шпоры по овчинникову47

Измеренные сопротивления постоянному току обмоток фаз генераторов и электродвигателей, не имеющих повреждений, должны быть практически одинаковыми (допускаемая разница не больше 2%). Различие в результатах измерений по фазам (больше допустимого) является признаком наличия дефекта в пайке выводов или лобовых частей.

Нарушение последовательности измения сопротивления постоянному току обмоток трансформатора по отпайкам является признаком того, что отпайки на переключателе подключены неверно. При этом отклонение одного из измерении от предыдущих и заводских данных является признаком дефекта соединения обмотки с переключателем или нарушения пайки внутри обмотки.

При наличии нарушений пайки «петушков» у якоря машин постоянного тока имеет место значительное отклонение сопротивления постоянному току, измеренного между парой коллекторных пластин, от сопротивления остальных исправных пар.

При плохой регулировке контактов выключателя имеет место значительное превышение переходного сопротивления постоянному току силовых контактов против нормативных данных. Признаком неудовлетворительной регулировки конактов является также значительное расхождение сопротивлений постоянному току по отдельным фазам.

Встречающиеся в практике значения измеряемых сопротивлений постоянному току определяют методику и измерений. Сопротивления постоянному току обмоток силовых трансформаторов, генераторов, компенсаторов, мощных электродвигателей, переходных сопротивлений контактов выключателей, разъединителей, якорных и последовательных обмоток машин постоянного тока обычно составляют очень небольшие величины (меньше 1 Ом). Сопротивления же постоянному току обмоток электродвигателей небольшой мощности, обмоток реле обычно значительно больше 1 Ом.

Наиболее, точным, простым и удобным в работе методом является мостовой метод измерения Малые величины (менее 10 Ом) измеряют двойным мостом, большие (более 10 Ом) — одинарным мостом. В настоящее время находят широкое применение универсальные мосты, измеряющие как малые, так и большие величины* Точность мостовых способов измерения сопротивление: постоянному току достигает 0,01%, что вполне удовлетворяет требованиям.

Достаточно широкое применение также имеет метод амперметра — вольтметра. Метод этот менее точен, чем мостовой, так как требует одновременного измерения тока и напряжения; класс измерения определяется суммарным классом точности намерения амперметра и вольтметра, Состояние заземляющих проводок и качество их монтажа оцениваются по результатам специальных измерений, производимых измерителем заземления (см. гл. 2).

Измерения очень малых сопротивлений (меньше 0,01 Ом) производятся микроомметрами.

Малые значения сопротивления постоянному току переходных сопротивлений различных контактов удобно оценивать не измерением их сопротивления, а измерением падения напряжения на участках одинаковой длины ошиновки, не имеющей контактною соединения н с контактным соединением при одном и том же токе Если падение напряжения на участке ошниновки с контактным соединением ненамного отличается от падения напряжения на участке без соединения , то это является признаком удовлетворительного состояния контакта.

Результаты, полученные при измерении сопротивления постоянному току, не являются единственным критерием состояния токоведущих частей. Дополнительно качество контактов .может определяться специальным испытанием — прогревом их током от постороннего источника или рабочий током нагрузки и определенней степени нагрева.

111 Измерения и испытания, определяющие состояние изоляции.

1.измерен сопротивления изоляции

2.опрделение коэффициента абсорбции

3.опроед отношения дельта С к С

4.С2/С50

5.определение тока утечки

6.определения тангенса дельта

7.испытание повышенным напряжением

112.Эксплуатация опорных, проходных изоляторов, токопроводов РУ высокого напряжения.

При эксплуатации не допускается нагрев шин выше 70 ° С при температуре окружающего воздуха 25 ° С. Задачей эксплуатации является контроль за исправностью контактных соединений шин и состоянием изоляции. Опорные фарфоровые одноэлементные изоляторы внутренней и наружной установок испытываются повышенным напряжением промышленной частоты, значение которого приведено ниже; продолжительность испытаний 1 мин.

