что такое деблокирование в электроустановках
Что такое деблокирование в электроустановках
XII. Операции с оперативной блокировкой
166. Оперативная блокировка должна выполняться для предотвращения ошибочных операций с коммутационными аппаратами и заземляющими разъединителями в процессе переключений в электроустановках.
всех разъединителей, со стороны которых может быть подано напряжение на ЛЭП, Т (АТ) перед включением заземляющих разъединителей (при выводе ЛЭП, Т (АТ) в ремонт);
заземляющих разъединителей с противоположных сторон ЛЭП, Т (АТ) перед включением линейных (обходных), трансформаторных разъединителей (при вводе ЛЭП, Т (АТ) в работу).
169. Во время переключений в электроустановках все устройства оперативной блокировки должны находиться в работе. Блокировочные замки должны быть опломбированы.
170. В случае, когда блокировка запрещает выполнение какой-либо операции, выполнение переключений в электроустановках должно быть приостановлено и должна быть проведена проверка:
правильности выбранных присоединений и коммутационных аппаратов (заземляющих разъединителей);
положения других коммутационных аппаратов, заземляющих разъединителей, сблокированных с данным коммутационным аппаратом (заземляющим разъединителем);
правильности и достаточности выполненных операций для оборудования, защищенного блокировкой;
наличия напряжения в цепях блокировки и исправность электромагнитного ключа;
исправности (проверяется визуально) механической части привода коммутационного аппарата (заземляющего разъединителя).
Если при проверке не будет установлена причина, по которой блокировка не допускает выполнение операции, то переключения в электроустановках должны быть прекращены. В указанном случае персоналу, отдавшему команду (разрешение, подтверждение) на производство переключений, должно быть передано сообщение о прекращении переключений в электроустановках, в оперативный журнал должна быть внесена запись в соответствии с требованиями пункта 77 Правил.
171. Оперативному персоналу, непосредственно выполняющему переключения в электроустановках, запрещается самостоятельно выводить из работы оперативную блокировку.
Деблокирование разрешается только после проверки по месту установки действительного положения коммутационных аппаратов, заземляющих разъединителей и выяснения причины отказа блокировки по разрешению лица, уполномоченного на это распорядительным документом владельца объекта электроэнергетики (его филиала). В указанном случае бланк переключений должен быть составлен заново с внесением в него операций по деблокированию. Если возникает необходимость деблокирования, а операции выполнялись без бланка переключений, должен быть составлен бланк переключений с внесением в него операций по деблокированию.
172. О всех случаях деблокирования блокировочных устройств должны производиться записи в оперативном журнале, ведение которого осуществляется оперативным персоналом объекта электроэнергетики.
173. Для предотвращения явления феррорезонанса допускается производство операций по деблокированию. Данные операции должны быть внесены в программы, бланки переключений, в том числе типовые. В этом случае запись о деблокировании в оперативный журнал не вносится.
Что такое деблокирование в электроустановках
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы
ПЕРЕКЛЮЧЕНИЯ В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ
United power system and isolated power systems. Operative-dispatch management. Switching in electrical facilities. General requirements
Дата введения 2014-07-01
1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом «Системный оператор Единой энергетической системы», Открытым акционерным обществом «Энергетический институт им.Г.М.Кржижановского», Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт стандартизации и сертификации в машиностроении»
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации «Системная надежность в электроэнергетике» ТК 007
1 Область применения
Настоящий стандарт устанавливает порядок и последовательность выполнения переключений в электроустановках, входящих в состав Единой энергетической системы России, а также технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, расположенных на территории Российской Федерации.
Настоящий стандарт предназначен для диспетчерского и оперативного персонала, а также административно-технического персонала, участвующего в разработке, согласовании и утверждении инструкций по производству переключений в электроустановках, разработке программ (типовых программ) и бланков (типовых бланков) переключений, и персонала, осуществляющего переключения в электроустановках.
2 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
2.1 административно-технический персонал: Руководители и специалисты, на которых возложены обязанности по организации технического и оперативного обслуживания, проведения ремонтных, монтажных и наладочных работ в электроустановках.
2.2 бланк переключений: Разработанный находящимся на дежурстве оперативным персоналом оперативный документ, в котором указывается строгая последовательность операций при выполнении переключений в электроустановках для конкретной схемы электрических соединений и состояния устройств релейной защиты и автоматики.
2.3 воздушная линия электропередачи под наведенным напряжением: Воздушная линия электропередачи и воздушные участки кабельно-воздушной линии электропередачи, которые проходят по всей длине или на отдельных участках вблизи действующих воздушных линий электропередачи или вблизи электрифицированной железной дороги переменного тока и на отключенных проводах которых при различных схемах их заземления и при наибольшем рабочем токе влияющих воздушных линий электропередачи наводится напряжение более 25 В.
