Меню

Ликвидация аварий в сети 6 10 кВ рабочие моменты

Когда отключается отключившееся во время аварии оборудование

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ
ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ

РАЗРАБОТАНО ЦДУ ЕЭС МОСЭНЕРГО

ИСПОЛНИТЕЛИ В.Т.КАЛИТА, В.А.ИСАЕВ, В.В.КУЧЕРОВ

УТВЕРЖДЕНО Управлением научно-технического развития корпорации «Росэнерго» 22.10.92 г.

Заместитель начальника К.М.АНТИПОВ

С выходом настоящей «Типовой инструкции по предотвращению и ликвидации аварий в электрической части энергосистем» утрачивает силу «Типовая инструкция по ликвидации аварий в электрической части энергосистем» (М.: СЦНТИ Энергонот ОРГРЭС, 1972).

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1. Назначение и область применения

1.1.1. Настоящая «Типовая инструкция по предотвращению и ликвидации аварий в электрической части энергосистем» (далее для краткости — Инструкция) устанавливает общие положения о разделении функций при ликвидации аварий между различными звеньями оперативного персонала: диспетчерами Центрального диспетчерского управления (ЦДУ), объединенных диспетчерских управлений (ОДУ), энергосистем, предприятий (районов) электрических сетей, начальниками смены электростанций, дежурными подстанций или приравненным к ним персоналом оперативно-выездных бригад (ОВБ), а также содержит основные положения по ликвидации аварий, общие для всех энергосистем, входящих в объединения или работающих изолированно.

В данной Инструкции нельзя заранее предусмотреть все случаи, которые могут встречаться в практике. Поэтому, наряду с выполнением требований Инструкции, персонал обязан проявлять необходимую инициативу и самостоятельность в решении отдельных, не предусмотренных Инструкцией конкретных вопросов, связанных с ликвидацией аварий и аварийных ситуаций, руководствуясь положениями и требованиями технологических инструкций. При этом такие самостоятельные действия не должны противоречить основным положениям настоящей Инструкции.

Оперативный персонал при ликвидации аварии должен строго соблюдать требования основных действующих руководящих документов: Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей, Правил устройства электроустановок, Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок, Правил организации работы с персоналом на предприятиях и в учреждениях энергетического производства.

1.1.2. В настоящей 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 следует понимать отделение поврежденного оборудования (участка сети) от энергосистем (объединенной энергосистемы), а также производство операций, имеющих целью:

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

предотвращение развития аварии;

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

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

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

1.1.3. На основании настоящей Инструкции в каждой энергосистеме (объединенной энергосистеме), предприятии (районе) электрических сетей, на электростанции и подстанции должны быть составлены местные инструкции по ликвидации аварий в электрической части, учитывающие особенности схем электрических соединений и режимов каждой энергосистемы и эксплуатируемого оборудования.

1.1.4. Знание требований настоящей Инструкции обязательно для следующих категорий работников:

главных диспетчеров ОДУ (ЦДУ), энергосистем и их заместителей;

главных инженеров энергосистем и их заместителей по электрической части;

начальников центральных диспетчерских служб (ЦДС), служб (групп) режимов ОДУ (ЦДУ), энергосистем и их заместителей;

дежурных диспетчеров ОДУ (ЦДУ), энергосистем, предприятий (районов) электрических сетей, опорных подстанций;

начальников служб надежности энергосистем и их заместителей;

главных инженеров электростанций и предприятий электрических сетей, инженеров по эксплуатации;

начальников смен электростанций;

начальников смен электроцехов и блочных установок электростанций;

дежурных подстанций и приравненного к ним персонала ОВБ;

дежурных электромонтеров электростанций (энергоблоков) и машинистов энергоблоков;

начальников электроцехов электростанций и их заместителей;

начальников подстанций и групп подстанций;

инженеров электроцехов электростанций и соответствующих служб предприятий электросетей;

начальников и их заместителей оперативно-диспетчерских служб (ОДС) и инженеров по режиму предприятий электрических сетей (ПЭС) и районов электрических сетей (РЭС);

старших мастеров и мастеров по эксплуатации энергоблоков;

начальников производственно-технических отделов;

1.1.5. Объем знаний данной Инструкции, необходимый для работников, занимающих перечисленные выше должности, устанавливается в зависимости от местных условий для подчиненного персонала следующими лицами:

главными диспетчерами ОДУ (ЦДУ), энергосистем;

главными инженерами энергосистем, электростанций, предприятий электрических сетей;

начальниками электроцехов электростанций;

начальниками служб подстанций, ОДС предприятий электрических сетей.

1.2. Права и обязанности руководящего технического персонала
при ликвидации аварий

1.2.1. При возникновении аварийной ситуации дежурный диспетчер ОДУ (ЦДУ), энергосистемы независимо от присутствия на диспетчерском пункте лиц высшей технической администрации (главного диспетчера, начальника ЦДС или их заместителей), если только старший по должности не принял руководство ликвидацией аварии на себя, несет полную ответственность за ликвидацию аварийного положения, единолично принимая решение и осуществляя мероприятия по восстановлению нормального режима. При этом распоряжения указанных лиц, не соответствующие намеченному диспетчером плану ликвидации аварий, являются для диспетчера только рекомендациями, которые он имеет право не выполнять, если считает их неправильными.

