая реактивную мощность.

    Однако допустимое время форсированной работы незначительно (для крупных турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток 20 с).
    Поэтому в условиях, когда срабатывает форсировка возбуждения генераторов, диспетчер обязан действовать особенно быстро, так как промедление с восстановлением напряжения может привести к отключению перегруженных генераторов от сети и дальнейшему ухудшению положения в системе.

    Асинхронный режим в энергосистеме может возникнуть в результате междуфазного КЗ, потери возбуждения (полной или частичной) мощным генератором и т. д.
    При этом вышедшие из синхронизма генераторы или части энергосистемы продолжают оставаться соединенными между собой, но работают с разными частотами и между ними происходит периодический обмен потоками мощности. Признаками асинхронного режима являются качания стрелок вольтметров, амперметров в цепях генераторов, линий и трансформаторов вслед за изменением направления потока мощности.
    Число периодов качаний в секунду равно разности частот в выпавших из синхронизма частях. В точках, близких к так называемому электрическому центру качания, наблюдаются наибольшие колебания напряжения.
    Асинхронные режимы могут устраняться самопроизвольно в течение нескольких секунд. Если же ресинхронизация затягивается, то для восстановления синхронизма понижают частоту в части системы, где она повысилась, и повышают там, где частота понизилась. При разности частот от 1 до 0,5 Гц вышедшие из синхронизма части (станции) обычно втягиваются в синхронизм.

    Ресинхронизация обеспечивается действием АЧР в части системы с пониженной частотой и автоматической разгрузкой генераторов в части системы с повышенной частотой. Кроме того, для ликвидации асинхронного режима на транзитных линиях устанавливаются делительные защиты, разделяющие части энергосистемы, вышедшие из синхронизма.

    Если в течение 2—3 мин синхронизм в системе восстановить не удается, диспетчер разделяет энергосистему на несинхронно работающие части. После установления нормального режима в разделенных частях их синхронизируют и включают на параллельную работу.
    Разница частот при замыкании несинхронно работающих частей допускается
    не более 0,5 Гц.

    При ликвидации аварийных режимов диспетчер энергосистемы пользуется прямой телефонной связью со всеми управляемыми энергообъектами, а также радиосвязью. Оперативные переговоры записываются на магнитную ленту.
    В создавшейся аварийной ситуации диспетчер ориентируется по мнемонической схеме системы, изображенной на диспетчерском щите.
    Щиты оснащены средствами телесигнализации положения отключающих
    аппаратов, а в некоторых случаях и средствами телеуправления.
    Имеются устройства телеизмерения наиболее важных электрических величин: частоты, активной мощности станций, напряжения в контрольных точках
    системы, нагрузки по линиям и др.

    В настоящее время различные устройства телеинформации сопрягаются с устройствами отображения ее на электронно-лучевых трубках.
    Обработка и воспроизведение получаемой диспетчером информации
    производятся с помощью ЭВМ.

    Релейная защита силовых трансформаторов 6-10/0,4кВ: виды, ПУЭ

    В любой электрической подстанции силовые трансформаторы являются наиболее ответственными элементами. Сам по себе трансформатор – это то статическое электромагнитное устройство, имеющее две или более индуктивно связанные обмотки на каком-либо магнитопроводе и предназначенное для преобразования посредством электромагнитной индукции одной или нескольких систем (напряжений) переменного тока в одну или несколько других систем (напряжений), без изменения частоты. В настоящее время имеют распространение комплектные трансформаторные подстанции (КТПН) и БКТП (в бетонной оболочке).

    В любой электрической подстанции силовые трансформаторы являются наиболее ответственными элементами. Сам по себе трансформатор – это то статическое электромагнитное устройство, имеющее две или более индуктивно связанные обмотки на каком-либо магнитопроводе и предназначенное для преобразования посредством электромагнитной индукции одной или нескольких систем (напряжений) переменного тока в одну или несколько других систем (напряжений), без изменения частоты. В настоящее время имеют распространение комплектные трансформаторные подстанции (КТПН) и БКТП ( в бетонной оболочке).

    Трансформаторы преобразуют напряжение от генерирующей электроэнергию установки до конечного потребителя. Понижение осуществляется каскадно, через несколько этапов, что увеличивает количество силовых трансформаторов в десятки раз. Чтобы защитить трансформаторы от аварий при коротких замыканиях и перегрузках – выполняется релейная защита трансформаторов.

    Параметры силовых трансформаторов

    Для выбора типа защиты трансформаторов от короткого замыкания, необходимо определиться с его параметрами. Большая их часть и самая важная отражена в паспорте или на шильде самого силового или измерительного трансформатора. В соответствии с ГОСТ 11677—85 «Трансформаторы силовые» принята единая структурная схема условного обозначения трансформаторов:

    • О – однофазный;
    • Т – трехфазный;
    • М – масляный;
    • С – сухой;
    • З – защитное исполнение;
    • Г – герметичное;
    • Н – возможность регулирования под нагрузкой.

    После буквенной части обозначения через тире указывается номинальная мощность силового трансформатора в киловольт-амперах (кВ-А), затем через дробь — класс напряжения стороны высшего напряжения (ВН) в киловольтах (кВ) и далее через тире — климатическое исполнение и категория размещения оборудования по ГОСТ 15150—69:

    • У — для умеренного климата;
    • ХЛ — холодного;
    • Т — тропического;
    • 1 — для работы на открытом воздухе;
    • 2 — для работы в помещениях, где температура и влажность такие же, как на открытом воздухе;
    • 3 — для закрытых помещений с естественной вентиляцией;
    • 4 — для работы в помещениях с искусственным регулированием климата;
    • 5 — для работы в помещениях с повышенной влажностью.

    Номинальные мощности силовых трансформаторов должны соответствовать ГОСТ 9680—77. Трансформаторы масляные 10 кВ для питания электроприёмников выпускаются с номинальной мощностью до 2,5 MB-А, а для связи между электросетями разных напряжений — до 6,3 МВ-А: например, 25, 40, 63, 100, 160, 250, 400, 630 кВ-А, а также 1; 1,6 и 2,5 МВ-А. Трансформаторы сухие (ТСЗ) выпускаются с номинальной мощ-ностью 160, 250, 400, 630 кВ-А, а также 1 и 1,6 МВ-А.

    Виды защит силовых трансформаторов

    Трансформаторы 10/0,4 кВ в сельских и городских распределительных электрических сетях мощностью до 0,63 MB-А включительно, как правило, защищаются плавкими предохранителями на стороне 10 кВ и весьма часто также плавкими предохранителями на стороне 0,4 кВ. Автоматические воздушные выключатели предназначены для автоматического отключения электрических цепей до 1000 В при токах КЗ и перегрузках.

    Релейная защита силовых трансформаторов мощностью 1000кBА и выше от ненормативных показателей напряжения, короткого замыкания и так далее, подразделяется на виды: продольная дифференциальная, токовая защита трансформатора без задержки времени, газовая, максимальная токовая защита со стороны питания, специальная токовая защита нулевой последовательности, специальная резервная максимальная токовая защита трансформатора, максимальная токовая защита в одной фазе, защита (сигнализация) от однофазных замыканий на землю в обмотке или на выводах трансформатора, а также на питающей линии 10 кВ.

    Вид защиты зависит от угрозы. Так, продольная дифференциальная защита применяется для ликвидации последствий короткого замыкания на трансформаторах начиная с мощности 6,3 MBА, иногда устанавливается и на маломощных силовых трансформаторах в том случае, если понижение напряжения идет большими перепадами. Минимальное значение — 1 MBА. Токовая отсечка без выдержки времени также применяется как защита от короткого замыкания со стороны питания и является альтернативой продольной дифференциальной защиты силовых трансформаторов.

    Защита от всех видов повреждений внутри кожуха трансформатора обеспечивается газовой защитой. В соответствии с ГОСТ 11677—85 газовое реле устанавливается на всех масляных трансформаторах с расширителем начиная с мощности 1 MBА, сухие силовые трансформаторы оборудуются системой манометрической защиты.

    Максимальная токовая защита ( МТЗ) силового трансформатора со стороны питания защищает от короткого замыкания на выводах и внутри трансформатора, при повреждениях шин щита НН и на отходящих линиях НН (низкое напряжение). Специальная токовая защита нулевой последовательности используется, если трансформатор низкого напряжения работает с глухозаземленной нейтралью. Специальная резервная максимальная токовая защита применяется при опасности межфазных коротких замыканий в силовых трансформаторах низкого напряжения в тех случаях, когда в зонах дальнего резервирования максимальной токовой защиты обнаружена недостаточная чувствительность к коротким замыканиям. И, наконец, максимальная токовая защита в одной фазе — от сверхтоков, обусловленных перегрузкой; устанавливается на трансформаторах начиная с мощности 0,4 MB-А, у которых возможно возникновение перегрузки после отключения параллельно работающего трансформатора или подключения дополнительной нагрузки в результате действия сетевого или местного устройства АВР.

    Итак, для силовых трансформаторов больше 1 кВ релейная защита требуется для того, чтобы исключить выход из строя подстанции при следующих аварийных ситуациях:

    • 1. Появление сверхтоков в обмотках при перегрузке;
    • 2. Появление сверхтоков из-за внешних КЗ;
    • 3. Многофазные КЗ в обмотках и на их выводах;
    • 4. Однофазные замыкания на землю;
    • 5. Понижение уровня масла (вытекание масла из кожуха трансформатора);
    • 6. Внутренние повреждения трансформатора, в частности – витковых замыканий.

    К числу внутренних повреждений силовых трансформаторов относится «пожар стали». Это повреждение магнитопровода, связанное с замыканием листов стали, повреждением изоляции стяжных болтов, вообще возникновение любых замкнутых контуров в теле силового трансформатора. Вихревые потоки в новообразованных замкнутых контурах приводят к повышению температуры трансформатора, выделению газа серого или буроватого цвета, который образуется в газовом реле и довольно горюч – при поджоге воспламеняется. Трансформаторное масло начинает проходить через процесс крекинга – разложения: становится густым и темным, приобретает специфический резкий запах.

    Важно при выполнении работ по защите учитывать слабые места трансформатора, чтобы выбрать оптимальный вариант. Для оценки потенциала аварийности, используются следующие критерии анализа и оценки: броски тока намагничивания при включении трансформатора под напряжение, влияние коэффициента трансформации и схем соединения обмоток трансформатора.

    Релейная защита трансформаторов

    Релейная защита осуществляется с помощью вторичных реле прямого или косвенного действия. Вторичные реле подключены не напрямую, а через измерительные транс-форматоры тока и напряжения. РПД имеют две функции – электромагнита отключения выключателя и измерительного органа напряжения. РПД делятся на токовые реле прямого действия мгновенные и с выдержкой времени. Такие реле используются для трансформаторов на 6 и 10 кВ с выключателем высокого напряжения. Принцип их действия заключается в токовой отсечке и защите. Мощность силовых трансформаторов с РПД не должна превышать 1,6 MB-А, поскольку, в отличие от РКД (реле косвенного действия), реле прямого действия имеют меньшую чувствительность, и могут просто не успеть сработать.

    Релейная защита с помощью реле косвенного действия строится на системе измерительных реле, которые непрерывно получают информацию от трансформаторов тока и напряжения (ТТ и ТН) на 10/0,4 кВ, 10/6 кВ, 10/10 кВ. Сложная функциональная схема удорожает производство, но многократно повышает эффективность работы. Принцип действия состоит в следующем: когда ток или напряжение на одном из реле силового трансформатора достигнет предела, установленного заранее, реле срабатывает и посылает сигнал на логическую часть системы. Предельное значение тока или напряжения называется «параметром срабатывания» или «установкой». Предустановки реле на силовых трансформаторах должны быть изменены в соответствии с потребностями энергоустановки.

    В отличие от аналоговой части, логический орган релейной защиты силовых трансформаторов от короткого замыкания и иных нарушений функционала работает по принципу алгоритмизации получаемых сигналов. В нее задаются четыре операнда: сложения, умножения, отрицания и задержки. Например, при максимальной токовой или дифференциальной защите трансформатора параллельное соединение замыкающих контактов 2-3 реле аналогично логическому элементу «ИЛИ». При срабатывании одного из токовых реле пучка, включается защита трансформатора.

    Умножение сигнала, или операнд «И», аналогичен последовательному соединению токовых реле. Он используется в схеме максимальной токовой защиты при скачках напряжения. Чтобы защита сработала, необходимо превышение установки не только силы тока, но и напряжения. Более сложный логический элемент – «НЕ» — предупреждает срабатывание элемента системы при отказе другого элемента. В частности, при повреждении кожуха трансформатора срабатывает газовая, либо дифференциальная релейная защита. При этом необходимо исключить возможность повторного автоматического включения силового трансформатора, т.н. автоматическое повторное включение (АПВ). Для этого в систему реле включаются, наряду с контрольными, размыкающие реле, которые при срабатывании схемы отрицания включаются и разрывают выходную цепь устройства, исключаемого из схемы работы. Задержка срабатывания системы осуществляется с помощью реле времени.

    Логическая часть релейной защиты: принцип работы

    Работа логической части релейной защиты силовых трансформаторов заключается в использовании поступившей информации для запуска серии последовательных логических комбинаций, позволяющих отключить поврежденный трансформатор со всех сторон; блокировать выходы на устройства, которые должны замереть; перекинуть рабочие цепи функционирующих устройств на другой путь. Система, как уже говорилось выше, имеет сигнальные органы, исполнительные органы, логическую часть и оперативный источник питания. Снабжение системы релейной защиты оперативным током обеспечивает срабатывание всех ее частей, а также электромагнитов управления коммутационных аппаратов.

    С учетом того, что оперативный ток должен поступать и в аварийных ситуациях, его источниками на подстанции должны быть аккумуляторные батареи — как источники постоянного тока, так и измерительные трансформаторы тока и напряжения и ТСН (трансформатор собственных нужд) — как источники переменного тока. Выпрямленный ток поставляется через блоки питания, как токовые, так и напряжения. Могут быть использованы выпрямительные устройства аналогичного типа. Ток разряда конденсаторов для релейной защиты поступает от блоков конденсаторов.

    Рекомендуется для питания релейной защиты силовых трансформаторов использовать источник постоянного тока – аккумуляторную батарею, как самый надежный элемент из перечисленных. Это источник автономный, но, к сожалению, имеющий ограниченную емкость, мало применимую для подстанций распределительных сетей в силу дороговизны и ненадежности. Хотя именно аккумуляторная батарея обеспечивает срабатывание реле даже при полном отключении питания.

    Для питания релейной защиты через измерительные трансформаторы, необходимо использовать одновременно все три типа: ТН, ТТ и ТСН, что обусловливается спецификой нарушений – снижение напряжение на подстанции до нуля, например, при многократных коротких трехфазных замыканиях, требует использования тока от ТН. ТТ обеспечивает работу электромагнитов управления – такая схема называется «схемой с дешунтированием электромагнитов управления». С другой стороны, ТСН, например, может вполне справится с питанием защиты в случае виткового замыкания. При уходе масла из кожуха трансформатора достаточно будет включения ТН. Тем не менее, поскольку аварийные ситуации непредсказуемы, использовать измерительные трансформаторы в комплексе релейной защиты – необходимо.

    Питание выпрямленным оперативным током, по сути, похоже на использование аккумуляторных батарей. Применяется оно для силовых трансформаторов меньше 10кВ. Конденсаторы включаются при полном отключении подстанции, когда необходимо обеспечить функционирование релейной защиты, автоматики, части электродвигателей, что облегчает запуск подстанции при повторном пуске электроэнергии. Самозапуск электродвигателей – основная задача применения блоков конденсаторов.

    Дешунтирование электромагнитов от включения

    Шунтирование электромагнитов производится специальным размыкающим реле, которое прерывает рабочий ток при превышении показаний установок силового трансформатора. Шунтирующий контакт обычно дублируется вторым, чтобы при повторном срабатывании цепи, ток не пробил защиту элемента, поскольку возможность излишнего срабатывания существует. Вторичный ток в таком случае проходит только через первое реле и не замыкает второе. Релейная защита силовых трансформаторов с дешунтированием электромагнитов строится на основе использования двух типов реле: индукционных реле косвенного действия и специальных промежуточных реле.

    Индукционные реле в системе защиты трансформаторов предназначены для выстраивания простейшей двухступенчатой системы защиты Т10кВ. Принцип их работы – токовая отсечка мгновенного действия и максимальная токовая защита с обратнозависимой от тока выдержкой времени.

    Специальные промежуточные реле силовых трансформаторов предназначены для дифференциальной защиты или максимальной токовой защиты трансформатора с независимой от тока выдержкой времени. Они оборудованы встроенным маломощным выпрямительным устройством.

    Защита трансформаторов от сверхтоков в обмотках, обусловленных внешними короткими замыканиями

    Максимальная токовая защита – вид релейной защиты, который используется чаще всего, поскольку позволяет исключить выход объекта из строя вследствие внешних коротких замыканий. МТЗ предполагает два варианта реализации: с пуском реле от минимального напряжение, или без пуска. Она применяется только на трансформаторах мощностью до 1000 кВА, что связано с низкой чувствительностью системы. Повышающие трансформаторы должны быть оборудованы для защиты от внешних КЗ системами другого плана: токовой защитой нулевой последовательности, либо все той же максимальной токовой защитой с пуском реле от минимального напряжения. Обычно они дополняются токовыми реле защиты генераторов. Однофазная максимальная токовая защита используется для нескольких параллельно работающих трансформаторах мощностью по 400 кВА. На необслуживаемых подстанциях защита может выполняться с действием на автоматическую разгрузку или отключение трансформатора.

    В целом, многообразие релейной защиты силовых трансформаторов при обеспечении индивидуального питания в случае обесточивания подстанции, позволяет выбрать наиболее оптимальную по цене и эффективности схему: чем слабее трансформатор, тем менее чувствительная, а, значит, более дешевая система может быть поставлена. Для сельских электросетей от 0,38кВ достаточно автоматических выключателей типа АП-50, А3124, А3134, А3144, А3700 или блоков «предохранитель-выключатель» типа БПВ-31-34 с предохранителями типа ПР2. Более мощные трансформаторы требуют наличия дублирующих сетей и элементов для дешунтирования, а также наличия независимых источников тока – аккумуляторных батарей или конденсаторов. В случае, если требуется мгновенное отключение тока, используются дополнительные выносные релейные защиты с расцепителем нулевого напряжения.

    Релейная защита эффективна и для силовых сетей с радиальной схемой подключения и одним источником питания: реле максимальной токовой защиты устанавливаются на каждой линии и обеспечивают бесперебойное функционирования остальных, вне зависимости друг от друга.

    Анализ аварии на подстанции

    Появление токов и напряжений обратной последовательности. Анализ симметричных составляющих программой «Waveform.exe». Отключение секционника при успешном автоматическом повторном включении. Действия оперативного персонала при аварии на подстанции.

    Рубрика Физика и энергетика
    Вид контрольная работа
    Язык русский
    Дата добавления 12.10.2012
    Размер файла 598,8 K

    Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

    Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

    Размещено на http://www.allbest.ru/

    Размещено на http://www.allbest.ru/

    Задание на домашнюю работу

    Основные пункты выполнения задания

    1. Открыть файл аварийного режима программой «Oscill2k.exe», уточнить название подстанции и ознакомиться с составом зарегистрированных переменных.

    2. Программой AutoCAD открыть файл схемы Свердловэнерго, найти свою подстанцию и найти её на схеме соответствующей РЭС.

    3. Ознакомиться со схемой подстанции, её связями с соседними подстанциями и питающими станциями. Сделать вырезку района подстанции для анализа аварии и отчета по заданию.

    4. По материалам программы «Oscill2k.exe» выполнить предварительный анализ вида и места аварии, определить направление токов КЗ и остаточные значения напряжений, используя фазы и модули токов и напряжений.

    5. Перейти к программе «Waveform.exe». Предварительно программу переписать на рабочий стол. Детализировать режим по пункту 4, используя временные метки начала и конца отдельных режимов, векторные диаграммы и спектр сигналов. Все доводы иллюстрировать осциллограммами токов и напряжений. Использовать при анализе законы Кирхгофа.

    6. В пункте 5 обратить внимание на сложные виды КЗ, переход из одного вида в другой, каскадное отключение КЗ. Объяснить появление токов и напряжений обратной и нулевой последовательности, построить векторные диаграммы фазных, линейных и симметричных составляющих для шин и линий заданной подстанции.

    7. При оформлении отчета использовать сервисные функции программ Бриза и стандартный Word. В конце отчета сформулировать краткие выводы. Титул отчета — стандартный.

    Аварийная ситуация — Сухой Лог 18, используется регистратор аварийных событий, установленный на подстанции Сухой Лог-110. Вырезка сети, относящейся к данной подстанции, приведена на рисунке 1. Согласно данным программы «Oscill2k.exe» происходит однофазное замыкание на землю фазы В, данный вывод обусловлен тем, что происходит в момент аварии происходит резкое увеличение тока в фазе В почти по всем линиям, кроме того снижается напряжение в фазе В. Так же появляется большая нулевая составляющая тока, появление «земляных» токов говорит о присутствии однофазного замыкания на землю. Местом аварии является фаза В линии Сухой Лог — Фарфоровая-2. Данный вывод объясняется следующими факторами — лишь по линиям в сторону подстанции Фарфоровая токи отстают в от напряжения, по остальным линиям ток напротив опережает напряжение, что говорит о том, что по линиям в сторону Фарфоровой ток вытекает, а в по остальным линиям втекает на подстанцию. Так же данные вывод подтверждает направление тока через ШСВ (соответствует от СШ 1 к СШ 2), что говорит о том, что идет подпитка в сторону Фарфоровой. Меньшее (в 2 раза) значение тока в фазе В по линии Фарфоровая-1 говорит о том, что КЗ происходит не на этой линии, много возросшее значение тока объясняется тем, что через подстанцию Фарфоровая ток, текущий по линии Фарфоровая -1 утекает к месту КЗ на линии Фарфоровая-2 ( с противоположной стороны). Меньшее значение тока обусловлено большим сопротивлением до места КЗ по пути по линии Фарфоровая-1. Данные токи наблюдаются до момента времени t=100мс. Затем ток именно в линии Фарфоровая-2 исчезает (что так же подтверждает то, что КЗ именно на этой линии; небольшой ток в размере 1-2 А объясняются погрешностями и емкостными токами). В момент времени порядка t=2900 мс происходит АПВ линии, причем со стороны Фарфоровой (так как токи выросли по Фарфоровой -1 и остальным линиям, но не по контролируемому концу фарфоровой-2), но оно неуспешно, КЗ на линии Фарфоровая-2 продолжается, поэтому ее снова отключаем. Затем в момент времени t=4750 мс происходит успешное АПВ линии, она возвращается в работу, после чего ее загружают (в несколько раз больше, чем Фарфоровую-1, видимо, отключая ШСВ на п/с Фарфоровая). Скрины из программы «Oscill2k.exe», приведенные ниже, подтверждают приведенные выше выводы.

    Токи и напряжения в фазе В при КЗ приведены на рисунке 2.

    Детализируем полученные результаты с помощью «Waveform.exe». Правильность определения фаз токов относительно напряжения шин в момент первого КЗ подтверждается скриншотом, приведенным ниже:

    Проверим выполнение закона Кирхгофа для шин ПС Сухой Лог в режиме первого КЗ:

    Невыполнение закона Кирхгофа обусловлено тем фактом, что присутствуют погрешности работы у ТТ, ТН и самом регистраторе аварийных событий, видимо, это особенно касается правильности определения фазы, точно определяется только взаимоположение векторов.

    После неуспешного АПВ:

    Проверим выполнение закона Кирхгофа для шин ПС Сухой Лог в режиме «второго» КЗ, Фарфоровую-2 не учитываем, так как со стороны Сухого Лога она отключена, указание на наличие тока в линии обусловлено погрешностями в работе регистратора.

    Успешное АПВ и раздельная работа на ПС Фарфоровой:

    Проверим выполнение закона Кирхгофа для шин ПС Сухой Лог после успешного АПВ:

    Как видно, уменьшившаяся погрешность говорит о том, что погрешности ТТ, ТН и регистратора аварийных событий растут при росте токов.

    Первое КЗ (t=100мс)

    Неуспешное АПВ (t=3000 мс)

    Успешное АПВ (t=5000 мс)

    Отсутствие КЗ подтверждается фактическим отсутствием напряжения нулевой последовательности.

    Первое КЗ (t=100мс)

    Неуспешное АПВ (t=3000 мс)

    Успешное АПВ (t=5000 мс)

    Проверим правильность расчета симметричных составляющих, используя данные по фазам (с учетом обратного отсчета углов в программе Waveform.exe):

    Как видно из результатов расчета неправильно определяются симметричные составляющие видимо в виду того, что не учитывается тот факт при программном расчете, что фазы величин в данной версии программы берутся с обратным знаком. Расхождения по углам так же обусловлены приведенным выше фактом, а так же более точным расчетом («тянут» больше знаков) и более точными исходными данными (величинами).

    Первое КЗ (t=100мс)

    Неуспешное АПВ (t=3000 мс)

    ток напряжение автоматический включение

    Успешное АПВ (t=5000 мс)

    Первое КЗ (t=100мс)

    Неуспешное АПВ (t=3000 мс)

    Успешное АПВ (t=5000 мс)

    Первое КЗ (t=100мс)

    Неуспешное АПВ (t=3000 мс)

    Успешное АПВ (t=5000 мс)

    Первое КЗ (t=100мс)

    Неуспешное АПВ (t=3000 мс)

    Успешное АПВ (t=5000 мс)

    Первое КЗ (t=100мс)

    Неуспешное АПВ (t=3000 мс)

    Успешное АПВ (t=5000 мс)

    Линейные напряжения СШ

    Первое КЗ (t=100мс)

    Неуспешное АПВ (t=3000 мс)

    Успешное АПВ (t=5000 мс)

    1. Появление токов и напряжений обратной последовательности объясняются тем, что в следствии несимметричного режима в сечении на землю ток только в поврежденной фазе, а в остальных фазах нет, поэтому раскладывая на симметричные составляющие мы получим 3 составляющих тока: нулевой, прямой и обратной последовательности. Наличие нулевой последовательности обусловлено существованием контура для протекания тока нулевой последовательности (иначе говоря — наличием нормально заземленных нейтралей). Так же есть и контур для протекания токов обратной последовательности (как правило, примерно равен сопротивлению прямой последовательности).

    2. Можно сделать вывод о том, что при использовании функции векторная диаграмма программы «Waveform.exe» на экран выводится не значение 3I, а значение I, данный вывод основан на том, что согласно выводам из граничных условиях I1= I2= I, поэтому невозможно предположить, что бы по все линиям текло 3I сопоставимое с I1 и I2.

    3. Согласно представленному выше расчету и результатам анализа по симметричным составляющим, при анализе симметричных составляющих программой «Waveform.exe» происходит не правильное разложение, программа путает обратную и прямую последовательности, что обусловлено тем, что программа не учитывает тот факт, что в этой программе фазы берутся с обратным знаком. Расхождения по углам так же обусловлены приведенным выше фактом, а так же более точным расчетом («тянут» больше знаков) и более точными исходными данными (величинами).

    4. В целом результаты анализа по данным программы «Waveform.exe» соответствуют результатам анализа по данным программы «Oscill2k.exe», различия обусловлены работой программ.

    5. Первый закон Кирхгофа не выполняется в виду неточностей работы программ, а так же погрешностями измерений. Можно предположить, что в виду фактической невозможности как чисто емкостных, так и чисто емкостных токов в сети можно предположить, что в программе не учтена схема соединения трансформаторов тока (группа соединений трансформаторов тока), что приводит к уменьшению угла опережения на 30° или 60°. Кроме того, можно предположить, что ввиду неправильного коэффициента трансформации (возможно и вероятно — именно на этой линии в виду наименьших значений токов по этим линиям) и возникает невыполнение I закона Кирхгофа.

    6. Можно предположить, что предполагаемой отключение секционника при успешном АПВ объясняется либо неправильными действиями оперативного персонала при аварии, либо эти действия выполнены по указанию вышестоящих организаций и обусловлено режимом сети. Высокий уровень токов по линии Фарфоровая-2 при успешном АПВ, с уменьшением в 3 раза токов во всех 3 фазах обусловлены, по всей видимости, затяжным пуском АД потребителей, питающихся от ПС Фарфоровая.

    7. Тот факт, что АПВ не действует со стороны ПС Сухой Лог обуславливается, по всей видимости, блокировкой АПВ со стороны Сухого Лога, она снимается только при успешном АПВ со стороны ПС Фарфоровая, что и произошло при 2 АПВ.

    Размещено на Allbest.ru

    Подобные документы

    Выбор структурной схемы (число, тип и мощность трансформаторов связи), расчет токов короткого замыкания. Общие сведения о релейной защите подстанции и принципы ее формирования. Разработка фильтра напряжения обратной последовательности, его схема.

    дипломная работа [3,3 M], добавлен 08.07.2012

    Выбор электрических схем распределительных устройств всех напряжений. Выбор схемы питания собственных нужд подстанции. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов: выключателей, разъединителей. Выбор шин и ошиновок на подстанции.