2.4 диспетчерская заявка: Документ, в котором оформляется ответственное намерение эксплуатирующей организации изменить технологический режим работы или эксплуатационное состояние объекта диспетчеризации, передаваемый на рассмотрение и принятие решения в соответствующий диспетчерский центр.
2.5 диспетчерская команда: Указание совершить (воздержаться от совершения) конкретное действие (действия) по управлению технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием объектов электроэнергетики, энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, оборудования и устройств, выдаваемое диспетчером диспетчерского центра по каналам связи диспетчеру нижестоящего (смежного) диспетчерского центра или оперативному персоналу.
2.6 диспетчерский персонал: Работники субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике (диспетчеры), уполномоченные при осуществлении оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике от имени субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике отдавать обязательные для исполнения диспетчерские команды и разрешения или осуществлять изменение технологического режима работы и эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации, непосредственно воздействуя на них с использованием средств дистанционного управления, при управлении электроэнергетическим режимом энергосистемы.
2.8 диспетчерское ведение: Организация управления электроэнергетическим режимом энергосистемы, при которой технологический режим работы или эксплуатационное состояние объектов электроэнергетики, энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, оборудования и устройств изменяются только по согласованию с соответствующим ДЦ (с разрешения диспетчера соответствующего ДЦ).
2.9 диспетчерское наименование: Точное название объекта электроэнергетики (электростанции, подстанции, переключательного пункта, линии электропередачи), основного и вспомогательного оборудования объекта электроэнергетики, устройств релейной защиты и автоматики, средств диспетчерского и технологического управления и автоматизированной системы диспетчерского управления, которое однозначно определяет оборудование или устройство в пределах одного объекта электроэнергетики и объект электроэнергетики в пределах операционной зоны диспетчерского центра.
1 Диспетчерские наименования объектов электроэнергетики и оборудования должны быть указаны на нормальных схемах электрических соединений объекта электроэнергетики, утверждаемых субъектом электроэнергетики.
2 Применение диспетчерских наименований линий электропередачи, основного и вспомогательного оборудования объекта электроэнергетики, устройств релейной защиты и автоматики, средств диспетчерского и технологического управления и автоматизированной системы диспетчерского управления обязательно при производстве переключений, разработке оперативной документации и т.д.
2.10 диспетчерское управление: Организация управления электроэнергетическим режимом энергосистемы, при которой технологический режим работы или эксплуатационное состояние объектов электроэнергетики, энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, оборудования и устройств изменяются только по диспетчерской команде диспетчера соответствующего ДЦ или путем непосредственного воздействия на технологический режим работы или эксплуатационное состояние объектов диспетчеризации с использованием средств дистанционного управления из ДЦ.
2.11 дистанционное управление: Управление коммутационными аппаратами и заземляющими разъединителями, технологическим режимом работы оборудования (устройства релейной защиты и автоматики) с удаленного на безопасное расстояние поста (щита, пульта, терминала) управления, в том числе с использованием телеуправления.
2.12 единичные переключения: Переключения, выполняемые одним коммутационным аппаратом (включая все его фазы) или одним переключающим устройством, включая все требуемые проверочные операции.
2.13 канал связи: Комплекс технических средств и среды распространения, обеспечивающих передачу информации между источником и получателем в виде сигналов электросвязи в определенной полосе частот или с определенной скоростью передачи.
Команда на производство переключений, выдаваемая оперативным персоналом центра управления сетями (ЦУС) или начальником смены объекта (НСО), не является диспетчерской командой в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике» [1] и Правилами оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, утвержденными Правительством Российской Федерации [2].
2.15 комплексная программа: Оперативный документ, определяющий порядок ввода в работу линии электропередачи, оборудования и устройств релейной защиты и автоматики при строительстве, реконструкции, модернизации объектов электроэнергетики или проведении испытаний, в котором указывается [в том числе путем ссылки на подлежащие применению программы (типовые программы) переключений, бланки (типовые бланки) переключений, программы производства работ] строгая последовательность операций при производстве переключений, а также действий персонала по организации и выполнению работ по монтажу и наладке оборудования, устройств релейной защиты и автоматики, осуществляемых в процессе испытаний или ввода соответствующих линий электропередачи, оборудования и устройств релейной защиты и автоматики в работу.
2.16 местная инструкция: Инструкция диспетчерского центра, центра управления сетями, объекта электроэнергетики.
2.17 местное управление: Управление коммутационными аппаратами и заземляющими разъединителями, технологическим режимом работы оборудования путем воздействия на механический привод или от местной кнопки, ключа управления, расположенных непосредственно у коммутационного аппарата или оборудования.