Номинальное напряжение изолятора, кВ.............	3 6 10 20 35
Испытательное напряжение изолятора, кВ.........	25 32 42 68 100

Опорно-стержневые изоляторы напряжением 35 кВ и выше в эксплуатации не подвергаются электрическим испытаниям.

Состояние подвесных изоляторов на подстанциях контролируется штангой с переменным искровым промежутком.

На электростанциях соединения выводов генераторов с блочными трансформаторами выполняются открытыми шинными мостами или комплектными пофазно экранированными токопроводами. По сравнению с открытыми шинами токопроводы обладают рядом эксплуатационных преимуществ: токоведущие части и изоляторы предохраняются от пыли и атмосферных осадков; исключается возможность возникновения междуфазных КЗ на генераторном напряжении; обеспечивается безопасность обслуживания.

Экраны токопроводов делают составными из ряда секций с телескопическим перемещением подвижных цилиндров по неподвижным, закрепленным на станинах. Такая конструкция обеспечивает доступ к изоляторам при их чистке и ремонте. Для осмотра контактных соединений в кожухах токопроводов предусмотрены смотровые окна.

При осмотре токопроводов измеряется температура экранов и поддерживающих конструкций, которая не должна превышать 50° С. Металлические конструкции, находящиеся в электромагнитном поле переменного тока нагрузки, нагреваются вихревыми токами, для уменьшения которых отдельные секции экранов изолируют друг от друга резиновыми уплотнениями. Одну из опорных станин каждой секции заземляют, а другую изолируют от земли во избежание образования замкнутых контуров. При ремонте проверяют состояние изоляционных прокладок станин и уплотнений между секциями. Их сопротивление, измеренное мегаомметром на 1000 В, должно быть не менее 0,1 МОм,

Оборудование, встроенное в токопроводы (изоляторы, измерительные трансформаторы, разрядники и др.), подвергается электрическим испытаниям в соответствии с установленными для него нормами.

Практикой установлено, что при эксплуатации КРУ наружной установки происходят повышение относительной влажности в шкафах (в отдельные периоды до 100%) и увлажнение поверхности изоляторов при резких перепадах температуры наружного воздуха, что приводит к перекрытию изоляции по загрязненной поверхности. Чтобы избежать подобных явлений, необходимо систематически очищать изоляцию от пыли и загрязнений.

Эффективным способом борьбы с увлажнением поверхности изоляторов является обмазка их гидрофобными пастами. Гидрофобное покрытие препятствует возникновению сплошных проводящих ток дорожек при загрязнении и увлажнении поверхности изолятора.

113 Эксплуатация разрядников РУ высокого напряжения

Трубчатые разрядники сглаживают волну перенапряжения, движущуюся по проводу, путем отвода тока молнии с провода на заземлитель.

110 кВ а = 3 м; b = 2 м.

1 – фибробакелитовая труба с нормируемыми диаметрами, внутри которой при возникновении дуги происходит генерация газа высокого давления.

2 – внутренний электрод, соединенный с землей.

3 – кольцевой электрод

	Провод
1	s2
	Зона выхлопа	b
s1	а
2

s1 – внутренний промежуток, величина которого зависит от параметров токов КЗ. 10 кВ – s2 = 15 мм;

110 кВ – s2 = 400 мм;

220 кВ – s2 = 500 мм;

При наличии фронта волны на проводах происходит перекрытие s1 и s2, возникает дуга. В результате генерация газа создает давление, происходит выхлоп ионизированных газов и разрыв дуги.

РТФ 110 - разрядник трубчатый фибробакелитовый, 110 кВ, пределы работы разрядника при

1,3 5

токах, кА.

Устанавливаются на пересечениях линий и линий с линиями связи, на переходах через дороги всех видов, в местах активной грозовой деятельности. При установке разрядников должна быть обеспечена зона выхлопа, исключающая перекрытие на провода.

Для эффективной работы разрядников должно быть выбрано сопротивление заземления.

В зависимости от места установки R U ,

З

3 I

где I – нижний предел разрядника.

