Деблокировка в электроустановках что это
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.
Инструкция по переключениям в электроустановках.
3.4.6. Оперативно-диспетчерскому персоналу, непосредственно
выполняющему переключения, самовольно выводить из работы блокировки
безопасности не допускается.
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 энергообъекту. 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 предприятия (электростанции,
3.4.7. В электроустановках напряжением выше 1000 В разрешается
пользоваться деблокировочным ключом для открытия дверей сетчатых
ограждений ячеек при работах с токоизмерительными клещами, фазировке
оборудования прямым методом и определении степени нагрева контактов с
помощью изолирующих штанг. Указанные работы выполняются в соответствии
с требованиями правил безопасности. На деблокирование дверей сетчатых
ограждений разрешение выдается оперативным руководителем.
3.4.8. О всех случаях деблокирования блокировочных устройств
производится запись в оперативном журнале.
3.5. Последовательность операций с коммутационными
аппаратами присоединений линий, трансформаторов,
синхронных компенсаторов и генераторов
3.5.1. Операции с коммутационными аппаратами выполняются в
последовательности, определяемой назначением этих аппаратов и
соблюдением условий безопасности для лиц, выполняющих переключения.
В инструкциях энергопредприятий указываются и проверочные
действия, которые выполняются персоналом в процессе переключений.
Далее приводится последовательность операций с коммутационными
аппаратами при переключениях в схемах электроустановок, выполненных в
основном по типовым проектным решениям. Во всех других случаях
последовательность операций определяется инструкциями
3.5.2. Последовательность типовых операций с коммутационными
аппаратами при включении и отключении присоединений воздушных и
а) проверяется отключенное положение выключателя;
Деблокировка в электроустановках что это
ИНСТРУКЦИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ОПЕРАТИВНЫХ БЛОКИРОВОК БЕЗОПАСНОСТИ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВАХ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
СОГЛАСОВАНА с начальником Отдела по технике безопасности и промышленной санитарии Р.А.Гаджиевым 03.10.79
УТВЕРЖДЕНА заместителем начальника Главтехуправления К.М.Антиповым 05.10.79
В настоящей Инструкции приведено описание оперативных блокировок в распределительных устройствах высокого напряжения, даны указания по их монтажу и эксплуатации, испытаниям и профилактическим осмотрам.
Инструкция предназначена для руководящего, оперативного и эксплуатационного персонала электростанций и подстанций.
ВВЕДЕНИЕ
Важным средством предупреждения неправильных операций, производимых оперативным персоналом, является оснащение всех разъединителей и заземляющих ножей устройствами блокировки.
Оперативная блокировка должна рассматриваться как дополнительное средство, препятствующее производству ошибочных операций. Персонал обязан знать инструкции по производству переключений в электрических распределительных устройствах и производить оперативные переключения сознательно, четко представляя очередность операций и конечную цель переключений.
1. ОЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К УСТРОЙСТВАМ БЛОКИРОВКИ И ПРИНЦИПЫ ИХ ВЫПОЛНЕНИЯ
1.1. Оперативная блокировка разъединителей с выключателями должна предотвращать:
— включение и отключение разъединителями активной и реактивной мощности, за исключением предусмотренных § 48.16 «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей» («Энергия», 1977) случаев включения и отключения намагничивающего тока силовых трансформаторов и зарядного тока линий;
— включение и отключение разъединителями больших уравнительных токов или включение на несинхронное напряжение.
Блокировка защитных заземлений должна предотвращать:
— включение заземляющих ножей на шины и участки присоединений, находящиеся под напряжением;
— включение разъединителей на участки шин и присоединений, заземленные включенными заземляющими ножами;
— подачу напряжения выключателем на заземленный участок шин.