2.18 нормальная схема электрических соединений объекта электроэнергетики (нормальная схема): Схема электрических соединений объекта электроэнергетики, на которой все коммутационные аппараты и заземляющие разъединители изображаются в положении, соответствующем их нормальному коммутационному состоянию.
2.19 обобщенный телесигнал: Телесигнал, который показывает эксплуатационное состояние линии электропередачи, оборудования (включено/отключено) и формируется путем логического умножения («И») и логического сложения («ИЛИ») имеющихся телесигналов выключателей и разъединителей.
2.20 объект переключений: Подстанция, распределительное устройство электростанции, переключательный пункт или энергопринимающая установка потребителя электрической энергии, на оборудовании и устройствах релейной защиты и автоматики которых производятся переключения.
2.21 оперативная заявка: Документ, в котором оформляется ответственное намерение эксплуатирующей организации изменить технологический режим работы или эксплуатационное состояние линии электропередачи, оборудования и устройств, не являющихся объектами диспетчеризации.
2.22 оперативная схема: Схема электрических соединений, выполненная на мнемосхеме объекта электроэнергетики, на диспетчерском щите, форме отображения в оперативно-информационном комплексе, на автоматизированном рабочем месте, бумажном носителе и т.д., на которых диспетчерским и оперативным персоналом отражаются изменения положения коммутационных аппаратов, заземляющих разъединителей, устройств релейной защиты и автоматики, а также установка/снятие переносных заземлений.
2.23 оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике: Комплекс мер по централизованному управлению технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, осуществляемый субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в отношении линий электропередачи, оборудования и устройств, влияющих на электроэнергетический режим работы энергетической системы и включенных данным субъектом в перечень объектов диспетчеризации с распределением их по способу управления.
2.24 оперативно-технологическое управление: Комплекс мер по управлению технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и/или энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, осуществляемый собственниками или иными законными владельцами таких объектов и/или установок в соответствии с требованиями субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в отношении объектов диспетчеризации и самостоятельно в отношении линий электропередачи, оборудования и устройств, не относящихся к объектам диспетчеризации.
2.25 оперативные переговоры: Переговоры между диспетчерским и/или оперативным персоналом, и другими работниками, допущенными к ведению оперативных переговоров, в которых:
— отдаются (принимаются) команды и разрешения, направленные на изменение технологического режима работы и эксплуатационного состояния линий электропередачи, оборудования и устройств, в том числе для предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима;
— передается (принимается) информация о технологическом режиме работы и эксплуатационном состоянии линий электропередачи, оборудования и устройств, параметрах режима работы энергосистемы (энергорайона), объекта электроэнергетики, а также о фактическом состоянии оборудования и срабатывании устройств релейной защиты и автоматики при нарушениях нормального режима;
— передаются сообщения лицам, уполномоченным выдавать разрешения на подготовку рабочего места и допуск к работам, о мероприятиях, выполненных в соответствии с программой переключений и обеспечивающих безопасность производства работ;
— принимаются сообщения об окончании производства работ, выполнении всех необходимых организационных и технических мероприятий и согласие на включение линий электропередачи, оборудования и устройств в работу;
— передается разрешение на подготовку рабочего места и на допуск к работам на линиях электропередачи, оборудовании и устройствах, принимаются сообщения об окончании работ и готовности к вводу в работу линий электропередачи, оборудования и устройств;
— отдается рапорт вышестоящему диспетчерскому или оперативному персоналу;
— определяется общий порядок операций и действий для решения задач по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима.
2.26 оперативно-ремонтный персонал: Работники из числа ремонтного персонала, осуществляющие оперативное обслуживание закрепленных за ними электроустановок.
2.27 оперативный персонал: Работники субъектов электроэнергетики (потребителей электрической энергии), уполномоченные ими при осуществлении оперативно-технологического управления на выполнение в установленном порядке действий по изменению технологического режима работы и эксплуатационного состояния линий электропередачи, оборудования и устройств, в том числе с использованием средств дистанционного управления, на принадлежащих таким субъектам электроэнергетики (потребителям электрической энергии) на праве собственности или ином законном основании объектах электроэнергетики (энергопринимающих установок) либо в установленных законодательством случаях на объектах электроэнергетики и энергопринимающих установках, принадлежащих третьим лицам, а также на координацию указанных действий.
1 К оперативному персоналу относятся:
Диспетчеры центра управления сетями, начальники смены объекта относятся к категории дежурных работников субъектов электроэнергетики в соответствии с Правилами оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, утвержденными Правительством Российской Федерации [2], и не являются диспетчерским персоналом, т.е. лицами, осуществляющими профессиональную деятельность, связанную с оперативно-диспетчерским управлением в электроэнергетике, в соответствии с законодательством Российской Федерации [1], [2].
