ДП_Миненок (999221), страница 18

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 18)

Включение и отключение разъединителей, установленных в электрически связанной замкнутой распределительной сети, допускается при уравнительном токе не более 70 А. Если это условие не соблюдается, необходимо включение шунтирующих связей, которые отключаются по окончании операций с разъединителями.

Если включение в транзит и отключение коммутационным аппаратом ЛЭП, имеющей питание с двух сторон, возможно, то в месте деления:

• перед включением коммутационного аппарата проверяется, имеется ли напряжение с двух его сторон и нет ли замыкания фазы на землю в сети;

• после отключения коммутационного аппарата проверяется, имеется ли напряжение с двух сторон аппарата.

Если перед включением коммутационного аппарата будет обнаружено замыкание фазы на землю или отсутствие напряжения на одной из сторон коммутационного аппарата, дальнейшее проведение операций прекращается, о чем сообщается руководящему переключениями оперативному персоналу.

В электрически не связанных распределительных сетях перед включением «в кольцо» линий или участков сетей предварительно осуществляется временная электрическая связь между центрами питания (включение секционного выключателя, ЛЭП, непосредственно соединяющей шины двух центров питания, и Перед включением временной электрической связи устанавливаются одинаковые уровни напряжения на шинах центров питания.

Сразу же после включения временной электрической связи проверяется значение уравнительного тока, которое не должно превышать допустимое значение нагрузки по этой связи.

Если создание временной электрической связи невозможно, операции по переводу нагрузки с одной линии на другую осуществляются с предварительным согласованием кратковременного отключения потребителей.

Включение «в кольцо» участков сетей 6 – 10 кВ, подключенных в нормальном режиме к разным центрам питания, каждый раз согласовываются с оперативным персоналом и соответствующей службой РЗА сетевой компании, а создание часто повторяющихся типовых ремонтных схем, связанных с замыканием на совместную работу указанных выше участков сетей, отражается в местной инструкции по производству переключений.

Не допускается замыкание в сети 0,4 кВ, а также включение на одни шины 0,4 кВ трансформаторов, питающихся от разных центров питания или от разных ЛЭП.

Замыкание в сети 0,4 кВ трансформаторов, питающихся от одной линии, но установленных на разных подстанциях, допускается как исключение для разгрузки перегружающихся трансформаторов или линий напряжением 0,4 кВ.

После ремонта линии (или трансформатора), при котором могло быть нарушено чередование фаз, перед включением ЛЭП (трансформатора) в работу проверяется фазировка.

Не допускается включение коммутационных аппаратов, на одноименных зажимах которых может оказаться несфазированное напряжение. Приводы таких аппаратов запираются на замок, и принимаются другие меры препятствующие ошибочному включению коммутационных аппаратов.

На оперативной схеме несфазированные между собой участки сети и разделяющие их коммутационные аппараты отмечаются специальным знаком.

Фазировка проверяется каждый раз перед включением коммутационного аппарата, установленного в месте раздела участка электрической сети с сетями потребителей электроэнергии.

В распределительных электросетях, работающих с компенсацией тока замыкания на землю, должны быть выполнены необходимые расчеты емкостного тока замыкания на землю с указанием операций оперативного персонала по его компенсации при разных ремонтных схемах прилегающей сети. При переключениях, влияющих на изменение тока замыкания на землю, должна изменяться настройка дугогасящих реакторов в соответствии с произведенными расчетами. Оперативный персонал в технологическом управлении (ведении) которого находится дугогасящие реакторы и ЛЭП распределительной сети, влияющие на величину емкостных токов замыкания на землю, должен контролировать и поддерживать режим компенсации емкостных токов замыкания на землю в соответствии с расчетами.

При выполнении переключений на разных объектах в бланке переключений делаются подзаголовки с указанием объекта, на котором выполняются переключения. Нумерация пунктов в бланке переключений делается сквозная.

А.3 Последовательность операций при выполнении отдельных видов переключений

Последовательность операций при переключениях по выводу в ремонт и вводу в работу фидера кабельной линии КЛ1 (рисунок 1.1).