    курсовая работа [1,8 M], добавлен 15.10.2012

    Структурная схема тяговой подстанции. Разработка однолинейной схемы тяговой подстанции. Расчетная схема тяговой подстанции. Расчет максимальных рабочих токов основных присоединений подстанции. Выбор коммутационных аппаратов. План тяговой подстанции.

    курсовая работа [1,9 M], добавлен 18.05.2010

    Характеристика действующей подстанции «Сорокино», ее положение в Единой энергетической системе. Анализ схемы электрических соединений, элементов подстанции и техническая решения по замене устаревшего оборудования. Выбор трансформаторов, расчет токов КЗ.

    дипломная работа [1,2 M], добавлен 09.06.2011

    Обоснование целесообразности реконструкции подстанции. Выбор мощности трансформаторов трансформаторной подстанции. Расчет токов короткого замыкания и выбор основного оборудования подстанции. Расчетные условия для выбора электрических аппаратов.

    дипломная работа [282,5 K], добавлен 12.11.2012

    Существующее состояние подстанции и факторы, определяющие необходимость расширения и реконструкции подстанции. Экономическое обоснование реконструкции подстанции 110/35/6 кВ путем замены трансформатора. Расчет регулирование напряжения на подстанции.

    дипломная работа [4,1 M], добавлен 25.09.2012

    Разработка структурной и принципиальной схемы электрических соединений подстанции. Выбор оперативного тока, схемы питания электрических аппаратов, токоведущих частей и изоляторов. Расчет токов короткого замыкания. Проверка токоограничивающих реакторов.

    курсовая работа [1,1 M], добавлен 20.07.2011

    Быстродействующие выключатели постоянного тока. Выбор трансформатора, расчет мощности подстанции. Конструктивное исполнение комплектной трансформаторной подстанции. Термическое действие токов короткого замыкания. Общие сведения о качестве электроэнергии.

    курсовая работа [463,8 K], добавлен 01.04.2013

    Структурная схема тяговой подстанции. Определение трансформаторной мощности. Разработка схемы главных электрических соединений подстанции. Методика и принципы вычисления токов короткого замыкания, токоведущих частей и выбор необходимого оборудования.

    курсовая работа [467,9 K], добавлен 24.09.2014

    Выбор схем электрических соединений согласно действующим нормативным документам. Расчет токов короткого замыкания, молниезащиты подстанции. Выбор коммутационного оборудования на проектируемой подстанции, измерительных трансформаторов тока и напряжения.

    курсовая работа [2,1 M], добавлен 25.02.2014

    Действия персонала при авариях на трансформаторе 6 (10) кВ

    17 апреля 1986 года

    Срок действия установлен

    с 1 января 1987 года

    до 1 января 1992 года

    ПО ЛИКВИДАЦИИ НАРУШЕНИЙ В РАБОТЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ

    ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 0,38 — 20 КВ С ВОЗДУШНЫМИ ЛИНИЯМИ

    Разработано районным энергетическим управлением «Башкирэнерго».

    Утверждено Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации 17.04.86.

    Заместитель начальника К.М. Антипов.

    Настоящая Типовая инструкция предназначена для персонала предприятий электрических сетей и определяет его основные задачи по ликвидации нарушений в работе распределительных электрических сетей 0,38 — 20 кВ , а также порядок ликвидации этих нарушений.

    Типовая инструкция составлена в соответствии с требованиями действующих «Правил техники безопасности при эксплуатации электрических станций и сетей», «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок», инструкций и руководящих указаний по эксплуатации электрических сетей.

    1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

    1.1. В настоящей Типовой инструкции рассматривается порядок ликвидации нарушений в работе распределительных электрических сетей 0,38 — 20 кВ (в дальнейшем — нарушения в электросетях 0,38 — 20 кВ ), отклонений от нормального режима работы, требующих от персонала принятия неотложных мер по их выявлению и устранению, случаев обесточения подстанций 35 — 110 кВ , питающих распределительные электросети 6 — 20 кВ.

    1.2. В предприятиях электрических сетей (ПЭС) на основе данной Типовой инструкции должна быть разработана местная инструкция, учитывающая особенности электрической схемы, структуры и принятого порядка обслуживания и другие факторы.

    1.3. За правильную организацию работы персонала по отысканию и ликвидации нарушений в электросетях 0,38 — 20 кВ , за правильное взаимодействие с потребителями и другими предприятиями и организациями, участвующими в ликвидации нарушений (в дальнейшем — смежными организациями), несут ответственность руководители ПЭС и его структурных подразделений: начальники и заместители начальников оперативно-диспетчерской службы (ОДС) и районов электрических сетей (РЭС), мастера участков электросетей.

    За проведение работ по локализации повреждений и других нарушений в электросетях 0,38 — 20 кВ и восстановление электроснабжения потребителей несет ответственность оперативный персонал: дежурный диспетчер ПЭС, дежурный диспетчер РЭС, персонал оперативно-выездной бригады (ОВБ).

    1.4. Дежурный диспетчер ПЭС (или РЭС), в управлении которого находится электроустановка, где произошло нарушение в работе, единолично принимает решение, отдает распоряжение и координирует действия участвующего в ликвидации нарушения персонала независимо от присутствия на диспетчерском пункте лиц вышестоящего административного или технического персонала.

    1.5. Все распоряжения диспетчера ПЭС (РЭС) по вопросам, входящим в его компетенцию (разд. 2), должны выполняться персоналом ПЭС (РЭС) и смежных организаций (механизированные колонны, транспортные предприятия и т.д.) немедленно и безоговорочно.

    Если распоряжение диспетчера представляется подчиненному персоналу ошибочным, последний обязан указать на это диспетчеру и выполнить такое распоряжение только после подтверждения.

    Отменить распоряжение дежурного диспетчера РЭС может только он сам или диспетчер ПЭС. Распоряжение дежурного диспетчера ПЭС могут отменить начальник ОДС, главный инженер ПЭС или их заместители.

    1.6. Распоряжения, угрожающие безопасности людей и сохранности оборудования, не должны выполняться. Об отказе выполнить такое распоряжение оперативный персонал обязан сообщить лицу, отдавшему это распоряжение, а также главному инженеру ПЭС или начальнику ОДС и сделать запись об этом в оперативном журнале.

    1.7. Указания лиц вышестоящего административного и технического персонала дежурному диспетчеру ПЭС (РЭС) при ликвидации нарушения должны носить, как правило, рекомендательный характер. Действия этого персонала должны согласовываться с дежурным диспетчером и не вызывать возражений с его стороны.

    При неуверенности, медлительности или ошибках диспетчера ПЭС (РЭС) или при возражении с его стороны на указания лица из вышестоящего административного или технического персонала это лицо может принять руководство ликвидацией аварийного положения на себя или поручить это другому оперативному работнику. Такая передача функций должна быть оформлена в оперативном журнале с последующим уведомлением старшего оперативного лица — дежурного диспетчера энергосистемы или ПЭС. С этого момента отстраненный дежурный диспетчер ПЭС (РЭС) обязан выполнять все распоряжения и указания лица, принявшего на себя руководство ликвидацией нарушений.

    1.8. Во время ликвидации нарушений на диспетчерском пункте могут находиться руководители ПЭС (РЭС) и те работники, присутствие которых необходимо для ликвидации аварий.

    1.9. О возникших нарушениях в электросетях 0,38 — 20 кВ , принимаемых мерах и предполагаемых сроках ликвидации повреждений и восстановления электроснабжения потребителей дежурный диспетчер должен сообщить руководству ПЭС и его структурных подразделений, вышестоящему оперативному персоналу, партийным и советским органам на местах и потребителям в порядке, указанном в табл. 1.

    │Кому сообщается │ Кто сообщает │

    │ │ в рабочее время │ в нерабочее время │

    │Мастеру участка│Диспетчер РЭС, неме д — │Диспетчер РЭС, немедлен -│

    │электросети │ленно обо всех наруш е — │но о нарушениях в элект -│

    │ │ ниях в электросетях │ росетях 0,38 — 20 кВ , │

    │ │0,38 — 20 кВ закрепле н- │связанных с прекращением│

    │ │ ного участка │электроснабжения потре — │

    │ │ │ бителей или с необходи — │

    │ │ │ мостью выдачи наряда, │

    │Руководству РЭС│Диспетчер РЭС, неме д — │Диспетчер РЭС, немедлен -│

    │ │ленно обо всех наруш е — │но о нарушениях в элект -│

    │ │ ниях в электросетях │ росетях 0,38 — 20 кВ , │

    │ │0,38 — 20 кВ , связанных│ связанных с прекращением│

    │ │с прекращением электр о- │электроснабжения потре — │

    │ │снабжения потребителей │ бителей I категории по │

    │ │ │надежности, а также зер -│

    │ │ │ нотоков в период уборки │

    │ │ │урожая, котельных в ото-│

    │ │ │ пительный сезон и других│

    │ │ │подобных объектов (от- │

    │ │ │лей) или с прекращением │

    │ │ │ го числа малоответствен -│

    │Диспетчеру ПЭС │Диспетчер РЭС, неме д — │Диспетчер РЭС, немедлен -│

    │ │ленно обо всех наруш е — │но │

    │ │ ниях в электросетях │ │

    │ │0,38 — 20 кВ , связанных│ │

    │ │с прекращением электро-│ │

    │Руководству ПЭС│Диспетчер ПЭС, неме д — │Диспетчер ПЭС, немедлен -│

    │ │ленно обо всех наруш е — │но обо всех авариях, │

    │ │ ниях в электросетях │связанных с прекращением│

    │ │0,38 — 20 кВ , связанных│электроснабжения большо -│

    │ │с прекращением электр о- │ го числа ответственных │

    │ │снабжения ответственных│потребителей или с мас — │

    │ │потребителей или бол ь- │ совыми отключениями │

    │ │ шого числа малоответс т — │линий 6 — 20 кВ │

    │ │Об остальных нарушениях│ │

    │ │в электросетях 0,38 — │ │

    │ │20 кВ при ежедневном │ │

    │Диспетчеру │Диспетчер ПЭС, немед — │ │

    │энергосистемы │ленно обо всех наруше — │ │

    │ │ ниях в электросетях │ │

    │ │0,38 — 20 кВ , связанных│ │

    │ │с прекращением электро-│ │

    │ │снабжения большого чис -│ │

    │ │ла ответственных потре -│ │

    │ │ бителей или с массовыми│ │

    │ │отключениями линий 6 — │ │

    │ │Диспетчер ПЭС при еже- │ │

    │ │дневном рапорте обо │ │

    │ │всех нарушениях в элек -│ │

    │ │ тросетях 6 — 20 кВ , │ │

    │ │связанных с прекращени -│ │

    │ │ем электроснабжения по -│ │

    │Ответственным │Диспетчер РЭС, неме д — │Диспетчер РЭС, немедлен -│

    │лицам потреб и- │ленно обо всех наруше — │но обо всех нарушениях в│

    │ телей │ ниях в электросетях │ электросетях 0,38 — 20 │

    │ │0,38 — 20 кВ , связанных│кВ , связанных с прекра — │

    │ │с прекращением электр о- │ щением электроснабжения,│

    │ │снабжения этих потреб и- │при наличии у потребите-│

    │ │ телей │лей круглосуточного де- │

    │ │Диспетчер РЭС, после определения зоны (места) и │

    │ │объема повреждения и ожидаемого срока восстанов -│

    │ │ ления электроснабжения при прекращении электро- │

    │ │снабжения ответственных потребителей. │

    │ │Диспетчер РЭС, руководство РЭС или мастер участ -│

    │ │ка электросети при запросах │

    │Партийным, │Руководство ПЭС или РЭС│Руководство ПЭС или РЭС │

    │ советским и │обо всех нарушениях в │при массовых нарушениях │

    │ хозяйственным │электросетях 0,38 — 20 │в электросетях 0,38 — 20│

    │органам района │ кВ , связанных с прекр а — │ кВ из-за стихийных явле -│

    │ │ щением электроснабжения│ний , требующих срочной │

    │ │ответственных потреб и- │помощи местных органов. │

    │ │ телей или большого чи с — │Диспетчер ПЭС или РЭС, │

    │ │ла потребителей . │ р уководство ПЭС или РЭС │

    │ │Руководство ПЭС или │при запросах │

    │ │РЭС, диспетчер ПЭС или │ │

    │ │РЭС при запросах │ │

    │Руководству │Диспетчер энергосистемы │П о местным инструкциям │

    │энергосистемы │при массовых отключени -│ │

    │ │ ях линий 6 — 20 кВ. │ │

    │ │Руководство ПЭС при │ │

    │Отделу АСУ │П о местным инструкциям │ │

    1.10. Взаимодействие персонала ПЭС в процессе ликвидации массовых повреждений в электрических сетях 0,38 — 20 кВ с персоналом потребителей, смежных организаций, а также с партийными, советскими и хозяйственными органами, включая вопросы привлечения персонала и использования техники, должно быть заблаговременно определено взаимно согласованными документами.

    1.11. Персонал ПЭС и привлекаемый к ликвидации нарушений в электросетях 0,38 — 20 кВ персонал потребителей и смежных организаций должен быть обучен действиям по ликвидации различных нарушений путем проведения работы с ним в соответствии с действующими «Руководящими указаниями по организации работы с персоналом».

    Обучение персонала потребителей и смежных организаций, допускаемого к оперативным переключениям и устранению повреждений в электроустановках энергосистемы, должно быть организовано ПЭС.

    1.12. На диспетчерских пунктах должен находиться список персонала потребителей и смежных организаций, привлекаемого к ликвидации нарушений в электросетях 0,38 — 20 кВ , с указанием местонахождения этого персонала, способа связи с ним и перечня разрешенных ему действий в электроустановках энергосистемы.

    1.13. В ПЭС и его структурных подразделениях должен быть создан неснижаемый аварийный запас электрооборудования, запасных частей к нему и материалов в количестве, определяемом действующими нормами. Номенклатура аварийного запаса по местам хранения и порядок его использования определяются местными инструкциями.

    1.14. Оперативно-выездные бригады должны иметь постоянный запас материалов и запасных частей к электрооборудованию. Транспортные средства, закрепляемые за ОВБ, должны быть оснащены средствами радиосвязи с диспетчером, инвентарем, инструментами, такелажными приспособлениями и защитными средствами, необходимыми для устранения небольших по объему повреждений. Рекомендуется дополнительно оснащать ОВБ переносными портативными радиостанциями, которые используются для оперативных переговоров между электромонтером и шофером-электромонтером ОВБ при их нахождении в разных местах. Для возможности выполнения работ в ночное время ОВБ должны быть оснащены средствами местного освещения: дополнительными фарами на автомобилях, аккумуляторными или керосиновыми фонарями и т.д. Радиостанция для связи ОВБ с диспетчером должна быть в состоянии постоянной готовности, непосредственно перед каждым выездом ОВБ с ремонтно-производственной базы следует опробовать ее работу.

    2. ОРГАНИЗАЦИЯ ЛИКВИДАЦИИ НАРУШЕНИЙ

    В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 0,38 — 20 КВ

    2.1. Для ликвидации нарушений должны быть приняты немедленные меры по :

    устранению опасности для жизни людей и обеспечению сохранности оборудования;

    обеспечению нормальной работы оставшегося под напряжением оборудования;

    восстановлению электроснабжения отключенных потребителей;

    локализации поврежденного участка, отысканию и ремонту поврежденного элемента с последующим восстановлением нормальной схемы электроснабжения потребителей.

    2.2. При получении информации о нарушении работы оборудования (срабатывание устройств защиты, сигнализации и телемеханики, сообщение потребителей или персонала ПЭС) диспетчер ПЭС (РЭС) должен:

    определить, на каком из объектов произошло нарушение и характер этого нарушения;

    определить наличие опасности для жизни людей и сохранность оборудования и принять меры по предотвращению этой опасности путем организации охраны или усиленного контроля, снижения нагрузки или отключения оборудования;

    определить, какие переключения необходимо выполнить для локализации повреждения и для восстановления электроснабжения потребителей и кто их будет выполнять;

    определить, нужно ли для выполнения переключений привлечение персонала потребителей и (или) смежных организаций;

    решить, кто должен быть привлечен к отысканию повреждения.

    2.3. Решение о порядке ликвидации нарушения диспетчер должен принимать с учетом наличия и местонахождения персонала ПЭС (РЭС), возможности привлечения смежных организаций и потребителей, схемы сети (наличие и расположение секционирующих и резервирующих коммутационных аппаратов, оснащенность их устройствами автоматики и телемеханики), наличия транспорта и возможности проезда, погодных условий, степени ответственности отключенных потребителей.

    О намеченном порядке действий диспетчер ПЭС (РЭС) должен информировать руководство ПЭС (РЭС) и вышестоящего диспетчера.

    2.4. Восстановление электроснабжения при прочих равных условиях необходимо начинать с включения тех объектов электросети, от которых осуществляется питание наиболее ответственных из числа отключенных потребителей, а при одинаковой степени их ответственности — тех, от которых обеспечивается электроснабжение наибольшего числа потребителей.

    Для ускорения восстановления электроснабжения ответственных потребителей, при необходимости, следует организовывать дополнительные оперативные и ремонтные бригады, в том числе с привлечением персонала, высвобождающегося в результате прекращения плановых работ.

    2.5. При аварийном отключении в одном ПЭС линии 6 — 20 кВ или подстанции 35 — 110 кВ , от которых, помимо потребителей данного ПЭС, питаются потребители соседнего ПЭС, дежурный диспетчер первого ПЭС должен сообщить диспетчеру соседнего ПЭС всю информацию, позволяющую судить о месте и характере повреждения. В дальнейшем диспетчеры обоих ПЭС должны безотлагательно информировать один другого о предпринимаемых действиях, о результатах отыскания и устранения повреждений и о переключениях коммутационными аппаратами, разделяющими обслуживаемые участки электросети.

    Координация действия персонала этих ПЭС осуществляется диспетчером ПЭС — владельца источника питания.

    2.6. Переключения по локализации повреждения и восстановлению электроснабжения потребителей должен выполнять в первую очередь персонал ОВБ и другой оперативный персонал. Для ускорения восстановления электроснабжения ответственных потребителей в условиях бездорожья при одновременном отключении нескольких линий 6 — 20 кВ и в других подобных случаях к переключениям следует привлекать оперативно-ремонтный персонал.

    2.7. Отыскание в дневное время места повреждения на отключенном в результате переключений по локализации повреждения участке электросети, к которому подключены потребители, как правило, организуется немедленно. Порядок отыскания места повреждения в темное время суток, при неблагоприятной погоде и на участках, к которым не подключены потребители, определяется местными инструкциями.

    2.8. Поиск места и устранение повреждения, как правило, должно выполняться ремонтным персоналом.

    Осмотры поврежденных участков электросети силами ОВБ разрешается проводить только при отсутствии других нарушений в электрических сетях 0,38 — 20 кВ РЭС и после восстановления электроснабжения потребителей, подключенных к неповрежденным участкам электросети.

    В случаях, когда повреждение обнаружено ОВБ или его место и характер известны из других источников, ОВБ может по разрешению и под руководством диспетчера выполнять небольшие по объему восстановительные работы (замена изоляторов, вязок и т.д.).

    2.9. Аварийно-восстановительные работы в электрических сетях 0,38 — 20 кВ должны выполняться по оперативным заявкам на вывод в ремонт соответствующих электроустановок в порядке, предусмотренном действующей «Типовой инструкцией по организации оперативного обслуживания электросетей 0,38 — 20 кВ сельскохозяйственного назначения». Заявку должно подавать лицо, организующее эти работы.

    Заявки на вывод в ремонт электроустановок 6 — 20 кВ подаются диспетчеру ПЭС и разрешаются руководством ПЭС, а в его отсутствие — начальником оперативно-диспетчерской службы либо диспетчером ПЭС в пределах своей смены. Право подавать эти заявки предоставляется руководству РЭС, а в его отсутствие — мастеру участка электросети либо в пределах своей смены — диспетчеру РЭС (при выполнении работ под его руководством).

    Порядок подачи и разрешения заявок на вывод в ремонт электроустановок 0,38 кВ определяется местными инструкциями.

    3. ДЕЙСТВИЯ ПЕРСОНАЛА ПРИ ОБЕСТОЧЕНИИ

    ПОДСТАНЦИИ 35 — 110 КВ, ПИТАЮЩЕЙ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ

    ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ 6 — 20 КВ

    3.1. В случае обесточения подстанции 35 — 110 кВ , питающей распределительные электросети 6 — 20 кВ , диспетчер РЭС должен выяснить у диспетчера ПЭС или у лиц, ответственных за обслуживание подстанции, ожидаемые сроки подачи напряжения.

    3.2. Диспетчеры ПЭС и РЭС принимают меры по подаче напряжения в сеть 6 — 20 кВ или на отдельные ее участки по резервирующим линиям от других источников питания, если восстановление напряжения на подстанции потребует длительного времени.

    При наличии технической возможности по одной из резервирующих линий 6 — 20 кВ следует подать напряжение на шины обесточенной подстанции для ремонтных нужд, питания устрой ств св язи и остальных отходящих от подстанции линий или части из них.

    3.3. Если в функции ОВБ РЭС, кроме оперативного обслуживания распределительной электросети 6 — 20 кВ , входит и обслуживание подстанций 35 — 110 кВ , эта ОВБ выполняет, как правило, переключения в такой последовательности, чтобы обеспечить быстрейшую подачу напряжения на обесточившуюся подстанцию.

    3.4. Варианты схем и режимы работы электросети 6 — 20 кВ при обесточении тех или иных источников питания должны быть разработаны заранее.

    4. ДЕЙСТВИЯ ПЕРСОНАЛА ПРИ АВТОМАТИЧЕСКОМ

    ОТКЛЮЧЕНИИ ЛИНИИ 6 — 20 КВ

    4.1. При автоматическом отключении линии 6 — 20 кВ необходимо:

    проверить срабатывание защит по указателям, записать результаты показания фиксирующих приборов, после чего сквитировать их;

    осмотреть оборудование ячейки;

    опробовать линию включением выключателя. Опробование должно производиться независимо от наличия устройства АПВ;

    определить возможную зону повреждения по показаниям фиксирующих приборов, срабатыванию защит и автоматики.

    4.2. При успешном включении выключателя линии следует проверить наличие нормального напряжения у наиболее ответственных и наиболее удаленных потребителей.

    Решение о необходимости и сроках проведения осмотра линии после ее успешного включения должен принимать начальник РЭС в соответствии с местными инструкциями.

    4.3. При неуспешном включении выключателя линии следует выявить и локализовать поврежденный участок путем разделения линии на части и поочередного опробования их подачей напряжения.

    4.4. При выборе точки разделения линии необходимо учитывать местонахождение привлекаемого к переключениям персонала, наличие и местонахождение транспорта, возможность быстрого проезда к секционирующим коммутационным аппаратам.

    Разделение линии на части при прочих равных условиях должно производиться вблизи подключенных к линии ответственных потребителей с расчетом первоочередного опробования части линии с этими потребителями.

    Зона возможного повреждения должна быть определена диспетчером ПЭС (РЭС) с использованием показаний фиксирующих приборов и информации о зонах действия сработавших защит и указателей поврежденного участка.

    4.5. После разделения линии на части напряжение для опробования подается на ту ее часть, где по показаниям фиксирующих приборов, срабатыванию защиты и автоматики повреждение не предполагается. Предварительный осмотр этой части линии не требуется.

    При примыкании опробуемой части линии к подстанции, распределительному пункту или секционирующему выключателю напряжение на нее следует подавать включением выключателя. Кроме того, включением выключателя (выключателя нагрузки) следует подавать напряжение, если оставшаяся на опробуемой части линии нагрузка превышает допустимую для коммутации разъединителем. В остальных случаях разрешается подавать напряжение включением разъединителя.

    4.6. Показателем успешного опробования линии или ее части является удержание ее под напряжением в течение времени, превышающего время срабатывания релейной защиты, а при многократных отключениях (см. п. 4.13) — в течение не менее 10 мин.

    4.7. Если опробование одной части линии прошло успешно, следует приступить к определению и локализации поврежденного участка на другой ее части.

    4.8. Определение и локализация поврежденного участка могут производиться путем дальнейшего последовательного деления линии или ее части или путем осмотра линии и подключенных к ней трансформаторных пунктов 6 — 20/0,38 кВ (ТП), либо комбинацией этих способов.

    Способ и последовательность определения и локализации поврежденного участка определяет диспетчер, руководящий ликвидацией нарушения, с учетом степени ответственности отключенных потребителей, протяженности, схемы и конфигурации отключенной части линии, возможностей организации осмотра и других конкретных условий. Пример последовательности определения и локализации поврежденного участка дан в Приложении.

    4.9. Информация о повреждении или замыкании участка линии (сельхозмашинами, упавшим деревом), об обрыве провода, возгорании опоры и т.д. является достаточным основанием для быстрейшей локализации этого участка коммутационными аппаратами с последующим включением в работу остальных участков линии 6 — 20 кВ.

    4.10. Если после локализации поврежденного участка коммутационными аппаратами остаются отключенными ответственные потребители, по решению руководства РЭС может быть произведено дальнейшее разделение этого участка, например путем рассоединения шлейфов на опоре линии.

    4.11. После локализации поврежденного участка все отключенные в процессе его определения неповрежденные участки линии включаются под напряжение, а для отыскания места и определения объема и характера повреждения организуется осмотр поврежденного участка.

    4.12. При возникновении одновременного замыкания на землю на двух разных линиях и автоматическом отключении одной из них или обеих сразу линия с более ответственными потребителями или с большим числом подключенных ТП должна быть включена в работу, а вторая — переведена на питание от другой подстанции (другой секции шин 6 — 10 кВ ) либо отключена. Отыскание места замыкания на землю на обеих линиях должно быть организовано в соответствии с указаниями разд. 5 настоящей Типовой инструкции.

    4.13. В случае многократных отключений линии во время сильного порывистого ветра следует произвести ее осмотр для выявления мест возможных самоустраняющихся замыканий проводов из-за их разрегулирования , задевания деревьями и пр.

    В случае многократных отключений линии в часы максимальных нагрузок потребителей или при запуске крупных электрических двигателей необходимо с помощью самопишущих приборов или по щитовым амперметрам проконтролировать соответствие фактической нагрузки уставкам релейной защиты.

    В других случаях многократных отключений линии необходимо проверить исправность выключателя и его привода, исправность и правильную настройку устройств релейной защиты головного участка и прилежащих элементов сети (секционирующих выключателей, предохранителей ТП). Для выявления неселективности , по решению руководства РЭС, могут быть отключены все или часть подключенных к линии ТП и их обратное включение произведено только после успешного опробования линии рабочим напряжением.

    5. ДЕЙСТВИЯ ПЕРСОНАЛА ПРИ ЗАМЫКАНИИ НА ЗЕМЛЮ

    ИЛИ ПРИ ИСЧЕЗНОВЕНИИ НАПРЯЖЕНИЯ НА ОДНОЙ ФАЗЕ

    В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 6 — 20 КВ

    5.1. Отыскание места замыкания одной фазы сети 6 — 20 кВ на землю, его локализация или устранение повреждения должны быть произведены как можно быстрее во избежание перехода однофазного замыкания в междуфазное и повреждения других элементов сети. При возникновении замыкания на землю все оперативные переключения в сети 6 — 20 кВ , не связанные с его отысканием, запрещаются.

    5.2. Отыскание места замыкания на землю следует производить в зоне электрически связанной сети 6 — 20 кВ , включающей воздушные и кабельные линии, ошиновку подстанций и обмотки трансформаторов того же напряжения.

    5.3. Проверка отсутствия замыкания на землю на ошиновке и трансформаторах 35 — 110/6 — 20 кВ должна производиться в соответствии с действующими инструкциями по ликвидации аварий в электроустановках подстанций.

    5.4. Поврежденная линия 6 — 20 кВ может быть выявлена по показаниям устройств селективной сигнализации либо одним из следующих способов:

    измерением у первых опор линии приборами «Поиск», «Волна», «Зонд» и им подобными (предпочтительный способ);

    поочередным переводом линий на другой источник питания (соседнюю подстанцию, другую секцию шин), если такой перевод не связан с перерывом электроснабжения потребителей;

    поочередным кратковременным отключением линий.

    5.5. Для отыскания места повреждения на линии должны использоваться приборы «Поиск» или им подобные.

    5.6. Допускается производить определение и локализацию поврежденного участка путем кратковременных отключений участков электросети или их переводом на другие источники питания.

    При выполнении этих переключений операции с разъединителями разрешается производить, если отключаемая нагрузка не превышает 15 А , а ток замыкания на землю в сети не превышает значений, приведенных в табл. 2.

    │ Ном и — │Разъединители внутренней установки│Разъединители наружной │

    │ нал ь — │ │ установки │

    │ на п — │расстояние │ без │с изолиру -│расстояние │ ток │

    │ряж е- │между осями│изолирующих│ющими пе — │между осями│ замыкания │

    │ ние , │полюсов, м │ перегородок│регородк а — │полюсов, м │ на землю, │

    │ кВ │ │ │ми │ │А , не более│

    │ │ │ ток замыкания на │ │ │

    │ │ │ землю, А, не более │ │ │

    │6 │0,2 │4,0 │6,0 │0,4 │7,5 │

    │10 │0,26 │3,0 │4,5 │0,5 │6,0 │

    5.7. Наличие повреждения на отключаемом или переводимом на другой источник питания участке электрической сети должно определяться по исчезновению земли в сети, питающейся от первого источника, и (или) по ее появлению в сети второго источника. Контроль за наличием или исчезновением земли в сети осуществляется по устройствам сигнализации на подстанциях.