2 Если не требуется уточнение, оперативный персонал объекта электроэнергетики и оперативно-ремонтный персонал далее именуются оперативный персонал объекта электроэнергетики.
2.28 операционная зона: Территория, в границах которой расположены объекты электроэнергетики и энергопринимающие установки потребителей электрической энергии, управление взаимосвязанными технологическими режимами работы которых осуществляет соответствующий диспетчерский центр.
XII. ПРАВИЛА ПЕРЕКЛЮЧЕНИЙ В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ
XII. Операции с оперативной блокировкой
XII. Операции с оперативной блокировкой 
166. Оперативная блокировка должна выполняться для предотвращения ошибочных операций с коммутационными аппаратами и заземляющими разъединителями в процессе переключений в электроустановках.
всех разъединителей, со стороны которых может быть подано напряжение на ЛЭП, Т (АТ) перед включением заземляющих разъединителей (при выводе ЛЭП, Т (АТ) в ремонт);
заземляющих разъединителей с противоположных сторон ЛЭП, Т (АТ) перед включением линейных (обходных), трансформаторных разъединителей (при вводе ЛЭП, Т (АТ) в работу).
169. Во время переключений в электроустановках все устройства оперативной блокировки должны находиться в работе. Блокировочные замки должны быть опломбированы.
170. В случае, когда блокировка запрещает выполнение какой-либо операции, выполнение переключений в электроустановках должно быть приостановлено и должна быть проведена проверка:
правильности выбранных присоединений и коммутационных аппаратов (заземляющих разъединителей);
положения других коммутационных аппаратов, заземляющих разъединителей, сблокированных с данным коммутационным аппаратом (заземляющим разъединителем);
правильности и достаточности выполненных операций для оборудования, защищенного блокировкой;
наличия напряжения в цепях блокировки и исправность электромагнитного ключа;
исправности (проверяется визуально) механической части привода коммутационного аппарата (заземляющего разъединителя).
Если при проверке не будет установлена причина, по которой блокировка не допускает выполнение операции, то переключения в электроустановках должны быть прекращены. В указанном случае персоналу, отдавшему команду (разрешение, подтверждение) на производство переключений, должно быть передано сообщение о прекращении переключений в электроустановках, в оперативный журнал должна быть внесена запись в соответствии с требованиями пункта 77 Правил.
171. Оперативному персоналу, непосредственно выполняющему переключения в электроустановках, запрещается самостоятельно выводить из работы оперативную блокировку.
Деблокирование разрешается только после проверки по месту установки действительного положения коммутационных аппаратов, заземляющих разъединителей и выяснения причины отказа блокировки по разрешению лица, уполномоченного на это распорядительным документом владельца объекта электроэнергетики (его филиала). В указанном случае бланк переключений должен быть составлен заново с внесением в него операций по деблокированию. Если возникает необходимость деблокирования, а операции выполнялись без бланка переключений, должен быть составлен бланк переключений с внесением в него операций по деблокированию.
172. О всех случаях деблокирования блокировочных устройств должны производиться записи в оперативном журнале, ведение которого осуществляется оперативным персоналом объекта электроэнергетики.
173. Для предотвращения явления феррорезонанса допускается производство операций по деблокированию. Данные операции должны быть внесены в программы, бланки переключений, в том числе типовые. В этом случае запись о деблокировании в оперативный журнал не вносится.
Типовая инструкция по переключениям в электроустановках (стр. 4 )
 | Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 |
121. У линейных разъединителей приводы заземляющих ножей в сторону линии имеют только механическую блокировку с приводом главных ножей, что не исключает возможность подачи на включенные заземляющие ножи напряжения с противоположной стороны линии. Для предотвращения ошибочных действий местного персонала диспетчер, координирующий выполнение операций с обеих сторон линии, обязан сообщать местному персоналу о положении главных и заземляющих ножей линейных разъединителей на противоположной стороне линии каждый раз перед подачей напряжения на линию и заземлении ее при выводе в ремонт.
122. Во время переключений в электроустановках все устройства оперативной блокировки должны находиться в работе.
Блокировочные замки, находящиеся в эксплуатации, должны быть опломбированы.
1) правильно ли выбрано присоединение и коммутационный аппарат;
2) положение других коммутационных аппаратов, операции с которыми предшествовали выполняемой операции;
3) наличие напряжения в цепях блокировки и исправность электромагнитного ключа;
4) исправность (проверяется визуально) механической части привода коммутационного аппарата.
Если такой проверкой не будет установлена причина, по которой блокировка не допускает выполнение операции, об этом сообщается оперативному руководителю, отдавшему распоряжение о переключении.
Дежурному персоналу, непосредственно выполняющему переключения, не допускается самовольно выводить из работы блокировки безопасности.