Однако находящееся на диспетчерском пункте лицо высшей технической администрации имеет право взять руководство ликвидацией аварии на себя или поручить его другому лицу, если считает действия диспетчера неправильными и если последний не согласен с его указаниями. Передача руководства ликвидацией аварии оформляется в оперативном или другом журнале, заменяющем оперативный журнал.

С этого момента диспетчер безоговорочно выполняет все распоряжения и указания лица, принявшего на себя руководство ликвидацией аварии. Диспетчер, отстраненный от руководства ликвидацией аварии, может оставаться на своем рабочем месте, вести с подчиненным персоналом все оперативные переговоры и отдавать распоряжения, подтвержденные лицом, руководящим ликвидацией аварии.

1.2.2. О возникновении аварии диспетчер ОДУ (ЦДУ), энергосистемы, не задерживая ликвидации аварии, обязан сообщить в краткой форме по принадлежности руководству ОДУ (ЦДУ), энергосистемы и другим лицам по списку, утвержденному соответственно начальником ОДУ (ЦДУ), генеральным директором ПОЭЭ, а также в случае необходимости (в частности, при аварии на нескольких уровнях) информировать нижестоящий оперативный персонал.

1.2.3. Ликвидация аварии на электростанции производится под непосредственным руководством начальника смены станции. Начальники смен цехов (блоков) обязаны сообщать начальнику смены электростанции о всех нарушениях нормального режима работы и выполнять все его указания.

Весь персонал, находящийся во время аварии на электростанции, включая начальников цехов, подчиняется начальнику смены электростанции в вопросах, связанных с ликвидацией аварии.

1.2.4. Начальники цехов, находящиеся на электростанции во время ликвидации аварии, должны по мере необходимости информировать дежурных об особенностях эксплуатации оборудования в аварийных условиях.

1.2.5. Главный инженер электростанции или предприятия электрических сетей и начальник цеха, района электрических сетей, службы или группы подстанций имеют право отстранить от руководства ликвидацией аварии подчиненный им оперативный персонал, не справляющийся с ликвидацией аварии, приняв руководство на себя или поручив его другому лицу.

О замене дежурного ставятся в известность как вышестоящий, так и подчиненный оперативный персонал.

Лицо, принявшее руководство ликвидацией аварии, независимо от должности принимает на себя все обязанности отстраненного дежурного и оперативно подчиняется вышестоящему оперативному персоналу.

1.2.6. Во время аварии на щите управления блока, электростанции, подстанции, в помещении диспетчерского пункта предприятия (района) электрических сетей энергосистемы, ОДУ (ЦДУ) имеют право находиться лишь лица, непосредственно участвующие в ликвидации аварии, лица административно-технического персонала и специалисты технологических служб. Список таких лиц утверждается соответственно начальником ОДУ (ЦДУ), главным инженером энергосистемы, электростанции, предприятия электрических сетей.

1.2.7. После ликвидации аварии и восстановления работы энергосистемы, электростанции, подстанции ответственный за ремонт данного оборудования персонал должен срочно приступить к ремонту поврежденного оборудования, получив допуск от соответствующего дежурного персонала.

Отремонтированное после аварии оборудование должно включаться в работу только после приемки его начальником цеха, подстанции (группы подстанций) или лицом, его заменяющим, в соответствии с действующими положениями с разрешения оперативного персонала, в чьем оперативном ведении находится включаемое оборудование.

1.2.8. Организация расследования аварии должна осуществляться в соответствии с действующей Инструкцией по расследованию и учету технологических нарушений в работе электростанций, сетей и энергосистем.

1.3. Обязанности, взаимоотношения и ответственность оперативного персонала электростанций,
предприятий электрических сетей, энергосистем, ОДУ (ЦДУ) при ликвидации аварий

1.3.1. Руководство ликвидацией аварий, охватывающих несколько энергосистем, осуществляется диспетчером ОДУ (ЦДУ); ликвидация аварии, затрагивающей одну энергосистему, производится под руководством диспетчера этой энергосистемы.

Ликвидация аварий на электростанции производится под руководством начальника смены станции.

На электростанциях с крупными энергоблоками выполнение переключений и ответственность за правильность производства операций по ликвидации аварий возлагается:

в главной электрической схеме (генераторы, трансформаторы связи, повысительная подстанция) — на начальника смены электроцеха;

в части собственных нужд блоков — на начальника смены соответствующих энергоблоков;

в распределительных устройствах собственных нужд энергоблоков — на старшего дежурного электромонтера.

На подстанциях аварии ликвидируются дежурным подстанции, оперативно-выездной бригадой (ОВБ), мастером или начальником группы подстанций в зависимости от типа обслуживания подстанций.

Аварии в электрических сетях, имеющие местное значение и не отражающиеся на работе энергосистемы, ликвидируются под руководством диспетчера предприятия (района) электрических сетей или диспетчера (дежурного) опорной подстанции.

1.3.2. Все распоряжения дежурного диспетчера ОДУ (ЦДУ), энергосистемы по вопросам, входящим в его компетенцию, обязательны к исполнению подчиненным оперативным персоналом.