    При условиях, допускающих использование указателя напряжения, наличие замыкания на землю можно установить по слабому свечению или полному отсутствию свечения лампочки индикатора на поврежденной фазе при нормальном свечении лампочки на неповрежденных фазах.

    5.8. Если место повреждения не удалось отыскать с помощью приборов «Поиск» или им подобных, то следует произвести осмотр поврежденного участка. Осмотр рекомендуется производить без отключения напряжения.

    5.9. Если при осмотре поврежденного участка повреждение не обнаружено, следует произвести верховую ревизию линий 6 — 20 кВ и ТП. При необходимости зону поиска следует предварительно сократить путем разделения участка рассоединением шлейфов и опробованием каждой из частей рабочим напряжением.

    5.10. В случае, когда продолжительность работы сети 6 — 20 кВ с замыканием на землю ограничена (например, при питании линии от тяговых подстанций железной дороги), одновременно с организацией отыскания повреждения следует, при наличии технической возможности, перевести питание линии от другой подстанции.

    При неосуществимости такого перевода и невозможности продолжения работы линии с замыканием на землю поврежденную линию необходимо отключить. Повреждение в этом случае следует отыскивать последовательным разделением линии с ее кратковременным включением под напряжение после каждого разделения для проверки наличия замыкания на землю.

    5.11. Об исчезновении напряжения на одной фазе диспетчер узнает, как правило, по сообщению потребителя (не включаются трехфазные двигатели) или по показанию вольтметров, измеряющих фазное напряжение («перекос фаз»).

    5.12. Основными причинами исчезновения напряжения на одной фазе в электросети 6 — 20 кВ являются: недовключение разъединителей и (реже) выключателей, повреждение шлейфов у разъединителей и на анкерных опорах, нарушение контакта в соединениях проводов или шин, перегорание предохранителя, обрыв провода.

    5.13. Поиск повреждения, являющегося причиной исчезновения напряжения на одной фазе в электросети 6 — 20 кВ , рекомендуется производить осмотром, учитывая следующее:

    если отсутствует напряжение на одной фазе у потребителей только одного ТП, повреждение произошло на этом ТП или на ответвлении к нему от линии 6 — 20 кВ ;

    если отсутствует напряжение на одной фазе у потребителей, питающихся только от одного ответвления от линии 6 — 20 кВ , повреждение произошло на этом ответвлении, на участке от места подсоединения данного ответвления к линии до места подсоединения ответвления к первому из ТП, считая со стороны источника питания. Контроль наличия или отсутствия напряжения должен производиться путем измерения значений всех фазных и линейных напряжений на шинах 0,38 кВ ТП.

    5.14. Одновременное возникновение на одной и той же линии 6 — 20 кВ двух повреждений — замыкание фазы на землю и исчезновение напряжения на одной фазе — может явиться следствием обрыва и падения провода линии. Линия с такими признаками повреждения может быть оставлена в работе для отыскания повреждения или отключена по решению начальника РЭС. Решение должно приниматься с учетом технического состояния линии и особенностей прохождения ее трассы.

    6. ДЕЙСТВИЯ ПЕРСОНАЛА ПРИ ПОВРЕЖДЕНИЯХ И НЕНОРМАЛЬНЫХ

    РЕЖИМАХ РАБОТЫ НА ТП И В ЭЛЕКТРОСЕТИ 0,38 КВ

    6.1. При поступлении сообщения об исчезновении напряжения или других неисправностях на одном ТП диспетчер РЭС должен организовать его осмотр силами персонала РЭС либо персонала потребителя.

    При осмотре необходимо проверить включенное положение разъединителя ТП и отсутствие видимых признаков повреждения: пожара, выброса масла, перекрытий изоляции, набросов , посторонних шумов и т.д.

    При этом осмотре запрещается без ведома диспетчера и оформления аварийной заявки производить какие-либо действия, требующие для обеспечения безопасности отключения ТП или трансформатора со стороны 6 — 20 кВ.

    6.2. Если при осмотре неисправность не обнаружена, необходимо с помощью измерительного прибора или указателя напряжения проверить наличие напряжения на всех фазах шин 0,38 кВ ТП и на каждой из отходящих линий 0,38 кВ.

    6.3. Отсутствие напряжения на шинах 0,38 кВ при включенном разъединителе ТП свидетельствует о наличии повреждения в его схеме. В этом случае ТП необходимо в установленном порядке вывести в ремонт и продолжить поиск повреждения: осмотреть ошиновку 6 — 10 кВ , проверить целость предохранителей и (при наличии мегаомметра ) целость цепи обмоток и сопротивление изоляции трансформатора.

    6.4. Если при проверке обнаружены перегоревшие предохранители 6 — 10 кВ и отсутствуют признаки других повреждений ТП и трансформатора, предохранители следует заменить и произвести пробную подачу напряжения на ТП и трансформатор при отключенной нагрузке. При отсутствии в схеме ТП выключателей (выключателей нагрузки) подачу напряжения допускается производить разъединителем.

    6.5. При повреждении ошиновки, аппаратов 0,38 кВ или других элементов ТП следует произвести их ремонт или замену в соответствии с инструкциями по их эксплуатации.

    6.6. При повреждениях трансформатора или КТП, объем или характер которых не позволяют выполнить их ремонт на месте установки, руководством РЭС или мастером участка электросетей должна быть организована замена поврежденного оборудования.

    6.7. Если по каким-либо причинам замена поврежденного трансформатора или КТП не может быть произведена в согласованные с потребителем сроки (отсутствие резервного трансформатора, невозможность проезда и др.), по решению руководства РЭС питание всех или части потребителей может быть переведено по сети 0,38 кВ на другие ТП. В этом случае у остающихся в работе ТП допускается перегрузка трансформаторов до 40% сверх номинального тока общей продолжительностью не более 6 ч в сутки не более 5 сут . подряд.

    6.8. При поступлении сообщения об исчезновении напряжения у одного потребителя и наличии напряжения у других потребителей данного ТП следует проверить включенное положение коммутационного аппарата линии 0,38 кВ (автоматического выключателя, рубильника), целость предохранителей. Отключившуюся линию 0,38 кВ следует включить повторно, а затем, независимо от успешности повторного включения, произвести ее осмотр для выявления причин отключения. Кроме того, необходимо проверить отсутствие самовольно подключенных к линии электроприемников .

    При обнаружении повреждений на линии она в установленном порядке должна быть выведена в ремонт, а повреждения устранены в соответствии с действующей «Инструкцией по эксплуатации линий электропередачи напряжением до 1000 В «.

    Порядок самостоятельных действий персонала при нарушениях в электросетях 0,38 кВ и отсутствии связи с диспетчером определяется местными инструкциями.

    6.9. В случае если повреждений в сети 0,38 кВ и на ТП не обнаружено, следует сообщить об этом потребителю и предложить ему провести тщательный осмотр собственных электроустановок.

    6.10. Многократные отключения линии 0,38 кВ , когда повреждение на ней обнаружить не удается, могут быть следствием причин, подобных изложенным для линий 6 — 20 кВ. Способы выявления причин таких отключений линий 0,38 кВ аналогичны способам для линий 6 — 20 кВ. Контроль тока нагрузки следует выполнять с помощью токоизмерительных клещей или самопишущих приборов на всех фазах и в нулевом проводе для выявления возможной перегрузки одной из фаз.

    6.11. При поступлении жалобы на низкий или высокий уровень напряжения в электросети 0,38 кВ от потребителей одного ТП необходимо:

    проверить степень неравномерности загрузки фаз трансформатора и линий 0,38 кВ и, при необходимости, загрузку перераспределить;

    переключить на другое положение переключатель ответвлений обмотки трансформатора.

    6.12. При поступлении жалоб от потребителей нескольких ТП разных линий зоны одной подстанции на низкий (высокий) уровень напряжения следует отрегулировать режим напряжения в сети 35 — 110 кВ.

    6.13. При жалобах потребителей на повышенный уровень напряжения (в начале линий 6 — 20 кВ ) и на пониженный уровень напряжения (в конце линий 6 — 20 кВ ) необходимо отрегулировать режимы напряжения в сети 35 — 110 кВ и на ТП.

    6.14. Перегруженные трансформаторы ТП должны быть в установленном порядке разгружены путем отключения самовольно подключенных электроприемников или заменены трансформаторами большей мощности.

    7. ОСОБЕННОСТИ ЛИКВИДАЦИИ НАРУШЕНИЙ,

    СВЯЗАННЫХ СО СТИХИЙНЫМИ ЯВЛЕНИЯМИ,

    В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 0,38 — 20 КВ

    7.1. К стихийным явлениям, которые могут вызвать массовые повреждения и нарушения в электрических сетях 0,38 — 20 кВ , относятся:

    интенсивные гололедно-изморозевые отложения на проводах воздушных линий электропередачи и налипание мокрого снега на проводах;

    «пляска» проводов; сильные ветры; понижение температуры воздуха ниже расчетной; обильные снегопады и метели; паводок; гроза.

    7.2. Аварийно-восстановительные работы при стихийных явлениях или исключительно тяжелых погодных условиях должны организовываться и выполняться при тесном взаимодействии с партийными и советскими органами.

    7.3. При большом объеме повреждений, когда восстановление электроснабжения потребителей только силами РЭС (ПЭС) связано с длительным простоем многих ответственных потребителей, к ликвидации этих повреждений должен в установленном порядке привлекаться персонал, техника и материалы строительно-монтажных организаций и потребителей.

    7.4. В тех случаях, когда вследствие создавшихся погодных и иных условий отыскание и устранение повреждений невозможно или связано с непосредственной опасностью для жизни и здоровья людей, принимаемые меры по решению руководства РЭС ограничиваются локализацией поврежденного участка и включением остальных (исправных) участков линии.

    7.5. При снежных заносах, в условиях бездорожья или затопления для проведения операций с удаленными от РЭС и труднодоступными коммутационными аппаратами в электросетях 0,38 — 20 кВ необходимо в установленном порядке привлекать персонал потребителей.

    7.6. Выезд с базы оперативных и ремонтных бригад при сильных морозах и снегопадах должен производиться только с ведома руководства РЭС. Транспортные средства должны иметь утепленные кабины (будки).

    При выезде в зону затопления бригада должна быть оснащена плавучими средствами, а персонал — индивидуальными спасательными средствами.

    7.7. При поступлении предупреждений о гололедной опасности диспетчер ПЭС (РЭС) обязан немедленно организовать получение информации от государственных метеостанций и из других источников и наблюдение за гололедообразованием на ведомственных метеопостах и на проводах линий электропередачи по принятой в ПЭС схеме наблюдения.

    7.8. Гололедно-изморозевые отложения должны удаляться с проводов путем плавки электрическим током в соответствии с «Методическими указаниями по плавке гололеда переменным током» (М.: СПО Союзтехэнерго , 1983), а при невозможности плавки — механическим путем.

    Момент начала плавки гололедных отложений определяется с таким расчетом, чтобы при продолжающемся гололедообразовании размеры отложения на проводах последней по очередности плавки линии не успели превысить предельно допустимых значений.

    7.9. При возникновении «пляски» проводов следует в кратчайшие сроки выявить все участки линий, подвергшиеся этому явлению. Для осмотра линий выделяется максимальное количество бригад и используются транспортные средства, включая вертолеты.

    Для снижения повреждаемости линий 6 — 20 кВ от «пляски» проводов необходимо организовать удаление (плавку) гололедных отложений. При невозможности удаления гололедных отложений сокращение продолжительности аварийного простоя потребителей может быть достигнуто отключением участков линий с наиболее интенсивной «пляской».

    На участках линий, подвергавшихся интенсивной «пляске» проводов, следует организовать верховую ревизию для проверки состояния проводов в узлах их крепления к изоляторам, проверки подгорания проводов в пролете.

    7.10. При затоплении отдельных участков линии и снижении габаритов между линией и уровнем паводковых вод с указанных участков должно быть снято напряжение путем отключения ближайших секционирующих коммутационных аппаратов или разрезания шлейфов на ближайших анкерных опорах.

    7.11. При стихийных явлениях в связи с возможностью массовых повреждений участок линии, локализованный в соответствии с указаниями разд. 4, должен быть осмотрен полностью для выявления неисправностей.

    8. ВРЕМЕННЫЕ МЕРЫ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ

    8.1. Повреждения в электросетях 0,38 — 20 кВ по сложности их устранения условно подразделяются на простые и сложные. Примерами простых повреждений являются набросы на провода, срывы изоляторов, выпадание крючьев из деревянных опор и т.д. К сложным повреждениям относятся обрывы проводов, падение опор, повреждение разъединителей, кабелей и др.

    Перечень простых и сложных повреждений устанавливается местными инструкциями.

    8.2. Простые повреждения должны устраняться так, чтобы поврежденный элемент был восстановлен в соответствии с действующими нормами и инструкциями по эксплуатации и другими руководящими документами и в дальнейшем не требовал бы повторного ремонта.

    Во всех случаях, когда это возможно, сложные повреждения также должны устраняться с выполнением требований действующих норм, инструкций и руководящих документов.

    8.3. В отдельных случаях, когда немедленное выполнение требований действующих норм, инструкций и руководящих документов не представляется возможным, необходимо временно устранить сложные повреждения либо создать временную схему электроснабжения.

    8.4. При наличии связи с аварийно-восстановительной бригадой временные технические или схемные решения должны использоваться с разрешения начальника РЭС. Порядок использования таких решений при отсутствии связи с бригадой устанавливается местными инструкциями.

    8.5. Все выполненные временные технические решения должны быть зарегистрированы в журнале (картотеке) дефектов, а схемные — в оперативной документации.

    8.6. При использовании временных технических или схемных решений в кратчайший срок должен быть выполнен повторный ремонт для приведения электроустановки в соответствие с требованиями действующих норм, инструкций и руководящих документов. Срок повторного ремонта должен быть определен не позднее чем в течение трех суток с момента выполнения временных решений.

    Сроки не более двух недель устанавливаются распоряжением начальника РЭС или его заместителя, более длительные — распоряжением главного инженера ПЭС или его заместителя.

    8.7. В качестве временных технических решений допускается:

    а) при повреждениях проводов:

    их соединение через вставки из проводов других марок и сечений;

    соединения болтовыми зажимами и скруткой;

    выполнение анкерного крепления на промежуточных опорах, предварительно укрепленных оттяжками или подкосами;

    б) при повреждениях деревянных и железобетонных опор:

    установка деревянных непропитанных приставок диаметром в верхнем отрубе не менее 16 см с заглублением не менее 1,4 мм;

    установка временных накладок в месте излома;

    использование цепных или тросовых стяжек вместо бандажей;

    использование оттяжек и подкосов;

    снижение габаритов линии электропередачи 6 — 20 кВ до земли до 6 м в населенной местности и до 5 м — в ненаселенной, а также до уровня паводковых вод в несудоходных реках — до 2,5 м;

    для увеличения габаритов до земли и до пересекаемых объектов увеличение тяжения проводов линий электропередачи 6 — 20 кВ до значения напряжения в материале провода в режиме максимальных внешних нагрузок, равного 60% временного сопротивления на разрыв. Расчет провода следует вести по температуре, характерной для периода, в течение которого применяется временное решение;

    в) при повреждениях кабельных вставок на переходе линий электропередачи 6 — 20 кВ под линиями 35 — 500 кВ :

    устройство временного воздушного перехода с уменьшением расстояния между проводами пересекающихся линий на 1 м по сравнению с нормами действующих Правил устройства электроустановок;

    временная установка опор линий электропередачи 6 — 20 кВ под проводами линий высших классов напряжения с обеспечением крепления изоляторов и проводов на этих опорах, исключающим возможность их срыва;

    г) при повреждениях разрядников — их демонтаж;

    д) при повреждениях разъединителей — их шунтирование.

    Зашунтированный разъединитель (независимо от числа зашунтированных фаз) считается недействующим коммутационным аппаратом, которым запрещается отключать участки электросети. На все время шунтирования разъединителя на мнемонических (оперативных) схемах устанавливается символ «Внимание — шунт!». Привод разъединителя должен быть демонтирован либо заперт на замок, а на его рукоятке вывешен плакат «Внимание — шунт!».

    8.8. В качестве временных схемных решений допускаются:

    разрезание шлейфов на опорах линий электропередачи для выделения из схемы поврежденного участка;

    подключение двух и более линий 0,38 — 20 кВ к одному выключателю, например, при повреждении кабеля на выходе с подстанции;

    снижение коэффициента чувствительности токовых релейных защит до 1,05 и отказ от селективности работы защиты выключателя линий 6 — 20 кВ ;

    нагрузка проводов линий электропередачи, кабелей и ошиновки длительно допустимым по условиям нагрева током с учетом поправочных коэффициентов на условия охлаждения.

    9. ПОРЯДОК РАССЛЕДОВАНИЯ НАРУШЕНИЙ В ЭЛЕКТРОСЕТЯХ

    0,38 — 20 КВ И РАЗРАБОТКА ПРОТИВОАВАРИЙНЫХ МЕРОПРИЯТИЙ

    9.1. Каждый случай нарушений в электросетях 0,38 — 20 кВ должен быть расследован в соответствии с действующей «Инструкцией по расследованию и учету нарушений в работе электростанций, сетей, энергосистем и энергообъединений «.

    9.2. Все должностные лица, включая устранявших повреждение электромонтеров, должны обеспечить сбор и хранение следующей информации:

    о месте, характере, объеме и причинах повреждения;

    о работе устройств релейной защиты, автоматики и связи;

    о действиях персонала по локализации, отысканию и устранению повреждений и восстановлению электроснабжения потребителей;

    о внешних воздействиях, повлиявших на возникновение и протекание нарушения, — погода, электрическая нагрузка, набросы и пр.;

    о характеристике поврежденного элемента (тип или марка, завод-изготовитель или монтажная организация, дата изготовления, монтажа, ремонта и т.д.);

    других данных, необходимых для расследования нарушения.

    Особое внимание должно быть обращено на обеспечение достоверности информации.

    9.3. При нарушениях, связанных с многочисленными повреждениями основных элементов электросетей 6 — 20 кВ или перерывами электроснабжения потребителей I категории по надежности, для сбора информации должен быть организован выезд на место повреждения инженерно-технических работников производственных служб предприятий или РЭС.

    В остальных случаях информация о нарушении может быть собрана путем осмотра натурных образцов, фотографий, эскизов и т.д. и проведения беседы с лицами, непосредственно устранявшими повреждение.

    9.4. Результаты расследования причин нарушений и повреждений должны использоваться для разработки мероприятий по предотвращению подобных случаев.

    9.5. Анализ действий персонала по локализации, отысканию и устранению повреждений должно проводить руководство служб РЭС после каждого нарушения в электросетях 0,38 — 20 кВ либо по итогам работы РЭС за месяц.

    9.6. Случаи характерных повреждений, обстоятельства их возникновения и организация локализации, отыскания и ликвидации нарушений должны использоваться при обучении персонала и других формах работы с ним.

    10. МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЛИКВИДАЦИИ НАРУШЕНИЙ

    В ЭЛЕКТРОСЕТЯХ 0,38 — 20 КВ

    10.1. При локализации, отыскании и ликвидации нарушений в электросетях 0,38 — 20 кВ должны соблюдаться требования действующих правил техники безопасности и инструкций по производству оперативных переключений.

    10.2. Единичные операции выключателями и разъединителями по отключению напряжения с элементов сети 6 — 20 кВ в случаях, не терпящих отлагательства (попадание под напряжение людей и животных, пожар), допускается выполнять единолично и самостоятельно с последующим уведомлением диспетчера.

    Если при таком отключении не возникло явных признаков исчезновения напряжения с отключенного участка (погасание лампочек, прекращение горения электрической дуги, прекращение судорожного сокращения мышц пострадавшего), то запрещается приближаться к токоведущим частям без применения соответствующих защитных средств даже для освобождения пострадавшего.

    10.3. Запрещается приближаться к месту замыкания на землю ближе чем на 8 — 10 м без применения защитных средств (диэлектрические боты, галоши).

    10.4. Запрещается подниматься на железобетонные опоры линий электропередачи 6 — 20 кВ с поврежденной изоляцией до проверки целости опоры (отсутствие выгорания бетона из-за протекания токов замыкания на землю).

    10.5. Запрещается подниматься на промежуточные опоры линий электропередачи 0,38 — 20 кВ , подвергающиеся одностороннему тяжению проводов, а также создавать одностороннее тяжение проводов на промежуточную опору в процессе выполнения аварийно-восстановительных работ без предварительного укрепления опоры подкосом или оттяжками.

    10.6. Запрещается приближаться к токоведущим частям на расстояние ближе допустимого действующими правилами техники безопасности и выполнять осмотр или любые даже самые неотложные и кратковременные работы без предварительной подготовки рабочего места в соответствии с требованиями правил техники безопасности, независимо от наличия или отсутствия напряжения к моменту начала работы.

    ПРИМЕР ДЕЙСТВИЙ ПЕРСОНАЛА ПРИ ОТКЛЮЧЕНИИ ЛИНИИ 10 КВ

    Подстанция «А» и распределительная сеть 10 кВ от нее (см. рисунок — не приводится) обслуживаются одной ОВБ, с которой у диспетчера имеется радиосвязь. На подстанции «Б» имеется местный персонал. Телеуправление отсутствует. На подстанции «А» установлен фиксирующий прибор для определения зоны КЗ.

    Повреждение ВЛ 10 кВ произошло на участке между разъединителем Р6 и дер. Красное (о чем персоналу неизвестно).

    Указатели поврежденного участка установлены у разъединителей Р 2 и Р3.

    Вариант I. В момент отключения ОВБ находится в дер. Софиевка.

    Порядок ликвидации аварии:

    1. Осмотреть ВЛ 10 кВ и ТП на участке от Р7 до 1 РК, отключить Р7 и включить 1 РК, подав тем самым напряжение на ТП N 13 и N 14.

    2. Выехать к разъединителям Р 2 и Р3 для проверки срабатывания указателей поврежденного участка (сработал указатель у Р2).

    3. Отключить Р 2 , проехать на подстанцию «А» и включить линию N 7, подав напряжение на ТП N 1, 2, 3 и 4. По показаниям фиксирующего прибора до места повреждения — 9 — 11 км.

    4. Выехать к разъединителям Р5 и Р6, по пути контролируя состояние видимых из автомашины участков ВЛ 10 кВ между Р2 и Р5.

    5. Отключить Р6 (при примерно равных по ответственности и по количеству потребителей участках, отключаемых соответственно при отключении Р5 и Р6, повреждение вероятнее на более длинной ВЛ 10 кВ ).

    6. Осмотреть ВЛ 10 кВ и ТП в дер. Ивановка.

    7. Включить Р 2 , подав напряжение на ТП N 5, 6, 7, 8.

    8. Место повреждения на отключенном участке между Р 6 и Р7 отыскивается осмотром. После отыскания места повреждения в зависимости от предполагаемых сроков его устранения может быть выполнено дальнейшее разделение поврежденного участка путем разрезания шлейфов на опорах с последующей подачей напряжения на все или часть простаивающих ТП N 9, 10, 11 и 12.

    Вариант II. В момент отключения ОВБ находится на подстанции «А».

    Порядок ликвидации аварии:

    1. По показаниям фиксирующего прибора определить возможную зону повреждения (примерные границы за Р 4 , Р5 и Р6).

    2. Выехать к разъединителям Р 2 и Р3, проверить срабатывание указателей поврежденного участка (сработал указатель у Р2) и отключить Р2.

    3. Вернуться на подстанцию «А» и включить линию N 7, подав тем самым напряжение на ТП N 1, 2, 3, 4.

    4. Выехать к разъединителям Р5 и Р6, по пути контролируя состояние видимых из автомашины участков ВЛ 10 кВ между Р2 и Р5.

    5. Осмотреть ВЛ 10 кВ и ТП в дер. Ивановка (повреждений не обнаружено).

    6. Отключить Р 6 .

    7. Включить Р 2 , подав тем самым напряжение на ТП N 5, 6, 7 и 8.

    8. Выехать в дер. Софиевка, осмотреть ВЛ 10 кВ и ТП на участке от Р7 до 1 РК, отключить Р7 и включить 1 РК, подав тем самым напряжение на ТП N 13, 14.

    9. Место повреждения на отключенном участке фидера между Р 6 и Р7 отыскивается осмотром.

    После отыскания места повреждения в зависимости от предполагаемых сроков его устранения может быть выполнено дальнейшее разделение поврежденного участка путем разрезания шлейфов на опорах с последующей подачей напряжения на все или часть простаивающих ТП N 9, 10, 11 и 12.

    Вариант III. В момент отключения ОВБ находится на подстанции «А», в дер. Софиевка находится электромонтер потребителя, допущенный к производству переключений разъединителями Р 7 и 1 РК.

    Порядок ликвидации нарушения полностью соответствует порядку ликвидации по варианту II, за исключением того, что осмотр и переключения по п. 8 выполняет под руководством диспетчера электромонтер потребителя.

    Вариант IV. В момент отключения ОВБ находится в дер. Софиевка. Имеется телеуправление выключателями подстанции «А».

    Порядок ликвидации аварии:

    1. Осмотреть ВЛ 10 кВ и ТП на участке от Р7 до 1 РК, отключить Р7 и включить 1 РК, подав тем самым напряжение на ТП N 13, 14.

    2. Включить линию N 7 с помощью устройств телемеханики (неуспешно).

    3. Выехать к разъединителям Р 2 и Р3 для проверки срабатывания указателей поврежденного участка (сработал указатель у Р2).

    4. Отключить Р 2 и включить линию N 7 с помощью устройств телемеханики, тем самым подать напряжение на ТП N 1, 2, 3 и 4.

    Дальнейшие действия, как в варианте I.

    Интернет архив законодательства СССР. Более 20000 нормативно-правовых актов.
    СССР, Союз Советских Социалистических республик, Советская власть, законодательство СССР, Ленин, Сталин, Маленков, Хрущев, Брежнев, Андропов, Черненко, Горбачев, история СССР.

    Проект «РЗА»

    Все о защите и автоматике электрических сетей

    Защита и автоматика трансформатора 6(10)/0,4 кВ

    Трансформатор 6(10)/0,4 кВ — присоединение с серьезным списком защит. Какие-то из них обязательные, какие-то применяются почти всегда, а что-то используют редко. Давайте разбираться

    Максимальные токовые защиты

    Основной защитой здесь так же является МТЗ. Она должна быть всегда и обычно в проектах применяется без каких-либо дополнительных пусковых органов, хотя может комбинироваться с органами напряжения.

    Также вы наверное заметили, что я отмечаю две важнейших цели МТЗ — основная защита своего присоединения и резервная защита смежных. В сетях 6-10 кВ МТЗ — это базовая фундаментальная защита, без которой невозможно надежное функционирование сети!

    Токовая отсечка также обязательна на всех трансформаторах, где не применяется дифференциальная защита (ПУЭ 3.2.54), а это как раз наш случай. До мощности 6,3 МВА обычно дифф. защиту не устанавливают.

    Защита от перегрузки в принципе выполняется всегда, хотя ПЭУ 3.2.69 . говорит о том, что это нужно делать «…в зависимости от вероятности и значения возможной перегрузки». Я отметил ее как необязательную, но советую применять ее всегда, когда хватает токовых ступеней в устройстве. Также стоит отметить, что данную защиту может выполнять и вводной автомат 0,4 кВ так, как питание здесь одностороннее.

    Токовая защита от ОЗЗ устанавливается, если есть ТТНП, а сам трансформатор подключается через кабель (что чаще всего и бывает). Иногда ей пренебрегают, считая, что повреждение на столь малом участке маловероятно. Однако, если терминал содержит эту функцию и есть возможность подключения к ТТНП, то защиту нужно вводить.

    МТЗ в нейтрали трансформатора

    Она же специальная защита от однофазных КЗ на стороне 0,4 кВ. Подключается к ТТ, установленному в нейтрали обмоток НН. Устанавливается в случае когда у обычной МТЗ не хватает чувствительности к однофазным КЗ на стороне НН.

    Обычно ее всегда применяют при соединении обмоток трансформатора по схеме Y/Yo, но иногда приходиться ставить на на «треугольнике».

    Подробнее о расчетах этих защит можно узнать из Курса «Защита трансформатора 10/0,4 кВ»

    Чаще всего эта защита выполняется на отдельном выносном электромеханическом реле, что достаточно неудобно. Исключение см. в конце статьи

    Защита от перегрева

    Редкий гость наших проектов на этом классе напряжения. В основном применяется для сухих трансформаторов. И в основном для иностранных. Я проектировал такие системы для итальянских Tesar, где был установлен блок термоконтроля и специальные зонды, которые измеряли температуру обмоток.

    В данном случае наш терминал принимает сигнал отключения от этой внешней защиты. Терминалы РЗА с возможностью подключения термозондов вроде бы есть (стандартные входы 4…20 мА), но их немного.