При осмотрах линии обращают внимание на то, сработал ли разрядник (фольга вырывается). Оценивается внешнее состояние фибробакелита (сколы и т. п. )

При верховых осмотрах замеряют внутренний диаметр разрядника, если толщина уменьшилась на 40%, то бракуют.

Основными элементами вентильного разрядника являются многократный искровой промежуток, т. е. большого числапоследовательновключенныхединичныхпромежутков, и соединенный последовательно с ним резистор с нелинейной вольтамперной характеристикой . При воздействии на разрядник импульса грозового перенапряжения пробивается искровой промежуток и через разрядник проходит импульсный ток, создающий падение напряжения на сопротивлении разрядника. Благодаря нелинейной вольтамперной характеристике материала, из которого выполнено сопротивление, это напряжение мало меняется при существенном изменении импульсного тока и незначительно отличается от импульсного пробивного напряжения искрового промежутка разрядника Unpи.

После окончания процесса ограничения перенапряжения через разрядник продолжает проходить ток, определяемый рабочим напряжением промышленной частоты. Этот ток (так же, как и у трубчатых разрядников) называется сопровождающим током. Сопротивление нелинейного резистора разрядника резко возрастает при малых по сравнению с перенапряжениями рабочих напряжениях, сопровождающий ток существенно ограничивается, и при переходе тока через нулевое значение дуга в искровом промежутке гаснет. Наибольшее напряжение промышленной частоты на вентильном разряднике, при котором надежно обрывается проходящий через него сопровождающий ток, называется напряжением гашения Uгаш, а соответствующий ток — током гашения Iгаш. Гашение дуги сопровождающего тока должно осуществляться в условиях однофазного замыкания на землю, так как во время одной и той же грозы могут произойти перекрытие изоляции на одной фазе и срабатывание разрядника в двух других фазах. Таким образом, напряжение гашения должно быть равным напряжению на неповрежденных фазах при однофазном замыкании на землю:

Uгаш kз Uном где k3 — коэффициент, зависящий от способа заземления нейтрали (ниже будет

показано, что k3 = 0,8; 1,1 соответственно для установок с заземленной и изолированной нейтралью); Uном — номинальное линейное напряжение.

Вентильные разрядники обладают определенной пропускной способностью, т. е. предельной величиной тока, который они могут многократно пропускать без изменений своих электрических характеристик. Пропускная способность разрядника зависит от теплостойкости его нелинейного резистора.

Основу нелинейного резистора разрядника составляет порошок электротехнического карборунда SiC. На поверхности зерен карборунда имеется запорный слой" толщиной порядка 100 мкм из окиси кремния SiO2. Свойства материала резко менять свое сопротивление в зависимости от напряжения, обеспечивая пропускание очень больших токов при высоких напряжениях и весьма малых — при пониженных напряжениях, называют «вентильными

Гашение сопровождающего тока простейшими искровыми промежутками основано на естественном восстановлении электрической прочности между холодными электродами. Предельная амплитуда тока гашения составляет Iгаш = 80 + 100 А.

Испытания :У вентильных разрядников согласно требованиям Норм после осмотра производится измерение Rn, мегомметром 2500 В (сопротивление не нормируется), тока проводимости (утечки) и пробивного напряжения. Измерения производятся на выпрямленном напряжении по схеме, приведенной на рис. 4-3, с помощью кенотронных установок.

Рис. 4-3. Схем» измерения токов проводимости или утечки вентильных разрядников.

В качестве установок могут быть использованы установкипромышленного изготовления типов АИИ-70, АКИ-50. Правильное измерение токов проводимости (утечки) имеет место только тогда, когда микроамперметр подключен по варианту схемы I. Однако в установках АИИ-70 он установлен по варианту схемы II, в у АКИ-50— но варианту схемы III. В последних двух случаях следует измерение производить дважды: без разрядника (для измерения тока проводимости собственно испытательной схемы), а затем с разрядником (измеряется суммарный ток проводимости схемы и разрядника). За истинный результат измерения тока проводимости испытываемого разрядника принимается разность двух измерений Емкость 2 необходима для сглаживания пульсаций выпрямленного напряжения в схемах одно- и

двухполупернодного выпрямления. Практически достаточная точность измерения достигается при емкости 0,1—0,2 мкФ.