Деблокирование разрешается только после проверки на месте отключенного положения выключателя и выяснения причины отказа блокировки по разрешению и под руководством лиц, уполномоченных на это письменным указанием по энергопредприятию. В этом случае в бланк переключений вносятся операции по деблокированию. Если возникает необходимость деблокирования, а операции выполнялись без бланка переключений, составляется бланк переключений с внесением в него операций по деблокированию.
В аварийных ситуациях разрешение на деблокирование дает оперативный руководитель в смене энергопредприятия (начальник смены электростанции, диспетчер электрической сети).
125. Обо всех случаях деблокирования блокировочных устройств должна производиться запись в оперативном журнале.
14. Последовательность операций с коммутационными аппаратами
присоединений линий, трансформаторов, шунтирующих реакторов,
синхронных компенсаторов и генераторов
126. Операции с коммутационными аппаратами, установленными в одной электрической цепи, должны выполняться в последовательности, определяемой назначением этих аппаратов и безопасностью для лиц, выполняющих переключения.
Ниже приводится последовательность операций с коммутационными аппаратами при переключениях в схемах электроустановок, выполненных, в основном, по типовым проектным решениям. Во всех других случаях последовательность операций должна определяться местными инструкциями. В местных инструкциях должны быть указаны также и проверочные действия, которые необходимо выполнять оперативному персоналу в процессе переключений.
127. Последовательность операций с коммутационными аппаратами при включении и отключении присоединений воздушных и кабельных линий (рис. 1).
1) проверить отключенное положение выключателя;
2) включить шинный разъединитель;
3) включить линейный разъединитель;
4) включить выключатель.
1) отключить выключатель;
2) проверить отключенное положение выключателя;
3) отключить линейный разъединитель;
4) отключить шинный разъединитель.
128. Последовательность операций в КРУ с выкатными элементами при включении присоединений воздушных и кабельных линий.
1) проверить отключенное положение выключателя;
3) включить выключатель.
1) отключить выключатель;
2) проверить отключенное положение выключателя;
3) переместить тележку с выключателем в контрольное или ремонтное положение
При отключении линий для производства работ вне КРУ (на линии) тележка с выключателем должна, как правило, выкатываться из шкафа (ремонтное положение). При наличии блокировки между заземляющими ножами и тележкой с выключателем допускается устанавливать тележку в контрольное положение после включения заземляющих ножей на линии. При отсутствии блокировки, а также, если шкафы КРУ не оснащены стационарными заземляющими ножами, допускается устанавливать тележку в промежуточное, между контрольным и ремонтным, положение и запирать ее на замок в этом положении.
1) проверить отключенное положение выключателя со стороны высшего напряжения трансформатора;
2) включить шинные и трансформаторные разъединители высшего напряжения;
3) проверить отключенное положение выключателя со стороны среднего напряжения трансформатора;
4) включить шинные и трансформаторные разъединители среднего напряжения;
5) проверить отключенное положение выключателя со стороны низшего напряжения трансформатора;
6) включить шинные и трансформаторные разъединители низшего напряжения;
7) включить последовательно выключатели со стороны высшего, среднего и низшего напряжений трансформатора.
1) отключить последовательно выключатели со стороны низшего, среднего и высшего напряжений трансформатора;
2) проверить отключенное положение выключателя со стороны низшего напряжения трансформатора;
3) отключить трансформаторные и шинные разъединители низшего напряжения;
4) проверить отключенное положение выключателя со стороны среднего напряжения трансформатора;
5) отключить трансформаторные и шинные разъединители среднего напряжения;
6) проверить отключенное положение выключателя со стороны высшего напряжения трансформатора;
7) отключить трансформаторные и шинные разъединители высшего напряжения.
130. При включении или отключении воздушным выключателем ненагруженного трансформатора с неполной изоляцией нейтрали обмотки 110-220 кВ необходимо предварительно заземлить нейтраль, если она была разземлена, независимо от наличия защиты ее разрядником или ОПН.
131. На электростанциях последовательность включения и отключения трансформаторов (автотрансформаторов) связи с энергосистемой зависит от местных условий и должна выполняться в соответствии с местными инструкциями.
132. Последовательность операций и действий персонала при включении и отключении трансформатора Т1 на двухтрансформаторной подстанции, выполненной по упрощенной схеме ( рис. 2 ).
