11.1. Порядок организации работ при ликвидации аварий
Аварийная ситуация — это изменение в нормальной работе оборудования, создающее угрозу возникновения аварии. Признаки аварии определяются отраслевыми нормативно-техническими документами.
Аварийный режим электроустановки — это работа неисправной электроустановки, при которой могут возникнуть опасные ситуации, приводящие к электротравмированию людей, взаимодействующих с электроустановкой (ГОСТ 12.1.038—82).
Аварийный резерв мощности энергосистемы (аварийный резерв) — это резерв мощности, необходимый для восполнения аварийного понижения генерирующей мощности в энергосистеме (ГОСТ 21027—75).
Вопросы оперативной ликвидации аварий в электрической части энергосистем, как работающих изолированно, так и входящих в объединения, за исключением специальных вопросов ликвидации аварий в городских и сельских распределительных сетях рассматриваются в «Инструкции по предотвращению и ликвидации аварий в электрической части энергосистем», утвержденной приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 г. № 289.
При возникновении аварийной ситуации эксплуатационный персонал принимает меры по ее локализации и ликвидации, обеспечивает безопасность людей и сохранность оборудования.
Все переключения в электроустановках производятся оперативным персоналом в соответствии с инструкциями энергопредприятия с обязательным применением всех необходимых защитных средств.
Оперативный персонал контролирует работу автоматики и, убедившись в ее неправильных действиях, переходит на ручное управление. В работу защит оперативный персонал не вмешивается; только при отказе действия защиты персонал выполняет ее функции.
Эксплуатационный персонал регистрирует все обстоятельства возникновения аварии в установленном порядке.
О каждой операции по ликвидации аварии докладывают вышестоящему оперативному персоналу. Руководство энергосистемы, электростанции извещается о произошедшем и о принятых мерах после проведения тех операций, которые следует выполнять незамедлительно.
При ликвидации аварии все распоряжения диспетчера выполняются немедленно, за исключением тех распоряжений, выполнение которых может представлять угрозу для безопасности людей и сохранности оборудования.
Если распоряжение диспетчера представляется подчиненному персоналу ошибочным, оперативный персонал указывает на это диспетчеру. При подтверждении диспетчером своего распоряжения персонал его выполняет.
В аварийной ситуации оперативный персонал обеспечивается первоочередной связью, а в случае необходимости по его требованию прерываются остальные переговоры.
Начальник смены электростанции срочно информирует диспетчера энергосистемы о возникновении аварии.
Во время ликвидации аварии находящийся на дежурстве персонал, непосредственно обслуживающий оборудование, остается на рабочих местах, принимая меры к сохранению оборудования в работе, а если это невозможно — к его отключению. Уходя, дежурный персонал сообщает о своем местонахождении вышестоящему оперативному персоналу.
Рабочее место оставляют:
при явной опасности для жизни;
для оказания первой помощи пострадавшему при несчастном случае;
для принятия мер по сохранению целостности оборудования;
по распоряжению работника, руководящего ликвидацией аварии.
Персонал, не имеющий постоянного рабочего места (обходчики, дежурные слесари и др.), при возникновении аварии немедленно поступает в распоряжение непосредственного руководителя и по его указанию принимает участие в ликвидации аварии.
Приемка и сдача смены во время ликвидации аварии не производится; пришедший на смену оперативный персонал используется по усмотрению лица, руководящего ликвидацией аварии. При аварии, для ликвидации которой требуется длительное время, допускается сдача смены по разрешению вышестоящего оперативного дежурного.
В инструкции предприятия указываются операции, которые оперативный персонал проводит самостоятельно при потере связи, а также операции, которые самостоятельно не выполняются.
Оперативный персонал, независимо от присутствия лиц административно-технического персонала, как правило, принимает решения единолично, осуществляя мероприятия по восстановлению нормального режима оборудования и ликвидации аварии.
Все оперативные переговоры с момента возникновения аварии и до ее ликвидации записываются на магнитофон или жесткий диск компьютера.
Работник, принявший руководство ликвидацией аварии на себя, принимает все обязанности отстраненного от руководства работника и оперативно подчиняется вышестоящему оперативному руководителю.