Если распоряжение диспетчера ОДУ (ЦДУ) или энергосистемы представляется подчиненному оперативному персоналу неверным, он обязан указать на это диспетчеру. При подтверждении диспетчером своего распоряжения дежурный обязан его выполнять.

Запрещается выполнять распоряжения вышестоящего оперативного персонала, которые могут угрожать жизни людей, сохранности оборудования или привести к потере питания собственных нужд электростанции, подстанции или обесточиванию особо ответственных потребителей.

О своем отказе выполнить заведомо неправильное распоряжение дежурный персонал обязан сообщить диспетчеру, отдавшему такое распоряжение, и главному инженеру предприятия.

1.3.3. Все оперативные переговоры и распоряжения на уровне ОДУ (ЦДУ) и ЦДС энергосистемы, а также предприятия электрических сетей и электростанции во время ликвидации аварии должны записываться на магнитофон.

Читайте также:  Преимущества инверторных сварочных аппаратов

1.3.4. По окончании ликвидации аварии дежурный, руководивший ликвидацией, составляет сообщение об аварии по установленной форме.

1.3.5. О возникновении аварии руководство электростанции (подстанции), персонал основных цехов (подстанции) должны быть уведомлены специальным сигналом или поставлены в известность по местной радиосети в соответствии с местной инструкцией.

1.3.6. По требованию диспетчера ОДУ (ЦДУ), энергосистемы, начальника смены электростанции, дежурного подстанции, диспетчера предприятия электрических сетей на ЦДП, электростанцию, подстанцию может быть вызван и обязан явиться немедленно любой работник.

1.3.7. Во время ликвидации аварии начальник смены электростанции обязан находиться в помещении главного щита управления, а при уходе должен сообщить свое новое местонахождение.

1.3.8. Во время ликвидации аварии начальники смен тепловых цехов и блоков должны находиться, как правило, на своих рабочих местах и принимать все меры, направленные на поддержание нормальной работы оборудования, не допуская развития аварии в этих цехах (на блоках).

Начальник смены цеха (блока) обязан докладывать начальнику смены электростанции о протекании аварии и о проведенных им операциях.

Начальник смены цеха (блока), оставляя рабочее место, обязан указать свое местонахождение.

1.3.9. Начальник смены электроцеха свои действия по ликвидации аварии осуществляет под руководством начальника смены электростанции. Местонахождение начальника смены электроцеха определяется начальником смены электростанции.

1.3.10. Местонахождение дежурного подстанции или приравненного к нему персонала при ликвидации аварии определяется конкретной обстановкой. О местонахождении сообщается вышестоящему оперативному персоналу.

На всех подстанциях, имеющих дежурный персонал, должна быть сигнализация вызова персонала из распределительных устройств на щит управления, работающая при телефонном вызове (звонке) диспетчера.

Источник



Ликвидация аварий в сети 6-10 кВ рабочие моменты

Александр Штофман Итак, хотя о методах отыскания места повреждения на ВЛ 6-10 кВ написано очень много, как во всевозможных книгах, так и на просторах интернета, я попробую выделить главное.

Ликвидация аварии в сетях с изолированной нейтралью (распределительные сети 6-10 кВ).

Вступление.
При появлении признака аварии в распределительных сетях, оперативный персонал, находящийся на смене, должен руководствоваться не только инструкциями по ликвидации аварии или нештатной ситуации, но и личными знаниями о работе распределительного комплекса сети, работе релейной защиты, правилами по переключениям и так далее. Поэтому подготовка оперативного руководителя оперативно-диспетчерской группы (далее диспетчер ОДГ) весьма трудоемкий и ответственный процесс. Подготовка диспетчера может длиться до одного года. За это время кандидат изучает инструкции по оборудованию, которое установлено на подстанциях, схему сети и топологию сети, кольцующиеся фидера, наличие и расстановку секционирующих ячеек или секционирующих разъединителей, пропускную способность ВЛ, карты уставок РЗА, информацию о замерах в летний и зимний режимные дни, правильное применение средств защиты от поражения электрическим током и так далее. То есть все то, чем ему, в последствии, придется руководить и от его умения зависит быстрота принятий тех или иных решений, направленных на скорейшую ликвидацию нарушения энергоснабжения потребителей. Поэтому неплохо если кандидат в диспетчера для начала поработает электромонтером в оперативно-выездной бригаде (ОВБ).