а) для разъединителей и заземляющих ножей должна выполняться блокировка, исключающая:
— оперирование разъединителем под нагрузкой (за исключением тех случаев, когда разъединитель шунтирован другой электрической цепью, не содержащей сопротивления, например шиносоединительным выключателем);
— включение заземляющего ножа на участке цепи, не отделенном разъединителями от участков, находящихся под напряжением;
— возможность подачи напряжения разъединителем на заземленный участок цепи; в соответствии с требованием § II-2-22 «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок электрических станций и подстанций» («Энергия», 1972) заземления должны быть отделены видимым разрывом от токоведущих частей, находящихся под напряжением;
— возможность подачи напряжения выключателем на заземленный участок цепи. Это достигается тем, что от других участков цепей выключатель отделяется с обеих сторон разъединителями, сблокированными с заземляющими ножами таким образом, что включение заземляющего ножа с одной стороны выключателя оказывается возможным только при отключенном разъединителе с другой стороны выключателя и, наоборот, включение разъединителя с одной стороны выключателя возможно при отключенном заземляющем ноже с другой стороны выключателя. Введение каких-либо блокировочных элементов в цепи включения выключателей для предотвращения их включения на заземленный участок цепи при этом не допускается;
б) для разъединителей с пофазным исполнением оперативная блокировка выполняется таким образом, что оперирование разъединителем любой фазы невозможно при включенных заземляющих ножах на любой другой фазе. Это условие необходимо, так как фазы связаны через обмотки трансформатора;
г) для шинных разъединителей и заземляющих ножей сборных шин выполняется полная оперативная блокировка, запрещающая включение заземляющего ножа сборных шин при включенном (хотя бы одном) шинном разъединителе и включение любого шинного разъединителя при включенном заземляющем ноже сборных шин;
д) в комплектных РУ СН 6 кВ выполняется оперативная блокировка, запрещающая включение заземляющего ножа сборных шин РУ СН 6 кВ при рабочем положении тележек выключателей в цепях вводов рабочего и резервного питания, тележек выключателей трансформаторов СН 6/0,38 кВ и линий 6-10 кВ с двусторонним питанием, а также вкатывание этих тележек в рабочие положения при включенном заземляющем ноже шин РУ СН 6 кВ.
1.2. К устройствам блокировки предъявляются следующие требования:
— блокировка должна быть полной, т.е. предусматривать блокирование всех неправильных операций, которые могут быть произведены разъединителями;
— устройства оперативной блокировки и блокировки заземляющих ножей должны осуществляться по общей схеме;
— блокировка должна быть надежна в эксплуатации.
Недопустимо, чтобы при различных неисправностях или исчезновении напряжения оперативного тока блокировка позволяла производить операции с разъединителями;
— приводы разъединителей должны запираться блок-замками только в крайних положениях «Включено» и «Отключено». В промежуточных положениях устройства блокировки должны препятствовать запиранию приводов и выниманию ключа из замка;
— установка механических замков на приводах должна производиться на неподвижных деталях, чтобы не увеличивать инерцию подвижных частей механизма;
— при наличии устройств механической блокировки приводы выключателей (за исключением шиносоединительных) должны запираться блок-замком только в отключенном положении, чтобы выключатели не могли быть включены ни дистанционно, ни вручную. Приводы шиносоединительных выключателей должны запираться в двух положениях: «Включено и «Отключено». При устройстве электромагнитной и электромеханической блокировок установки замков на приводах выключателей не требуется;
— установка механических замков на приводах выключателей (за исключением шиносоединительных) должна выполняться так, чтобы при включенном выключателе невозможно было вынуть ключ из замка;
— необходимо также выполнить указанную блокировку так, чтобы не вызвать отключения выключателей при попытке вынуть ключ из замка;
— блокировка не должна без надобности усложнять или замедлять операции с разъединителями, что особенно важно при большом количестве присоединений. Блокировочная аппаратура должна быть доступна для осмотра при наличии напряжения на блокируемом оборудовании;
— блокировка не должна препятствовать включению и отключению выключателя при разобранной схеме (отключенных разъединителях присоединения). Однако блокировка должна исключать возможность подачи напряжения на заземленные участки присоединений включением выключателя.
2. СИСТЕМЫ ПРИМЕНЯЕМЫХ БЛОКИРОВОК
Наиболее широкое применение получили следующие блокировки: механическая непосредственного действия, электромагнитная и механическая замковая (электромеханическая).
Механическая блокировка непосредственного действия имеет ограниченное применение: для простых схем, а чаще как дополнительное средство при наличии других основных видов блокировок.
Электромагнитная блокировка пригодна для любых схем первичных цепей, проста в эксплуатации.
Механическая замковая и электромеханическая блокировки, основанные на одном и том же принципе, применяются в распределительных устройствах с простыми первичными схемами и небольшим количеством присоединений.
Остальные системы блокировок либо не получили широкого применения, либо в настоящее время заменены указанными выше.