    Газовая защита

    Скажу честно, я ни разу не применял полноценную газовую защиту для трансформаторов 6(10)/0,4 кВ, однако, ПЭУ допускает такую возможность.

    Иногда в герметичных масляных трансформаторах (типа ТМГ) применяют простое реле давление и его контакт отправляют в терминал защиты. Назвать такую защиту газовой сложно, но по принципу действия они похожи.

    В общем будьте готовы увидеть эту защиту на таких трансформаторах, но не сильно удивляйтесь, если ее не будет.

    На этом закончим рассмотрение трансформатора и перейдем к защитам и автоматики ввода 6(10) кВ

    Разработчик НТЦ «Механотроника», www.mtrele.ru.

    БМРЗ-158-ТР содержит все перечисленные в статье защиты

    Инструкция по предотвращению и ликвидации аварий в электрической части энергосистем

    Оглавление

    Инструкция по предотвращению и ликвидации аварий в электрической части энергосистем

    Вид документа:
    Приказ Минэнерго России

    Принявший орган: Минэнерго России

    Тип документа: Нормативно-технический документ
    Дата начала действия: None
    Опубликован:

    • Об утверждении Типовой программы по курсу «Промышленная, экологическая, энергетическая безопасность, безопасность гидротехнических сооружений» для предаттестационной (предэкзаменационной) подготовки руководителей и специалистов организаций, . Приказ Ростехнадзора
    • Об утверждении Типовой программы по курсу «Промышленная, экологическая, энергетическая безопасность, безопасность гидротехнических сооружений» для предаттестационной (предэкзаменационной) подготовки руководителей и специалистов организаций, . Приказ Ростехнадзора
    • Об утверждении и введении в действие Методических указаний о порядке подготовки и аттестации инспекторского состава по вопросам государственного энергетического надзора за энергоустановками Приказ Ростехнадзора
    • Об утверждении Перечня нормативных правовых актов и нормативных документов, относящихся к сфере деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (не применяется с 01.09.2006) Приказ Ростехнадзора
    • О проведении плановой проверки соблюдения требований безопасности в ОАО «РусГидро» и его филиалов Приказ Ростехнадзора
    • ГОСТ Р 54317-2011 Комплексы стартовые и технические ракетно-космических комплексов. Требования безопасности ГОСТ Р
    • Об утверждении и введении в действие Перечня нормативных правовых актов и нормативных документов, относящихся к сфере деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (с изменениями на 30.07.2007) (не применяется)
    • Об утверждении и введении в действие Перечня нормативных правовых актов и нормативных документов, относящихся к сфере деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору Приказ Ростехнадзора
    • Топливно-энергетический комплекс
    • СТО 17330282.29.240.004-2008 Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем Приказ РАО «ЕЭС России»
    • СО 153-34.12.203 Перечень тем противоаварийных тренировок оперативного персонала ТЭС СО (Стандарт организации)
    • Инструкция по ликвидации аварий в электрической части блочных электростанций РД
    • Об утверждении и введении в действие стандартов организации НП «ИНВЭЛ» Приказ НП «ИНВЭЛ»
    • Техническое регулирование в отдельных отраслях

    ИНСТРУКЦИЯ
    ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ
    В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ

    УТВЕРЖДЕНА приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 г. N 289

    В Инструкции определен порядок проведения работ по ликвидации аварий в энергосистемах.

    Рассмотрены вопросы оперативной ликвидации аварий в электрической части энергосистем, работающих изолированно или входящих в объединения.

    Для руководителей и специалистов электростанций и электрических сетей, для инженерно-технического персонала, электромонтеров, осуществляющих техническое обслуживание и ремонт электрической части энергосистем.

    1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

    1.1. Назначение и область применения

    1.1.1. В настоящей Инструкции приведены общие вопросы и порядок проведения работ при ликвидации аварий* в различных звеньях электрической части энергосистем.

    * Здесь и далее по тексту под «аварией» понимаются все технологические нарушения.

    1.1.2. В Инструкции рассматриваются вопросы оперативной ликвидации аварий в электрической части энергосистем, как работающих изолированно, так и входящих в объединения, за исключением специальных вопросов ликвидации аварий в городских и сельских распределительных сетях.

    Под оперативной ликвидацией аварии понимается отделение поврежденного оборудования (участка сети) от энергосистем (объединенных энергосистем), а также производство операций, имеющих целью:

    устранение опасности для обслуживающего персонала и оборудования, не затронутого аварией;

    предотвращение развития аварии;

    восстановление в кратчайший срок электроснабжения потребителей и качества электроэнергии (частоты и напряжения);

    создание наиболее надежной послеаварийной схемы энергосистемы (объединенных энергосистем) и отдельных ее частей;

    выяснение состояния отключившегося во время аварии оборудования и возможности включения его в работу.

    1.1.3. В Инструкции приняты следующие сокращения:

    АВР — автоматическое включение резерва;

    АГП — автомат гашения поля;

    АЛАР — автоматика ликвидации асинхронного режима;

    АПВ — автоматическое повторное включение;

    АПН — автоматика повышения напряжения;

    АРВ — автоматическое регулирование возбуждения;

    АРПМ — автоматика разгрузки от перегрузки мощностью;

    АЧР — автоматическая частотная разгрузка;

    ВЛ — воздушная линия электропередачи;

    ГАЭС — гидроаккумулирующая электростанция;

    ГПЗ — главная паровая задвижка;

    ГТУ — газотурбинная установка;

    ГЩУ — главный щит управления;

    ГРЭС — электростанция районная;

    Д — дутьевой (вентилятор);

    ДЗШ — дифференциальная защита сборных шин;

    ДПЗ — «два провода — земля»;

    КЗ — короткое замыкание;

    КИВ — контроль изоляции вводов;

    ОАПВ — однофазное автоматическое повторное включение;

    ПА — противоаварийная автоматика;

    РЗА — релейная защита и автоматика;

    РПН — переключатель регулирования напряжения;

    РУ — распределительное устройство;

    САОН — специальная автоматика отключения нагрузки;

    СВ — соединительный выключатель;

    СК — синхронный компенсатор;

    СН — собственные нужды;

    СШ — система шин;

    ТЭС — тепловая электростанция;

    ТЭЦ — тепловая электроцентраль;

    УРОВ — устройство регулирования отказа выключателя;

    х.х. — холостой ход;

    Ц — циркуляционный (насос);

    ЧАПВ — частотное автоматическое повторное включение;

    ШСВ — шиносоединительный выключатель;

    ЭВМ — электронно-вычислительная машина;

    ЭЦК — электрический центр качаний.

    1.2. Порядок организации работ при ликвидации аварий

    1.2.1. Аварийной ситуацией является изменение в нормальной работе оборудования, которое создает угрозу возникновения аварии. Признаки аварии определяются отраслевым нормативно-техническим документом.

    1.2.2. Важным условием безаварийной работы является сохранение персоналом спокойствия при изменении режима или возникновении неполадок, дисциплинированное и сознательное выполнение указаний инструкций и распоряжений старшего персонала, недопущение суеты, растерянности, вмешательства в работу посторонних лиц.

    При возникновении аварийной ситуации эксплутационный персонал принимает меры по локализации и ликвидации создавшегося положения, обеспечивается безопасность людей и сохранность оборудования.

    1.2.3. Все переключения в аварийных ситуациях производятся оперативным персоналом в соответствии с инструкциями предприятия при обязательном применении всех защитных средств.

    1.2.4. При ликвидации аварии оперативный персонал производит необходимые операции с релейной защитой и автоматикой в соответствии с инструкциями предприятия.

    1.2.5. Оперативный персонал контролирует работу автоматики; убедившись в ее неправильных действиях, переходит на ручное управление. В работу защит оперативный персонал не вмешивается, и лишь при отказе действия защиты персонал выполняет ее функции.

    1.2.6. Распоряжения, отдаваемые оперативному персоналу, должны быть краткими и понятными. Отдающий и принимающий команду должны четко представлять порядок производства всех намеченных операций и допустимость их выполнения по состоянию схемы и режиму оборудования. Полученная команда повторяется исполняющим ее работником. Исполнению подлежат только те распоряжения, которые получены от непосредственного руководителя, лично известного работнику, получающему распоряжение.

    1.2.7. Эксплуатационный персонал регистрирует все обстоятельства возникновения аварии в установленном порядке.

    1.2.8. О каждой операции по ликвидации аварии докладывается вышестоящему оперативному персоналу, не дожидаясь опроса. Руководство энергосистемы (объединенной, единой энергосистем), электростанции извещается о происшедшем и о принятых мерах после проведения тех операций, которые следует выполнять немедленно.

    1.2.9. При ликвидации аварии все распоряжения диспетчера энергосистемы (объединенной, единой энергосистем) по вопросам, входящим в его компетенцию, выполняются немедленно, за исключением распоряжений, выполнение которых может представлять угрозу для безопасности людей и сохранности оборудования.

    Если распоряжение диспетчера представляется подчиненному персоналу ошибочным, оперативный персонал указывает на это диспетчеру. В случае подтверждения диспетчером своего распоряжения персонал его выполняет.

    1.2.10. В аварийной ситуации оперативный персонал обеспечивается первоочередной связью, а в случае необходимости по его требованию прерываются остальные переговоры.

    1.2.11. Диспетчер энергосистемы срочно информируется начальником смены электростанции о возникновении аварии.

    1.2.12. Начальник смены электростанции во время ликвидации общестанционной аварии находится, как правило, в помещении главного (центрального) щита управления, а уходя из него, указывает свое местонахождение.

    1.2.13. Начальники смен тепловых цехов и старшие машинисты энергоблоков во время ликвидации аварии находятся, как правило, на своих рабочих местах (блочных или групповых щитах управления) и принимают все меры, направленные на поддержание нормальной работы оборудования, не допуская развития аварии в этих цехах (на энергоблоках).

    Начальники смен цехов, покидая рабочее место, указывают свое местонахождение.

    1.2.14. Местонахождение начальника смены электроцеха при ликвидации аварии определяется сложившейся обстановкой, о чем он уведомляет начальника смены электростанции и персонал центрального щита управления.

    1.2.15. Местонахождение дежурного подстанции при ликвидации аварии определяется конкретной обстановкой. О местонахождении он сообщает вышестоящему оперативному персоналу.

    1.2.16. Во время ликвидации аварии находящийся на дежурстве персонал, непосредственно обслуживающий оборудование, остается на рабочих местах, принимая все меры к сохранению оборудования в работе, а если это невозможно — к его отключению. Уходя, дежурный персонал сообщает о своем местонахождении вышестоящему оперативному персоналу. Рабочее место оставляется:

    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.

    1.2.17. Диспетчер предприятия электрических сетей, если он одновременно не является и дежурным подстанции, при ликвидации аварии, как правило, находится в помещении диспетчерского пункта.

    1.2.18. Персонал смены, на оборудовании которого режим не был нарушен, усиливает контроль за работой оборудования, внимательно следит за распоряжениями руководителя ликвидации аварии и готовится к действиям в случае распространения аварии на его участок, а при отсутствии связи — руководствуется указаниями инструкций.

    1.2.19. 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.

    1.2.20. Приемка и сдача смены во время ликвидации аварии не производится; пришедший на смену оперативный персонал используется по усмотрению лица, руководящего ликвидацией аварии.

    При аварии, которая требует длительного времени для ее ликвидации, допускается сдача смены по разрешению вышестоящего оперативного дежурного.

    1.2.21. Начальник смены электростанции помимо сообщения об авариях и нарушениях режима на самой электростанции ставит в известность диспетчера энергосистемы также 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 АВР, возникновении качаний, внешних признаках коротких замыканий как на электростанции, так и вблизи нее, о работе защит на отключение, работе АВР, АПВ, ЧАПВ, режимной автоматики, об отключении генерирующего оборудования.

    1.2.22. Оперативный персонал электростанции может самостоятельно выполнять работы по ликвидации аварии с последующим уведомлением вышестоящего оперативного персонала независимо от наличия или потери связи с соответствующим диспетчером (начальником смены).

    Примечание. Потерей связи считается не только нарушение всех видов связи, но и невозможность в течение 2-3 мин связаться с вышестоящим оперативным персоналом из-за его занятости, плохой слышимости и перебоев в работе связи. Наряду с действиями по ликвидации аварии принимаются меры для восстановления связи.

    1.2.23. В инструкции предприятия указываются операции, которые оперативный персонал проводит самостоятельно при потере связи, а также операции, которые самостоятельно не выполняются.

    1.2.24. Оперативный персонал независимо от присутствия лиц административно-технического персонала, как правило, единолично принимает решения, осуществляя мероприятия по восстановлению нормального режима работы оборудования и ликвидации аварии. Распоряжения руководителей энергообъединения, электростанции, предприятия и их подразделений соответствующему оперативному персоналу по вопросам, входящим в компетенцию вышестоящего оперативного персонала, выполняются лишь по согласованию с последним.

    1.2.25. Все оперативные переговоры с момента возникновения аварии и до ее ликвидации записываются на магнитофон или жесткий диск компьютера.

    Находящиеся на диспетчерском пункте главный диспетчер, начальник центральной диспетчерской службы или их заместители берут руководство ликвидацией аварии на себя или поручают его другому работнику, если считают действия диспетчера неправильными. Передача руководства ликвидацией аварии оформляется в оперативном журнале.

    1.2.26. При ликвидации аварии на электростанции начальники смен цехов (блоков) сообщают начальнику смены станции о всех нарушениях нормального режима работы и выполняют все его указания.

    Весь персонал, находящийся во время аварии на электростанции, включая начальников цехов, выполняет распоряжения начальника смены станции в вопросах, связанных с ликвидацией аварии.

    1.2.27. На электростанциях начальник цеха или его заместитель может отстранить от руководства ликвидацией аварии начальника смены соответствующего цеха, не справляющегося с ликвидацией аварии, приняв руководство сменой на себя или поручив его другому работнику. О замене необходимо поставить в известность начальника смены электростанции и оперативный персонал смены.

    1.2.28. Работник, принявший руководство ликвидацией аварии на себя, принимает все обязанности отстраненного от руководства работника и оперативно подчиняется вышестоящему оперативному руководителю.

    Передача руководства ликвидацией аварии оформляется записью в оперативном журнале. Персонал, отстраненный от ликвидации аварии, остается на своем рабочем месте и выполняет распоряжения и указания лица, принявшего на себя руководство ликвидацией аварии.

    1.2.29. Во время аварии на щите управления блока, электростанции, подстанции, в помещении диспетчерского пункта предприятия или района электрических сетей энергосистемы, органов диспетчерского управления объединенными (единой) энергосистемами находятся лишь лица, непосредственно участвующие в ликвидации аварии, лица административно-технического персонала и специалисты технологических служб. Список таких лиц определяется в установленном порядке.

    1.2.30. По окончании ликвидации аварии лицо, руководившее ликвидацией, составляет сообщение об аварии по установленной форме.

    1.3. Общие положения по ликвидации аварий

    1.3.1. Все переключения в аварийных условиях производятся в соответствии с правилами технической эксплуатации, техники безопасности.

    1.3.2. При ликвидации аварии производятся необходимые операции с устройствами релейной защиты и противоаварийной автоматики в соответствии с действующими нормативными документами и указаниями органов диспетчерского управления энергосистем.

    1.3.3. При выполнении самостоятельных действий по ликвидации аварий оперативный персонал электростанций и подстанций руководствуется следующим:

    при подаче напряжения на обесточенные участки электрической сети и РУ напряжением 110 кВ и выше 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 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 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 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. Длительное воздействие повышенного напряжения может привести к повреждению линейных аппаратов (трансформаторов тока и напряжения, реакторов и др.). В некоторых случаях линия опробуется напряжением с включением на противоположной стороне устройства АПВ, через схему которого действует полуавтомат, обеспечивающий включение линии при успешном опробовании.

    1.3.4. В целях ускорения восстановления энергосистемы при авариях, сопровождающихся значительной потерей мощности, отключением линий электропередачи, полным остановом электростанций с потерей СН, энергосистемы совместно с электростанциями, а для крупноблочных электростанций — совместно с органами диспетчерского управления объединенными энергосистемами в сложившихся условиях определяют варианты схем подачи напряжения для разворота электростанций от резервных источников.

    1.3.5. При ликвидации аварии напряжение на шины обесточившейся электростанции подается в первую очередь.

    1.3.6. Отключившееся во время аварии оборудование включается после анализа действия отключивших его защит.

    1.3.7. При обесточивании РУ, останове всех генераторов и потере СН подготавливается схема для приема напряжения; для этого:

    а) отключаются выключатели генераторов, а при отсутствии генераторных выключателей — выключатели блочных трансформаторов со всех сторон, и с них снимается оперативный ток;

    б) для предотвращения перегрузки трансформаторов СН от пусковых токов при подаче напряжения отключаются выключатели всех неответственных электродвигателей СН напряжением 3-6 кВ. Выключатели трансформаторов СН 6/04 (3/04) кВ находятся во включенном состоянии;

    в) отключаются выключатели обесточенных линий электропередачи;

    г) отключаются разъединителями поврежденная часть РУ и поврежденные электроаппараты;

    д) при получении напряжения включаются выключатели линии и резервных трансформаторов СН, подается напряжение на секции СН, и начинается разворот агрегатов.

    2. ПОРЯДОК ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ В ЕДИНОЙ И ОБЪЕДИНЕННЫХ ЭНЕРГОСИСТЕМАХ И ЭНЕРГОСИСТЕМАХ, ВХОДЯЩИХ В ОБЪЕДИНЕНИЕ И РАБОТАЮЩИХ ИЗОЛИРОВАННО (РАЗДЕЛЬНО)

    2.1. Понижение частоты электрического тока из-за недостатка мощности или энергоресурсов

    2.1.1. Поддержание (регулирование) частоты электрического тока в единой энергосистеме и в изолированно работающих энергосистемах осуществляется в соответствии с требованиями государственных стандартов.

    В поддержании нормального уровня частоты участвуют все энергосистемы, работающие параллельно. Для этого каждой энергосистемой (объединенной энергосистемой) выполняется заданный суточный график сальдо-перетока мощности с коррекцией его значения в зависимости от уровня частоты.

    Если для регулирования частоты в единой энергосистеме (энергосистеме, объединенной энергосистеме) назначена отдельная электростанция (или несколько электростанций), то регулирование частоты осуществляется разгрузкой или загрузкой других электростанций, обеспечивая ей необходимый регулировочный диапазон.

    При понижении частоты в единой энергосистеме (объединенной энергосистеме или энергосистеме), при потере генерирующей мощности или возрастании потребления энергосистемы (объединенные энергосистемы) при выполнении операций своими действиями не оказывают отрицательного влияния на режим работы остальных энергосистем (объединенных энергосистем) — например, не разгружают электростанции для сохранения своего сальдо-перетока мощности.

    При понижении частоты в единой энергосистеме (энергосистеме, объединенной энергосистеме) в избыточных энергосистемах не снижается выдача мощности, а дефицитные энергосистемы, увеличивая прием своего сальдо-перетока мощности, используют свои резервы мощности.

    В энергосистеме (объединенной энергосистеме), в которой произошла потеря генерирующей мощности, используются все имеющиеся собственные резервы мощности, а также согласовывается использование резервов мощности других энергосистем (объединенных энергосистем) с учетом пропускной способности связей.

    2.1.2. Для предотвращения возможного понижения частоты в энергосистеме, единой энергосистеме, изолированно работающих объединенных энергосистемах, перегрузки межсистемных или внутрисистемных связей в период предстоящего прохождения максимума нагрузки (утреннего или вечернего) после анализа ожидаемого баланса мощности:

    а) подготавливаются ГАЭС для работы в генераторном режиме;

    б) дается указание на разворот энергетического оборудования из холодного резерва;

    в) приостанавливается вывод в ремонт генерирующего оборудования и линий электропередачи, снижающих пропускную способность перегружаемых сечений (независимо от разрешенной заявки);

    г) выводится из ремонта и приостанавливается вывод в ремонт линий и энергооборудования, снижающего выпуск мощности из избыточных районов;

    д) задается ограничение потребления (новый предельный уровень потребления в энергосистеме или изменение заданного сальдо-перетока мощности в дефицитной объединенной энергосистеме, энергосистеме).

    2.1.3. При внезапном понижении частоты (в течение нескольких секунд) на 0,1 Гц и более от предшествующего установившегося значения в энергосистемах, объединенных (единой) энергосистемах на основании показаний приборов диспетчерского пункта, опроса подчиненного оперативного персонала и сообщений с мест определяются причины понижения частоты, выясняются состояние и режим работы контролируемых межсистемных и внутрисистемных связей и принимаются меры к восстановлению частоты до уровня, установленного государственным стандартом (если не поступили другие указания), путем использования резервов мощности в энергосистемах, не допуская при этом превышения допустимых перетоков мощности по контролируемым сечениям.

    При потере генерирующей мощности, отключении энергоблоков, линий электропередачи или погашении подстанции информируются объединенные (единая) энергосистемы об аварийных отключениях и принимаются меры к ликвидации нарушения.

    Если частота продолжает понижаться, то:

    а) пускаются резервные гидрогенераторы или переводятся в режим активной нагрузки, если они работали в режиме СК;

    б) агрегаты ГАЭС переводятся в генераторный режим, если они работали в моторном режиме;

    в) берутся (принимаются) разрешенные аварийные перегрузки с контролем загрузки линий электропередачи;

    г) задерживается отключение в ремонт или резерв агрегатов;

    д) повышается нагрузка на ТЭЦ за счет изменения температуры сетевой воды; проводятся мероприятия по снижению электропотребления путем понижения напряжения у потребителей.

    2.1.4. Если проведение мероприятий по предыдущему пункту не обеспечивает повышения частоты до 49,8 Гц, частота повышается путем отключения потребителей (изменением сальдо-перетока мощности), если это не оговорено особо другими документами или распоряжениями вышестоящих организаций.

    Перетоки по межсистемным и внутрисистемным связям контролируются, не допуская их превышения сверх максимально допустимых значений, установленных инструкциями.

    2.1.5. При большой потере генерирующей мощности и глубоком понижении частоты, если, несмотря на работу АЧР, частота остается ниже 49,0 Гц, по истечении 3-5 мин (времени, достаточного для использования всех резервов мощности) она повышается отключением потребителей, не перегружая при этом внутрисистемные и межсистемные связи. В этом случае отключение потребителей производится во всех энергосистемах независимо от выполнения ими заданных сальдо-перетоков мощности.

    Объем отключений потребителей определяется в соответствии с установленной зависимостью изменения нагрузки от частоты. При отсутствии данных отключается мощность 1% нагрузки потребления на 0,1 Гц восстанавливаемой частоты.

    2.1.6. При понижении частоты до 46-47 Гц, сопровождающемся глубоким понижением напряжения, в результате которого могут создаться условия отказа в работе АЧР, электростанцией самостоятельно проводятся мероприятия по выделению СП на несинхронное питание согласно внутренним инструкциям.

    2.1.7. После ликвидации аварии при срабатывании АЧР повышается частота на 0,1-0,2 Гц выше верхней уставки ЧАПВ.

    Включение отключенных потребителей проводится с контролем частоты и перетоков мощности по внутрисистемным и межсистемным связям.

    2.1.8. При работе единой или изолированной объединенной энергосистемы (энергосистемы) с пониженной частотой (ниже 49,6 Гц) в электрических сетях и на электростанциях не производится плановых переключений в РУ, в устройствах релейной защиты и противоаварийной автоматики и устройствах технологической автоматики энергоблоков, кроме переключений при аварийных ситуациях.

    2.2. Повышение частоты электрического тока

    2.2.1. При внезапном (в течение нескольких секунд) повышении частоты на 0,1 Гц и более по сравнению с установившимся значением в энергосистемах, объединенных (единой) энергосистемах на основании показаний устройств телесигнализации на диспетчерском пункте, опроса и сообщений подчиненного оперативного персонала определяются причины повышения частоты, выясняются состояние и режим работы межсистемных и внутрисистемных контролируемых связей, а при частоте более 50,2 Гц разгружаются электростанции (ГЭС, ТЭС, ТЭЦ) и переводятся агрегаты ГАЭС в двигательный режим для понижения частоты.

    2.2.2. В случае возникновения перегрузки контролируемых связей в объединенных энергосистемах принимаются меры к их разгрузке или перераспределению нагрузок электростанций, обеспечивающие снижение перетоков мощности до допустимых значений.

    О всех произведенных действиях по изменению нагрузок и об отключении оборудования электростанции ставят в известность энергосистему.

    2.2.3. При повышении частоты выше 50,2 Гц разгружаются электростанции для понижения частоты с контролем перетоков мощности по межсистемным и внутрисистемным связям.

    При этом для сохранения устойчивости по конкретным связям разгружают электростанции в избыточной части и загружают (или отключают потребителей) в дефицитной части, что способствует понижению общего уровня частоты и сохранению устойчивости по связям.

    2.2.4. При исчерпании регулировочных возможностей на ГЭС и ТЭС и повышении частоты выше 50,4 Гц принимаются меры к понижению частоты путем отключения энергоблоков тепловых электростанций.

    2.2.5. При дальнейшем повышении частоты в отделившейся энергосистеме, объединенной энергосистеме или изолированно работающем регионе и при достижении значения 51,5 Гц начинается глубокая разгрузка ТЭС путем перевода энергоблоков с турбонасосами на скользящие параметры пара, отключения котлов на дубль-блоках, а также отключения энергоблоков.

    2.3. Отключение линий электропередачи или другого оборудования

    2.3.1. При аварийном отключении линии, трансформаторов связи, шунтирующего реактора и другого оборудования:

    а) регулируется допустимый режим работы контролируемых связей (допустимые перетоки мощности для создавшейся схемы, уровни напряжения) и производятся операции по перестройке релейной защиты и противоаварийной автоматики в соответствии с инструкцией энергопредприятия или программой переключений;

    б) включаются потребители, отключенные действием устройств САОН, а при невозможности — включаются после отключения других потребителей по графикам аварийных отключений (или ограничений) и снижения перетока мощности по контролируемым связям;

    в) определяются причины отключений на основе показаний устройств телесигнализации и телеизмерений, анализа работы устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, опроса персонала и сообщений с мест, и после устранения причин производится включение оборудования в работу.

    2.3.2. После аварийного отключения линии на основе показаний фиксирующих измерительных приборов, анализа работы устройств релейной защиты, осмотра оборудования на подстанциях и при отсутствии видимого повреждения производится опробование ее напряжением; при повторном отключении после анализа срабатывания устройств релейной защиты линия выводится в ремонт, организуется обход (облет) линии и проявление осциллограмм.

    При необходимости быстрейшего включения линии по условиям надежности схемы электроснабжения или избежания (уменьшения объема) ограничений потребителей допускается неоднократное опробование ее напряжением (особенно при гололедообразовании или грозе), когда отключение линии часто вызывается неустойчивым КЗ.

    Перед опробованием линии напряжением учитывается, что при отказе выключателя, которым подается напряжение на линию, возможно отключение других элементов сети (СШ, AT, ВЛ), сопровождающееся развитием аварии и возможным отключением потребителей.

    2.3.3. При необходимости срочного отключения оборудования, связанного с угрозой повреждения оборудования или жизни людей, и невозможности быстрой подготовки режима допускается его отключение без подготовки режима.

    2.3.4. Объединенные энергосистемы и энергосистемы, в которых произошла потеря генерирующей мощности или отключение линий электропередачи, вызвавших загрузку межсистемных или внутрисистемных связей сверх установленных инструкциями допустимых значений, аварийно используют имеющиеся резервы мощности для разгрузки контролируемых сечений и линий.

    При исчерпании резервов и превышении аварийно допустимых перетоков мощности в контролируемых сечениях для снижения перетока мощности и предотвращения нарушения устойчивости параллельной работы по этим связям дается указание на отключение потребителей с питающих центров (или изменение своего сальдо-перетока мощности), а при необходимости используется отключение потребителей дистанционно по каналам противоаварийной автоматики.

    2.4. Понижение напряжения в основных узловых пунктах энергосистемы

    2.4.1. Контроль и регулирование напряжения в заданных контрольных пунктах сети осуществляется в соответствии с утвержденными графиками напряжений.

    2.4.2. Если напряжение в контрольных пунктах понижается до указанного аварийного предела, то оно поддерживается путем использования перегрузочной способности генераторов и компенсаторов, а энергосистемы, объединенные (единая) энергосистемы при проведении этих операций оказывают помощь путем перераспределения реактивной и активной мощности между ними. При этом повышается напряжение в отдельных контрольных пунктах до значений не выше предельно допустимых для оборудования.

    2.4.3. В случае понижения напряжения ниже минимально установленных уровней на одном или нескольких объектах на основе опроса подчиненного персонала, сообщений с мест, показаний устройств телеизмерений и телесигнализации определяются причины понижения напряжения и принимаются меры к:

    а) увеличению загрузки СК и генераторов по реактивной мощности вплоть до взятия аварийных перегрузок. При этом предупреждается возможное отключение генератора защитой от перегрузки ротора.