Передача руководства ликвидацией аварии оформляется записью в оперативном журнале. Персонал, отстраненный от ликвидации аварии, остается на своем рабочем месте и выполняет распоряжения и указания лица, принявшего на себя руководство ликвидацией аварии.
По окончании ликвидации аварии лицо, руководящее ликвидацией, составляет сообщение об аварии по установленной форме.
При ликвидации аварии производятся необходимые операции с устройствами релейной защиты и противоаварийной автоматики в соответствии с действующими нормативными документами и указаниями органов диспетчерского управления энергосистемы.
При выполнении самостоятельных действий по ликвидации аварии оперативный персонал электростанций и ПС руководствуется следующим:
при подаче напряжения на обесточенные участки электрической сети и РУ напряжением 110 кВ и выше проверяет наличие заземленной нейтрали со стороны питания (то же относится и к КЛ 35 кВ, работающим с глухим заземлением нейтрали);
при опробовании напряжением отключившегося оборудования немедленно вручную отключает выключатели при включении их на КЗ и отказе защиты или при неполнофазном включении;
при опробовании напряжением отключившихся линий предварительно отключает устройство АПВ, если оно не выводится из действия автоматически, и производит необходимые переключения в устройствах противоаварийной автоматики;
при опробовании напряжением отключившихся линий 330 кВ и выше и длиной более 200 км подготавливает режим сети по напряжению. Такая подготовка объясняется возможным значительным повышением напряжения выше допустимого на ПС, с которой производится опробование, особенно на другом конце линии.
При ликвидации аварии напряжение на шины обесточившейся электростанции подается в первую очередь.
Отключившееся во время аварии оборудование включается после анализа действия отключивших его защит.
11.2. Замыкание фазы на землю в сетях с изолированной нейтралью и с компенсацией емкостных токов
Замыкание на землю — это замыкание, обусловленное соединением проводника с землей или уменьшением сопротивления его изоляции по отношению к земле ниже определенной величины (СТ МЭК 50(151)—78).
Компенсация емкостного тока замыкания на землю в сетях 6-35 кВ применяется для уменьшения тока замыкания на землю, снижения скорости восстановления напряжения на поврежденной фазе после гашения заземляющей дуги, уменьшения перенапряжений при повторных зажиганиях дуги и создания условий для ее самопогасания.
Из рис. 11.1, а видно, что при замыкании фазы на землю обмотка ТН поврежденной фазы оказывается замкнутой накоротко и показания ее вольтметра будут равны нулю. Две другие фазы будут находиться под линейным напряжением, что зафиксируют вольтметры.
В точке замыкания фазы (например, фазы С) на землю проходит ток, равный геометрической сумме емкостных токов неповрежденных фаз, то есть
Чем протяженнее сеть, тем больше ее емкость и, следовательно, тем больше ток замыкания на землю, что вытекает из формулы (11.1).
Опасность замыкания фазы на землю состоит в том, что в месте повреждения, как правило, возникает перемежающаяся заземляющая дуга, длительное горение которой при большом емкостном токе приводит к значительному тепловому эффекту с возможным возникновением междуфазных КЗ, а повышение напряжения двух фаз до линейного значения может привести к пробою дефектной изоляции.
В соответствии с требованиями ПТЭ, токи замыкания на землю не должны превышать следующих значений:
В соответствии с требованиями ПУЭ и Типовой инструкцией по компенсации емкостного тока, компенсация должна применяться при следующих значениях емкостного тока замыкания на землю в нормальных режимах работы сети:
в воздушных сетях 6-20 кВ на железобетонных или металлических опорах и во всех сетях 35 кВ — при токе более 10 А;
в воздушных сетях, не имеющих железобетонных или металлических опор:
при напряжении 6 кВ — при токе более 30 А;
при напряжении 10 кВ — более 20 А;
при напряжении 15–20 кВ — более 15 А;
в схемах генераторного напряжения 6-20 кВ блоков генератор — трансформатор — более 5 А.
Компенсацию допускается применять также в воздушных сетях 6-10 кВ при емкостном токе менее 10 А.