Рисунок А.1- Схема участка распределительной сети 6–10 кВ

А.3.1 Вывод в ремонт фидера кабельной линии КЛ1

На ЦП:

1) перевести автоматику РПН трансформаторов Т1 и Т2 с автоматического на дистанционное управление;

2) установить РПН трансформаторов Т1 и Т2 в одинаковое положение;

3) вывести АВР СВ;

4) включить секционный выключатель;

5) проверить наличие тока нагрузки;

На РП:

6) вывести АВР СВ;

7) включить СВ;

8) проверить наличие тока нагрузки;

9) отключить выключатель линии КЛ1;

10) проверить отсутствие тока нагрузки;

На ЦП:

11) отключить СВ;

12) проверить отсутствие тока нагрузки;

13) ввести АВР СВ.

14) перевести автоматику РПН трансформаторов Т1 и Т2 на автоматическое управление;

15) отключить выключатель линии КЛ1;

16) проверить отключенное положение выключателя по месту установки;

17) отключить линейный разъединитель линии КЛ1;

18) запереть привод разъединителя на замок;

19) на приводе вывешивается плакат «Не включать! Работа на линии»;

На РП:

20) переместить тележку с выключателем в ремонтное положение;

21) вывесить на дверцах ячейки плакат «Не включать! Работа на линии»;

22) проверить отсутствие напряжения на вводе линии КЛ1;

23) включить заземляющие ножи в сторону линии;

24) дверцы ячейки линии КЛ1 запереть на замок;

На ЦП:

25) проверить отсутствие напряжения на вводе линии КЛ1;

26) включить заземляющие ножи в сторону линии.

А.3.2 Ввод в работу питающей кабельной линии КЛ1

На ЦП:

1) отключить заземляющие ножи линии КЛ1;

2) проверить их отключенное положение;

На РП:

3) отключить заземляющие ножи линии КЛ1;

4) проверить их отключенное положение;

5) снять плакат «Не включать! Работа на линии» и замок с дверей ячейки линии КЛ1;

6) проверить отключенное положение выключателя линии КЛ1;

7) переместить тележку выключателя в рабочее положение;

На ЦП:

8) проверить отключенное положение выключателя линии КЛ1;

9) снять плакат «Не включать! Работа на линии» и замок с привода линейного разъединителя линии КЛ1;

10) включить линейный разъединитель линии КЛ1;

11) перевести автоматику РПН трансформаторов Т1 и Т2 с автоматического на дистанционное управление;

12) установить РПН трансформаторов Т1 и Т2 в положение, соответствующее их параллельной работе;

13) вывести АВР секционного выключателя;

14) включить секционный выключатель;

15) проверить наличие тока нагрузки;

16) включить выключатель линии КЛ1;

На РП:

17) включить выключатель линии КЛ1;

18) проверить наличие тока нагрузки;

19) отключить секционный выключатель;

20) ввести АВР секционного выключателя;

На подстанции ЦП:

21) отключить секционный выключатель;

22) ввести АВР секционного выключателя;

23) перевести автоматику РПН трансформаторов Т1 и Т2 с

дистанционного на автоматическое управление.

А.3.3 Вывод в ремонт фидера воздушной линии Л6, см. Рисунок 1.2

На РП1:

1) вывести АВР;

2) включить выключатель резервной линии КЛ8;

3) проверить наличие тока нагрузки;

На подстанции ТП3:

4) проверить, имеется ли напряжение с двух сторон отключенного выключателя нагрузки ВН4;

5) проверить отсутствии замыкания фазы на землю в сети;

6) вывести АВР;

7) включить выключатель нагрузки ВН4.

На подстанции ТП5:

8) отключить выключатель линии Л6;

установки;

11) отключить линейный разъединитель линии Л6;

12) запереть привод разъединителя на замок;

13) на приводе вывесить плакат «Не включать! Работа на линии»;

На подстанции ЦП3:

14) вывести АВР;

15) проверить отключенное положение выключателя линии Л6 по месту установки;

16) отключить разъединитель линии Л6;

17) запереть привод разъединителя на замок;

18) на приводе вывесить плакат «Не включать! Работа на линии»;

10) проверить отключенное положение выключателя линии Л6 по месту На РП2:

19) вывести АПВ;

20) отключить выключатель линии Л6;

21) проверить отключенное положение выключателя линии Л6 по месту установки;

22) отключить линейный разъединитель линии Л6;

23) запереть привод линейный разъединитель линии Л6 на замок;

24) вывесить плакат «Не включать! Работа на линии» на привод разъединителя линии Л6;

25) проверить отсутствие напряжения на вводе линии Л6;

26) установить переносное заземление на линию Л6.