Возникающие трудности.
Ни для кого не секрет что энергетика Российской Федерации сейчас переживает не самые лучшие времена. Хотя в последнее время и увеличился объем установки новейшего оборудования – это все равно «капля в море». Бюрократия, знаете вещь такая.
Итак, рассмотрим трудности.
1)Устаревшее оборудование. Как уже сказано, бюрократия тормозит закупки нового оборудования. Труды на создание многолетних планов ремонта или замены оборудования, которые проходят многоступенчатую процедуру утверждения порой сходят на нет. Так подав заявку на приобретение вакуумного выключателя, с заменой релейной части на микропроцессорную, последнюю могут завернуть. Так как перенаправление средств на более важную задачу, в планах есть полная замена релейной части уже все подстанции и так далее. Причин может быть множество, но как часто бывает, вакуумный выключатель привезли, а релейная часть остается на старых и добрых реле. Очень хочется верить, что перенаправленные средства действительно пошли на нужное дело, а не тек что бы – ой, не получилось.
2)Трассировка ВЛ. Как правило, ВЛ построены еще в 60 годах. За это время появилось множество населенных пунктов, всяких СНТ, ДПК и им подобным, и трасса ВЛ может проходить так интересно, учитывая появившиеся отпайки, что и на схеме трудно понять. А если принять еще и карту местности, то получается, что две секционирующие ячейки стоят, согласно схеме, в десяти пролетах друг от друга, а проехать от одной к другой – надо давать круг, километров пять, потому что между ними к примеру река и моста или брода нет. Конечно, это довольно трудный вопрос, но все же не стоит сбрасывать со счетов.
3)Квалификация персонала. Про диспетчеров ОДГ я уже написал во вступлении, остался оперативный персонал ОВБ. Оперативный персонал ОВБ – это глаза и руки диспетчера ОДГ. После грамотного осмотра персоналом ОВБ диспетчер ОДГ всегда примет правильное решение. Так же существующий взаимоконтроль операций гарантированно уменьшает вероятность ошибок. Кстати во много раз сокращается время поиска места повреждения, если оперативный персонал ОВБ грамотный, имеет навыки работы с инструментом, знание трассы ВЛ, узкие места, принципы работы оборудования и так далее.
4)Коммутационные аппараты. Точнее их отсутствие. Встречаются ВЛ 6-10 кВ длинною более 30 км, а по магистральному проводу и делить то нечем. Чем локализовать участок ВЛ? Снятием шлейфов на ВЛ где ни будь посередине? А ели опоры не подъемные – вызывай вышку? А это как всегда время.
5)Потребительские ТП (КТП, СТП и так далее). Законодательно, разрешено потребителю, как юридическому, так и физическому лицу ставить собственные КТП. При этом Все знают о правах и банально забывают об ответственности. Не буду разбирать ПТЭ ЭП и федеральные законы, скажу просто, с потребителем надо работать плотно. Доходит до того, что КТП есть, а обслуживающего персонала нет и так далее. В моем понимании если со стороны потребителя произошло нарушение ПТЭ ЭП или действующих Федеральных законов, то их надо отключать с обязательным направлением жалоб в Ростехнадзор и к Гарантирующему поставщику электрической энергии.

Межфазное короткое замыкание. При межфазном коротком замыкании выключатель (В) на подстанции (питающий центр) отключается от действия защит.
Здесь реализованы простейшие защиты –это максимальная токовая защита (МТЗ), и токовая отсечка (ТО).
Как всем понятно МТЗ отстраивается от тока короткого замыкания в конце линии, выполняется с выдержкой по времени и защищает всю длину ВЛ, а ТО выполняется от максимального тока короткого замыкания защищаемого участка, как правило, не более 20% от длины ВЛ, выдержка по времени отсутствует.
При межфазном коротком замыкании поиск повреждения более понятен, так как все уже случилось.
Рассмотрим рисунок 1 (Здесь питающий центр среднестатистическая подстанция, блочного типа, релейная часть на аналоговых реле)).