1) переключить автоматический регулятор коэффициента трансформации АРКТ трансформатора Т1 на дистанционное управление;
2) дистанционно перевести переключатель регулирования напряжения РПН трансформатора Т1 в положение, соответствующее режиму его номинального возбуждения;
3) проверить отключенное положение выключателя В1;
4) переместить тележку выключателя В1 в контрольное положение; соединить штепсельные разъемы цепей вторичной коммутации;
5) проверить, отключен ли разъединитель дугогасящего реактора ДГР1;
6) проверить, отключен ли короткозамыкатель КЗ 1;
7) включить разъединитель в нейтрали трансформатора Т1;
8) включить отделители ОД 1;
9) проверить полнофазность включения трансформатора Т1 под напряжение и отключить заземляющий разъединитель в его нейтрали;
10) переключить автоматический регулятор коэффициента трансформации АРКТ работающего трансформатора Т2 с автоматического на дистанционное управление;
11) дистанционно перевести РПН трансформатора Т1 в положение, одинаковое с положением РПН трансформатора Т2;
12) переместить тележку с отключенным выключателем В1 трансформатора Т1 в рабочее положение;
13) включить выключатель В1 и его АПВТ;
14) отключить секционный выключатель СВ и включить АВР СВ;
15) переключить АРКТ трансформаторов Т1 и Т2 с дистанционного на автоматическое управление;
16) восстановить нормальную схему питания нагрузки собственных нужд на напряжении 0,4 кВ;
17) включить разъединитель дугогасящего реактора ДГР1 (настроенного для работы в нормальном режиме компенсации емкостного тока);
18) отключить разъединитель дугогасящего реактора ДГР2, настроить ДГР2 для работы в нормальном режиме компенсации емкостного тока, включить разъединитель дугогасящего реактора ДГР2.
Примечание. Здесь и далее в схемах приняты следующие условные графические обозначения положений коммутационных аппаратов:
1) перевести питание нагрузки собственных нужд с трансформатора ТСН1 на трансформатор ТСН2 и при отключенном автоматическом выключателе АВ1 отключить рубильник 0,4 кВ в сторону трансформатора ТСН1;
2) отключить разъединитель дугогасящего реактора ДГР2, настроить ДГР2 на компенсацию емкостного тока присоединений 1-й и 2-й секций, включить разъединитель дугогасящего реактора ДГР2;
3) отключить разъединитель дугогасящего реактора ДГР1;
4) переключить АРКТ трансформаторов Т1 и Т2 с автоматического на дистанционное управление;
5) дистанционно перевести РПН трансформатора Т1 в положение, одинаковое с положением РПН трансформатора Т2;
6) отключить АВР секционного выключателя и включить секционный выключатель СВ;
7) отключить АПВТ и выключатель В1 трансформатора Т1;
8) переключить АРКТ работающего трансформатора Т2 с дистанционного на автоматическое управление;
9) дистанционно перевести РПН трансформатора Т1 в положение, соответствующее режиму его номинального возбуждения;
10) переместить тележку с отключенным выключателем В1 в контрольное или ремонтное положение в зависимости от характера намечаемых работ;
11) включить заземляющий разъединитель в нейтрали трансформатора Т1;
12) отключить отделитель ОД1 в цепи трансформатора Т1.
133. Последовательность операций и действий персонала при отключении и включении трансформатора Т1 на ответвительной двухтрансформаторной подстанции, выполненной по упрощенной схеме и подключенной к двум проходящим параллельным линиям с двусторонним питанием (рис. 3).
1) переместить тележку с отключенным выключателем В1 в рабочее положение, соединить штепсельные разъемы цепей вторичной коммутации;
2) проверить, отключен ли разъединитель дугогасящего реактора ДГР1;
3) проверить, отключен ли короткозамыкатель КЗ 1;
4) включить разъединитель в нейтрали трансформатора Т1;
5) на питающих подстанциях А и Б отключить с помощью устройств телемеханики (или дистанционно вручную) выключатели с обеих сторон линии Л1;
6) на подстанции Б включить отделитель ОД1 трансформатора Т1;
7) на питающих подстанциях А и Б включить с помощью устройств телемеханики (или дистанционно вручную) выключатели линии Л1;
подстанцией, питающейся от двух проходящих параллельных линий
с двусторонним питанием
8) на подстанции Б отключить разъединитель в нейтрали трансформатора Т1 (если он был включен);
9) переключить АРКТ трансформаторов Т1 и Т2 на дистанционное управление;
10) дистанционно перевести РПН трансформатора Т1 в положение, одинаковое с положением РПН трансформатора Т2;
11) включить выключатель В1 и его АПВТ;
12) отключить секционный выключатель СВ и включить АВР СВ;
13) переключить АРКТ трансформаторов Т1 и Т2 с дистанционного на автоматическое управление;
14) восстановить нормальную схему питания нагрузки собственных нужд на напряжении 0,4 кВ;
15) включить разъединитель дугогасящего реактора ДГР1, настроенного для работы в нормальном режиме компенсации емкостного тока;
6) отключить разъединитель дугогасящего реактора ДГР2, настроить ДГР2 для работы в нормальном режиме компенсации емкостного тока, включить разъединитель дугогасящего реактора ДГР2.