27) на линии Л6 проверить отсутствие напряжения; установить переносное заземление на провода линии Л6 на опоре 20.

28) На месте работ на провода линии Л6 также установить переносное заземление.

Рисунок А.2 - Схема участка распределительной

сети 6 – 10 кВ, секционированной в ТП3

в нормальном режиме работы

А.3.4 Ввод в работу после ремонта линии Л6

На линии Л6 снять заземление с места работ и снять заземление на опоре 20 линии Л6.

На РП2:

1) снять заземление с ввода линии Л6;

2) снять плакат «Не включать! Работа на линии» и замок с привода линейный разъединитель линии Л6;

3) включить линейный разъединитель линии Л6;

4) включить выключатель линии Л6;

5) ввести АПВ;

На РП1:

На подстанции ТП5:

6) проверить отключенное положение выключателя линии Л6 по месту установки;

7) снять плакат «Не включать! Работа на линии» и замок с привода разъединителя линии Л6;

8) включить линейный разъединитель линии Л6;

9) включить выключатель линии Л6;

10) проверить наличие тока нагрузки на линии Л6

На подстанции ТП3:

11) отключить выключатель нагрузки ВН4;

12) проверить наличие напряжение с обеих сторон ВН4;

13) ввести АВР;

На подстанции ЦП3:

14) проверить отключенное положение выключателя линии Л6 по месту установки;

15) снять плакат «Не включать! Работа на линии» и замок с привода разъединителя линии Л6;

16) включить разъединитель линии Л6;

17) ввести АВР;

На РП1:

18) отключить выключатель резервной линии КЛ8, проверить

отсутствие тока нагрузки;

19) ввести АВР.

_{ПРИЛОЖЕНИЕ Б}

_{(обязательное)}

_{ПОВЫШЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ ПРИ}

_{ПРИМЕНЕНИИ ВАКУУМНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ И ВЛИ 6(10) кВ}

Таблица Б.1- Распределение технологических нарушений

на подстанциях по видам оборудования

Комплектные выпрямительные устройства	9%
Цепи БК. кабели	4%
Разъединитель ОСИ	12%
Трансформаторы тока	4%
сн	3%
Выключатели	24%
Устройства РЗ и А	21%
Маслонаполненное оборудование	15%
Синхронные компенсаторы	2%
Конденсаторы связи, ВЧ заградители	3%
Разрядники. ОПН	2%
Прочее	1%

Как видно из таблицы Б.1, количество технологических нарушений из-за отказа выключателей наибольшее.

Распределение технологических нарушений маслонаполненного оборудования, приведенное в таблице Б.2, также убедительно показывает, что наибольшее количество отказов имеют высоковольтные масляные (малообъемные и баковые) выключатели

Доля количества отказов конструктивных элементов от общего количества отказов масляных выключателей распределяется следующим образом: дугогасящая камера – 18 %, привод – 26 %, цепи управления – 42 %, опорная изоляция и вводы – 14 %.

Наряду с физическим износом оборудования происходит его моральное старение. Средний технический уровень установленного станционного и подстанционного коммутационного оборудования соответствует оборудованию, которое эксплуатировалось в ведущих странах мира 30 лет назаБ. Вместе с тем тенденции развития высоковольтных выключателей 6–35 кВ показывают устойчивый рост применения в мире вакуумных выключателей.

Следовательно, в первую очередь, необходимо осуществить замену масляных выключателей на вакуумные.

Таблица Б.2 - Распределение технологических нарушений

маслонаполненного оборудования

Трансформатор силовой	22%
Выключатель масляный	57%
Измерительный трансформатор тока	8%
Измерительный трансформатор напряжения	8%
Прочее оборудование	5%

Широкому применению вакуумных выключателей способствуют приведенные ниже конструктивные и эксплуатационные преимущества перед традиционными коммутационными аппаратами на напряжение 6–35 кВ (маломасляными, электромагнитными, воздушными).

Характеристики

Список файлов ВКР