2.1. Механическая блокировка непосредственного действия
Механическая блокировка непосредственного действия в заводском исполнении применяется в комплектных распределительных устройствах (блокировка от перемещений тележки при включенном масляном выключателе, от вкатывания тележки в рабочее положение при включенном заземляющем разъединителе, автоматическое закрытие защитных шторок при выкатывании тележки и др.), а также для блокирования разъединителей с заземляющими ножами. На рис.1 показана механическая блокировка главных и заземляющих ножей разъединителей РНДЗ с приводом ПРН, выполненная в виде дисков (с вырезами), насаженных на валы. Эта блокировка не допускает включения заземляющих ножей при включенных главных ножах и наоборот включения главных ножей при включенных заземляющих ножах.
Рис.1 Механическая блокировка главных и заземляющих ножей разъединителей:
В самых простых схемах, если механическая блокировка непосредственного действия обеспечивает полностью безопасность производства операций, другие типы блокировок применять не следует. При каждой ревизии основного аппарата необходимо проверять работоспособность механической блокировки непосредственного действия.
2.2. Электромагнитная блокировка
Электромагнитная блокировка рекомендуется для распределительных устройств со сложными схемами первичных соединений независимо от напряжения при большом количестве присоединений (более 10). Достоинством этой системы являются ее универсальность (она применима дня любой конструкции распределительного устройства и при любой схеме первичных соединений), простота операций (автоматичность действий КСА) при минимальных затратах времени.
2.2.1. Аппаратура блокировки
Аппаратура для электромагнитной блокировки выпускается двух видов:
— для внутренней установки производства Курского завода низковольтной аппаратуры (замок ЗБ-1, ключ КЗЗ-1);
— для наружной установки (может быть также применена в закрытых распределительных устройствах) производства Рижского опытного завода Латвэнерго (замок ЭМБЗ, ключ ЭМК, розетка У-94Б). Кроме того, применяются блок-контакты КСА, которые используются как для внутренней, так и для наружной установки, и реле РП-23, используемое в качестве реле блокировки (РБЭ) при наличии разъединителей с электродвигательным приводом.
2.2.2. Схемы блокировки
Ниже приведено описание схем блокировки для распределительных устройств и присоединений с наиболее сложными схемами первичных цепей. Схемы блокировки для других схем первичных цепей являются частью описываемых и могут быть составлены самостоятельно. При выполнении приведенных схем оперативной блокировки разъединителей, отделителей и заземляющих ножей исключается возможность неправильных операций.
— для разъединителя, главные ножи которого управляются электродвигательным приводом, должна выполняться электромагнитная блокировка между главными и заземляющими ножами, несмотря на наличие механической блокировки между ними. Это вызвано тем, что включение электродвигателя привода главных ножей может производиться независимо от положения заземляющих ножей. Поэтому для исключения повреждения электродвигателя привода из-за работы в заторможенном режиме или поломки механической блокировки между главным и заземляющими ножами включение электродвигателя запрещается, если заземляющие ножи разъединителя включены (с помощью реле РБЭ);
— для разъединителей с электродвигательным приводом оперативная блокировка осуществляется разрывом цепей управления электродвигательного привода при несоблюдении условий, при которых допустимо оперирование. Разрыв осуществляется контактами реле блокировки РБЭ, обмотка которого включена в цепи оперативной блокировки разъединителя.
Операция переключения прекращается, если во время переключения изменяются условия, при которых эта операция разрешается.
Для возможности осуществления блокировки при ручном управлении главными и заземляющими ножами предусматриваются блок-замки. Шток блок-замка закрывает доступ к валу привода для установки рукоятки ручного оперирования. Шток может быть вытянут только в том случае, если в блок-замок вставлен ключ и соблюдены условия, при которых допустимо оперирование ножами разъединителя.
Приводы снабжены также механизмом блокировки, который исключает возможность осуществления электродвигательного оперирования при ручных операциях. Блокировка выполнена включением в цепи управления электродвигателя привода главных ножей разъединителя контакта конечного выключателя ВК, который размыкается, когда на вал привода устанавливается рукоятка ручного оперирования.
Двойная система шин с шиносоединительным и обходным выключателями (рис.2).
Рис.2. Схема распределительного устройства с двумя системами шин, шиносоединительным и обходным выключателями
Рис.3. Схема блокировки элементов распределительного устройства с двумя
системами шин, шиносоединительным и обходным выключателями
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;