Ликвидация технологических нарушений на линиях электропередачи

Общие положения по ликвидации технологических нарушений на ЛЭП.

5.1.1. Повреждения линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше приводят к снижению пропускной способности электрической сети, надежности энергосистемы, возникновению угрозы развития технологического нарушения, поэтому они должны ликвидироваться в кратчайший срок с последующим вводом линии электропередачи в работу.

5.1.2. При автоматическом отключении ВЛ и отсутствии признаков работы УРОВ, независимо от работы устройств АПВ, необходимо после анализа работы защит опробовать отключившуюся линию напряжением вручную, если не выявлено повреждения оборудования линии в пределах РУ, к которым она подключена, и к моменту опробования не поступила информация о повреждении на линии.

После неуспешного первого ручного опробования второе ручное опробование должно выполняться на основании результатов осмотра линии.

5.1.3. После создания режима, допустимого для отключенного состояния линии электропередачи (для ремонтной схемы сети при отключении линии), должен быть определен порядок ее включения под напряжение с учетом допустимых режимных параметров (перетоков мощности в контролируемых сечениях, по линиям электропередачи и электросетевому оборудованию, уровней напряжения, нагрузок электростанций), состояния схемы присоединений линии на энергообъектах, схемы РУ, к которому она подключена, и схемы прилегающей сети (наличие в ремонте выключателей, систем шин, количество подключаемых шунтирующих реакторов, состояние устройств ПА), а также возможности отключения смежного оборудования в результате отказа выключателя при включении ЛЭП на КЗ.

Указанный порядок включения линии под напряжение должен определяться диспетчером СО или оперативным персоналом ЦУС РСК, в управлении которого

 

находится линия.

5.1.4. Включение автоматически отключившейся линии под напряжение, как правило, производится со стороны подстанции с нормальной схемой РУ. В регламентированных случаях (например, при выводе в ремонт шунтирующих реакторов) допускается включение под напряжение линии со стороны электростанции.

5.1.5. Протяженные ВЛ напряжением 220 кВ и выше, а также линии, имеющие кабельный участок, при включении под напряжение выдают в сеть большую зарядную реактивную мощность, что может привести к повышению напряжения сверх допустимого для оборудования, вследствие которого возможно его повреждение, а также срабатыванию устройств АОПН. При включении таких линий электропередачи необходимо контролировать:

уровни напряжения в сети;

наличие подключенных к линии шунтирующих реакторов; схему прилегающей сети.

5.1.6. При автоматическом отключении ЛЭП как с успешным, так и с неуспешным

АПВ оперативный персонал подстанции должен выполнить следующие действия:

а) По щитовым приборам, табло, ключам управления выключателей панелей центральной сигнализации (по показаниям АРМ оперативного персонала на подстанциях нового поколения) определить отключившуюся (отключавшуюся) линию, проверить положение фаз ее выключателя (если имеется техническая возможность).

б) Об отключении ВЛ, с учетом имеющейся информации, сообщить заинтересованным лицам в соответствии с установленным порядком передачи оперативной информации.

в) По блинкерам и светодиодам РЗА (по информации АРМ о работе устройств РЗА на подстанции нового поколения) установить сработавшие устройства РЗА, снять показания фиксирующих приборов ОМП и осциллограммы РАС.

г) После передачи информации по пункту 5.1.6(в) настоящей Инструкции по назначению - осмотреть присоединение отключившейся (отключавшейся) линии с целью обнаружения возможных повреждений оборудования, проверить положение фаз выключателя.

д) При отсутствии замечаний подтвердить диспетчеру СО и оперативному персоналу ЦУС РСК (по их запросу, в соответствии с распределением ВЛ по способу управления) возможность ручного опробования отключившейся линии напряжением. Перед опробованием все выпавшие блинкера должны быть взведены и квитированы показания фиксирующих приборов ОМП.

5.1.7. При автоматическом отключении ЛЭП как с успешным, так и с неуспешным АПВ оперативный персонал ЦУС В-Д ПМЭС (ГЦУС МЭС Центра) должен действовать в соответствии с заранее разработанными типовыми карточками оперативных действий оперативного персонала ЦУС В-Д ПМЭС (ГЦУС МЭС Центра) при автоматическом отключении ЛЭП.