Действия диспетчера ОДГ
1) Получить сообщение от дежурного персонала подстанции об отключении ВВ (необходимо зафиксировать время прибытия) дать команду: -произвести осмотр оборудования подстанции (здесь ОБЯЗАТЕЛЬНО пометить от какой защиты отключен ВВ, если стоит масляный выключатель, то проверить наличие масла в масломерном стекле и его состояние (черным оно быть не должно), опять же если это масляный выключатель, то необходимо уточнить у персонала подстанции количество аварийных отключений).
2) Далее после того как диспетчеру ОДГ доложит персонал подстанции, что произведен осмотр, замечаний нет, масло в норме (если масляный выключатель, нам повезло у нас вакуумный), необходимо пробовать РПВ. Да именно РПВ, так как опробование РПВ прописывается в инструкциях по ликвидации нарушений нормального режима работы сети.
3) РПВ неуспешное. Диспетчер ОДГ направляет бригаду ОВБ РЭС к ЛР 2. Почему к ЛР 2? Объясняю, если при отключении ЛР 1 РПВ будет неуспешно, то необходимо будет двигаться к ЛР 2 или ЛР ДПК, при этом ЛР 1 придется включить, и если повреждение будет на участке между ЛР 1 и ЛР 2, то придется ехать опять к ЛР 1, чтобы его отключить. Это необходимо для того чтобы частично запитать потребителей головного участка. Но все это опять же носит рекомендательный характер. Топология местности, пути подъезда, удаленность от базы. То есть это все должен проанализировать персонал дающий команду – диспетчер ОДГ.
4) Также необходимо связаться с потребителем ДПК. В идеале у них есть свой персонал (наемный – не важно), который может отключить ЛР ДПК. Как вариант, если есть трудности при работе с потребителями, то необходимо прописывать в эксплуатационном соглашении возможность однократной операции с ЛР (или СД) при ликвидации аварии, либо подписывать некое соглашение о взаимоотношениях, с указанием возможности операций с ЛР. По мне так первый вариант более реален. Самый отвратительный вариант –это никого нет и ЛР ДПК за забором. Здесь однозначно искать хозяев. Правда тут можно схитрить, срезать шлейфа (но если конечно повреждение ТОЧНО у ДПК) и ждать когда сами позвонят. При этом необходимо собрать полную информацию о времени и предполагаемом месте повреждения и приготовиться к защите.
5) После прибытия бригады ОВБ РЭС – осмотреть опорно-стержневую изоляцию, контактную систему, привод, и саму раму привода. Отключить ЛР 2, проверить его отключенное положение.
6) Персоналу подстанции дать команду опробовать РПВ. Неуспешно.
7) Персоналу ОВБ дать команду – осмотреть опорно-стержневую изоляцию, контактную систему, привод, и саму раму привода. Включить ЛР 2, проверить его включенное положение. Выдвинуться к ЛР ДПК.
8) После прибытия бригады ОВБ РЭС – осмотреть опорно-стержневую изоляцию, контактную систему, привод, и саму раму привода. Отключить ЛР ДПК, проверить его отключенное положение. (данная операция должна быть прописана в подписанном обеими сторонами в эксплуатационном соглашении)
9) Персоналу подстанции дать команду опробовать РПВ. Неуспешно.
10) Персоналу ОВБ дать команду – осмотреть опорно-стержневую изоляцию, контактную систему, привод, и саму раму привода. Включить ЛР ДПК, проверить его включенное положение. Выдвинуться к ЛР 1.
11) После прибытия бригады ОВБ РЭС – осмотреть опорно-стержневую изоляцию, контактную систему, привод, и саму раму привода. Отключить ЛР 1, проверить его отключенное положение.
12) Персоналу подстанции дать команду опробовать РПВ. Успешно. Так, получается участок повреждения локализован. Это между ЛР 1 и ЛР 2. Теперь получив разрешение от диспетчера ОДГ – необходимо выполнить обход/осмотр ВЛ, без права производства работ.
Далее уже понятно, что когда найдут повреждение, готовится рабочее место, согласно наряда на производство работ, согласно Правил охраны труда при работах в действующих электроустановках.
Что бы к примеру сократить время ликвидации нарушений нормально режима работы сети, то необходимо вместо ЛР 1 и ЛР 2 поставить секционирующие выключатели (реклоузеры), к ним также поставить индикаторы короткого замыкания, и всю это информацию вывести на дисплей диспетчера ОДГ РЭС, с возможностью телеуправления. По потребителю ДПК, то им необходимо еще при подключении к сетям прописывать в технических условиях необходимость установки реклоузера и уставки по защите и ее селективности.
Рассмотрим рисунок 2. Вот так должна быть выглядеть схема ВЛ 6-10 после реконструкции.

Читайте также:  ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И ЕГО ЭКСПЛУАТАЦИЯ

Еще лучше если у нас не радиальные, а кольцующие сети. Здесь намного все упрощается. Всегда есть резерв. Повреждение в «голове» – запитали «хвост» и наоборот. Только не всегда, конечно, закольцовки удобны. Всегда больной вопрос: «А почему именно здесь стоит секционирующая ячейка?» Вот поэтому я и предлагаю проводить анализ кольцующихся фидеров, места нормальных разрывов должны быть понятны, удобны. Что ж, если для этого требуется перенос ячейки, то давайте, сделаем. Если все мероприятия, которые направлены на надежность электроснабжения, то я всегда за. В конечном итоге это наш спокойный вечер в кругу семьи.