Во избежание превышения указанных значений токов в нейтраль трансформатора включается дугогасящий реактор (рис. 11.1, б), который уменьшает (компенсирует) емкостной ток через место повреждения. При компенсации емкостных токов ВЛ и КЛ могут некоторое время работать с замыканием фазы на землю.
При токе реактора Ip равном емкостному току Ic, имеет место полная компенсация емкостного тока, то есть Iр = Iс = 0, и наступает резонанс токов.
Реактор можно настраивать на работу с недокомпенсацией или перекомпенсацией токов.
Настройка с недокомпенсацией применяется в КЛ и ВЛ, если аварийно возникшая несимметрия емкостей фаз не приводят к возникновению напряжения смещения нейтрали более 0,7 Uф.
При резонансной настройке ток замыкания на землю минимален и перенапряжения в сети не превышают 2,7 Uф. С точки зрения гашения дуги резонансная настройка является оптимальной.
В обычном режиме работы сети имеет место несимметрия напряжения, обычно не превышающая допустимое значение 1,5 %.
Следует иметь в виду, что при резонансной настройке напряжение смещения может достичь значений фазных напряжений, что приведет к искажению фазных напряжений и возможному появлению сигнала «земля в сети» при отсутствии замыкания фазы на землю. Расстройка дугогасящего реактора позволяет избежать точки резонанса, снизить напряжение смещения нейтрали и выровнять показания вольтметров.
При отсутствии замыкания на землю допускается смещение нейтрали не более 0,15Uф.
Ток дугогасящих реакторов регулируется ручным переключением ответвлений с отключением реактора от сети, изменением зазора в магнитной системе при помощи электродвигательного привода без отключения реактора от сети, изменением индуктивности реактора или подмагничиванием постоянным током без отключения реактора от сети.
Автоматизированная компенсированная сеть должна иметь:
дугогасящие реакторы с ручным переключением ответвлений;
подстроечные дугогасящие реакторы с плавным изменением тока компенсации без отключения реактора от сети;
дугогасящие реакторы с автоматическими регуляторами тока компенсации, включающиеся сразу после возникновения замыкания на землю и обеспечивающие резонансную настройку для погашения дуги в месте замыкания.
Перестройка дугогасящих реакторов производится по распоряжению диспетчера, который руководствуется таблицей настройки, составленной для конкретного участка сети на основании результатов измерений токов замыкания на землю, емкостных токов, токов компенсации и напряжений смещения нейтрали.
Дугогасящие реакторы устанавливаются на питающих сеть ПС и подключаются к нейтрали трансформатора через разъединители.
При соединении трансформатора по схеме «звезда — треугольник» реакторы подключают к нейтрали вспомогательных трансформаторов, в качестве которых используются трансформаторы собственных нужд.
Для перевода реактора с одного трансформатора на другой его сначала отключают разъединителем от нейтрали одного трансформатора, а затем подключают разъединителем к нейтрали другого.
О возникновении замыкания на землю персонал узнает по работе сигнальных устройств, а фаза, замкнувшая на землю, устанавливается по показаниям вольтметров контроля изоляции.
В сигнальном устройстве реле контроля изоляции подключается к выводам дополнительной вторичной обмотки ТН, соединенной по схеме разомкнутого треугольника. При нарушении изоляции фазы на землю на зажимах этой обмотки появляется напряжение нулевой последовательности 3U0, реле КV (рис. 11.1) срабатывает и подает сигнал.
В сетях с компенсацией емкостных токов схемы сигнализации и контроля работы дугогасящих реакторов подключаются к ТТ реактора или к его сигнальной обмотке. К этой же обмотке подключаются без предохранителей также лампы контроля отсутствия замыкания на землю.
По полученным сигналам на ПС нельзя сразу определить электрическую цепь, на которой произошло замыкание на землю, поскольку отходящие линии электрически связаны между собой на шинах. Для определения цепи, на которой произошло замыкание на землю, применяют избирательную сигнализацию поврежденных участков, основанную на использовании токов переходного процесса замыкания или токов высших гармоник, источником которых являются нелинейные цепи.