1) на ответвительной подстанции В перевести питание нагрузки собственных нужд с трансформатора ТСН1 на трансформатор ТСН2;
2) отключить разъединитель дугогасящего реактора ДГР2, настроить ДГР2 на компенсацию емкостного тока присоединений 1-й и 2-й секций, включить разъединитель дугогасящего реактора ДГР2;
3) отключить разъединитель дугогасящего реактора ДГР1;
4) переключить АРКТ трансформаторов Т1 и Т2 с автоматического на дистанционное управление;
5) дистанционно перевести РПН трансформатора Т1 в положение, одинаковое с положением РПН трансформатора Т2;
6) отключить АВР секционного выключателя и включить секционный выключатель СВ;
7) отключить АПВТ и отключить выключатель В1 трансформатора Т1;
9) переместить тележку с отключенным выключателем В1 в ремонтное или контрольное положение в зависимости от характера намечаемых работ;
10) включить заземляющий разъединитель в нейтрали трансформатора T1;
11) на питающих подстанциях А и Б отключить с помощью устройств телемеханики (или дистанционно вручную) выключатели с обеих сторон линии Л1 (при этом напряжение снимается с линии Л1 и одновременно отключается ток намагничивания трансформатора Т1 на подстанции Б);
12) на подстанции В отключить отделитель ОД1 трансформатора Т1;
13) на подстанциях А и Б с помощью устройств телемеханики (или дистанционно вручную) включить выключатели линии Л1.
Примечание. В обоих случаях включения и отключения трансформатора на ответвительной подстанции операции с поперечной дифференциальной защитой параллельных линий и автоматическими устройствами на ответвительной подстанции должны выполняться в соответствии с местными инструкциями.
134. Последовательность операций и действий персонала при операциях с синхронным компенсатором серии КСВ с машинным возбуждением после подготовки водяной, масляной и газовой систем компенсатора для работы в нормальном режиме.
1) проверить положение аппаратуры автоматики для пуска компенсатора;
2) проверить положение пускового выключателя и включить его разъединитель;
3) проверить отключенное положение рабочего выключателя и включить шинный разъединитель компенсатора;
4) включить трансформаторы напряжения компенсатора;
5) установить тележку выключателя двигателя возбудителя в рабочее положение;
6) установить шунтовый регулятор возбудителя в положение холостого хода;
7) подать оперативный ток на схему автоматики управления и ключом автоматического пуска подать импульс на включение компенсатора;
8) проконтролировать по устройствам сигнализации и приборам последовательность операций пуска: включение агрегата возбуждения, системы смазки и водяного охлаждения, пускового выключателя, автомата гашения поля, включение рабочего выключателя после снижения пускового тока и отключения пускового выключателя;
9) включить АРВ и устройство форсировки возбуждения, если они отключались по принципу действия;
10) набрать нагрузку (скорость повышения токов статора и ротора при этом не ограничивается).
1) полностью снять нагрузку компенсатора;
2) отключить АРВ и устройство форсировки возбуждения, если это необходимо по принципу их действия;
3) ключом автоматического управления подать импульс на отключение компенсатора;
4) проконтролировать отключение рабочего выключателя, выключателя двигатели возбудителя и АГП;
5) снять оперативный ток со схемы автоматического управления компенсатора, если последний предполагается вывести в ремонт;
6) проверить отключенное положение пускового выключателя и отключить его разъединитель;
7) проверить отключенное положение рабочего выключателя и отключить шинный разъединитель компенсатора;
8) отключить трансформаторы напряжения компенсатора;
9) проверить отключенное положение выключателя двигателя возбудителя и выкатить тележку выключателя из шкафа КРУ.
135. Последовательность операций и действий персонала при включении генератора в сеть способом точной синхронизации при достижении частоты вращения генератора, близкой к номинальной:
1) проверить отключенное положение выключателя генератора и включить его шинные разъединители на ту систему шин, на которую он должен работать;
2) включить разъединители и автоматические выключатели (установить предохранители) трансформаторов напряжения генератора;
3) включить колонку синхронизации и блокировку от несинхронных включений;
4) проверить, полностью ли введен шунтовой реостат возбуждения.
Включить автомат гашения поля, возбудить генератор до напряжения, равного значению напряжения на шинах;
Примечание. При наличии тиристорного, высокочастотного или иных схем возбуждения операции по синхронизации генератора должны выполняться в соответствии с местными инструкциями.
5) добиться воздействием на ключ МУ Т, чтобы частота генератора превышала частоту электрической сети энергосистемы назначение скольжения, контролируемого оператором по стрелке частотомера;
6) включить выключатель генератора при равенстве частот, напряжений и совпадении по фазе векторов напряжений включаемого генератора и работающих генераторов энергосистемы.