Однофазное короткое замыкание на «землю» («земля»). Это самое неудобное и тяжелое повреждение. Рассмотрим несколько ключевых моментов.
1) При однофазном коротком замыкании ВЛ 6-10 не отключиться (есть конечно возможность реализовать земляную защиту, и она реализуется в принципе если есть угроза сильного возгорания (торфяники к примеру), но почему то, может из-за экономии она практически не ставиться). А это значит: провод лежит на земле, есть угроза попадания под шаговое напряжение людей, животных. Также в месте повреждения «горит» дуга и это все может перерасти в межфазное короткое замыкание с большим ущербом. Прохождение однофазного тока короткого замыкания на «землю» через тело опоры – повреждение опоры. Повреждение самого трансформатора (ТН) на подстанции.
2) Соответственно, при таком режиме переключаться разъединителями нельзя. Необходимы кратковременные отключения всей ВЛ, при отыскании поврежденного участка. Это опять же говорит в пользу «реклоузеров».
3) Трудность отыскания места повреждения. Небольшая трещина опорного изолятора с земли может быть и не заметна.
4) Перекосы в сети 0,4 кВ, а если стоит трансформатор Y-Y, то и отсутствие одной фазы. Все это, безусловно, отразиться на потребителях.
При поступлении сообщения о дежурного подстанции, что появилась «земля» на СШ 6-10 кВ, необходимо сразу запросить данные с киловольтметра. К примеру, если у Вас фазные напряжения А-0=0 кВ, В-0=5,5 кВ, С-0=5,5 кВ – это говорит о повреждении ТН (одна из самых простых причин, которую может устранить дежурный подстанции, так это замена высоковольтной вставки на фазе А).
И так у нас «земля». Фазное напряжение А-0=0 кВ, В-0=10 кВ, С-0=10 кВ.
Следовательно, надо в кратчайшие сроки определить место повреждение. На ВЛ 6-10 кВ или на СШ 6-10 кВ. Естественно, тут необходимо кратковременное поочередное отключение фидеров (если у Вас конечно не цифровой терминал). Стоит отменить, что если кратковременное поочередное отключение не помогло, то необходимо отключить все фидера запитанные от секции, не стоит забывать об одноименном однофазном коротком замыкании на «землю». Да, случается и такое. Отключив ВСЕ выключатели отходящих ВЛ –делаем контроль изоляции СШ. Прекос пропал – хорошо. Тогда начинаем включать ВВ обратно по одному, каждые раз проверяя контроль изоляции СШ 6-10 кВ. Кстати, если у Вас трансформатор напряжения 6-10 кВ на подстанции НТМИ, будьте осторожны, на холостой секции он всегда даст перекос по напряжению. Варианта два по одному включать фидера или, если в наличии вторая СШ 6-10 кВ (без «земли») то можно их объединить чере секционный выключатель и проверить контроль изоляции на втором ТН.
После определения фидера с однофазным замыкание на «землю» (рисунок 1) необходимо отправить бригаду ОВБ РЭС на поиски и устранение места повреждения. ОБЯЗАТЬЛЬНО проинформировав , что в линии «земля» и все команды по отключении или включению ЛР давать после уведомления бригады ОВБ РЭС, что напряжение снято, выключатель отключен и приняты меры исключающие его ошибочное или самопроизвольное включение.
Первым делом, опять же стоит локализовать участок, находящийся на повреждении. То есть оперировать, при отключенном ВВ, ЛР 1. Если «земля», после отключения ЛР 1 пропала, то уже становиться ясно, что повреждение за ним. Снова отключаем ВВ, включаем ЛР 1, и даем команду бригаде ОВБ РЭС выдвинуться к опоре от которой отходит отпайка на ДПК. Как только бригада подъедет к месту, включить ВВ (ОБЯЗАТЕЛЬНО предупредив об этом персонал ОВБ) и уже с помощью КВАНТА, ПОИСКА и им подобным определить в какую сторону «течет» ток. Как только будет понятно направление тока (или его отсутствие), начинаем действовать. Не буду рассматривать повреждение за ЛР 2 или ЛР ДПК (тут уже понятно). Рассмотрим повреждениие «за спиной». Итак, тока нет, значит, повреждение в строну ЛР 1. Тут несколько вариантов. Либо при отключеной ВЛ начинаем проводить осмотр данного участка, либо едем к ЛР 1, отключаем ВВ, отключаем ЛР 1, включаем ВВ, и проводим осмотр участка от ЛР 1 до отпайки на ДПК. Второй вариант более приемлем, так как мы частично запитали потребителей и имеем положительную динамику устранения места повреждения.

Главное. Не забывайте о правилах по охране труда при работах в электроустановках, правил переключений, ПТЭ ЭС, ПУЭ.

Источник

Глава 11. Предупреждение и устранение аварийных ситуаций в электрических сетях

Глава 11. Предупреждение и устранение аварийных ситуаций в электрических сетях

11.1. Порядок организации работ при ликвидации аварий

Аварийная ситуация — это изменение в нормальной работе оборудования, создающее угрозу возникновения аварии. Признаки аварии определяются отраслевыми нормативно-техническими документами.

Аварийный режим электроустановки — это работа неисправной электроустановки, при которой могут возникнуть опасные ситуации, приводящие к электротравмированию людей, взаимодействующих с электроустановкой (ГОСТ 12.1.038—82).

Аварийный резерв мощности энергосистемы (аварийный резерв) — это резерв мощности, необходимый для восполнения аварийного понижения генерирующей мощности в энергосистеме (ГОСТ 21027—75).

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 рассматриваются в «Инструкции по предотвращению и ликвидации аварий в электрической части энергосистем», утвержденной приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 г. № 289.

При возникновении аварийной ситуации эксплуатационный персонал принимает меры по ее локализации и ликвидации, обеспечивает безопасность людей и сохранность оборудования.

Все переключения в электроустановках производятся оперативным персоналом в соответствии с инструкциями энергопредприятия с обязательным применением всех необходимых защитных средств.

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

Эксплуатационный персонал регистрирует все обстоятельства возникновения аварии в установленном порядке.

О каждой операции по ликвидации аварии докладывают вышестоящему оперативному персоналу. Руководство энергосистемы, электростанции извещается о произошедшем и о принятых мерах после проведения тех операций, которые следует выполнять незамедлительно.

При ликвидации аварии все распоряжения диспетчера выполняются немедленно, за исключением тех 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. При подтверждении диспетчером своего распоряжения персонал его выполняет.

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

Начальник смены электростанции срочно информирует диспетчера энергосистемы о возникновении аварии.

Во время ликвидации аварии находящийся на дежурстве персонал, непосредственно обслуживающий оборудование, остается на рабочих местах, принимая 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 оставляют:

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.