Широкое распространение на ПС, питающих кабельную сеть, получили устройства с разделительными фильтрами типов РФ и УСЗ, которые реагируют на высшие гармоники, содержащиеся в токе 3I0. Их уровень пропорционален емкостному току сети и в поврежденной линии выше, чем в токах нулевой последовательности неповрежденных линий. Данный фактор и является признаком повреждения на той или иной линии.
Стационарные устройства устанавливаются на щитах управления или в коридорах РУ и при помощи переключателей, кнопок или шаговых искателей при появлении в цепи замыкания на землю поочередно подключаются персоналом к ТТ нулевой последовательности, установленным на каждой КЛ.
Поврежденным считается присоединение, на котором при измерении стрелка прибора отклонится на большее число делений, чем при измерениях на других присоединениях.
Если устройства избирательной сигнализации на ПС отсутствуют или не дают желаемых результатов, отыскание поврежденного присоединения производится путем перевода отдельных присоединений с одной системы шин на другую, работающую без замыкания на землю, или путем деления электрической сети в заранее предусмотренных местах. Для отыскания повреждений также пользуются поочередным кратковременным отключением линий с включением их от АПВ или вручную.
Следует знать, что продолжительность непрерывной работы реакторов под током нормирована: от 2 до 8 ч. Поэтому если отыскание замыкания на землю затягивается, то персонал обязан контролировать температуру верхних слоев масла в баке реактора. Максимальное повышение температуры верхних слоев масла допускается до 100 °C.
11.3. Предупреждение отказов выключателей
В эксплуатации имеют место случаи, когда масляные выключатели долгое время остаются в работе с невыявленными дефектами приводов и цепей управления, неисправностями передаточных механизмов, а воздушные выключатели — с неисправностями клапанных систем, электромагнитов управления и их цепей. В результате происходят их отказы в работе.
Такие явления вызывают необходимость профилактики и регулярного опробования работы выключателей в межремонтный период и выключателей, находящихся в резерве, путем их однократного дистанционного отключения и включения.
Если из-за механической неисправности отключение выключателя в РУ окажется неуспешным, то следует создать схему для разрыва тока в цепи с дефектным выключателем с помощью ШСВ или обходного выключателя.
Такие же схемы должны применяться при неполнофазном отключении выключателя, а также в том случае, когда отключение выключателя становится невозможным (например, при пониженном уровне масла в баке масляного выключателя, при повреждении камер воздушного выключателя и т. д.).
В связи с этим персоналу необходимо знать порядок вывода дефектных выключателей при различных схемах соединения на ПС.
Например, в схемах с двумя системами шин для отключения электрической цепи с помощью ШСВ необходимо снять предохранители в цепи управления выключателя, отключение которого невозможно произвести, включить ШСВ, если он был отключен, перевести все присоединения на одну рабочую систему шин, оставив на другой электрическую цепь с дефектным выключателем, подать на привод ШСВ напряжение оперативного тока и отключить его, отключая тем самым выводимую из работы цепь.
В схемах с одной или двумя рабочими и обходной системами шин для отключения электрической цепи с помощью обходного выключателя необходимо снять предохранители в цепи управления выключателя, отключение которого невозможно произвести, проверить отключенное положение обходного выключателя и включить его разъединители на обходную систему шин; проверить, включены ли шинные разъединители обходного выключателя на систему шин, на которую работает дефектный выключатель. Затем цепь, выключатель которой выведен из схемы, может быть отключена обходным выключателем или оставлена в работе через обходной выключатель.
Для вывода из работы дефектного выключателя на ПС, выполненных по схемам кольцевого типа, необходимо, чтобы кольцо было замкнуто всеми выключателями.
Вывод из схемы выключателей, находящихся во включенном положении, производится отключением разъединителей. При этом необходимо предварительно вывести из действия оперативную блокировку между выключателем и разъединителями.
11.4. Операции с шинными разъединителями
При выполнении переключений на ПС чрезвычайно ответственными являются операции с шинными разъединителями. Особенно опасны поломки изоляторов шинных разъединителей, которые приводят к КЗ с обесточиванием сборных шин.