Токи проводимости (утечки) нормируются. Согласно требованиям Норм они не должны превышать значений, приведенных в табл. В таблице приводятся значения токов и соответствующие напряжения, при которых проводятся измерения.

Если измерения тока проводимости производятся притемпературе окружающего воздуха, отличающейся от + 20°С, то результат измерения приводится к этой температуре по формуле

It 200C (1,06 0,003tзам)Iизм

где tзам - температура замера, СС, Iизм — ток проводимости, измеренный при tзам

При температуре tзам выше +20°С Iизм при приведении уменьшается (используется знак минус в скобках);

при температуре tзам ниже +20°С Iизм при приведении увеличивается (используется знак плюс в

скобках). Повышенное значение тока проводимости означает, как правило, что имеет место нарушение герметичности разрядника и проникновение внутрь его влаги. Пониженное значение тока проводимости означает, как правило, нарушение контакт или наличие других механических повреждений шунтирующих сопротивлений. Такие разрядники бракуются и заменяются. Во избежание неправильных выводов перед измерениями токов проводимости (утечки) особое внимание обращается на чистоту поверхности фарфора (если необходимо, его протирают чистой тряпкой, смоченной в бензине или другом раствор отеле); измерения производятся в сухую погоду при температуре не ниже 5—10°С.

Так как токи проводимости вентильных разрядников зависят от напряжения источника питания, контроль выпрямленного напряжения при измерении токов проводимости необходимо вести на стороне высшего напряжения, например киловольтметром типа С-96 или С-100, или измерять токи утечки при помощи эталонного элемента СН-2, отградуированного для данного типа разрядников. Для этого в схему измерения токов проводимости вместо испытываемого разрядника устанавливают эталонный элемент СН-2. постепенно увеличивают при помощи регулировочного устройства испытательное напряжение до значения, при котором ток проводимости равен среднему нормативному значению для данного типа разрядника. Затем в схему устанавливается испытываемый элемент вместо эталонного и измеряется его ток проводимости при там же испытательном напряжении. Если при этом значение тока проводимости соответствует норме, то элемент разрядника удовлетворяет требованиям. Градуировка

эталонного элемента производится отдельно для каждого типа разрядника, например: РВС-15, РВС-20, РВОЗЗ и т.д.

Измерение пробивных напряжений производится на напряжении промышленной частоты по схеме на рис. 4-4.

РИС.4-4.Схемаизмеренияпробил- кого напряжения разрядников типаРВТ

При наличии шунтирующих сопротивлений (РВС, РОЛИ и т. п.) измерение производится только при наличии специальной аппаратуры, позволяющей во избежание повреждения разрядника поднять напряжение на разряднике до пробивного напряжения в течение не более 0,5 с и ограничить ток до 0,1 А. В этом случае в качестве регулирующего устройства может быть применен регулятор типа РНО25010 с жесткой тягой вместо червячной передачи или использована схема подачи напряжения на испытательный трансформатор толчком. Допустимые значения пробивных напряжений даны в табл. 4- 2.

Измерение пробивного напряжения точнее производится при помощи осциллографа, включаемого на стороне высшего напряжения при помощи емкостного делителя. Напряжение на осциллограф подастся в этом случае с последнего элемента делителя. В качестве делителя может быть использована гирлянда изоляторов.

У трубчатых разрядников согласно требованиям ПУЭ и Норм производится только измерение Л*,; геометрическое измерение внутреннего диаметра искровых промежутков; проверка расположения зон выхлопа и завальцовки наконечников с помощью растягивающих усилий.

114 необходимость создания ОДУ

Около 80% потребителей находятся в Европейской части России, около 70% ресурсов- в восточной части России.

Необходимо создание мощных ЭП высокого и СВН. В этой связи возникает задача не только технического обслуживания эл.оборудования всех классов напряжения, но и задача технологического управления этими процессами. Считая, что эн.система представляет собой взаимосвязанный механизм, где имеют место особенности эл.энергетики как отрасли, возникает необходимость в ОДУ.