Персонал, не имеющий постоянного рабочего места (обходчики, дежурные слесари и др.), при возникновении аварии немедленно поступает в распоряжение непосредственного руководителя и по его указанию принимает участие в ликвидации аварии.

Приемка и сдача смены во время ликвидации аварии не производится; пришедший на смену оперативный персонал используется по усмотрению лица, руководящего ликвидацией аварии. При аварии, для ликвидации которой требуется длительное время, допускается сдача смены по разрешению вышестоящего оперативного дежурного.

Читайте также:  Приемка пуск и эксплуатация газового оборудования

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

Оперативный персонал, независимо от присутствия лиц административно-технического персонала, как правило, принимает решения единолично, осуществляя мероприятия по восстановлению нормального режима оборудования и ликвидации аварии.

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

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.

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

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

При выполнении самостоятельных действий по ликвидации аварии оперативный персонал электростанций и ПС 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 КЛ 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;

при опробовании напряжением отключившихся линий предварительно отключает устройство АПВ, если оно не выводится из действия автоматически, и производит необходимые переключения в устройствах противоаварийной автоматики;

при опробовании напряжением отключившихся линий 330 кВ и выше и длиной более 200 км подготавливает режим сети по напряжению. Такая подготовка объясняется возможным значительным повышением напряжения выше допустимого на ПС, с которой производится опробование, особенно на другом конце линии.

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

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

Данный текст является ознакомительным фрагментом.

Продолжение на ЛитРес

Читайте также

ГЛАВА ВОСЬМАЯ Что делать, когда нельзя позвонить по «03», или Первая медицинская помощь в аварийных условиях

ГЛАВА ВОСЬМАЯ Что делать, когда нельзя позвонить по «03», или Первая медицинская помощь в аварийных условиях В этой главе я решил отказаться от подробного описания приемов первой медицинской помощи (кроме краткой памятки-шпаргалки в конце главы) – обо всем этом написано в

Глава 1. Общие требования к организации работ по техническому обслуживанию электрических подстанций и распределительных устройств

Глава 1. Общие требования к организации работ по техническому обслуживанию электрических подстанций и распределительных устройств 1.1. Структура электроэнергетической отрасли Электроэнергетика является важнейшей фундаментальной отраслью народного хозяйства,

8.2. Характер повреждений в электрических сетях и утяжеленные режимы их работы

8.2. Характер повреждений в электрических сетях и утяжеленные режимы их работы Режим работы ПС представляет собой ее состояние на заданный момент или отрезок времени.Большую часть времени энергосистема работает в установившемся режиме, то есть в режиме работы, при

11.2. Замыкание фазы на землю в сетях с изолированной нейтралью и с компенсацией емкостных токов

11.2. Замыкание фазы на землю в сетях с изолированной нейтралью и с компенсацией емкостных токов Замыкание на землю — это замыкание, обусловленное соединением проводника с землей или уменьшением сопротивления его изоляции по отношению к земле ниже определенной величины

11.6. Причины возникновения аварийных ситуаций в электрических сетях и действия персонала по их предупреждению и устранению

11.6. Причины возникновения аварийных ситуаций в электрических сетях и действия персонала по их предупреждению и устранению Практика эксплуатации электрических сетей показала, что к основным причинам повреждений оборудования, как правило, относятся:некачественные

КОНТРОЛИРОВАНИЕ СТРЕССОВЫХ СИТУАЦИЙ

КОНТРОЛИРОВАНИЕ СТРЕССОВЫХ СИТУАЦИЙ Мистер Манро недавно устроился на работу учителем в школе, и один из классов доставляет ему немало хлопот. Дети не желают слушаться его и выполнять задания. Мистер Манро испытывает стрессовое состояние, ему трудно сосредоточиться, он

13.2 Практические советы водолазам при аварийных ситуациях под водой

13.2 Практические советы водолазам при аварийных ситуациях под водой Аварийные ситуации могут возникнуть от различных причин на любой стадии водолазного спуска. Поэтому водолазы и лица, обеспечивающие спуск водолазов, всегда должны быть готовыми предпринять эффективные

Настройка телефонов в удаленных сетях

Настройка телефонов в удаленных сетях Чуть сложнее обстоит задача при установке станции в Дата-центре. Для удаленной настройки телефонов потребуется объединить офисы с Elastix через VPN. Для этого можно воспользоваться бесплатным дополнением MyVPN Client, чтобы подключить

Супруги запутались в сетях Internet

Супруги запутались в сетях Internet Американскому суду придется рассмотреть необычное бракоразводное дело: Джон Гойдан решил развестись со своей супругой Дианой после того, как узнал о любовной переписке, которую она вела с помощью международной компьютерной сети Internet.