Не допускается подавать повторный импульс на включение выключателя, если при подаче импульса на его включение генератор не включится. С генератора должно быть снято возбуждение и выключатель выведен в ремонт. После устранения причины отказа в работе выключателя он должен быть опробован на включение и отключение.
136. Включение генератора в сеть методом самосинхронизации выполняется в соответствии с местной инструкцией.
137. При отключении от сети турбогенератора, который работает от турбины, имеющей промышленный отбор пара, для предупреждения разгона турбины необходимо после разгрузки генератора по активной и реактивной нагрузкам отдать распоряжение о закрытии клапанов и главных паровых задвижек турбины. Только убедившись в полном прекращении подачи пара в турбину, можно отключить выключатель генератора. Затем следует проверить его полнофазное отключение и отключить АГП. Необходимо помнить, что АГП с двойными решетками (АГП1 и аналогичные ему по принципу действия) не способны отключать токи менее 10% номинального тока автомата.
138. В случае неполнофазного отключения выключателя генератора АГП может быть отключен только после устранения неполнофазного режима. В инструкциях энергопредприятия должна быть указана последовательность действий персонала по ликвидации такого режима.
139. Последовательность операций и действий персонала при отключении от сети блока турбогенератор-трансформатор:
1) разгрузить турбогенератор по активной и реактивной нагрузкам до значения не менее потребляемой мощности механизмами собственных нужд блока;
2) перевести питание секции шин собственных нужд блока от резервного источника и отключить выключатели рабочего трансформатора собственных нужд блока;
3) полностью разгрузить турбогенератор по активной и реактивной нагрузкам;
4) отдать распоряжение о прекращении подачи пара в турбину и проверить полное прекращение доступа пара в турбину;
5) отключить выключатель блока на стороне высшего напряжения и убедиться в его полнофазном отключении;
6) проверить соответствие тока в цепи ротора требуемому (по отключающей способности АГП) значению и отключить АГП; полностью ввести шунтовой регулятор возбудителя;
7) отключить разъединители на стороне высшего напряжения блока;
8) отключить шинный разъединитель (выкатить тележки выключателей в шкафах КРУ) рабочего трансформатора собственных нужд блока;
9) отключить автоматические выключатели (снять предохранители) и разъединители трансформаторов напряжения генератора.
140. Все указания по пуску и останову турбогенераторов и гидрогенераторов в инструкциях энергопредприятия должны даваться в виде конкретных числовых значений (в амперах, вольтах и т. д.).
141. Последовательность операций и действий персонала с коммутационными аппаратами при выводе в ремонт и вводе в работу шунтирующего реактора (без собственного выключателя) линии Л-1 (рис. 4).
Примечание. При кратковременном отключении линии только на время операций по разборке (сборке) схемы реактора перестройка ПА на ремонтный режим с отключенной Л-1 не производится, выполняются только операции с ПА, действующей по факту отключения Л-1.
1) подготовить режим работы сети (перетоков мощности) для отключения Л-1;
2) на ПС А и Б вывести пусковые органы ПА по факту отключения Л-1;
3) на подстанции А отключить заземляющие ножи на разъединителе РР со стороны реактора Р, проверить их отключенное положение;
4) ввести в работу УРЗА и охлаждение реактора Р по местной программе;
5) на подстанции А отключить выключатель В-1 линии Л-1, убедиться в отсутствии тока нагрузки в линии;
6) на подстанции Б отключить выключатель В-2 линии Л-1, убедиться в отсутствии тока нагрузки в линии;
7) на подстанции А на месте проверить отключенное положение выключателя В-1, включить разъединитель РР реактора Р, проверить его включенное положение;
8) на подстанции Б включить выключатель В-2 линии Л-1;
9) на подстанции А с контролем синхронизма включить выключатель В-1 линии Л-1;
10) на ПС А и Б ввести пусковые органы ПА по факту отключения Л-1.
1) подготовить режим работы сети (перетоков мощности) для отключения Л-1;
2) на ПС А и Б вывести пусковые органы ПА по факту отключения Л-1;
3) на подстанции А отключить выключатель В-1 линии Л-1, убедиться в отсутствии тока нагрузки в линии;
4) на подстанции Б отключить выключатель В-2 линии Л-1, убедиться в отсутствии тока нагрузки в линии;
5) на подстанции А на месте проверить отключенное положение выключателя В-1, отключить разъединитель РР реактора Р, проверить его отключенное положение;
6) на подстанции Б включить выключатель В-2 линии Л-1;
7) на подстанции А с контролем синхронизма включить выключатель В-1 линии Л-1;