Диспетчерский центр: коммерческий ДЦ и технологический ДЦ.

Эта многоуровневая система ДЦ строится по строгой вертикали при строгом подчинении.

ЦДУ ЕЭС

ОДУ ЕЭС

п/ст системного

ЦДС АО-

ст-и системного

значения,ЛЭП

энерго

значения

п/ст внутрисистемного

ДС

ст-и внутрисистемного

значения,ЛЭП

ПЭС,ТЭС

значения

подстанции

ДП РЭС

станции

деж.п/ст

ОВБ

Каждый уровень диспетчерского управления по функциональному назначению является отдельной единицей, не связанной с административно-хозяйственной системой. Т.е. здесь должны быть разграничения в диспетчерских и административно-хозяйственных лицах, должно соблюдаться иерархическое подчинение каждой ступени, должно быть четкое разграничение ответственности оперативного персонала каждой ступени.

115 Многоуровневая система ДУ

Эта многоуровневая система ДЦ строится по строгой вертикали при строгом подчинении.

ЦДУ ЕЭС

ОДУ ЕЭС

п/ст системного

ЦДС АО-

ст-и системного

значения,ЛЭП

энерго

значения

п/ст внутрисистемного

ДС

ст-и внутрисистемного

значения,ЛЭП

ПЭС,ТЭС

значения

подстанции

ДП РЭС

станции

деж.п/ст

ОВБ

Каждый уровень диспетчерского управления по функциональному назначению является отдельной единицей, не связанной с административно-хозяйственной системой. Т.е. здесь должны быть разграничения в диспетчерских и административно-хозяйственных лицах, должно соблюдаться иерархическое подчинение каждой ступени, должно быть четкое разграничение ответственности оперативного персонала каждой ступени.

В общем, ОДУ выполняет большой перечень задач. В этой связи объем задач, решаемый на каждой ступени можно разделить на 4 временные уровня:

1.Долгосрочное планирование на месяц, квартал, год.

2.Краткосрочное планирование.

3.Оперативное управление текущими режимами, осуществляемое дежурным персоналом (ведение режима).

4.Автоматическое управление нормальными и аварийными режимами технологических процессов (ликвидация аварийных процессов).

116.Основные задачи ОДУ ЭС. Мероприятия по обеспечению нормальных режимов работы. Оперативная подчиненность.

Оперативное управление в электроэнергетике имеет огромное значение, которое обусловлено большими масштабами электроэнергетических систем, общим технологическим режимом электрических станций и сетей и особенностью производства: непрерывность, совпадение во времени процессов производства, передачи и потребления электроэнергии, невозможность сохранения больших запасов электроэнергии, большая скорость протекания процессов, вероятность быстрого развития аварийных ситуаций.

Основные задачи ОДУ:

Обеспечение потребителей эл.энергией и теплом.

Бесперебойное снабжение потребителей и надежность работы эн.системы.

Обеспечение качества эл.энергии и тепла.

Обеспечение экономичности работы эн.системы и рационального использования энергоресурсов и соблюдение всех режимов потреьления.

Обеспечение устойчивости работы эн.системы с определением параметров настройки средств РЗиА.

Ликвидация технологических нарушений (аварий).

Исходя из вертикального управления для обеспечения надежной работы оборудования, каждый уровень управления должен иметь определенный круг обязанностей по управлению. В этой связи все оборудование любого уровня из условия оперативной подчиненности находится в оперативном управлении или в оперативном ведении.

Воперативном управлении соответствующего диспетчера должно находиться силовое оборудование, средства управления, операции с которыми требуют координации действий, подчиненные диспетчерского персонала и согласованное выполнение операций на нескольких объектах разного оперативного подчинения.

Воперативном ведении диспетчера находится силовое оборудование и средства управления, состояние и режим которого влияет на режим соответствующей энергосистемы в целом. Операции с таким оборудованием и средствами управления производятся с разрешения соответствующего

диспетчера. Отключение и включение оборудования, ввод в резерв должны производиться с согласия диспетчеров, в ведении и управлении которых оно находиться.