Указанные типовые карточки должны разрабатываться для каждой ЛЭП, находящейся в эксплуатационной зоне В-Д ПМЭС (МЭС Центра), и подлежат пересмотру по мере необходимости.

5.1.8. На основе анализа действия защит, показаний фиксирующих приборов ОМП, РАС оперативным персоналом ЦУС В-Д ПМЭС (ГЦУС МЭС Центра) должно быть определено расчетное место повреждения ВЛ и участок линии, подлежащий осмотру. Диспетчер ЦУС В-Д ПМЭС выполняет необходимый расчёт в соответствии с

 

 

Представленный в данном пункте порядок действий может быть изменен, если ликвидация технологического нарушения на ВЛ подпадает под особенности, изложенные в разделах 5.2 и 5.3 настоящей Инструкции.

Снятие и передача осциллограмм РАС в ЦУС ПМЭС может, по согласованию с оперативным персоналом ЦУС ПМЭС, выполняться после осмотра присоединения линии.

 

«Инструкцией по организации работ для определения мест повреждений на ЛЭП напряжением 110 кВ – 220 кВ, находящихся в эксплуатационном обслуживании Волго- Донского ПМЭС». Диспетчер ЦУС В-Д ПМЭС сообщает бригаде место предполагаемого КЗ (№ опоры) и зону обхода. Инструкция находится в составе документации диспетчера ЦУС В-Д ПМЭС.

Информация диспетчера СО о рассчитанном им месте повреждения на ЛЭП, находящихся в его управлении, является для оперативного персонала ЦУС В-Д ПМЭС (ГЦУС МЭС Центра) вспомогательной.

Осмотр ВЛ следует начинать с расчетного места повреждения линии. В соответствии с регламентом аварийно-восстановительных работ выдвижение линейных бригад к месту осмотра должно, при необходимости, осуществляться в ночное время.

Осмотр должен быть произведен и в случае успешного ее включения под нагрузку (в том числе устройствами АПВ). При обнаружении повреждения принимается решение о необходимости вывода линии в ремонт.

5.1.9. В соответствии с Положением по организации взаимоотношений между диспетчерским персоналом ОАО «СО ЕЭС» и оперативным персоналом ОАО «ФСК ЕЭС»:

5.1.9.1. Диспетчер СО, в управлении которого находится ЛЭП, сообщает (если это не препятствует предотвращению развития или ликвидации нарушений нормального режима работы энергосистемы) оперативному персоналу ЦУС В-Д ПМЭС (ГЦУС МЭС Центра) в течение 15 минут после получения от оперативного персонала энергообъектов, не находящихся в эксплуатационном обслуживании В-Д ПМЭС, следующую информацию:

факт отключения ЛЭП;

факт и результат работы АПВ; состав работавших устройств РЗА; факт прохождения команд ПА;

информацию для проведения расчета и определения места повреждения на данной ЛЭП или расчетное место повреждения данной ЛЭП по данным фиксирующих приборов;

информацию о результатах осмотра оборудования ячеек ЛЭП;

информацию о результатах осмотра участка ЛЭП, не находящегося в эксплуатационном обслуживании В-Д ПМЭС.

5.1.9.2. Оперативный персонал ЦУС В-Д ПМЭС (ГЦУС МЭС Центра) должен сообщать диспетчеру СО следующую информацию:

зону обхода ЛЭП (до начала обхода);

время начала обхода ЛЭП (в течение 15 минут после начала обхода);

время окончания обхода ЛЭП (в течение 15 минут после окончания обхода); результаты обхода ЛЭП (в течение 15 минут после получения информации от

персонала, производящего осмотр данных ЛЭП).

По запросу диспетчерского персонала СО оперативный персонал ЦУС В-Д ПМЭС (ГЦУС МЭС Центра) должен сообщать информацию о ходе аварийно-восстановительных работ на автоматически отключавшихся ЛЭП диспетчеру СО.