Глава 3. РАЗБОР АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ

Глава 3. РАЗБОР АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ Что ж, дорогие читатели, наконец мы с вами переходим к обсуждению аварийных ситуаций. Этот раздел состоит из двух частей, и наверняка вы уже догадываетесь, о чем каждая из них. Первая часть посвящена разбору аварий, произошедших по причине

Создание ситуаций

Создание ситуаций Гаишники перекрывают трассу трейлерами (запутывая и запугивая водителей трейлеров) и собирают деньги с тех, кто объезжает пробку. Сегодня искусственные пробки на федеральных магистралях и в городах обычное явление.Искусственная пробка создается

ГЛАВА 17 ДЕЙСТВИЯ СУДОВОДИТЕЛЯ ПРИ ТРАНСПОРТНЫХ АВАРИЙНЫХ СЛУЧАЯХ И ПРИ УГРОЗЕ БЕЗОПАСНОСТИ СУДОХОДСТВА

ГЛАВА 17 ДЕЙСТВИЯ СУДОВОДИТЕЛЯ ПРИ ТРАНСПОРТНЫХ АВАРИЙНЫХ СЛУЧАЯХ И ПРИ УГРОЗЕ БЕЗОПАСНОСТИ СУДОХОДСТВА 249. При потере или обнаружении судном во время плавания каких-либо предметов или создания на водном пути в пределах судового хода препятствия, в результате чего может

Источник

Возможные аварийные ситуации в электрической части станции, страница 10

5.8.9. Если отключение произошло от МТЗ и при осмотре выявлен отказ в отключении МВ присоединения, данный выключатель необходимо отключить, выкатить тележку с МВ в ремонтное положение, произвести осмотр ячейки КРУ и при отсутствии видимых повреждений повреждений подать напряжение на секцию, предварительно выведя АВР секции.

5.8.10. При успешной подаче напряжения на секцию ввести АВР секции и восстановить нормальную схему питания КРУ-6 кВ.

5.8.11. При неуспешной подаче напряжения на секцию, оперативный персонал обязан выполнить следующее:

— разобрать схемы МВ рабочего и резервного питания секции;

— разобрать схему трансформатора напряжения;

— замерить сопротивление изоляции.

При повреждении опорных и проходных изоляторов шин секций определить место и характер повреждения, вызвать ремонтный персонал, приступить к устранению повреждения.

При отсутствии повреждения на шинах секции:

— произвести осмотр всех МВ присоединений секции;

— определить выпавшие блинкера защит;

— произвести проверку целостности кабелей присоединений.

При обнаружении повреждения МВ или кабеля присоединения секции, данное оборудование вводится в работу согласно п.5.8.8.

5.8.12. В случае, если повреждение на шинах секции не обнаружено, но при подаче напряжения вновь произошло отключение от МТЗ, необходимо вызвать персонал ЭТЛ для проверки устройств РЗА и персонал в/в лаборатории для проведения испытаний шин секции.

5.8.13. При обесточении секций КРУ-6 кВ вследствие отключения блочного трансформатора и отказе АВР необходимо немедленно:

— отключить МВ рабочего питания секции;

— включить МВ резервного питания секции.

Аналогичные операции необходимы при обесточении секции КРУ-6 кВ вследствие отключения ввода питания РУСН-6 кВ ПВК и отказе АВР.

5.8.14. При отключении рабочего трансформатора секций КРУ-0,4 кВ от действия защит, оперативный персонал обязан:

— сквитировать ключи отключившихся МВ и АВ;

— проверить наличие напряжения на сборках 0,4 кВ, имеющих

— рабочее питание с данной секции и при его отсутствии подать напряжение по резервному вводу – выяснить от какой защиты произошло отключение рабочего трансформатора.

5.8.15. Если причиной отключения секции послужил отказ в отключении АВ присоединения, необходимо отключить отказавший АВ «от руки», выкатить в ремонтное положение и подать напряжение. После подачи напряжения установить нормальную схему питания сборок, включить отключившиеся присоединения, ввести АВР секции.

5.8.16. При повреждении сборных шин секции 0,4 кВ оперативный персонал обязан выполнить следующее:

— разобрать схему рабочего и резервного питания секции на стороне 0,4 кВ;

— разобрать схемы присоединений секции;

— определить место и характер повреждения;

— вызвать ремонтный персонал для устранения повреждения и приступить к устранению повреждения.

5.8.17. В случае, если причиной исчезновения напряжения на секции

0,4 кВ явилось обесточивание шин 6 кВ или отключение рабочего трансформатора 6/0,4 кВ при повреждении кабеля или транформатора и АВР на стороне 0,4 кВ не состоялось, вывести АВР секции и подать напряжение включением АВ резервного питания.

5.8.18. Если причиной обесточения секции 6 кВ явилось действие

УРОВ трансформатора 6/0,4 кВ оперативный персонал должен выполнить следующее:

— сквитировать ключ управления отключившихся МВ-6 кВ;

— разобрать схемы трансформатора на стороне 6 и 0,4 кВ;

— подать напряжение на секцию РУСН-6 кВ от рабочего МВ.

5.9. АВАРИИ И НЕНОРМАЛЬНЫЕ РЕЖИМЫ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

5.9.1. В случае автоматического отключения силовых трансформаторов защитами от внутренних повреждений (газовой или отсечкой) оперативный персонал ЭЦ обязан произвести тщательный осмотр трансформатора и оборудования, входящего в зону защиты.

При осмотре следует обратить внимание:

А) на наличие газа в газовом реле /цвет, горючесть/;

Источник