    После получения сообщений о перегрузке генераторов (СК) принимаются меры к их разгрузке до истечения допустимого срока взятых перегрузок, не понижая напряжения. В противном случае перегрузки снимаются оперативным персоналом, генераторы разгружаются до номинальных токов статора и ротора, что может привести к дальнейшему глубокому понижению напряжения и возможному распаду энергосистемы, погашению потребителей;

    б) включению батарей статических конденсаторов;

    в) отключению шунтирующих реакторов;

    г) изменению коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН;

    д) снижению перетоков мощности по линиям.

    2.4.4. Если после принятых мер к восстановлению напряжения оно остается ниже аварийного значения, отключаются потребители (по графикам отключения потребителей с питающих центров) в том узле, где произошло понижение напряжения.

    2.4.5. При понижении напряжения на энергообъектах одной из энергосистем оказывается помощь в повышении напряжения следующими мерами, осуществляемыми в смежных энергосистемах:

    а) использованием резервов реактивной мощности на электростанциях смежных энергосистем с повышением напряжения в пределах длительно допустимых значений;

    б) использованием разгрузки генераторов по активной мощности и увеличением загрузки по реактивной в энергосистемах с пониженным напряжением.

    Не разгружаются по активной мощности и не загружаются по реактивной мощности генераторы в дефицитных энергосистемах или объединенных энергосистемах, если это может привести к увеличению перетоков по связям выше максимально допустимых.

    Однако если в результате понижения напряжения в электрических сетях понизится напряжение СН электростанций до значения ниже аварийно допустимого, для предотвращения нарушения режима работы механизмов СН и полного останова агрегатов электростанций разгружаются генераторы по активной мощности (по согласованию с объединенными энергосистемами) или отключением потребителей повышается напряжение до уровня, обеспечивающего нормальный режим работы агрегатов;

    в) отключением части шунтирующих реакторов;

    г) изменением потокораспределения активной мощности;

    д) перераспределением потоков реактивной мощности с помощью оперативного изменения коэффициентов трансформации на трансформаторах с РПН;

    е) изменением схемы электросетей.

    2.4.6. При понижении напряжения, вызванном неотключившимся КЗ в электросети до истечения срока взятых перегрузок на генераторах и СК определяется и отключается место КЗ.

    Определение места КЗ производится на основании анализа уровней напряжения, перетоков активной и реактивной мощности, действия релейной защиты, опроса оперативного персонала и сообщений с мест.

    2.5. Повышение уровней напряжения на оборудовании сверх допустимых значений

    2.5.1. Поддерживаются уровни напряжений в контрольных пунктах в соответствии с заданным графиком, не превышая на оборудовании уровень напряжения, установленный правилами технической эксплуатации и нормами завода-изготовителя.

    2.5.2. В случае повышения напряжения сверх допустимого на одном или нескольких объектах на основе сообщений с мест, показаний устройств телеизмерений и телесигнализации выявляются причины повышения напряжения (односторонне отключены ВЛ, разгружены линии электропередачи, отключены шунтирующие реакторы) и принимаются меры к его понижению путем:

    снижения загрузки генераторов электростанций и СК по реактивной мощности, работающих в режиме выдачи, перевода их в режим потребления (или увеличения потребления) реактивной мощности;

    отключения батарей статических конденсаторов;

    включения шунтирующих реакторов, находящихся в резерве;

    увеличения загрузки линий электропередачи перетоками мощности;

    изменения коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН;

    вывода в резерв линии в районе повышенного напряжения только выключателями.

    При одностороннем отключении линии и повышении напряжения сверх допустимого эта линия включается в транзит, а при отсутствии такой возможности с нее снимается напряжение.

    2.6. Асинхронный режим работы отдельных частей энергосистем, единой и объединенных энергосистем и электростанций

    2.6.1. Причинами нарушения синхронной работы отдельных частей единой энергосистемы могут быть:

    а) перегрузка межсистемных транзитных связей мощностью по условиям устойчивости (аварийное отключение большой генерирующей мощности, интенсивный рост потребляемой мощности, отказ устройств противоаварийной автоматики);

    б) отказ выключателей или защит при КЗ в электросетях;

    в) несинхронное включение связей.

    2.6.2. Основными признаками асинхронного хода являются устойчивые глубокие периодические колебания тока, мощности, напряжения по линии связи и на энергообъектах, а также возникновение разности частот между частями энергосистем, единой и объединенной энергосистем, вышедшими из синхронизма, несмотря на сохранение электрической связи между ними.

    На шинах электростанций и подстанций, находящихся вблизи ЭЦК, происходят периодические глубокие колебания напряжения с понижением его ниже аварийных значений, в том числе на СН с возможным отключением ответственных механизмов СН и отдельных агрегатов.

    Для электростанций, оказавшихся вблизи ЭЦК, характерно нарушение синхронизма генераторов со сбросом мощности.

    При нарушении синхронизма и глубоком понижении частоты электрического тока в дефицитном районе до значения срабатывания АЧР возможна автоматическая ресинхронизация и прекращение асинхронного режима. При этом вследствие периодических колебаний мощности по загруженным линиям электропередачи возможно срабатывание АРПМ с отключением потребителей и генерирующей мощности на электростанциях в вышедших из синхронизма частях энергосистемы, объединенной энергосистемы, региона. Характер протекания аварии уточняется путем дополнительного опроса оперативного персонала объединенных энергосистем, энергосистем, электростанций, подстанций.

    2.6.3. При нарушении устойчивости межсистемных транзитных линий связи возникший асинхронный режим нормально ликвидируется АЛАР. Если почему-либо АЛАР отказала и асинхронный режим продолжается, разделяются транзиты асинхронно работающих энергосистем или узлов в местах установки АЛАР.

    2.6.4. При появлении в энергосистеме качаний токов, мощности и напряжения для ускорения прекращения синхронных качаний генераторов по возможности разгружают их по активной мощности и повышают реактивную мощность, не перегружая транзитные связи.

    При синхронных качаниях по межсистемным связям, вызванных перегрузкой сечения, повышается напряжение в приемной части, уменьшается переток за счет использования резерва или отключения потребителей.

    2.7. Разделение единой, объединенных энергосистем, энергосистемы

    2.7.1. При ликвидации аварии с разделением энергосистемы, единой или объединенной энергосистем, на основании показаний приборов диспетчерского пункта, сообщений с мест и анализа действия устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики выявляются характер аварии и причины ее возникновения, устанавливается место повреждения, определяется, на какие несинхронные части разделилась единая и объединенная энергосистемы, энергосистема, а также уровни частоты и напряжения в раздельно работающих частях. Одновременно выясняются состояние и загрузка межсистемных и других контролируемых внутрисистемных связей.

    2.7.2. При возникновении указанных аварийных режимов:

    а) сообщается в энергосистему о происшедших отключениях на объектах, отклонениях частоты и напряжения и наличии перегрузок основных транзитных линий электропередачи;

    б) принимаются меры к восстановлению частоты и напряжения;

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

    г) обеспечивается надежная работа механизмов СН вплоть до выделения их на несинхронное питание при понижении частоты до установленных для данной электростанции пределов;

    д) синхронизируются отделившиеся во время аварии генераторы или электростанции при наличии напряжения от энергосистемы (или при появлении его после исчезновения).

    При отсутствии напряжения на шинах высокого напряжения отключенные генераторы (не входящие в схему выделения СН) удерживаются на х.х.: крупные энергоблоки, для которых не разрешена работа на х.х., поддерживаются в состоянии готовности к быстрому развороту и обратному включению в сеть с набором нагрузки.

    2.7.3. После разделения во избежание развития аварии восстанавливается частота и напряжение в раздельно работающих частях энергосистемы и устраняются перегрузки оборудования и линий электропередачи. При сохранении в разделившихся частях допустимых уровней частоты и напряжения принимаются меры к синхронизации этих частей.

    Синхронизация производится при разности частот не более 0,1 Гц с учетом возможного наброса мощности на межсистемные и внутрисистемные связи; при этом операции проводятся таким образом, чтобы не срабатывала АРПМ при синхронизации разделившихся частей единой и объединенной энергосистем, энергосистемы. В объединенной энергосистеме и энергосистемах инструкциями определяются энергорайоны и сечения, по которым производится синхронизация с большей разностью частот или несинхронное включение с указанием допустимой разности частот.

    2.7.4. При разделении единой или объединенной энергосистемы, энергосистемы на отдельные части соответствующему диспетчерскому управлению поручается регулирование частоты в каждой раздельно работающей части энергосистемы, объединенной или единой энергосистемы или принимается регулирование на себя.

    2.7.5. Для ускорения синхронизации принимаются меры для изменения частоты в отделившихся частях энергосистемы, единой, объединенных энергосистем.

    При невозможности повысить частоту в дефицитной по мощности части до необходимого для синхронизации значения повышение частоты (после принятия всех мер) осуществляется за счет отключения потребителей.

    2.7.6. При аварийном разъединении энергосистем, объединенной или единой энергосистем в целях максимального сокращения объема отключаемых потребителей в дефицитной части и быстрейшей обратной их синхронизации между собой допускается:

    а) производить их синхронизацию при понижении частоты в избыточной части, но не ниже чем до 49,8 Гц. При этом уровень частоты в избыточной части определяется, исходя из сложившейся ситуации (возможности понижения частоты по режиму, размера отделившейся части по мощности);

    б) переводить с кратковременным перерывом питания участки электросети с несколькими подстанциями, питающиеся от части энергосистемы с дефицитом мощности, на питание от части энергосистемы, имеющей резерв, или на питание от смежных энергосистем, если это предусмотрено по режиму их работы;

    в) отделять от части энергосистемы отдельные генераторы или электростанции и синхронизировать их с дефицитной частью энергосистемы.

    Понижение частоты производится плавно небольшими ступенями через 0,1 Гц. При этом контролируются перетоки мощности по межсистемным и внутрисистемным транзитным связям, не превышая их значения сверх максимально допустимых, разрешенных действующими инструкциями. При этом по показаниям синхроноскопа и в момент уравнивания частот производится синхронизация частей.

    2.7.7. Если вследствие аварии полностью потеряно напряжение на ряде основных электростанций и у потребителей, восстанавливается питание СН электростанций и, в первую очередь, мощных блочных электростанций подачей напряжения от частей энергосистемы с нормальной частотой. В дальнейшем по мере разворота оборудования электростанций и набора нагрузки подается напряжение «толчком» на потерявшие напряжение участки энергосистемы, единой или объединенных энергосистем.

    Энергосистема, потерявшая напряжение, при ликвидации аварии, в первую очередь, получает напряжение со стороны объединенной энергосистемы.

    Напряжение на обесточенные участки подается толчком от частей энергосистемы, имеющих резерв мощности, достаточный для покрытия нагрузки участка сети, чтобы набор нагрузки потребителями не вызывал понижение частоты, перегрузку транзитных линий (сечений) и необходимость нового отключения потребителей.

    2.7.8. После ликвидации аварии для включения потребителей с помощью ЧАПВ при наличии резервов мощности и запасов по пропускной способности линий повышается кратковременно частота на 0,1-0,2 Гц выше верхней уставки ЧАПВ.

    Если по балансу мощности это невозможно, дается указание о ручном включении потребителей с контролем уровня частоты и загрузки линий электропередачи.

    2.8. Перегрузки межсистемных и внутрисистемных транзитных связей

    2.8.1. Переход на работу с аварийно допустимыми перетоками мощности осуществляется на период прохождения максимума нагрузок энергосистемы, объединенной и единой энергосистем или на время, необходимое для ввода ограничений потребителей, а в послеаварийном режиме (после отключения генератора, линии, автотрансформатора и др.) — на время, необходимое для мобилизации резерва (в том числе холодного), и оформляется записью в оперативном журнале энергосистемы, объединенных (единой) энергосистем (с указанием времени и причины перехода на работу с аварийно допустимыми перетоками).

    2.8.2. Перегрузки сверх максимально (аварийно) допустимых значений перетоков мощности (токов) по связям, линиям и оборудованию устраняются:

    а) при наличии резерва — немедленной загрузкой электростанций в приемной части энергосистемы и разгрузкой их в передающей части для разгрузки транзитных связей; в других случаях — использованием одного из указанных приемов;

    б) при отсутствии резерва — за счет использования аварийных перегрузок генерирующего оборудования и ограничений и отключений в приемной части энергосистемы, а также разгрузкой генерирующей мощности в периферийных избыточных частях энергосистем, объединенной или единой энергосистем.

    2.8.3. Для предотвращения превышения аварийно допустимых перетоков активной мощности принимаются все меры к понижению перетока, вплоть до отключения потребителей с питающих центров, в том числе по графику экстренных отключений, а также дистанционно по каналам ПА.

    2.8.4. Отключение потребителей дистанционно по каналам ПА осуществляется согласно утвержденному руководством перечню в следующих случаях:

    а) если мероприятия по п.2.8.2 настоящей Инструкции из-за низкой эффективности отключения потребителей не привели к снижению перетока мощности ниже аварийно допустимого значения;

    б) при отказе автоматики от наброса активной мощности на связи в условиях, когда она действует на отключение потребителей (САОН);

    в) после срабатывания автоматики от наброса активной мощности на связи, когда переток мощности вновь приближается к уставке срабатывания.

    При дистанционном воздействии на отключение потребителей по пунктам «а» и «в» отключаются потребители, не подключенные к автоматике от наброса мощности на перегруженные связи.

    Каждое отключение потребителей дистанционно по каналам ПА фиксируется записью в оперативном журнале с указанием времени и причин отключения.

    2.8.5. Потребители, отключенные устройствами ПА или дистанционно по каналам ПА, включаются снова, если позволяет переток активной мощности по контролируемым связям. Если эти потребители не могут быть включены по указанной причине, то включить их можно после отключения других потребителей по графику аварийных отключений (ограничений) и снижения перетока мощности по контролируемым связям.

    3. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ НА ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

    3.1. Ликвидация аварий на системообразующих ВЛ

    3.1.1. Отключение отдельных участков линий электропередачи напряжением 330-500-750-1150 кВ во многих случаях приводит к значительному ограничению мощности электрических станций, снижению пропускной способности оставшихся в работе связей, нарушению электроснабжения больших районов, разделению энергосистем. Поэтому принимаются необходимые меры к быстрейшему включению отключившихся линий электропередачи.

    3.1.2. При производстве переключений учитывается, что линии электропередачи напряжением 500 кВ и выше и протяженностью более 150 км при включении под напряжение передают в сеть большую зарядную реактивную мощность, что может привести к работе устройств АПН и развитию аварии. Поэтому при включении под напряжение отключившейся линии контролируются уровни напряжения в сети, наличие подключенных шунтирующих реакторов, схема прилегающей сети и подстанции, от которой линия ставится под напряжение.

    3.1.3. При автоматическом отключении линии электропередачи линейными защитами независимо от работы АПВ линия опробуется напряжением, если к моменту опробования не поступило сообщение о явном повреждении линии электропередачи или электроаппаратов, относящихся к ней (после подготовки допустимого режима).

    3.1.4. Если при отключении линий электропередачи, питающих узлы, нарушилось электроснабжение потребителей, а для опробования напряжением линии не требуется режимной подготовки электрической сети по напряжению и перетокам мощности, линию электропередачи как можно быстрее опробуют напряжением и замыкают под нагрузку.

    3.1.5. В случае одностороннего отключения линии электропередачи (линия находится под напряжением), если требуется, производят операции с ПА и РЗА и замыкают линию в транзит.

    3.1.6. Если при опробовании напряжением линии электропередачи она отключается линейными защитами с «толчком» тока, для принятия решения по дальнейшим действиям выясняется состояние линейного оборудования, а также погодные условия в районе прохождения трассы линии.

    3.1.7. При автоматическом отключении межсистемных, транзитных линий и линий электропередачи, обеспечивающих передачу мощности от крупных ГРЭС и ГЭС (в соответствии с подведомственной подчиненностью), производится разгрузка электростанций до значения мощности, установленного технологической инструкцией для ремонтной схемы, разгружаются перегруженные межсистемные и внутрисистемные линии электропередачи до допустимых значений, указанных в технологических инструкциях, используются резервы мощности и принудительное отключение потребителей в дефицитных частях энергосистемы (объединенной энергосистемы), а в избыточных — путем разгрузки электростанций.

    3.1.8. После подготовки режима для ремонтной схемы (допустимые перетоки мощности, нагрузка электростанций, уровни напряжения) в соответствии с указаниями технологических инструкций определяется порядок опробования линии напряжением, принимая во внимание состояние подстанций (наличие в ремонте выключателей, систем шин, уровни напряжения и возможности его понижения, количество подключаемых шунтирующих реакторов по концам линии).

    Включение линии под напряжение производится со стороны подстанции с нормальной электрической схемой. Опробование напряжением линии со стороны крупных ГРЭС производится в исключительных случаях, когда нет других возможностей.

    3.1.9. Если линия отключается защитами с «толчком» электрического тока, то на основе анализа работы защит по показаниям фиксирующих измерительных приборов и после осмотра оборудования на подстанциях, а также после проявления осциллограмм определяют место повреждения и направляют в этот район ремонтную бригаду без права производства работ, но при этом с ней поддерживается связь.

    Если причины отключения линии не выявлены, то через некоторое время производят повторное опробование линии напряжением.

    При обнаружении повреждения линию выводят в ремонт с соблюдением требований правил техники безопасности.

    При отключениях линий электропередачи с успешным АПВ (ОАПВ) или при успешном включении линии под напряжение и замыкании ее в транзит принимаются все меры (обходы, осмотры оборудования, использование приборов по отысканию мест повреждения, опросы персонала, проявление осциллограмм и др.) к выяснению причин отключения линии.

    3.1.10. В регионах, подверженных интенсивному гололедообразованию и налипанию мокрого снега на провода и тросы линий электропередачи энергосистемы, межсистемных электрических сетей, объединенных (единой) энергосистем, составляются инструкции и разрабатываются схемы и режимы плавки гололеда.

    3.1.11. При получении сообщения от гидрометеорологического центра или областных обсерваторий о возможности образования гололеда, налипания мокрого снега и сильных ветрах персонал энергосистем и сетевых предприятий организовывает контроль за состоянием линий электропередачи, проверяет готовность схем и устройств для плавки гололеда на проводах и грозозащитных тросах.

    3.1.12. При наличии гололеда или налипания мокрого снега устанавливается контроль за интенсивностью гололедообразования и принимаются меры к предотвращению дальнейшего роста гололедообразования в соответствии с инструкцией.

    При достижении толщины (диаметра) гололеда, установленной инструкцией для данного класса линий электропередачи, оформляется заявка на плавку гололеда. Решение о необходимости плавки гололеда принимает технический руководитель предприятия электрических сетей.

    Плавка гололеда производится в часы суток, когда возможен наименьший ущерб потребителям электроэнергии из-за появления вероятности отключения линии.

    Если весовая нагрузка гололеда угрожает повреждению линии электропередачи (обрыв проводов, разрыв гирлянд изоляторов, обрыв троса, поломка опор и др.), то плавка гололеда производится в любое время суток, а при необходимости вводятся ограничения потребителей.

    3.1.13. На линиях электропередачи напряжением 500-750-1150 кВ при образовании гололеда на грозозащитных тросах под действием весовой нагрузки трос растягивается и опускается между проводами фаз линии электропередачи, что может вызвать КЗ при разрыве троса или приближении его к проводу линии под действием ветра.

    Для предотвращения отключения линии электропередачи плавку гололеда на тросах следует производить своевременно в любое время суток.

    В случае отключения линии электропередачи ее периодически опробуют напряжением и включают под нагрузку.

    3.1.14. В период года с октября по март при моросящем дожде, поперечном ветре и температуре воздуха от 0 до -5 °С на проводах линий электропередачи может отлагаться односторонний гололед толщиной от 1 до 15 мм, что увеличивает парусность проводов, и при скорости поперечного ветра 5-15 м/с и более возникает «пляска» проводов.

    3.1.15. При возникшей «пляске» проводов на линиях электропередачи с амплитудой более 5 м линии разгружаются до возможного минимума, если имеется резерв мощности, а при «пляске» проводов на линиях электропередачи, отходящих от ГРЭС, они разгружаются так, чтобы при отключении не перегрузились параллельные линии электропередачи и не сработали автоматика разгрузки электростанции и автоматика отключения нагрузки. При отключении линии электропередачи и неуспешном АПВ проверяется работа релейных защит, опробуется линия напряжением и замыкается в транзит, определяется по приборам и осциллограммам место КЗ и сообщается ремонтным бригадам. При повторных отключениях линия электропередачи снова включается одним из выключателей на подстанциях.

    3.1.16. Если при нескольких попытках включения под напряжение линия электропередачи снова отключается, по измерениям определяют место КЗ и проверяют устройством определения мест повреждения ее состояние.

    Если измерение устройством покажет повреждение на линии электропередачи, то срочно организовывается ремонт с соблюдением требований правил техники безопасности.

    Если измерение покажет отсутствие повреждения, линию электропередачи периодически опробуют напряжением, опрашивая персонал об изменении погодных условий на трассе.

    3.2. Ликвидация аварий на ВЛ распределительных электрических сетей

    3.2.1. Все ВЛ с точки зрения питания потребителей делятся на две категории:

    Тупиковыми ВЛ считаются:

    а) линии, получающие напряжение с одной стороны и питающие подстанции, к шинам которых не подключены электростанции;

    б) линии, получающие напряжение с одной стороны и питающие подстанции, к шинам которых подключены мелкие электростанции, оборудованные делительной автоматикой.

    3.2.2. При автоматическом отключении тупиковой ВЛ, вызвавшем обесточивание потребителей, немедленно включается выключатель отключившейся линии один раз вручную, в том числе и после неуспешного действия однократного АПВ. Перед включением выводится из действия устройство АПВ, если последнее не выводится автоматически.

    Данные указания не распространяются на тупиковые линии:

    оборудованные двукратными АПВ со временем второго цикла более 10 с. Целесообразность повторного включения таких линий персоналом определяется исходя из конкретной обстановки и местных условий;

    по которым возможно несинхронное включение в случае отказа делительной автоматики на приемном конце, где подсоединена электростанция небольшой мощности;

    выключатели которых не имеют дистанционного управления и для которых не предусматривается включение на месте после автоматического отключения (привод не отделен от выключателя прочной защитной стеной, а выключатель имеет недостаточную отключающую способность);

    подача напряжения по которым после их автоматического отключения производится по согласованию энергосистемы с потребителем.

    3.2.3. На каждой электростанции (подстанции) определяется перечень тупиковых ВЛ, не имеющих резервного источника питания.

    Если тупиковая ВЛ отключалась после однократного АПВ, а также при последующем ее опробовании, то она включается под напряжение после проверки состояния оборудования и погодных условий.

    3.2.4. При отключении двух параллельных тупиковых ВЛ с обесточением потребителей обе линии поочередно включаются с соблюдением указаний пп.3.2.2 и 3.2.3 настоящей Инструкции.

    3.2.5. Если при отключении в ремонт одной из транзитных ВЛ подстанции переходят на тупиковое электроснабжение, то на питающем центре и на всех промежуточных подстанциях на ключах управления выключателями вывешиваются плакаты «Транзит разомкнут». В этом случае на указанные ВЛ распространяются действия, предусмотренные для тупиковых линий.

    3.2.6. В момент отключения ВЛ на телеуправляемой подстанции операции по включению линий производятся по телеуправлению предприятием (районом) электрических сетей или опорной подстанцией.

    3.2.7. Автоматически отключившаяся (в том числе и после неуспешного действия устройства АПВ) транзитная ВЛ опробуется напряжением и включается при:

    обесточивании или ограничении потребителей;

    недопустимой перегрузке одной или нескольких транзитных линий;

    недопустимой перегрузке одного или нескольких трансформаторов, связывающих сети разных напряжений;

    ограничении мощности электростанции, если это недопустимо по режиму работы энергосистемы (объединенных энергосистем);

    недопустимом понижении напряжения в энергосистеме или ее части.

    Если при опробовании такая транзитная ВЛ отключится вновь, то она через некоторое время вторично включается под напряжение, если другими мерами восстановить питание потребителей, снять недопустимые перегрузки и повысить напряжение до приемлемого значения не удается.

    При неуспешном двукратном АПВ отключившаяся ВЛ включается еще один раз.

    3.2.8. Опробуются напряжением транзитные ВЛ, устройство АПВ на которых отключено или не установлено, за исключением коротких линий (длиной не более нескольких километров), проходящих в черте города, если их отключение не связано со случаями, перечисленными в п.3.2.7 настоящей Инструкции.

    3.2.9. Транзитные ВЛ, отключение которых существенно снижает надежность питания потребителей или ограничивает мощность электростанций, также опробуются напряжением, в том числе и после неуспешного АПВ.

    3.2.10. Транзитные ВЛ, на которые не распространяются указания пп.3.2.7-3.2.9 настоящей Инструкции, после неуспешного АПВ, как правило, сначала проверяются импульсным измерителем. Если при проверке повреждений не обнаружено, то ВЛ опробуются напряжением, а в случае обнаружения повреждения выводятся в ремонт.

    3.2.11. Если в результате опробования напряжением ВЛ снова отключается, ее состояние проверяется импульсным измерителем. В случае обнаружения повреждения ВЛ нужно вывести в ремонт.

    Если при проверке импульсным измерителем повреждение не обнаружено, ВЛ может быть «толчком» включена под напряжение и замкнута в транзит.

    При отсутствии на ВЛ импульсных измерителей решение о возможности ее включения принимается по результатам обхода.

    3.2.12. Отключившиеся короткие транзитные ВЛ, проходящие в черте города, на которые не распространяются указания п.3.2.7 настоящей Инструкции, опробуются напряжением и включаются в транзит только после выяснения их состояния при обходе.

    3.2.13. Автоматически отключившиеся транзитные ВЛ опробуются напряжением и включаются в транзит.

    3.2.14. Для определения места КЗ и в целях организации обхода отключившейся ВЛ регистрируются показания фиксирующих приборов.

    После неуспешного опробования ВЛ 110-220 кВ наряду с проверкой линии импульсным измерителем и регистрацией показаний фиксирующих приборов организовывается проявление пленок автоматических осциллографов для уточнения места повреждения.

    3.3. Ликвидация аварий на кабельных линиях

    3.3.1. При автоматическом отключении тупиковой кабельной линии напряжением 35 кВ и ниже (устройство АПВ которой отказало в действии или было выведено в ремонт), вызвавшем обесточивание потребителей, один раз включается вручную выключатель отключившейся линии с соблюдением требований п.3.2.2 настоящей Инструкции.

    3.3.2. В случае автоматического отключения тупиковой кабельной линии напряжением 110-220 кВ с нарушением электроснабжения потребителей и невозможностью восстановить его от других источников линия включается один раз вручную при условии отсутствия аварийного сигнала на панели сигнализации давления масла.

    3.3.3. На тупиковые и транзитные ВЛ с кабельными участками распространяются требования разд.3.2 настоящей Инструкции.

    3.4. Отключение ВЛ, к которым отпайками подсоединены потребители

    3.4.1. В настоящем разделе рассматриваются вопросы ликвидации аварий на транзитных ВЛ с отпаечными подстанциями, выполненными по следующим типовым схемам:

    а) отпаечная подстанция с одним трансформатором без выключателя (отделителя) со стороны высшего напряжения; защиты трансформатора по соединительным проводам (ВЧ каналам) действуют на отключение выключателей ВЛ; потребители не имеют резервного источника питания;

    б) отпаечная подстанция с одним трансформатором с отделителем на стороне высшего напряжения; защиты трансформатора действуют на включение короткозамыкателя, приводящее к отключению ВЛ, и отключение отделителя; потребители не имеют резервного источника питания;

    в) отпаечная подстанция с одним трансформатором с выключателем (предохранителями) на стороне высшего напряжения; потребители не имеют резервного источника питания;

    г) отпаечная подстанция с одним трансформатором, питание которого со стороны высшего напряжения переключается на другую ВЛ; потребители не имеют резервного источника питания;

    д) отпаечная подстанция с одним трансформатором, потребители которой переключаются со стороны низшего напряжения на резервный источник питания;

    е) отпаечная подстанция с двумя трансформаторами, питающимися от двух различных ВЛ и работающими раздельно по стороне низшего напряжения с включенным устройством АВР.

    3.4.2. При автоматическом отключении линейными защитами транзитной ВЛ с отпаечной подстанцией, выполненной по схеме п.3.4.1, а, ВЛ опробуется напряжением, а затем включается в транзит.

    В случае отключения ВЛ защитами от внутренних повреждений трансформатора включение ее может быть произведено только после отключения разъединителей поврежденного трансформатора.

    3.4.3. При автоматическом отключении транзитной ВЛ с отпаечной подстанцией по схеме п.3.4.1, б или 3.4.1, в ВЛ опробуется напряжением и включается в транзит.

    3.4.4. При автоматическом отключении линейными защитами транзитной ВЛ с отпаечной подстанцией по схемам пп.3.4.1, г, 3.4.1, д или 3.4.1, е и срабатывании устройств АВР со стороны высокого (низкого) напряжения включение ВЛ производится на общих основаниях (см. разд.3.2 настоящей Инструкции).

    В случае отказа в действии устройства АВР или при его отсутствии (не установлено, отключено по заявке) и обесточения потребителей ВЛ опробуется напряжением и включается в транзит.