5.1.9.3. Ручное повторное включение ЛЭП, отключившейся автоматически с неуспешным АПВ, на ключах управления выключателей которой вывешен запрещающий плакат «Работа под напряжением, повторно не включать!», должно производиться по команде диспетчера СО, в управлении которого находится указанная ЛЭП, только после получения диспетчером СО информации от оперативного персонала ЦУС В-Д ПМЭС (ГЦУС МЭС Центра) о согласовании производителем работ (допускающим) возможности ручного повторного включения ЛЭП.

5.1.10. При отключении КВЛ должен быть произведен анализ действия защит, которыми была отключена линия. В случае, если при отключении КВЛ линейными защитами не работала дополнительная защита кабельного участка, а предполагаемая зона

 

короткого замыкания (установленная по показаниям фиксирующих приборов ОМП) не включает в себя кабельный участок, дальнейшие действия с линией должны определяться в соответствии с требованиями настоящей Инструкции к действиям оперативного персонала при отключении ВЛ.

В случае, если предполагаемая зона короткого замыкания (установленная по показаниям фиксирующих приборов ОМП) включает в себя, в том числе кабельный участок, или работала дополнительная защита кабельного участка с запретом АПВ, должен быть произведен осмотр кабельного участка, соединительных муфт и примыкающего к кабельному воздушного участка. При обнаружении повреждения на воздушном участке и отсутствии видимых повреждений на кабельном участке и соединительных муфтах, решение о возможности опробования напряжением должно приниматься исходя из работоспособности воздушного участка.

При отсутствии видимых повреждений в зоне осмотра, включающей в себя только кабельный или кабельный и воздушный участки, необходимо произвести испытание кабельного участка. По результатам испытаний принимается решение о возможности опробования напряжением КВЛ.

5.1.11. Все вопросы, касающиеся плавки гололёда, освещены в «Инструкции по предупреждению возникновения и осуществлению плавки гололёда на проводах и грозозащитных тросах ВЛ Волго-Донского ПМЭС, а так же ВЛ субъектов электроэнергетики, в схемах плавки гололёда которых источники находятся на объектах Волго-Донского ПМЭС».

5.1.12. В случае многократных отключений линии электропередачи (трехкратного отключения линии электропередачи с успешным АПВ за непродолжительный промежуток времени (в течение 30 минут))ее включение под нагрузку производится через один выключатель независимо от количества выключателей у линии электропередачи. Включение линии электропередачи по нормальной схеме осуществляется после устранение факторов, являвшихся причиной многократных отключений.

5.1.13. В целях исключения повреждения выключателей ВЛ из-за многократных автоматических отключений и последующих автоматических повторных включений оперативному персоналу Волго-Донского ПМЭС необходимо руководствоваться следующим порядком действий:

5.1.13.1. В течение двух часов с момента первого отключения ВЛ должен быть организован осмотр отключавшейся ВЛ для выяснения причины ее отключения и проведен анализ послеаварийного режима и наличия опасных метеорологических явлений (ветер, гроза, пожар, гололед и т.д.) в регионе прохождения трассы ВЛ.

5.1.13.2. В случае, если отключение ВЛ может привести к работе противоаварийной автоматики, превышению максимально допустимого перетока в контролируемых сечениях, обесточиванию потребителей, либо к перегрузке оставшихся в работе ЛЭП и электросетевого оборудования, по согласованию с диспетчером СО, в управлении которого находится отключавшаяся ВЛ, АПВ данной ВЛ не выводится.

5.1.13.3. В случае, если отключение ВЛ не приведет к последствиям указанным в пункте 5.1.13.2 настоящей Инструкции, по согласованию с диспетчером СО, в управлении (ведении) которого находится ВЛ, должна быть оформлена неотложная диспетчерская заявка на вывод АПВ данной ВЛ.

В случае отключения ВЛ с выведенным действием АПВ, до выяснения причин ее отключения должна быть оформлена аварийная диспетчерская заявка на отключенное состояние ВЛ. При этом ВЛ в ремонт не выводится, а остается отключенной в состоянии готовности к опробованию.

5.1.13.4. По результатам произведенного осмотра ВЛ и выявленных дефектов должно быть принято решение о необходимости вывода ВЛ в ремонт или включения ее в работу с введенным АПВ.