Оперативная подчиненность должна быть жестко регламентирована приказами вышестоящих ДЦ.

Подчиненность персонала показывает направление стрелки, где оговариваются функции, права и обязанности каждого уровня. Дежурный инженер ТЭЦ 3 может получить распоряжение от диспетчера ЦДС по вопросу эл. и тепловой НГ, включения и отключения оборудования. Кроме того, от диспетчера теплосетипо вопросам тепловых НГ.

117.Разработка и планирование режимов ЭС,ОЭС,ЕЭС.

В процессе работы режим системы меняется из-за изменения НГ потребителей, ремонтных режимов, ввода новых генерирующих мощностей. В этой связи изменяются графики НГ ст-й, перетоки мощностей по сети, уровни напряжения в узлах, возможно отклонение частоты. Поэтому должен быть заранее спланирован режим. Различают долгосрочное планирование (месяц, квартал, год) и краткосрочное (неделя, сутки). В каждом виде планирования используются статистические данные предыдущего периода (графики максимальных НГ, генерирующих мощ-й, прогноз НГ ЦДУ, ОДУ, контрольных измерений потокораспределения по линиям, напряжения в узлах, объединенные энергосистемы ЕЭС, данные о вводе новых генерирующих мощ-й, о росте НГ, силовое оборудование, ЛЭП, суточные графики НГ и графики НГ источников).

Долгосрочное планирование:

Составление балансов мощ-й в часы максимальных НГ,

Составление балансов эл.энергии,

Составление планов ремонта оборудования,

Разработка схем сетей,

Расчеты норм-х, рем-х и аварийно-допустимых режимов с учетом перетоков мощ-й и нормативных запасов по устойчивости,

Расчеты токов к.з., технико-эконом. харак-к ст-й и сетей,

Разработка планов использования воды на ГЭС.

Разработка балансовой мощности происходит с учетом резерва генерирующей мощ-ти и с учетом вывода в ремонт оборудования (эксплуатационный(1-2%) или народно-хозяйственный резерв(2-3%)). Составляется баланс энергии для оценки потоков мощности из других энергосистем. Составление графиков НГ производится из условия экономичности работы станции, основные затратыэнергоресурсы топлива. При загрузке станции есть 3 условии с учетом режима работы:

Наличии ГЭС в энергосистеме,

Работа системы при неизменном составе оборудования (график НГ покрывает каждая ст-я),

Имеется возм-ть откл-я или вкл-я части генераторов.

Для энергосистемы должно быть представлено в ОДУ задание по межсистемным перетокам,

допустимые значения рем-й мощ-ти, графики аварийных ограничений, напряжений,

контролируемых диспетчером ОДУ, исходные графики перетоков мощ-ти по межсистемным связям, контрольные замеры напряжений. ОДУ дает энергосистеме допол-е мощ-ти ремонта по месяцам, объемы АЧР и САОН.

Краткосрочное планирование: прогноз суточной НГ, оптимальное распределение НГ между ОЭС, энергосистемой, ст-ми, энергоустановками, задание суточных графиков межсистемных перетоков, НГ между ОЭС, энергосистемами, эл.ст-ми, решение по заявкам на вывод в ремонт оборудования или его вкл-я. РДУ передает заявки в ОДУ на вывод в рем-т оборудования, передает миним-е и максим-е мощ-ти эл.ст-и по суткам, задает предписания ОДУ об огранич-и потребителей и согласовывает ограничения с ОДУ.

При планировании и разработке режима должно быть выполнено: балансы Р на год, квартал, месяц; графики приростов; суточные графики НГ ст-й с учетом резерва, перспективные графики мощности, разработаны схемы РЗиА для разных реж-м, схемы использования воды на ГЭС, разработка инструкции по ведению режима.

120. Оценка аварийной ситуации.