    3.4.5. Опробование отключившихся транзитных ВЛ с отпайками согласно пп.3.4.2-3.4.4 настоящей Инструкции производится в случае отказа в работе устройства АПВ, вывода его в ремонт, а также при его неуспешной работе.

    3.4.6. В случае неуспешного ручного включения ВЛ с отпайками, имеющих в транзите разъединители, позволяющие произвести расчленение ВЛ на части, линии опробуются напряжением по частям с предварительной проверкой состояния оборудования на отпаечных подстанциях.

    3.4.7. На ВЛ с отпайками, имеющих кабельные участки, распространяются указания соответствующих пунктов разд.3.4 настоящей Инструкции.

    3.5. Отключение ВЛ, к которым отпайками подсоединены генерирующие источники

    3.5.1. При автоматическом отключении линейными защитами транзитной ВЛ, к отпайке которой подсоединен блок генератор-трансформатор, не имеющий выключателя со стороны высокого напряжения, ВЛ опробуется напряжением и включается в транзит только после проверки отключенного положения генераторного выключателя.

    В случае работы защит от внутренних повреждений трансформатора, действующих на отключение выключателей ВЛ через соединительные провода (ВЧ-каналы), включение ВЛ производится лишь после отключения разъединителей трансформатора.

    3.5.2. Если автоматически отключилась ВЛ, к отпайке которой подсоединен блок генератор-трансформатор с выключателем на стороне высшего напряжения, включение ВЛ производится только после проверки отключенного положения выключателя блока.

    3.5.3. При автоматическом неполнофазном отключении выключателя блока генератор-трансформатор, включенного отпайкой от ВЛ, этот выключатель отключается всеми фазами вручную и, если попытка будет неуспешной, генератор разгружается и по току ротора до х.х.

    При этом возникает необходимость отключения ВЛ с обеих сторон.

    3.6. Работа ВЛ в неполнофазных режимах

    Работа ВЛ в неполнофазных режимах осуществляется в соответствии с указаниями нормативных документов, утвержденных в установленном порядке.

    3.7. Полная потеря защит линий электропередачи

    При полной потере защит (например, основная защита в проверке, резервная — неисправна) на линии электропередачи:

    вызывается персонал службы РЗА (электролаборатории) для принятия мер к восстановлению защит;

    проводятся подготовительные операции для вывода линии из работы. При этом учитывается, что при КЗ на линии электропередачи с неисправными защитами возможно полное погашение подстанции или РУ электростанции.

    4. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ В ГЛАВНОЙ СХЕМЕ ПОДСТАНЦИЙ

    4.1. Аварии с силовыми трансформаторами (автотрансформаторами)

    4.1.1. При автоматическом отключении трансформатора с прекращением электроснабжения потребителей и наличии на подстанции резервного трансформатора, устройство АВР на котором отсутствует или отказало в действии, включается в работу резервный трансформатор.

    4.1.2. Если при отключении трансформатора резервной защитой (защиты от внутренних повреждений не действовали) нарушается электроснабжение потребителей, а устройство АПВ отсутствует или отказало в действии, без осмотра производится обратное включение отключившегося трансформатора.

    Это указание не распространяется на тот случай, когда в РУ, питающем потребителей, производятся ремонтные работы или переключения.

    4.1.3. Если в результате отключения трансформатора резервной защитой (при отсутствии резервного трансформатора) оставшийся в работе трансформатор имеет недопустимую перегрузку, один раз производится включение отключившегося трансформатора выключателями.

    4.1.4. Включение трансформаторов распределительных электрических сетей напряжением 220 кВ и ниже производится согласно пп.4.1.1-4.1.3 настоящей Инструкции.

    При автоматическом отключении защитами трансформаторов напряжением 330 кВ и выше, шунтирующих реакторов напряжением 330 кВ и выше обратное включение трансформатора производится после его осмотра, подготовки схемы и режима электрических сетей.

    4.1.5. В случае автоматического отключения трансформатора, питающего потребителей, резервной защитой и неуспешной работы устройства АПВ (АВР) или неуспешного ручного включения осматривается присоединение трансформатора и обесточенного РУ. При осмотре прежде всего проверяется положение указателей защит отходящих линий, так как возможно наличие неотключившегося КЗ на этих линиях.

    Если на отходящей линии сработал указатель защиты, а ее выключатель включен, отключается неотключившийся выключатель и при отсутствии других повреждений в РУ включается трансформатор и подается напряжение на обесточенные шины.

    4.1.6. При автоматическом отключении трансформатора, связывающего сети разных напряжений, резервной защитой без обесточивания потребителей включение трансформатора в транзит производится только после проверки синхронности связываемых трансформатором напряжений (по схеме или по колонке синхронизации при наличии последней).

    4.1.7. Трансформатор отпаечной подстанции, отключившийся резервной защитой, после определения и устранения причины отключения включается под напряжение разъединителем (отделителем) с предварительным отключением короткозамыкателя, если такое включение предусмотрено инструкцией.

    Если причина отключения не выяснена, то с линии снимается напряжение, включается разъединитель (отделитель), после чего включается выключатель линии и опробуется напряжением трансформатор. Опробование трансформатора напряжением со стороны низкого напряжения производится при наличии защит.

    4.1.8. При автоматическом отключении трансформатора (реактора) действием защит от внутренних повреждений (газовой, дифференциальной или отсечки) включение трансформатора (реактора) в работу производится только после осмотра, испытаний, анализа газа, масла и устранения выявленных нарушений.

    При отключении трансформатора действием дифференциальной защиты ошиновки производится его внешний осмотр, обращая особое внимание на целость высоковольтных вводов, выключателей, проводов и гирлянд изоляторов. Если повреждений не обнаружено, трансформатор опробуется напряжением и включается в работу.

    4.1.9. В целях обеспечения безопасности обслуживания трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов при срабатывании газового реле на сигнал трансформатор немедленно разгружается и отключается для отбора газа из реле и выявления причин срабатывания последнего.

    Принимаются немедленные меры к производству переключений и регулированию режима электрических сетей, а при необходимости к отключению потребителей.

    После отключения трансформатора (реактора) с соблюдением требований правил техники безопасности производится внешний осмотр, отбор проб газа из газового реле и масла.

    Возможность дальнейшей работы трансформатора (реактора) определяется после получения результатов анализа газа, масла, измерений и испытаний, определяющих его состояние.

    4.1.10. Для обеспечения нормальной работы по нагреву трансформаторов (реакторов), а также использования перегрузочной способности трансформаторов они оборудуются охлаждающими устройствами: дутьевыми вентиляторами (Д) или циркуляционными насосами (Ц). Особенно опасно для трансформаторов (реакторов), имеющих охлаждающие устройства Ц и Д, прекращение охлаждения, так как это приводит к резкому повышению температуры масла и в зависимости от их загрузки через некоторое время — к отключению автоматикой прекращения охлаждения.

    Поэтому для предотвращения аварии при потере напряжения питающего двигателя охлаждающих устройств трансформаторов (реакторов) или работе сигнализации о прекращении циркуляции масла, воды и останове вентиляторов принимаются немедленные меры к подаче напряжения.

    Если подача напряжения и пуск охлаждающих устройств задерживаются, разгружаются трансформаторы и отключаются реакторы, не допуская повышения температуры масла, установленной инструкцией, и подготавливается режим сетей при отключении трансформатора (реактора).

    4.1.11. Для предотвращения повреждения высоковольтных маслонаполненных вводов напряжением 500 кВ и выше устанавливаются устройства КИВ, действующие на сигнал и отключение трансформаторов (реакторов).

    При появлении сигнала устройства КИВ немедленно проверяются показания прибора. Если стрелка прибора установилась на определенном положении, то персонал действует согласно инструкции.

    4.2. Обесточивание главных шин

    4.2.1. В случае обесточивания СШ (секций) высокого напряжения действием ДЗШ с нарушением электроснабжения потребителей при отсутствии устройства АПВ (АВР) шин или отказе его в действии немедленно подается напряжение на обесточенные шины без осмотра и далее потребителям. Напряжение подается по любой транзитной линии.

    Указание не распространяется на случай, когда в РУ производятся ремонтные работы или переключения.

    При обесточивании обеих СШ (секций) отключается шиносоединительный (секционный) выключатель и производится поочередное опробование каждой СШ (секции).

    4.2.2. При отключении выключателей питающих присоединений защитой шин 6-10 кВ с нарушением электроснабжения потребителей в случае отсутствия устройства АВР или отказа его в действии немедленно подается напряжение на обесточенные шины «толчком» без осмотра, не отключая выключатели линий.

    Напряжение подается от трансформатора или от соседней секции (СШ).

    Данное указание не распространяется на случай, когда в РУ производятся ремонтные работы или переключения, а также когда включаемый выключатель не имеет дистанционного управления и его нельзя включать на месте (привод не отделен от выключателя прочной защитной стенкой и его отключающая способность недостаточна) после автоматического отключения.

    4.2.3. Подача напряжения на обесточенные СШ (секции) производится согласно пп.4.2.1 и 4.2.2 настоящей Инструкции.

    4.2.4. В случае обесточивания СШ (секций) действием ДЗШ без нарушения электроснабжения потребителей и неуспешной работы устройства АПВ (АВР) или неуспешной ручной подачи напряжения осматривается оборудование, входящее в зону ДЗШ. Если при осмотре обнаружится повреждение, то отделяется поврежденный участок, затем на неповрежденные шины подается напряжение от любой транзитной линии, трансформатора, ШСВ (СВ), имеющих напряжение, и далее потребителям, питаемым по тупиковым схемам (линиям, трансформаторам). При невозможности отделить поврежденный участок используется резервная СШ.

    4.2.5. В некоторых случаях для ускорения подачи напряжения потребителям, питающимся по тупиковым схемам, целесообразно переключить на неповрежденную СШ только тупиковые линии или трансформаторы с источником питания, подать по ним напряжение потребителям и затем приступить к переключениям транзитных линий и трансформаторов, связывающих электросети различных напряжений.

    4.2.6. Если напряжение на шинах исчезло от действия УРОВ, ДЗШ, когда отключились выключатели всех присоединений данной СШ (секции) или обеих СШ (секций), кроме одного, а электроснабжение потребителей, питающихся по тупиковым схемам от шин, нарушилось, отключается неотключившийся выключатель; далее действуют согласно п.4.2.1 настоящей Инструкции.

    4.2.7. При обесточивании шин действием УРОВ в случае отказа в отключении выключателя одного из присоединений пытаются его отключить. Если выключатель не отключается, то отключаются линейные и шинные разъединители отказавшего в отключении выключателя, подается напряжение на шины и потребителям, питающимся по тупиковым схемам, включаются в транзит отключившиеся линии и трансформаторы.

    4.2.8. Если действием УРОВ, ДЗШ отключаются не все присоединения, то перед разборкой схемы неотключившегося выключателя отключаются выключатели всех транзитных присоединений; далее операции производятся согласно п.4.2.7 настоящей Инструкции.

    4.2.9. Обесточивание шин может произойти в результате действия УРОВ при затяжке в отключении выключателя присоединения, на котором произошло КЗ; в этом случае действием УРОВ отключаются все присоединения данной СШ (секции). Если отказавший выключатель не имеет признаков повреждения и задержка включения присоединения приводит к нарушению электроснабжения потребителей, то следует действовать согласно п.4.2.1 настоящей Инструкции. После подачи напряжения потребителям восстанавливается нормальная схема подстанции, а затем разбирается схема дефектного выключателя разъединителями.

    4.2.10. Исчезновение напряжения на шинах при отсутствии или отказе ДЗШ или УРОВ может быть вызвано КЗ как на самих шинах, так и на одном из присоединений. Если по анализу работы защит и другим признакам установлено неотключившееся КЗ на одном из присоединений, отключается выключатель поврежденного присоединения; если выключатель не отключается, отключаются выключатели всех присоединений, отделяя данное присоединение разъединителями. На обесточенные шины подается напряжение от соседней СШ или от любой транзитной линии и далее потребителям, питаемым по тупиковым схемам.

    Если повреждение имеется на самих шинах, то отделяется поврежденный участок; далее операции производят, руководствуясь указаниями данного пункта.

    4.2.11. При возможности подачи напряжения от соседней СШ (секции) предварительно отключаются все выключатели обесточенной СШ (секции) и подается напряжение потребителям, питающимся по тупиковым схемам.

    4.2.12. Поврежденное во время ликвидации аварии или при повторной подаче напряжения (как вручную, так и автоматически) оборудование отключается сначала выключателями, а затем разъединителями для подачи напряжения на неповрежденную часть.

    4.2.13. При исчезновении напряжения на шинах (при отсутствии повреждений на подстанции) операции производятся согласно инструкции предприятия. В этом случае не отключаются транзитные линии для возможного быстрого восстановления напряжения на обесточившейся части системы.

    4.2.14. При обесточивании СШ газовой защитой трансформатора (схема с двумя СШ, двумя выключателями на линиях и двумя трансформаторами, каждый из которых включен на соответствующую СШ через разъединитель) предварительно отключается разъединитель трансформатора, а затем выключателем линии подается напряжение на шины и включаются остальные выключатели обесточившейся СШ.

    4.2.15. Если обесточивание системы (систем) шин произошло при отсутствии (отказе) ДЗШ или УРОВ, осматриваются панели защит.

    Если по работе защит или по другим признакам определено наличие неотключившегося КЗ на одном из присоединений, отключается отказавший выключатель и подается напряжение на шины.

    Если по анализу работы защит неясен характер повреждения, то производится осмотр шин и при необходимости разделение СШ отключением ШСВ (СВ), а также параллельно работающих линий (трансформаторов), включенных на разные СШ. При повреждении СШ отключаются от нее все выключатели.

    4.2.16. При полной потере защиты шин (например, один комплект находится в проверке, а дублирующий — неисправен):

    принимаются меры для восстановления защиты;

    вводится оперативное ускорение резервных защит автотрансформатора и на линиях электропередачи, подключенных к данным шинам, если это предусмотрено инструкциями по обслуживанию защит.

    4.3. Повреждение выключателей и разъединителей

    4.3.1. При отказе в отключении одной или двух фаз выключателя на присоединении с двумя выключателями во время нормальных оперативных переключений принимаются меры для ликвидации возникшей несимметрии включением второго выключателя присоединения, который был отключен ранее, или опробуются на включение ранее отключенные фазы выключателя.

    В случае отказа на отключение и отсутствия второго выключателя отключают присоединение с другой стороны, если при этом не произойдет обесточивания потребителей или отключения генераторов (например, нельзя отключить транзитный трехобмоточный трансформатор, питающий тупиковую нагрузку, и т.п.).

    Производится осмотр отказавшего выключателя; при отсутствии признаков зависания контактов дается повторный импульс от ключа управления на отключение выключателя.

    Если попытка отключения дефектного выключателя окажется неудачной либо операции с ним вообще невозможны, то в зависимости от схемы электрических соединений подстанции операции выполняются следующим образом:

    а) в схеме с двумя СШ и двумя выключателями на цепь отключаются все выключатели той СШ, которой принадлежит дефектный выключатель, отключаются шинные и линейные разъединители дефектного выключателя (при этом следует вывести из работы блокировки безопасности дефектного выключателя с его разъединителями). Затем схема электрических соединений подстанции восстанавливается, а дефектный выключатель выводится в ремонт;

    б) дистанционно отключается разъединителями неисправный выключатель 220 кВ и выше, зашунтированный одним выключателем или цепочкой из нескольких выключателей других присоединений СШ (схема четырехугольника, полуторная и т.п.), если отключение выключателя может привести к его разрушению и обесточиванию подстанции.

    Порядок и условия выполнения операций с разъединителями для различных электроустановок определяются инструкциями;

    в) в случае раздельной работы шин подстанций по схемам, указанным в пп.4.3.1, а и 4.3.1, б настоящей Инструкции, переходят к работе шин по замкнутой схеме (если позволят токи КЗ, селективность защит, режим и т.д.) и действуют согласно указаниям этих пунктов;

    г) в схеме с двумя СШ и одним выключателем на присоединение и включенным ШСВ все неповрежденные присоединения переключаются шинными разъединителями на другую СШ, а присоединения с поврежденным выключателем отключаются ШСВ;

    д) в схемах с обходным выключателем присоединение с дефектным выключателем включается разъединителями на опробованную напряжением обходную СШ, затем включается обходной выключатель, и с нарушением блокировки безопасности отключаются линейные и шинные разъединители дефектного выключателя.

    Операции, в том числе с релейной защитой, производятся по программам (бланкам) переключений.

    При производстве операций разъединителями не отключается оперативный ток и не выводятся из действия защиты с обходного выключателя;

    е) в тех случаях, когда шиносоединительный (обходной) выключатель отсутствует, а питание потребителей может переводиться на другие источники, потребители переводятся на другой источник питания; при этом обесточивается СШ (секция) для отключения разъединителя дефектного выключателя с нарушением блокировки безопасности, если такие действия не приводят к недопустимому ограничению мощности электростанций и понижению напряжения;

    ж) в полуторной схеме электрических соединений при отказе в отключении крайних выключателей операции производятся по указаниям п.4.3.1, а настоящей Инструкции;

    з) при отказе в отключении среднего выключателя в полуторной схеме пользуются указаниями п.4.3.1, б настоящей Инструкции только при наличии дистанционного привода разъединителей. В этом случае достаточно иметь одну замкнутую развилку (поле);

    и) для отключения дефектного выключателя в схемах многоугольников включаются все выключатели. Операции с разъединителями производятся при наличии дистанционного привода, а в аварийных случаях от кнопок местного управления разъединителем.

    4.3.2. При зависании контактов воздушного выключателя, обнаруживаемого по дыму, выходящему из выхлопных патрубков, потрескиванию и другим признакам, подача сжатого воздуха в камеру, фарфор которой обожжен длительно горящей на контактах дугой, приводит к разрушению камеры и возникновению КЗ. То же может произойти и при отключении выключателя с поврежденным фарфором.

    Операции таким воздушным выключателем не производятся. В этом случае уменьшается или снимается с выключателя нагрузка (отключением или разгрузкой отдельных элементов схемы, шунтированием обходным выключателем и т.д.) с тем, чтобы ослабить или погасить дугу.

    После разгрузки выключателя собирают схему, дающую возможность отключить поврежденный воздушный выключатель шиносоединительным, обходным или секционным выключателем, а если возможно — разъединителем (с дистанционным приводом) в соответствии с правилами технической эксплуатации и п.4.3.1 настоящей Инструкции.

    4.3.3. Отключение воздушного выключателя кнопкой местного управления в агрегатном шкафу не производится в тех случаях, когда выключатель недоотключился или отключился не всеми фазами.

    При отказе в дистанционном включении воздушного выключателя во всех случаях не производится включение его кнопкой местного управления в агрегатном шкафу.

    Не производятся операции масляным выключателем, из которого ушло масло или уровень масла в котором резко понизился. С выключателя снимается оперативный ток.

    Дальнейшие действия производятся согласно пп.4.3.1 и 4.3.4 настоящей Инструкции. Устранение нагрева шинного (линейного) разъединителя осуществляется разгрузкой данного присоединения путем проведения режимных мероприятий, а также отключением выключателя, если при этом не обесточиваются потребители и позволяет схема энергосистемы.

    При наличии двух шинных разъединителей в случае, если указанный метод не применяется, отключенный разъединитель присоединения включается на другую СШ с предварительным включением ШСВ (при раздельной работе шин) и с последующим снятием с него действия защит и оперативного тока.

    Если создание такой схемы не приведет к снижению нагрева разъединителя, все присоединения, кроме присоединения с нагревшимся разъединителем, переводятся на другую СШ и отключается ШСВ.

    В схемах с обходным выключателем нагревшиеся разъединители (шинные или линейные) при необходимости полностью разгружаются от тока путем включения присоединения через обходной выключатель и отключения выключателя в цепи с дефектными разъединителями.

    Поврежденные разъединители отключаются только после снятия с них напряжения.

    4.3.4. При неисправностях в системе обеспечения сжатым воздухом воздушных выключателей, приведших к прекращению подачи воздуха в ресиверы воздушных выключателей:

    отключается действие всех видов устройств АПВ на включение выключателей, к которым прекратилась подача сжатого воздуха;

    проверяется включенное состояние всех резервных защит на противоположных концах линий электропередачи, подключенных к РУ с неисправной системой воздухоснабжения, а также на противоположных концах линий электропередачи другого класса напряжения, связанных с данным РУ через автотрансформатор.

    При наличии отключенных резервных защит линий принимаются меры к их немедленному вводу в работу:

    на электростанциях проверяется также включение резервных защит на блочном оборудовании;

    без крайней необходимости не производятся операции с воздушными выключателями в РУ с неисправной системой воздухоснабжения;

    при потере воздуха на одном из выключателей он выводится из работы.

    4.3.5. При потере постоянного оперативного тока в цепях управления одного из выключателей РУ и невозможности быстрого его восстановления принимаются меры:

    для отыскания и устранения повреждения;

    к выводу выключателя из работы.

    4.3.6. При потере постоянного оперативного тока на всех присоединениях РУ:

    определяется и устраняется повреждение;

    проверяется включенное состояние резервных защит на противоположных концах линий электропередачи, подключенных к данному РУ, и на противоположных концах линий электропередачи другого класса напряжения, связанных с данным РУ через автотрансформатор связи. При наличии отключенных резервных защит линий их немедленно вводят в работу;

    без крайней необходимости не производятся операции с воздушными выключателями в РУ противоположных объектов;

    для электростанций проверяется также включенное состояние резервных защит на блочном оборудовании;

    учитывается, что при КЗ на оборудовании или линии электропередачи возможно полное погашение подстанции или РУ электростанции дальним резервированием защит.

    4.4. Автоматическое отключение СК

    4.4.1. При автоматическом отключении СК защитой от внутренних повреждений включение его в сеть возможно только после осмотра, проведения испытаний изоляции, выявления и устранения причины отключения.

    4.4.2. Если СК отключился действием защиты минимального напряжения при глубоком понижении напряжения во время аварии на подстанции или в энергосистеме, то он без выдержки времени включается в сеть.

    5. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ ПРИ ЗАМЫКАНИИ НА ЗЕМЛЮ

    5.1. Замыкание на землю в электрических сетях с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостных токов

    5.1.1. При возникновении замыкания на землю определение места повреждения и его устранение производится в кратчайший срок. Задержка в определении места повреждения увеличивает вероятность перехода однофазного замыкания в двойное замыкание на землю.

    Согласно правилам технической эксплуатации при замыкании на землю в сети генераторного напряжения турбогенераторы мощностью 150 МВт и более, гидрогенераторы и СК мощностью соответственно 50 МВт и 50 MB·А и более автоматически отключаются от сети, а при отказе защит немедленно разгружаются и отключаются от сети.

    Работа генераторов и СК меньшей мощности при замыкании на землю с токами замыкания в сети не более 5 А допускается в течение не более 2 ч.

    Если известно, что место замыкания не в обмотках генератора, а в сети, то при необходимости принимается решение о работе генератора, СК с замыканием в сети в течение 6 ч.

    В электросетях, имеющих заземляющие дугогасящие реакторы, время работы с замыканием на землю может также определяться и условиями работы реакторов (температурой верхних слоев масла).

    5.1.2. Появление замыкания на землю в сети с изолированной нейтралью определяется по приборам контроля изоляции, подключенным к трансформаторам напряжения шин РУ, приборам, действующим на основании измерений токов в цепи заземляющих дугогасящих реакторов, высших гармонических составляющих тока и др.

    При металлическом замыкании на землю одной из фаз показания прибора, контролирующего изоляцию этой фазы, будут равны нулю, а показания приборов двух других фаз возрастут в 1,73 раза. При неполном замыкании на землю, т.е. при замыкании через сопротивление, значение тока по показаниям прибора, контролирующего изоляцию поврежденной фазы, уменьшается, а двух других фаз увеличивается. При перемежающихся замыканиях на землю отклонения в показаниях приборов то уменьшаются, то увеличиваются.

    Постоянно контролируются операции и режимы, при которых приборы контроля изоляции дают разные по фазам показания:

    при переключениях в сети (работе АВР), связанных с подключением к компенсированному участку сети некомпенсированного (недокомпенсированного) участка;

    в случаях, когда емкости фаз по отношению к земле значительно отличаются одна от другой;

    в сетях с резонансной настройкой заземляющих дугогасящих реакторов при заземлении в соседней сети, электрически не связанной с первой, при наличии линий в двухцепном исполнении, каждая из которых включена в соответствующую сеть;

    при неотключении одной фазы радиальной линии, включенной на отдельный трансформатор;

    в случае обрыва фазы на стороне высокого напряжения силового трансформатора, выполненного по схеме «звезда-треугольник». При этом приборы контроля изоляции на стороне низкого напряжения будут иметь искаженные показания: на одной фазе напряжение будет вдвое больше, чем на двух других;

    при перегорании плавких предохранителей на стороне высокого или низкого напряжения в случае использования в качестве устройств сигнализации реле минимального напряжения.

    5.1.3. Если появление замыкания на землю совпало по времени с включением выключателя какого-либо присоединения, немедленно отключается этот выключатель и контролируется исчезновение замыкания на землю.

    Автоматическое отключение какой-либо линии с успешным АПВ и появление замыкания на землю в этот момент в большинстве случаев являются признаком наличия такого замыкания на этой линии.

    5.1.4. Отыскание замыкания на землю в замкнутой сети, если нет специальных приборов, указывающих, на какой линии имеется замыкание на землю, производится, как правило, методом последовательного деления:

    а) замкнутая сеть делится на две части, электрически не связанные между собой; по приборам контроля изоляции определяется часть, в которой замыкание на землю сохранилось, затем обе части электросети замыкаются на параллельную работу;

    б) часть электросети с замыканием на землю делится снова на две части, электрически не связанные между собой;

    в) деление сети производится до тех пор, пока заземление не будет найдено на ограниченном участке, т.е. на участке, состоящем из шин питающей подстанции (электростанции) с отходящими от них параллельными и одиночными тупиковыми линиями. Затем параллельные тупиковые линии поочередно отключаются с двух сторон; если заземление не пропадает, то производится осмотр РУ питающей подстанции и тупиковых подстанций;

    г) если заземление в РУ подстанций не обнаружено, то по договоренности с потребителями производят кратковременное (1-2 с) поочередное погашение тупиковых подстанций, следя за показаниями приборов контроля изоляции. Исчезновение замыкания на землю показывает, что данная тупиковая линия имеет повреждение;

    д) при невозможности получить согласие потребителей на обесточивание и при наличии на электростанции (подстанции) свободной СШ, нескольких трансформаторов и ШСВ поврежденный элемент выявляется переводом на резервную СШ трансформатора и поочередным переводом на эту СШ тупиковых линий с последующим отключением ШСВ после каждого перевода по показаниям приборов контроля изоляции;

    е) если выполнение операций согласно п.5.1.4, г и д настоящей Инструкции не представляется возможным, то, предупредив абонента, кратковременно (на 1-2 с) отключается тупиковая линия, если от нее не питаются потребители первой категории; исчезновение замыкания на землю показывает, что данная линия имеет повреждение.

    Кратковременное (на 1-2 с) отключение потребителя первой категории производится только после получения согласия абонента.

    5.1.5. Перед делением сети на части проверяется наличие источников питания в каждой части, возможность перегрузок транзитных элементов сети, ожидаемые уровни напряжения и значение настройки дугогасящих катушек в каждой отделяемой части.

    Метод последовательного деления сети на части разрабатывается индивидуально для каждой сети, электростанции и подстанции. Указания по делению на части приводятся в инструкциях. Там же указываются и примерные точки деления сети.

    Деление сети производится кратковременным отключением выключателя с последующим его включением.

    В зависимости от схемы сети, наличия дугогасящих катушек и источников питания при делении сети разделенные части не замыкаются на параллельную работу.

    Если поочередным отключением линий заземление не найдено, место заземления выявляется осмотром РУ электростанций (подстанций).

    5.1.6. Последовательность действий при появлении замыкания на землю в сети генераторного напряжения (6-10 кВ) электростанций:

    а) осматриваются панели защит от замыканий на землю, если таковые имеются, или используется стационарный (переносный) прибор по отысканию однофазных замыканий и сообщается о появлении замыканий на землю и результатах осмотра защит или о показаниях прибора;

    б) если на основании анализа работы защиты или показаний прибора установлено наличие замыкания на землю на какой-либо линии, то сообщается о необходимости перевода нагрузки с этой линии на другую, но не позже чем через 2 ч (в крайнем случае, через 6 ч) после возникновения замыкания на землю.

    После перевода нагрузки на неповрежденную линию поврежденная линия с согласия абонента отключается и выводится в ремонт.

    При задержке в переводе или снятии нагрузки с линии, отходящей от РУ с секционированными шинами, секция (СШ) с заземлившейся линией электрически отделяется от остальной части электростанции. При отделении не перегружается оборудование и не понижается напряжение; на отделяемой секции имеется источник питания (трансформатор) и соответственно настроенный дугогасящий заземляющий реактор. После проведения операции осматривается присоединение заземлившейся линии и РУ электрически отделенной секции.

    Если возможно (по режиму работы и схеме электростанции), линия с замыканием на землю переводится на питание от резервной СШ через выделенный трансформатор.

    При отсутствии такой возможности впредь до отключения заземлившейся линии переводится питание СН электростанций, питающихся от секции с заземлившейся линией, на резервный источник питания;

    в) если появилось замыкание на землю в сети генераторного напряжения при секционированных шинах, при отсутствии защит от замыкания на землю на линиях и прибора по отысканию однофазных замыканий на землю путем разделения секций определяется, на какой из них произошло замыкание на землю.

    Затем переводят питание СН электростанции с заземлившейся секции (СШ) на резервный источник питания.

    Секцию (СШ), на которой появилось замыкание на землю, осматривают, при этом обращают внимание на внешнее состояние аппаратуры, треск, ненормальное гудение оборудования, разряды (перекрытия) на кабельных воронках.

    Если заземление обнаружено на шинах, спусках к шинным разъединителям и т.д., переходят на резервную СШ и отключают поврежденную. Если заземления в РУ не обнаружено, приступают к последовательному переводу линий на резервную СШ с включенным на нее трансформатором. При этом после каждого перевода линии на резервную СШ отключают ШСВ.

    При отсутствии резервной СШ путем поочередного кратковременного (1-2 с) отключения линий определяется поврежденная линия.

    Такое отключение не рассматривается как недоотпуск электроэнергии потребителю. Этот метод эффективен только при радиальной сети.

    После обнаружения поврежденной линии, если нагрузка этой линии не может быть немедленно снята без ущерба для потребителей, поврежденная линия по возможности изолируется от основной сети.

    При этом учитывается, что замыкание на землю на кабельных линиях или обмотках высоковольтных двигателей СН или у потребителя через некоторое время перейдет в междуфазное, поэтому действия проводятся без выдержки времени.

    Если замыкание на землю обнаружено на присоединении генератора, последний разгружается и отключается;

    г) в случае обнаружения замыкания на землю между выключателем и губками шинных разъединителей присоединение переводится на резервную СШ с последующим отключением собственного, а затем шиносоединительного выключателя.

    5.2. Отыскание замыканий на землю в сети постоянного тока электростанций и подстанций

    5.2.1. На каждой установке постоянного тока имеется устройство, сигнализирующее о понижении сопротивления изоляции электросети ниже допустимого значения и позволяющее определить значение этого сопротивления.

    5.2.2. При возникновении замыкания на землю в сети постоянного тока немедленно приступают к его отысканию.

    5.2.3. Основным методом отыскания места замыкания на землю является разделение сети постоянного тока на части, питающиеся от разных источников (батарей, двигатель-генераторов, выпрямителей), с последующим кратковременным поочередным отключением отходящих линий.

    Порядок операций приводится в инструкциях с соблюдением следующих положений:

    а) если замыкание на землю появится в момент включения какой-либо цепи, то эта цепь отключается; проверяется, не исчезло ли замыкание;

    б) кольцевые и параллельные цепи предварительно размыкаются;

    в) при наличии двух СШ постоянного тока на резервную СШ включается резервный источник питания, и поочередным переводом присоединений на эту СШ определяется присоединение, на котором имеется замыкание на землю;

    г) при наличии двух секций постоянного тока, которые могут питаться от отдельных батарей, их разделяют секционными разъединителями и ведут поиски кратковременным отключением присоединений на той секции, где обнаружено место замыкания на землю;

    д) присоединение, на котором обнаружено место замыкания на землю, переводится на питание от резервного источника, если такая возможность имеется. Дальнейшие поиски места замыкания на землю продолжаются на сборках или щитах методом кратковременного отключения отходящих линий, присоединенных к этим сборкам;

    е) если место замыкания на землю не обнаружено ни на одной из линий постоянного тока, то оно находится или на источнике питания, или на шинах постоянного тока. В этом случае к шинам подключается резервный источник питания, а основной отключается.

    5.2.4. Поиски присоединения с замыканием на землю в сети постоянного тока питателей пыли производятся с кратковременным отключением сначала линий, питающих электродвигатели, а затем, после обнаружения линии, имеющей замыкание на землю, поочередным отключением каждого электродвигателя, присоединенного к этой линии.

    5.2.5. Для энергоблоков, на которых применяются микроэлектронные или микропроцессорные устройства РЗА, использовать метод определения мест снижения сопротивления изоляции путем поочередного отключения отходящих линий постоянного тока не рекомендуется. Предпочтительно применение специальных устройств, позволяющих определить место снижения сопротивления изоляции в сети оперативного тока без отключения линий. Действия персонала при этом определяются инструкцией энергопредприятия, составленной с учетом указаний руководства по эксплуатации изготовителя применяемого устройства.

    6. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ В ГЛАВНОЙ СХЕМЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

    6.1. Аварии с силовыми трансформаторами (автотрансформаторами)

    6.1.1. Если отключение трансформатора вызывает прекращение питания потребителей, СН или их части, операции производятся согласно пп.4.1.1 и 4.1.2 данной Инструкции с предварительной проверкой отсутствия напряжения на шинах во избежание несинхронного включения.

    6.1.2. В случае отключения трансформатора и генератора действием резервных защит, связанного с прекращением электроснабжения потребителей или питания СН, и неуспешного повторного ручного включения трансформатора осматривается обесточенная секция (СШ) РУ. Если в РУ нет видимых повреждений, осматриваются указатели защит отходящих линий и присоединений СН.

    Если на присоединении сработал указатель защиты, а выключатель остался включенным, отключается неотключившийся выключатель, включается трансформатор, подается напряжение на обесточенные шины и синхронизируется отключившийся генератор.

    6.1.3. Если трансформатор, связывающий сети различных напряжений, отключился действием резервной защиты без обесточивания потребителей или прекращения питания СН, но с ограничением мощности, трансформатор опробуется напряжением и после проверки синхронизма включается в транзит. В случае несинхронности связываемых трансформатором напряжений производится синхронизация, а затем повышение нагрузки до первоначального значения.

    6.1.4. При отключении трансформатора защитами от внутренних повреждений (газовой, дифференциальной, отсечки) восстанавливается питание СН от резервного источника и регулируется режим работы агрегатов электростанции.

    Включение отключившегося трансформатора производится после осмотра и испытания пробы газа и масла и после устранения выявленных повреждений.

    6.1.5. Разгрузка трансформатора производится изменением активной и реактивной нагрузки электростанции, регулированием коэффициента трансформации.

    Если указанные мероприятия не обеспечивают разгрузки трансформатора, изменяется схема сети или производятся различные режимные мероприятия (вплоть до отключения потребителей), позволяющие разгрузить перегруженный трансформатор.

    6.2. Обесточивание главных шин

    6.2.1. Если в результате действия ДЗШ произошло обесточивание шин, не вызвавшее обесточивания потребителей и прекращения питания СН (или их части), а потеря генерирующей мощности допустима по режиму работы энергосистемы, принимаются меры к предотвращению останова отключившихся агрегатов и обеспечивается их устойчивая работа до синхронизации и нагружения; производится осмотр обесточенных шин; дальнейшие действия производятся согласно п.4.2.4 настоящей Инструкции.

    6.2.2. Если в результате действия ДЗШ произошло обесточивание шин, вызвавшее обесточивание потребителей, СН (или их части) или значительную потерю генерирующей мощности, недопустимую по режиму работы энергосистемы, опробуются напряжением обесточенные шины «толчком» без осмотра или подъемом с нуля нагрузки энергоблока, работающего на х.х.

    Напряжение подается от любой транзитной линии (желательно без отпаечных подстанций) или от трансформатора, связывающего электросети различных напряжений. Присоединения, от которых производится опробование, обеспечиваются защитой.

    В случае успешного опробования шин синхронизируются генераторы, отделившиеся с СН или на х.х., а также разворачиваются генераторы, остановленные вследствие различных причин (не препятствующих включению генераторов).

    Эти указания не распространяются на тот случай, когда в обесточившемся РУ работали люди или производились оперативные переключения.

    При обесточивании обеих СШ (секций) предварительно отключается шиносоединительный (секционный) выключатель и производится поочередное опробование каждой СШ (секции).

    Если при обесточивании шин действием ДЗШ наряду с отключением генераторов обесточиваются потребители и теряют питание СН, то после успешного опробования шин подается напряжение в первую очередь на СН, а затем потребителям.

    6.2.3. Если в результате действия ДЗШ произошло обесточивание шин, вызвавшее обесточивание потребителей, СН (или их части) или значительную потерю генерирующей мощности, недопустимую по режиму работы энергосистемы, а АПВ шин или ручное опробование шин было неуспешным, производится осмотр шин и оборудования присоединений, входящего в зону действия ДЗШ (шинных разъединителей, выключателей, трансформаторов тока и напряжения, разрядников и т.д.); дальнейшие действия производятся согласно п.4.2.4 настоящей Инструкции.

    6.2.4. При отключении выключателей, питающих присоединения (линий, трансформаторов, генераторов), действием защит шин или отключении генераторов действием резервных защит с нарушением энергоснабжения потребителей или питания СН подается напряжение на обесточенные шины «толчком» без осмотра, не включая выключатели отходящих линий. Напряжение подается от трансформатора связи, от соседней секции (СШ) или подъемом нагрузки отключившегося генератора с нуля. После подачи напряжения производится синхронизация генераторов и поднимается нагрузка.

    Данное указание не распространяется на тот случай, когда в РУ производятся ремонтные работы или переключения.

    6.2.5. При обесточивании шин действием УРОВ или ДЗШ, когда отключились все выключатели, кроме одного, с нарушением питания потребителей и СН, отключается выключатель, который не отключился; далее действия производятся согласно п.6.1.2 настоящей Инструкции.

    6.2.6. При обесточивании шин действием УРОВ в случае отказа в отключении выключателя одного из присоединений его отключают. Если выключатель не отключается, то отключаются линейные и шинные разъединители отказавшего в отключении выключателя с нарушением блокировки безопасности, подается напряжение на шины, затем потребителям, питающимся по тупиковым линиям, и на СН. Далее с проверкой синхронизма включаются в транзит отключившиеся линии и трансформаторы, синхронизируются отключившиеся генераторы, находящиеся на х.х., и готовятся к развороту турбогенераторы, остановленные в результате потери питания СН.

    6.2.7. Если обесточивание СШ (секции) или обеих СШ (секций) произошло при отсутствии (отказе) ДЗШ и УРОВ, а выключатели трансформаторов связи или блоков генератор-трансформатор отключились действием резервных защит, осматриваются панели защит.

    Если по работе защит и другим признакам определено неотключившееся КЗ на одном из присоединений, отключается отказавший выключатель.

    После отключения выключателя подается напряжение на обесточенные шины и включаются в транзит отключенные линии.

    Включаются отключившиеся тупиковые линии, подается напряжение на СН и начинается синхронизация отключившихся генераторов.

    При невозможности отключения отказавшего выключателя отключаются все выключатели обесточенной СШ (секции), разбирается схема дефектного выключателя или разъединителя (с нарушением блокировки).

    Если по анализу работы защит неясен характер повреждения, отключаются выключатели обесточенной СШ (секции). При обесточивании потребителей, СН или потере большой генерирующей мощности напряжение на обесточенные шины подается «толчком» или подъемом напряжения с нуля.

    6.2.8. При отключении блока генератор-трансформатор-линия действием ДЗШ со стороны подстанции (на электростанции выключателя нет) с нагрузкой СН питание СН с помощью АВР переводится с несинхронно работающего блока на резервный источник питания, а затем генератор отключается своим выключателем. После этого подается напряжение на линию электропередачи и трансформатор для последующей синхронизации генератора.

    6.3. Повреждение выключателей

    6.3.1. Если при производстве нормальных оперативных переключений на линиях электропередачи и трансформаторах, связывающих сети различных напряжений, откажут в отключении одна или две фазы выключателя, а возникшая при этом несимметрия токов в фазах генераторов будет превышать допустимые значения, то включается второй выключатель присоединения, который был отключен ранее.

    Если второй выключатель отсутствует, дается повторный импульс на отключение отказавшего в отключении выключателя.

    Если выключатель не отключается, то немедленно разгружается генератор до нуля по активной мощности и до х.х. по току ротора.

    В случае неудачной попытки отключения дефектного выключателя отключается присоединение с противоположной стороны; дальнейшие операции производятся согласно п.4.3.1 данной Инструкции.

    6.4. Аварии с измерительными трансформаторами

    6.4.1. Измерительный трансформатор, у которого обнаружены признаки начальной стадии повреждения, немедленно выводится из работы.

    Признаками повреждения измерительного трансформатора напряжения являются:

    перегорание подряд два-три раза плавких вставок на стороне высокого напряжения. Усиление плавких вставок не допускается — это может привести к развитию повреждения трансформатора;

    недопустимый нагрев трансформатора;

    потрескивание и шум внутри трансформатора;

    наличие течи масла из трансформатора или выводов;

    запах гари или появление дыма из трансформатора;

    наличие искр или разряда между выводами и корпусом.

    Повреждения измерительных трансформаторов тока и напряжения и их цепей могут приводить к отключению присоединений и СШ вследствие ложных срабатываний устройств РЗА и ПА. Возможен и отказ в действии последних при невыполнении необходимых мероприятий по восстановлению питания цепей РЗА и ПА. Кроме того, неправильные показания измерительных приборов могут привести к ошибочным действиям оперативного персонала, нарушению режима работы оборудования и его повреждению.

    6.4.2. При наличии признаков повреждения трансформатора напряжения его отключают разъединителем, снимают с него предохранители и вызывают ремонтный персонал.

    Перед отключением трансформатора напряжения производятся операции в цепях защиты и автоматики в соответствии с инструкцией по обслуживанию цепей напряжения.

    6.4.3. При повреждении трансформатора тока, приводящем к отказу или нарушению действия устройств РЗА, ПА и показаний приборов, присоединение (линия, генератор, трансформатор) разгружается и отключается. Если на присоединении два выключателя и имеется возможность проверить, в цепи какого выключателя неисправен трансформатор тока, то этот выключатель отключается. После проведения операций вызывается персонал РЗА для проверки устройств.

    6.5. Аварии с разъединителями

    6.5.1. Если при очередном осмотре РУ обнаружены потемнения или нагрев докрасна контактов разъединителей, то немедленно принимаются меры к разгрузке разъединителя по току и устанавливается постоянный контроль за нагревом.

    Недопустимый (докрасна) нагрев разъединителей внутренней установки на большие токи (тысячи ампер) может привести к междуфазному КЗ, поэтому присоединение (генератор, трансформатор) отключается и выводится в ремонт.

    6.5.2. Аварии из-за повреждения разъединителей при производстве операций по их включению и отключению происходят главным образом вследствие поломки опорных изоляторов.

    Перед производством операций с разъединителями производится внешний осмотр целости изоляторов (отсутствие трещин), состояния контактов и механизма привода. Если во время операций разъединителями обнаружится дефект изолятора, дальнейшие операции прекращаются.

    6.6. Выход генератора из синхронизма

    6.6.1. При выходе одного из генераторов из синхронизма он отключается от сети.

    Выход генератора с устройством АРВ из синхронизма может быть вызван внешними КЗ или неправильными действиями оперативного персонала.

    При необходимости отключение устройства АРВ генератора производится с предварительным переводом возбуждения с регулятора на шунтовый реостат.

    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.

    После отключения генератора, вышедшего из синхронизма, регулируется режим работы электростанции, определяется и устраняется причина нарушения синхронизма. При исправном состоянии оборудования и устройств автоматики турбогенератор синхронизируется, включается в сеть, и производится подъем нагрузки (мощности).

    При появлении качания токов, мощности и напряжения на всех генераторах электростанции и резком изменении частоты (повышении, понижении) операции производятся согласно требованиям разд.2.6 настоящей Инструкции.

    6.6.2. При потере возбуждения генератор может быть оставлен в работе и нести активную нагрузку.

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

    Внешними признаками потери возбуждения на генераторе являются:

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

    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;

    перегрузка генератора по току статора.

    6.6.3. Одновременно с принятием мер к восстановлению возбуждения или переводу его на резервный возбудитель выполняются следующие мероприятия:

    снижается активная мощность генератора до установления нормального тока статора;

    обеспечивается повышение напряжения за счет увеличения реактивной мощности других работающих генераторов, вплоть до достижения допустимых перегрузок;

    при питании СН отпайкой от блока генератор-трансформатор обеспечивается нормальное напряжение на его шинах использованием регулирования напряжения на трансформаторах СН или переводом питания с помощью устройства АВР на резервный трансформатор.

    6.6.4. Если в течение времени, указанного в местных инструкциях, восстановить возбуждение не удается, генератор разгружается и отключается от сети.

    6.7. Аварии на оборудовании крупных энергоблоков с непосредственным охлаждением обмоток статора и ротора

    6.7.1. Если вследствие аварий в энергосистеме произойдет отключение энергоблоков, обеспечивается возможность быстрого включения в сеть отключившихся генераторов энергоблоков.

    После отключения энергоблока от электросети, если имеется возможность, генератор остается в работе с нагрузкой СН или в процессе останова готовится к развороту из горячего состояния.

    6.7.2. При авариях в энергосистеме, сопровождающихся резким понижением напряжения, ток ротора генератора устройствами форсировки возбуждения может увеличиваться до двойного значения номинального тока ротора.

    По истечении допустимого времени работы устройства форсировки, если защита ротора не ограничит его действия, принимаются немедленные меры к снятию перегрузки ротора, в первую очередь отключением устройства форсировки возбуждения.

    При задержке со снятием перегрузки генератор может отключиться от сети защитой от перегрузки ротора.

    6.7.3. Если при отключении КЗ выключатель энергоблока или линии отключится не всеми фазами, а УРОВ отсутствует или откажет в действии, генератор энергоблока разгружается до нуля по мощности и до х.х. по току ротора, отключаются все смежные выключатели для обесточивания СШ (секции), к которой присоединены генератор энергоблока или линии, оказавшиеся в несимметричном режиме.

    В случае отсутствия возможности отключения выключателей присоединения отключаются с противоположной стороны.

    Перед отключением всех смежных выключателей дистанционно отключается выключатель, отключившийся не всеми фазами.

    6.7.4. Во время планового останова генератора энергоблока при отключении его выключателя может возникнуть несимметричный режим генератора вследствие неполнофазного отключения выключателя. Специальные защитные устройства могут оказаться нечувствительными к такому режиму. В этом случае при непереключении фаз несимметрия устраняется подачей импульса на отключение выключателя генератора. Если такая попытка окажется неудачной, а котел еще не погашен, восстанавливается подача пара в турбину и переводится генератор из режима двигателя в режим х.х. Частота вращения турбины поддерживается на уровне частоты сети, а ток ротора генератора — на уровне х.х.

    При таком режиме собирается схема и снимается напряжение с дефектного выключателя со стороны энергосистемы с помощью обходного или шиносоединительного выключателя, а при их отсутствии — отключением смежных выключателей согласно п.4.3.1 настоящей Инструкции.

    6.7.5. Если во время возникновения неполнофазного режима при плановом останове энергоблока котел уже не может подать пар на турбину, несимметричный режим ликвидируется отключением генератора энергоблока путем обесточивания соответствующей СШ.

    6.7.6. В случае отсутствия возможности снятия напряжения с дефектного выключателя со стороны электростанции (генератор включен отпайкой от линии) эта линия отключается с двух других сторон.

    При появлении самовозбуждения на генераторе энергоблока понижается частота вращения турбины до значения, при котором самовозбуждения генератора не будет.

    6.7.7. Если при синхронизации генератора выключатель включится не всеми фазами, несимметрия ликвидируется подачей импульса на отключение выключателя генератора; в случае неудачной попытки подготавливается схема для отключения дефектного выключателя обходным выключателем (ШСВ) или смежными выключателями.

    6.7.8. При ликвидации несимметричных режимов учитывается, что турбогенератор, находящийся в режиме двигателя, в соответствии с заводскими инструкциями не может работать более 2-4 мин. Отключается АГП только после отключения генератора от сети всеми тремя фазами.

    6.7.9. При действии защит от внутренних повреждений генератора, повысительного трансформатора или рабочего трансформатора СН энергоблока наряду с отключением выключателя энергоблока отключаются АГП и выключатели рабочего трансформатора СН со стороны шин 6 кВ. Одновременно работают технологические защиты энергоблока, действием которых гасится котел, и турбина идет на останов (закрываются стопорные клапаны и ГПЗ).

    В этом случае проверяется срабатывание устройства АВР шин 6 кВ СН, которое должно переключить питание двигателей СН (дымососов, циркуляционных и конденсатных насосов) и трансформаторов 6/0,4 кВ на резервный трансформатор. Если действие АВР не произошло, все операции, повторяющие действие автоматики, производятся вручную. Наличие напряжения на шинах 6 кВ в этих условиях обеспечивает режим нормального останова генератора или возможность его немедленной подготовки к пуску в случае ложной работы устройств релейной защиты.

    Особое внимание обращается на наличие напряжения на шинах 0,4 кВ, от которых питаются технологические защиты, приборы и электродвигатели рабочих механизмов, обеспечивающих сохранность основного оборудования энергоблоков (масляных насосов турбоагрегатов, дымососов, валоповоротных устройств и др.). При исчезновении напряжения на шинах 0,4 кВ проверяется, работало ли устройство АВР. Если не работало, то необходимо проверить его действие.

    После выяснения причины отключения энергоблок выводится в ремонт или готовится к включению.

    6.7.10. Если действием ДЗШ или УРОВ обесточится СШ, на которую включены также и резервные трансформаторы СН:

    обеспечивается в первую очередь подача напряжения (через резервные шины 0,4 кВ) на шины щитов управления машинного зала и котельной каждого отключившегося энергоблока от резервных трансформаторов 6/0,4 кВ энергоблоков, не затронутых аварией, если это напряжение не было подано автоматически устройством АВР шин 0,4 кВ;

    контролируется наличие напряжения на шинах 0,4 кВ; для предупреждения разряда аккумуляторных батарей контролируется перевод питания масляных насосов газомасляной системы турбин с аварийных на рабочие. Включаются в работу со стороны 0,4 кВ электродвигатели подзарядных агрегатов аккумуляторных батарей, если они отключились защитой обратного тока;

    отделяется поврежденное оборудование и подается напряжение на шины от энергосистемы или через трансформатор связи от шин другого напряжения электростанции, включаются резервные трансформаторы СН и подается напряжение на обесточенные рабочие секции СН энергоблоков;

    подготавливается электрическая схема для включения энергоблоков в электросеть.

    6.7.11. Во избежание повреждения автоматов гашения поля АГП-1 гашение поля при токах ротора, меньших тока х.х., не производится.

    7. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ В СХЕМЕ СН ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

    7.1. Отключение источников питания СН

    7.1.1. В случае отключения рабочего трансформатора СН прежде всего проверяется восстановление напряжения на секции (полусекциях) в результате действия устройства АВР.

    Если напряжения на секции (полусекциях) нет, возможен отказ в действии устройства АВР. В этом случае включается резервный трансформатор и тем самым подается напряжение на секцию (полусекции).

    Если напряжения нет на одной полусекции (возможен отказ во включении от устройства АВР секционного выключателя), включается выключатель ключом управления.

    Если на обесточившейся секции (полусекции) имелся трансформатор 6/0,4 кВ, а устройство АВР РУ 0,4 кВ не сработало, немедленно подается напряжение от резервного трансформатора или секции.

    После восстановления напряжения на секции СН определяется защита, от действия которой отключился трансформатор, производится осмотр трансформатора и его присоединений.

    7.1.2. При отсутствии резерва, если проверка показала, что отключение произошло не от внутренних повреждений, а вследствие перегрузки, внешнего КЗ, от токов небаланса или неисправностей в цепях защиты, трансформатор включается повторно без внешнего осмотра.

    При обнаружении дефектов в дифференциальной защите и невозможности немедленного их устранения трансформатор включается в работу с отключенной дифференциальной защитой на срок не более 24 ч.

    7.1.3. При невозможности включения отключившегося рабочего трансформатора и отсутствии резерва подается напряжение на обесточенные секции (полусекции) от рабочих трансформаторов других энергоблоков (генераторов), если это допустимо по схеме и по условиям самозапуска электродвигателей. При необходимости отключаются электродвигатели неответственных механизмов СН.

    7.2. Короткое замыкание на секции (полусекции) СН или неотключившееся КЗ на ее присоединении

    7.2.1. В случае отключения выключателя рабочего питания полусекции (секции) и неуспешного АВР (выключатель с высокой стороны резервного трансформатора остался включен, а секционный выключатель на эту полусекцию отключен, и горит соответствующее табло сигнализации) возможно наличие КЗ на шинах полусекции (секции) или неотключившееся КЗ на присоединении этой полусекции (секции).

    осматривается отключившаяся полусекция (секция);

    проверяется по указателям действие защит на отключение выключателя рабочего питания и секционного выключателя;

    если видимых повреждений, запаха гари, дыма и других признаков на полусекции нет, осматриваются указатели защит всех присоединений; при обнаружении сработавшей защиты отключается и выводится в ремонт выключатель этого присоединения;

    при отсутствии сработавших указателей защит производится отключение выключателей присоединений перемыканием контактов реле защит;

    отказавший в отключении выключатель отключается вручную и выводится в ремонт.

    Если выявить дефект не удается, отключают все присоединения полусекции, опробуют ее подачей напряжения от резервного трансформатора и включают присоединения после проверки изоляции.

    7.3. Короткое замыкание на шинах щита 0,4 кВ

    7.3.1. В случае отключения рабочего трансформатора и неуспешного АВР предполагается возможность КЗ на секции или неотключившееся замыкание на присоединении этой секции.

    осматриваются защиты трансформатора и отключившаяся секция;

    при обнаружении дефекта отключается поврежденная полусекция секционным рубильником и рубильником автомата этой секции и подается напряжение на другую полусекцию. Для ликвидации повреждения вызывается ремонтный персонал;

    если дефект не обнаружен, то отключение производится автоматами, а на тех присоединениях, где их нет, — рубильниками; «прозванивается» изоляция кабелей отходящих линий.

    При обнаружении дефектного присоединения, оно выводится в ремонт, включаются автоматы и рубильники остальных присоединений, подается напряжение на щит от рабочего трансформатора и сообщается о возможности включения электродвигателей, измерительных приборов и технологических защит этой секции.

    7.4. Исчезновение напряжения постоянного тока на одной из секций щита питателей пыли

    7.4.1. При исчезновении напряжения постоянного тока на одной из секций щита питателей пыли прекращается работа половины механизмов пылеприготовления, автоматически включаются автоматы подхвата факела и на энергоблоке происходит сброс нагрузки до значения, равного 50-60% номинального.

    Исчезновение напряжения на щите питателей пыли может произойти при отказе устройства АВР в случае отключения двигатель-генератора, питающего секцию щита, или при КЗ на шинах. В этом случае осматривается щит питателей пыли и выявляется причина исчезновения напряжения; при наличии повреждения этой секции вызывается ремонтный персонал для устранения дефекта.

    При отсутствии повреждения на щите питателей пыли включается автомат аккумуляторной батареи после проверки отключения автомата двигатель-генератора и подачи напряжения от аккумуляторной батареи.

    При отключении двигатель-генератора одной из секций щита питателей пыли и успешном действии устройства АВР от аккумуляторной батареи режим котла автоматически восстанавливается; в этом случае выявляется причина отключения двигатель-генератора и принимаются меры к ее устранению.

    При отключении одной из отходящих линий 0,4 кВ, питающих панели вводов системы бесступенчатого регулирования скорости электродвигателей питателей пыли, и отказе действия устройств АВР на панели вводов отключается рубильник питающей линии, проверяется изоляция и при удовлетворительном результате включается рубильник, после чего включаются групповые контакторы дроссельного преобразователя, так как при исчезновении напряжения они отключаются.

    При необходимости включения группового контактора дроссельного преобразователя отключаются соответствующие питатели пыли, так как возможно их самопроизвольное включение при включении группового контактора.

    В случае повреждения одного из дроссельных преобразователей или при КЗ на шинах постоянного тока панели управления поврежденный преобразователь выводится из работы.

    7.5. Исчезновение напряжения на щите постоянного тока аккумуляторной батареи

    Исчезновение напряжения на щите постоянного тока аккумуляторной батареи может произойти в результате неселективного действия автомата при КЗ на СШ постоянного тока или при повреждении аккумуляторной батареи. В этом случае:

    при неселективном отключении автомата устанавливается и устраняется причина неселективного действия; автомат включается;

    при повреждении одной СШ постоянного тока вся нагрузка переводится на неповрежденную СШ;

    при повреждении аккумуляторной батареи щит постоянного тока переводится на питание от другой аккумуляторной батареи по схеме взаимного резервирования с помощью предусмотренного для этого автомата. Если другой аккумуляторной батареи нет или она в ремонте, включается на шины зарядный агрегат, имеющий достаточную мощность для электроснабжения всей нагрузки энергоблока по постоянному току, после чего устанавливается и устраняется причина отключения батареи.

    При отсутствии зарядного агрегата (находится в ремонте) включается подзарядный агрегат и начинается разгрузка энергоблока с последующим его остановом. Принимаются меры к ускорению ремонта аккумуляторной батареи и зарядного агрегата.