Ликвидация аварий в электрической части энергосистем является одной из самых трудных задач оперативного персонала. Решение re сводится: к быстрой оценке аварийного положения и немедленному принятию мер, обеспечивающих безопасность персонала и устраняющий угрозу повреждения оборудования; к выполнению ряда операций, предотвращающих развитие аварии и устраняющих аварийный режим; к своевременному информированию вышестоящего дежурного о причинах аварии и принятых мерах по ее ликвидации.

Объективное суждение о создавшемся аварийном положении оперативный персонал производит на основании: сигнализации положения выключателей, показаний измерительных приборов, выпавших указателей срабатывания устройств релейной защиты и автоматики, световых табло на панелях щитов управления.

Оценивая аварийное положение по указателям релейной защиты, учитывают принципы их действия, виды повреждений, на которые реагируют защиты, и зоны их действия. При этом принимается во внимание возможность неправильных отключений неповрежденного оборудования одновременно с поврежденным, а также отказы в отключении поврежденного оборудования. Личные наблюдения персонала и поступившие сообщения о замеченных аварийных явлениях (толчках тока, вспышках, пожаре) могут дополнить информацию о месте повреждения. Общее представление об аварии составляется на основании всей этой информации, затем намечается ориентировочный план действия по ее ликвидации.

Все переключения в аварийных условиях выполняются .персоналом в строгом соответствии с ПТЭ, правилами техники безопасности и с обязательным применением защитных средств.

121. Самомтоятельные действия оперативного персонала

Под самостоятельными действиями в эксплуатации понимаются такие оперативные действия с оборудованием, которые выполняются персоналом в соответствии с требованиями местных инструкций на основе анализа аварийной обстановки и без предварительного получения распоряжения или разрешения вышестоящего дежурного, но с последующим уведомлением его о выполненных операциях. Целью самостоятельных действий является устранение возникшей опасности для людей, быстрейшее восстановление электроснабжения потребителей, отделение поврежденного оборудования или участка, если это мешает подаче (приему) напряжения.

122. Действия персонала при автоматическом отключении сборных шин

Исчезновение напряжения на шинах подстанций может произойти в результате 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 шиносоединитель-ные 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. Им 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.

123. Действия персонала станции при отделении ее на несинхронную работу.

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 с. н. 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.

124. Надежность питания собственных нужд подстанции

-осуществлять питание электроприемников СН переменного тока ПС от двух независимых источников(для ПС 330 кВ и выше – от трех);

-кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена;

-обеспечивать раздельную работу секций 0,4 кВ собственных нужд с АВР;

-применять дизель-генераторы при отсутствии независимого резервного сетевого источника питания на ПС 330-750кВ;

-применять микропроцессорные устройства релейной защиты и автоматики в КРУ 6 и 10 кВ;

-использовать в качестве вводных и секционных защитных аппаратов на стороне 0,4 кВ селективные автоматические выключатели с микропроцессорными расцепителями;

-применять стандартные свинцово-кислотные аккумуляторные батареи вентилируемого типа или закрытого типа с предохранительным клапаном со сроком службы не менее 15 лет;

-использовать зарядно-подзарядные агрегаты, обеспечивающие:

1)возможность автоматического трехступенчатого режима заряда(режим ограничения тока, режим уравнительного заряда, режим постоянного заряда);

2)в режиме постоянного подзаряда качество напряжения;

3)качество напряжения техническим условиям электроприемников постоянного оперативного тока;

4)электропитание устройств, находящихся постоянно под напряжением(устройств РЗА)

5)автоматический полный заряд аккумуляторной батареи за минимально возможное время.

125. Понижение частоты и напряжения

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. 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.

126. Порядок производства оперативных переключений

Порядок выполнения переключений. При переключениях дежурный, имея при себе заполненный бланк, действует в следующем порядке:

на месте переключений внимательно проверяют по надписи наименование присоединения и название оборудования, с которым предстоит проведение операции;

убедившись в правильности выбранного оборудования, зачитывает по бланку содержание операции и выполняет ее;

при производстве переключений двумя лицами содержание операции повторяется исполнителем и затем выполняется им;

после проведения операции запись ее в бланке зачеркивается.