    7.6. Аварийные режимы на вспомогательных механизмах

    7.6.1. При исчезновении напряжения на рабочем вводе питания электродвигателей системы охлаждения повысительного трансформатора автоматически включается ввод резервного питания; при неуспешном действии устройств АВР этот ввод включается вручную. При нарушении питания охлаждения повысительного трансформатора устанавливается контроль за температурой масла трансформатора; дальнейшие операции производятся в соответствии с инструкцией по эксплуатации трансформаторов.

    7.6.2. При выходе из строя вентиляторов охлаждения электродвигателей (мельниц, дымососов, дутьевых вентиляторов, мельничных вентиляторов, вентиляторов первичного воздуха и т.д.) их отключают через промежуток времени, допустимый заводской инструкцией. Например, для двухскоростных электродвигателей ДАЗО при отключении одного вентилятора этот промежуток составляет не более 1 ч.

    В этом случае контролируется температура обмотки статора электродвигателя, и при превышении ее допустимого значения он немедленно отключается.

    7.7. Отыскание замыкания на землю в электросети СН

    7.7.1. При замыкании на землю в электросети СН включается звуковой сигнал на панели центральной сигнализации, а на панели управления соответствующего трансформатора СН загорается табло «Земля на полусекции».

    При получении сигнала подключаются приборы контроля изоляции к поврежденной секции для проверки наличия замыкания. При полном замыкании на землю показание вольтметра поврежденной фазы уменьшается до нуля, а на двух других фазах возрастает до 1,73 фазного напряжения.

    Установив наличие замыкания, выясняют, не проводилось ли включение какого-либо высоковольтного электродвигателя, подключенного к поврежденной секции непосредственно перед появлением земли.

    Такая проверка проводится, поскольку при эксплуатации выключателей неоднократно отмечались отрывы элементов гибкой связи при отключениях и включениях выключателя и касания ими земли во включенном положении выключателя. Если какой-либо высоковольтный двигатель поврежденной секции включился, его отключают и выводят в ремонт. При обнаружении оторванных элементов гибкой связи их отрезают и включают электродвигатель в работу.

    7.7.2. Если непосредственно перед появлением земли включений присоединений к поврежденной секции не производилось или если отключение выключателей и вывод их в ремонт результата не дало, переходят на резервное питание.

    Вначале переводят на резервное питание присоединения полусекции А. Если при этом земля на полусекции Б исчезла, то, следовательно, замыкание на полусекции А. Если земля осталась на полусекции Б, следует перевести полусекцию Б на резервное питание, отключив рабочее. Если земля исчезла, значит, она в цепи присоединения рабочего трансформатора, если осталась — то на полусекции Б.

    Отыскание места замыкания на землю на полусекции ведется поочередным отключением всех присоединений этой полусекции. Питание полусекции переводится на резервный трансформатор.

    Отыскание однофазного замыкания на землю производится быстро, так как такое замыкание в кабеле или в обмотке электродвигателя перейдет в междуфазное КЗ.

    В последнюю очередь отключается трансформатор напряжения, при этом замыкание контролируется индикатором напряжения; перед отключением трансформатора напряжения отключается защита минимального напряжения электродвигателей и работающего трансформатора.

    Если повреждение осталось, полусекция выводится в ремонт.

    О работе сигнализации появления земли производится запись в специальном и оперативном журналах.

    7.8. Исчезновение освещения

    На блочных электростанциях питание рабочего освещения каждого энергоблока осуществляется от щитов 0,4 кВ, поэтому при исчезновении напряжения на шинах 0,4 кВ питание освещения переключается на аккумуляторную батарею (аварийное освещение).

    Немедленно выясняется причина отключения, ликвидируется неисправность и рабочее освещение включается в работу.

    Полное исчезновение освещения возможно только при останове всех энергоблоков и выходе из строя аккумуляторных батарей.

    В этом случае, используя аккумуляторные фонари, подается напряжение в первую очередь на шины аварийного освещения. После этого по временной схеме подается питание на шины рабочего освещения в местах прохода людей, а затем включается освещение оборудования.

    При отключении одного из специальных трансформаторов, питающих освещение, от АВР включается другой трансформатор, находящийся в горячем резерве.

    Если устройство АВР не сработало или имеет место устойчивое КЗ на щите рабочего освещения, осматривается щит и принимаются меры к устранению повреждения, после чего включается трансформатор.

    Для предупреждения разряда аккумуляторной батареи включается зарядный двигатель-генератор по схеме постоянного подзаряда.

    Если это выполнить невозможно, действия производятся так же, как в случае полного исчезновения освещения.

    8. САМОСТОЯТЕЛЬНЫЕ ДЕЙСТВИЯ ОПЕРАТИВНОГО ПЕРСОНАЛА

    8.1. Ликвидация аварий при отсутствии связи с диспетчером

    8.1.1. Под отсутствием связи понимается не только нарушение всех видов связи, но и невозможность связаться с вышестоящим оперативным персоналом длительное время из-за плохой слышимости и перебоев в работе связи.

    8.1.2. При отсутствии связи наряду с производством операций, указанных в настоящем разделе и инструкциях, принимаются все меры к восстановлению связи.

    При этом используются любые виды связи (междугородная, ведомственная, телетайпная, телефакс и т.д.), а также передача сообщений через другие объекты энергосистемы и, при необходимости, через другие ведомства.

    При восстановлении связи диспетчеру докладывают о самостоятельно проведенных операциях.

    8.1.3. Ввиду разнообразия местных условий в настоящей Инструкции даются лишь основные методы и направления ликвидации аварий при нарушении связи.

    В соответствии с настоящей Инструкцией в каждой энергосистеме составляются инструкции с указанием операций, которые производятся самостоятельно при потере связи.

    На электростанции не выполняются самостоятельно следующие операции:

    без проверки синхронизма включение транзитных линий и трансформаторов, несинхронное включение которых может привести к аварии;

    отключение транзитных линий и трансформаторов системного или межсистемного значения при исчезновении напряжения на шинах, за исключением случаев повреждения шин, оборудования, отказа выключателей;

    отключение выключателей отходящих линий при обесточивании шин и отсутствии повреждений на оборудовании, кроме допустимых инструкциями;

    включение линий, питающих потребителей, отключенных по графикам аварийных отключений, а также потребителей, отключенных в связи с дефицитом мощности действием устройств АЧР при частоте ниже уставок ЧАПВ; загружение генераторов, автоматически разгружаемых действием противоаварийной автоматики.

    8.1.4. При автоматическом отключении тупиковой линии и неуспешном действии двукратного АПВ отключившаяся линия включается еще раз вручную.

    8.1.5. При отключении транзитной линии напряжением до 110 кВ, несинхронное включение которой допустимо, производится обратное включение такой линии один раз вручную без проверки синхронизма, в том числе и при неуспешном действии устройств АПВ.

    Перед включением выключателя устройство АПВ отключается, если оно не выводится из действия автоматически.

    В некоторых случаях после такого несинхронного включения может возникнуть длительный асинхронный режим. В этом случае принимаются меры к восстановлению синхронизма.

    При невозможности восстановления синхронизма в сетях 110-220 кВ в течение 2-3 мин отключается выключатель включенной линии, если это предусмотрено инструкцией, а в сетях напряжением 330 кВ и выше — отключается немедленно.

    8.1.6. Ликвидация аварий с отключением транзитных линий, несинхронное включение которых недопустимо, производится путем подачи на них напряжения только с одной стороны с предварительной проверкой отсутствия на них напряжения с другой стороны. Включение линии на противоположном конце производится с обязательной проверкой или улавливанием синхронизма.

    8.1.7. На электростанциях (подстанциях) не подается напряжение от своей подстанции на те отключившиеся транзитные линии, по которым, согласно инструкциям, подается напряжение с противоположной подстанции.

    Исключение составляют случаи полной потери напряжения на каком-нибудь объекте при сохранении связи с другими объектами.

    В этом случае по просьбе объекта, потерявшего напряжение, на его шины подается напряжение со стороны другого источника питания.

    Электростанция и подстанция самостоятельно, без распоряжения диспетчера энергосистемы, не подает напряжение на линии 500 кВ и выше.

    8.1.8. Включение в транзит отключившихся транзитных линий, несинхронное включение которых может привести к аварии, после получения по ним напряжения производится только с проверкой синхронизма.

    При исчезновении нагрузки по транзитной линии без отпайки (одностороннее ее отключение с противоположной стороны) отключают выключатель линии, если это предусмотрено технологической инструкцией, и подготавливают режим и схему для приема напряжения по отключившейся линии с последующей синхронизацией выключателем этой линии.

    8.1.9. Если при исчезновении нагрузки по одной или нескольким транзитным линиям без отпаек (из-за их отключения с противоположных сторон), несинхронное включение которых может привести к аварии, произойдет отделение электростанции на несинхронную работу с возможным сохранением нагрузки по другим линиям, то проверяется синхронность электростанции с энергосистемой путем небольшого изменения мощности.

    Изменение частоты при изменении нагрузки генераторов указывает на несинхронную работу электростанции.

    В этом случае, убедившись в полном отсутствии передачи нагрузки по транзитным линиям без отпаек, отключают их выключатели.

    После выполнения этих операций подготавливается схема синхронизации электростанции.

    Если изменение нагрузки на электростанции не приводит к изменению частоты, то в большинстве случаев это свидетельствует о сохранении связи электростанции с системой. В этом случае включение оставшихся без нагрузки транзитных линий производится с проверкой синхронизма на подстанциях с противоположного конца линий.

    8.1.10. При исчезновении нагрузки по одной или нескольким транзитным линиям, выключатели которых остались включенными, никаких операций не производится, а только контролируется появление нагрузки.

    8.1.11. Если в результате аварии электростанция (подстанция) разделится на несинхронно работающие части с разными частотой и напряжением, часть нагрузки с шин, работающих с недопустимо низкой частотой, переводится с кратковременным погашением на шины с нормальной частотой, если другие способы повысить частоту не дают результатов.

    8.1.12. При исчезновении напряжения на шинах электростанций (подстанций) отключение выключателей транзитных линий производится в случае повреждения шин, оборудования или отказа (повреждения) выключателя одного из присоединений.

    В этом случае путем отключения всех присоединений быстро отделяется поврежденный участок и подготавливается схема к приему напряжения.

    8.1.13. При выделении электростанций, не имеющих собственных потребителей, на несинхронную работу с частью нагрузки прилегающей электрической сети при понижении частоты до опасного по работе СН уровня, а также при недопустимой перегрузке генераторов инструкциями предусматривается отключение тупиковых линий или повышение частоты и разгрузка генераторов электростанции отключением потребителей.

    При наличии резерва мощности при необходимости подается напряжение для питания потребителей по любой линии, включение которой не может привести к несинхронному включению.

    Текст документа сверен по:
    / Минэнерго России. —
    М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2004

    Действия персонала при авариях на трансформаторе 6 (10) кВ

    Типы устройств релейной защиты трансформато­ров. Для защиты понижающих трансформаторов мощностью 1 MB -А и более от повреждений и не­нормальных режимов (§ 2) предусматриваются сле­дующие основные типы релейной защиты [1, 3, 10].

    Продольная дифференциальная защита — от КЗ всех видов в обмотках и на их выводах; применяется на трансформаторах начиная с мощности 6,3 MB -А, но может устанавливаться и на трансформаторах меньшей мощности (но не менее 1 MB -А).

    Токовая отсечка без выдержки времени — от КЗ всех видов на выводах трансформатора со сто­роны питания; применяется на трансформаторах, не оборудованных продольной дифференциальной за­щитой.

    Газовая защита — от всех видов повреждений внутри бака (кожуха) трансформатора, сопровождаю­щихся выделением газа из трансформаторного масла, а также от понижения уровня масла в баке; в соот­ветствии с ГОСТ 11677—85 газовое реле устанавли­вается на всех масляных трансформаторах с расши­рителем начиная с мощности 1 MB -А, в связи с чем для таких трансформаторов должны быть выполнены и электрические цепи газовой защиты. Для сухих трансформаторов выполняется манометрическая за­щита (§ 2).

    Максимальная токовая защита со стороны пи­тания— от КЗ всех видов на выводах и внутри транс­форматора, а также от внешних КЗ, т. е. повреждений на шинах щита НН и на отходящих линиях НН (на случай отказа их собственных защитных и коммута­ционных аппаратов).

    Специальная токовая защита нулевой последо­вательности— от КЗ на землю в сети НН, работаю­щей с глухозаземленной нейтралью.

    Специальная резервная максимальная токовая защита — от междуфазных КЗ в сети НН (при недо­статочной чувствительности к КЗ в зонах дальнего резервирования максимальной токовой защиты по п. 4).

    Максимальная токовая защита в одной фазе — от свертоков, обусловленных перегрузкой; устанав­ливается на трансформаторах начиная с мощности 0,4 MB -А, у которых возможно возникновение пере­грузки после отключения параллельно работающего трансформатора или подключения дополнительной нагрузки в результате действия сетевого или местного устройства АВР.

    Защита (сигнализация) от однофазных замыка­ний на землю в обмотке или на выводах трансформа­тора, а также на питающей линии 10 кВ.

    Основные защиты — дифференциальная, газовая, токовые максимальные защиты, и в том числе отсечка, действуют на отключение трансформатора как со сто­роны высшего напряжения (выключателем), так и со стороны низшего напряжения (автоматом). Защита от перегрузки может действовать на сигнал, на раз­грузку, а р некоторых случаях на необслуживаемых подстанциях — на отключение трансформатора. На рис. 13 показаны обмотки токовых реле всех перечис­ленных защит, кроме дифференциальной, а также условно — газовая защита 3 и цепи сигнализации однофазных замыканий на землю в сети 10 кВ. Диф­ференциальная защита рассматривается в § 11. Как видно из рис. 13, на понижающих трансформаторах устанавливается несколько типов защит, дополняю­щих и резервирующих друг друга. Такое резервирова­ние называется ближним. Наряду с ним защита по­нижающих трансформаторов должна осуществлять дальнее резервирование, т. е. с достаточной чувстви­тельностью действовать при всех видах КЗ на эле­ментах сети НН при отказе их собственных защит или коммутационных аппаратов. Несмотря на то, что «Правила» [1] в некоторых случаях разрешают не резервировать удаленные КЗ, в последние годы мно­гие проектные и эксплуатационные организации стре­мятся к достижению полноценного дальнего резерви­рования. Еще более сложным оказывается выполне­ние дальнего резервирования защитами питающих линий 10 кВ не отключившихся КЗ за трансформаторами 10 кВ, особенно небольшой мощности, а следо­вательно, с большим сопротивлением. Очень многие трансформаторы 10 кВ не обеспечены дальним резер­вированием, и поэтому особенно важно обеспечить надежное функционирование их собственных защит­ных и коммутационных аппаратов и их взаимное ре­зервирование.

    Рис. 13 . Типы и реле защит трансформаторов 10/0,4 кВ (обозна­чения приведены в тексте)

    Функциональные схемы релейной защиты транс­форматоров 10 кВ. Релейная защита трансформато­ров может выполняться с помощью вторичных реле прямого или косвенного действия. Вторичными назы­ваются реле, включенные через измерительные транс­форматоры тока и напряжения.

    Реле прямого действия выполняют функции изме­рительного органа тока (напряжения) и одновремен­но — электромагнита отключения выключателя (ЭО). В нашей стране выпускаются вторичные токовые реле прямого действия мгновенные (РТМ) и с выдержкой времени (РТВ). Они используются, для защиты пони­жающих трансформаторов с высшим напряжением 6 и 10 кВ, имеющих на стороне ВН выключатель.

    Рис. 14 . Функциональные схемы релейной защиты понижающего трансформатора с реле прямого (а) и косвенного (б) действия

    В не­которых случаях с помощью реле прямого действия осуществляется защита трансформаторов 35 кВ, так­же при наличии выключателя на стороне ВН.

    Токовые реле прямого действия используются для выполнения токовой отсечки и максимальной токовой защиты (без пускового органа напряжения) на транс­форматорах мощностью, как правило, не более 1,6 MB -А. Это объясняется тем, что реле прямого действия менее точные, чем реле косвенного действия, имеют меньший коэффициент возврата и, следова­тельно, защита с реле прямого действия получается менее чувствительной (§ 8). Функциональная схема защиты с реле прямого действия очень проста (рис. 14,а).

    Для защиты более мощных трансформаторов 10/0,4 кВ, 10/6 кВ, 10/10 кВ (§ 1) используются реле косвенного действия. Релейная защита на этих реле имеет значительно более сложную функциональную схему (рис. 14,6). Измерительная часть защиты со­стоит из измерительных органов (реле), которые не прерывно получают информацию о состоянии защи­щаемого объекта от трансформаторов тока ТТ и трансформаторов напряжения ТН.

    Рис. 15 . Примеры выполнения логических операций с помощью контактных схем и условные обозначения операций

    Когда измеряемая величина (ток, напряжение) достигнет заранее за­данного значения, называемого параметром срабаты­вания или уставкой, измерительный орган срабаты­вает и подает сигнал на логическую часть защиты.

    Логическая часть релейной защиты предназначена для выполнения логических операций — сложения, умножения, отрицания и задержки.

    Логическая операция сложения осуществляется элементом «ИЛИ» и соответствует параллельному соединению замыкающих контактов двух или трех реле (рис. 15, а). Эта операция осуществляется, на­пример, в схемах максимальных и дифференциальных токовых защит трансформаторов, в которых для от­ключения трансформатора достаточно срабатывания лишь одного из токовых реле: А, или В, или С.

    Логическая операция умножения осуществляется логическим элементом «И» и соответствует последо­вательному соединению замыкающих контактов (рис. 15,6). Такая операция используется, например, в схеме максимальной токовой защиты Т с пусковым органом напряжения Н. Для отключения трансфор­матора необходимо одновременное срабатывание и токового органа Т, и органа напряжения Я.

    Логическая операция отрицания «НЕ» выполня­ется в тех случаях, когда необходимо запретить действие какого-либо одного устройства при срабатыва­нии другого. Например, запретить автоматическое повторное включение (АПВ) трансформатора при срабатывании защит от внутренних повреждений — газовой и дифференциальной. Эта операция осущест­вляется с помощью промежуточного реле П, размы­кающий контакт которого включается в выходную цепь запрещаемого устройства защиты или автома­тики (рис. 15, в).

    Логические операции задержки выполняются в ос­новном с помощью различных органов (реле) вре­мени, а при небольших задержках — с помощью спе­циальных промежуточных реле.

    Логическая часть действует на отключение выклю­чателей через исполнительный орган защиты, в за­дачу которого входит усиление и размножение команд­ных сигналов. Исполнительный орган состоит из про­межуточных реле, контакты которых рассчитаны на относительно большие токи, потребляемые 30 вы­ключателей. Исполнительный орган действует таким образом, чтобы отключить поврежденный трансформа­тор со всех сторон (рис. 14,6).

    Сигнальный орган защиты предназначен для фик­сирования и сигнализации срабатывания отдельных элементов и всей защиты в целом. По сигналам этого органа дежурный персонал узнает о повреждениях и ненормальных режимах на подстанции, а персонал службы релейной защиты анализирует действия за­щитных устройств.

    Логическая часть, исполнительный и сигнальный органы защиты, а также электромагниты управления коммутационных аппаратов должны иметь источник питания, который бы обеспечивал их оперативным то­ком. Для измерительной части, выполненной на полу­проводниковых элементах, также требуется источник питания (штриховая линия на рис. 14,6).

    Оперативный ток. Оперативным называется ток, обеспечивающий работу логической (иногда и изме­рительной) части релейной защиты, ее исполнитель­ного и сигнального органов, а также электромагнитов управления коммутационных аппаратов (рис. 14,6). Очевидно, что надежное функционирование устрой­ства релейной защиты в целом во многом определя­ется надежностью источников питания и схемы опера­тивного тока.

    Источники оперативного токя должны всегда, в любых аварийных режимах обеспечивать такие зна­чения напряжения и мощности, которые гарантируют надежное действие релейной защиты и электромагни­тов управления коммутационных аппаратов.

    На подстанциях распределительных сетей могут применяться следующие виды оперативного тока и их источники:

    постоянный — аккумуляторные батареи;

    переменный — измерительные трансформаторы то­ка ТТ и трансформаторы напряжения ТН, а также трансформаторы собственных нужд ТСН;

    выпрямленный — блоки питания (токовые назы­ваются БИТ, напряжения —БПН, БПНС) и другие выпрямительные устройства;

    ток разряда конденсаторов — предварительно за­ряженные конденсаторы, собранные в блоки (БК), ко­торые устанавливаются совместно с блоками для заряда конденсаторов (УЗ, БПЗ).

    Из всех перечисленных источников оперативного тока самым надежным является аккумуляторная ба­тарея. Это автономный источник, обеспечивающий ра­боту устройств защиты, автоматики и управления даже при полном отключении подстанции от питаю­щей электрической сети. К сожалению, промышлен­ность не выпускает достаточно надежных, дешевых и простых в обслуживании аккумуляторных батарей для подстанций распределительных сетей. Аккумуля­торные батареи устанавливаются только на электро­станциях и на крупных районных подстанциях, где защиты всех элементов, и в том числе трансформа­торов 10 и 6 кВ, выполняются на постоянном опера­тивном токе.

    Источники переменного оперативного тока — изме­рительные трансформаторы тока и- напряжения ТТ и ТН, а также трансформаторы собственных нужд ТСН могут обеспечить надежное питание устройств релей­ной защиты только при их совместном использовании. Например, при близких трехфазных КЗ не смогут обеспечить защиту оперативным током ТН и ТСН, так как в этих случаях происходит глубокое, вплоть до нуля, снижение напряжения на подстанции. Но зато ТТ, через первичную обмотку которых проходит основной ток КЗ, могут обеспечить работу и устройств релейной защиты, и электромагнитов управления. Схе мы, в которых измерительные трансформаторы тока используются также как источники оперативного тока, называются схемами с дешунтированием электромаг­нитов управления (см. далее). Если же повреждение трансформатора не сопровождается большими токами КЗ, как, например, при витковом замыкании в одной из фаз его обмоток, или вообще не происходит уве­личения тока сверх нормального, например, при уходе масла из бака трансформатора, то в качестве источ­ников оперативного тока для работы соответствующих устройств защиты могут использоваться ТН или ТСН. По этому же принципу строится схема питания устройств защиты выпрямленным оперативным током. Для защиты трансформаторов 10 кВ выпрямленный ток применяется редко. Также редко используется на подстанциях 10 кВ энергия предварительно заряжен­ных конденсаторов, которая может обеспечить ра­боту устройств защиты и автоматики при полном по­гашении подстанции, например при отключении части электродвигателей перед повторной подачей напря­жения на подстанцию, чтобы облегчить пуск (само­запуск) более ответственных электродвигателей. При необходимости отключения электродвигателей 0,4 кВ при погашениях подстанций 10/0,4 кВ, как правило, используют механическую энергию, запасенную в предварительно сжатых пружинах привода магнитных пускателей или автоматических выключателей. Для освобождения пружины используются так называе­мые нулевые расцепители, срабатывающие при исчез­новении напряжения.

    Схемы с дешунтированием электромагнитов от включения (ЭО). Для выполнения защиты трансфор­маторов 10 (6) кВ, как и других элементов этого класса напряжения, широко используется принцип дешунтирования ЭО контактами специальных реле с целью подключения ЭО к трансформаторам тока. Принцип работы схемы с дешунтированием 30 по­казан на рис. 16 (условно только для одной фазы). На рис. 16, а положение контактов дешунтирующего специального реле Р показано при нормальном рабо­чем режиме, когда по защищаемому элементу прохо­дит рабочий ток /раб. Электромагнит ЭО шунтирован размыкающим контактом / специального реле Р. До­полнительно цепь 30 разомкнута замыкающим кон­тактом 2 этого же реле для того, чтобы на 30 не было подано напряжение и не создавалась возмож­ность излишнего срабатывания 30 при нарушении цепи шунтирующего контакта 1. В этом режиме вто­ричный ток I аб проходит только через реле P .

    При возникновении КЗ на защищаемом элементе (трансформаторе, линии) реле Р срабатывает и пе­реключает свои контакты 1 и 2 в положение, показан­ное на рис. 16,6. При переключении сначала замы­кается контакт 2, а затем размыкается контакт / для того, чтобы не создавался даже кратковременно опасный режим работы трансформатора тока ТТ с разомкнутой вторичной обмоткой. При замыкании контакта 2 и размыкании контакта / электромагнит 30 дешунтируется и по нему проходит тот же вто­ричный ток КЗ /2к, что и по катушке реле Р. При­меняемые схемы рассчитаны таким образом, что мощность, отдаваемая трансформатором тока ТТ, достаточна для срабатывания стандартного 30 вы­ключателя 6—35 кВ.

    В качестве 30 выключателей используется либо специальный электромагнит для схем с дешунтиро­ванием (ЭОтт, ТЭО), либо токовое мгновенное реле прямого действия РТМ. Наименьший ток срабатыва­ния РТМ равен 5 А, ЭОтт и ТЭО —3 А.

    Рис. 16 . Принцип работы схемы с дешунтированием электромаг­нита отключения ЭО (для одной фазы): а — положение контак­тов реле Р в нормальном режиме; б — после срабатывания реле Р при коротком замыкании

    Для схем с дешунтированием 30 применяют два типа стандартных электромеханических реле [11]: РТ-85, РТ-95 — индукционные реле косвенного действия, позволяющие осуществить простую двух­ступенчатую защиту трансформатора 10 кВ (линии, блока линия — трансформатор), состоящую из токо­вой отсечки мгновенного действия и максимальной токовой защиты с обратнозависимой от тока выдерж­кой времени (§ 7, 8);

    РП-341 — специальные промежуточные реле со встроенным маломощным выпрямительным устрой­ством, которые выполняют роль исполнительного ор­гана более сложных защит, например максимальной токовой защиты трансформатора с независимой от тока выдержкой времени или дифференциальной за­щиты (§ 8).

    Эти реле имеют специальные усиленные переклю­чающие контакты, способные переключить ток КЗ, вторичное значение которого не превышает 150 А при условии, что полное сопротивление дешунтируемых ЭО не превышает 4,5 Ом при токе 3,5 А и 1,5 Ом при токе 50 А [11]. Вторичное значение тока КЗ опреде­ляется по выражению (без учета погрешности транс­форматоров тока)

    где I 1к — первичное максимальное значение тока че­рез защиту при КЗ в месте ее установки, А; k сх — коэффициент схемы, показывающий, во сколько раз ток в реле превышает вторичный ток трансформа­тора тока при трехфазном КЗ на защищаемом эле­менте (§ 7); n т.т коэффициент трансформации трансформаторов тока.

    Для защиты трансформаторов 10 кВ, подключен­ных вблизи крупных районных подстанций 110/10 кВ, условие I 2к ≤150 А не всегда может быть выпол­нено. Действительно, при мощности трансформатора 110 кВ более 10 MB -А первичные токи КЗ на шинах 10 кВ превышают 5 кА. При использовании на транс­форматоре 10 кВ мощностью 1 MB -А трансформато­ров тока с n т.т = 100/5 и при k сх =1 (стандартная схема неполной звезды) вторичное значение тока КЗ I 2к, вычисленное по выражению (20), намного пре­высит допустимое—150 А. Для уменьшения значе­ния тока I 2к можно было бы увеличить коэффициент трансформации N е ,но при этом следует предвари­тельно убедиться в достаточной чувствительности не только реле защиты, но и дешунтируемого электромагнита отключения ЭО при КЗ в конце защищаемой линии и в зонах дальнего резервиро­вания.

    На действующих трансформаторных подстанциях 10 кВ, где в результате реконструкции питающей электрической сети могут возрасти токи КЗ (напри­мер, при замене на ближайшей питающей подстанции ПО кВ трансформаторов мощностью 10 MB -А на трансформаторы мощностью 16 или 25 MB -А), сле­дует оценить новое значение I с учетом токовой по­грешности трансформаторов тока [9, 12]. Эта реко­мендация обосновывается тем, что уже при токе I 2к = 150 А кратность тока КЗ по отношению к стан­дартному вторичному номинальному току трансфор­маторов тока (5 А) составляет 30, а при такой боль­шой кратности большинство трансформаторов тока этого класса напряжения работает с повышенным на­сыщением магнитопровода и токовыми погрешностя­ми более 10%. Решить вопрос о возможности остав­ления в работе схемы с дешунтированием ЭО можно путем вычисления уточненного значения вторичного тока КЗ I 2К с учетом действительного значения токо­вой погрешности ТТ (§ 8).

    Возможность применения схем с дешунтированием ЭО определяется не только условием I ≤150 А, но еще двумя следующими требованиями:

    после дешунтирования ЭО, несмотря на возмож­ное снижение вторичного тока ТТ из-за увеличения их токовой погрешности, не должен произойти воз­врат сработавших токовых (промежуточных) реле, дешунтирующих ЭО (рис. 16,6);

    должна быть обеспечена достаточная чувствитель­ность ЭО после их дешунтирования, опять-таки с учетом того, что после дешунтирования вторичный ток ТТ может значительно снизиться по сравнению с режимом до дешунтирования ЭО.

    Для оценки возможностей выполнения этих требо­ваний необходимо вычислить значение токовой по­грешности трансформаторов тока ТТ после дешунти­рования ЭО (§ 8).

    Каждый электрик должен знать:  Электродвигатель ул062
    Добавить комментарий