Поэтому необходим тщательный контроль за состоянием изоляторов шинных разъединителей, своевременное выявление и замена дефектной изоляции. Наряду с этим важную роль играет сокращение числа операций с разъединителями, прежде всего за счет исключения операций с разъединителями, имеющими дефекты.
Для сокращения числа переключений на ПС и исключения их повтора необходимо заранее спланировать выполнение наибольшего объема ремонтных и профилактических работ, которые могут быть выполнены за одно отключение.
Целесообразно совмещать все виды ремонтных работ на ПС, ЛЭП, в цепях вторичной коммутации.
Операции с шинными разъединителями в основном производятся при включении под напряжение или для фазировки нового и отремонтированного оборудования. При этом обычно освобождается одна система сборных шин путем перевода электрических цепей при помощи шинных разъединителей. Обычно для такого рода работ достаточно отключения системы шин выключателями и снятие с приводов выключателей оперативного тока, если это допустимо по режиму работы ПС и электрической сети. При этом не обязательно отключение и шинных разъединителей ШСВ. Например, при фазировке отключенное положение ШСВ достаточно фиксировать снятием с привода напряжения оперативного тока.
Переключения электрических цепей с одной системы шин на другую целесообразно производить с предварительным отключением выключателей, если это допустимо по режиму работы. После отключения выключателей отключают шинные разъединители электрической цепи с одной системы шин и включают на другую. В этом случае при неисправности шинного разъединителя и возникновении КЗ пропадет напряжение лишь на одной системе шин, а другая останется в работе.
11.5. Недопустимость феррорезонансных явлений
Феррорезонансные явления — это перенапряжения и сверхтоки в обмотках измерительных ТН, возникающие в результате насыщения стали и резонанса в схеме, содержащей емкость электрооборудования сети и индуктивность намагничивания ТН.
Феррорезонансные процессы могут возникнуть в цепях, содержащих последовательно включенные емкость и индуктивность со сталью. То есть в последовательной феррорезонансной цепи может возникнуть резкое изменение тока при небольшом изменении напряжения на ее входе, а также при изменении значения емкости или параметров катушки со стальным сердечником.
На ПС напряжением 220 кВ и выше при оперативных переключениях могут образовываться различные последовательные или последовательно-параллельные схемы соединения индуктивности ТН и активного сопротивления его обмоток с емкостью шин и конденсаторов, шунтирующих контактные разрывы воздушных выключателей.
В зависимости от соотношений между реактивными элементами в контуре могут возникнуть опасные феррорезонансные явления; при этом на шинах могут появиться повышенные напряжения, а по обмотке ВН ТН, например, серии НКФ будут проходить недопустимые по значению токи, что приведет к повреждениям ТН и аварийным ситуациям.
Феррорезонансные процессы имеют место и при автоматических отключениях, например, при действии УРОВ.
На ПС 220 кВ и выше оперативные переключения необходимо производить в такой последовательности, при которой не создавались бы опасные с точки зрения феррорезонансных явлений схемы.
Например, на ПС, где ТН имеют разъединители, при выводе в ремонт шин с ТН серии НКФ его разъединители следует отключать перед отключением выключателя последнего присоединения, питающего эти шины. При вводе в работу системы шин разъединители ТН следует включать лишь после включения этой системы шин.
При отключении выключателей от системы шин с ТН серии НКФ действием УРОВ следует предусматривать АПВ любой отключенной со всех сторон электрической цепи, для того чтобы расстроить возможный феррорезонансный контур.
Для исключения феррорезонансных явлений в ОРУ применяются:
для сетей напряжением 6, 10 и 35 кВ — антирезонансные ТН соответствующих классов;
для сетей 110–500 кВ — антирезонансные или емкостные ТН соответствующих классов при многоразрывных или одноразрывных выключателях или одноразрывные выключатели при электромагнитных ТН.
На практике имеет место запрет на отключение выключателя одного из силовых трансформаторов при срабатывании дифференциальной защиты шин. Ее действием при КЗ на шинах ВН отключаются выключатели трансформатора лишь со стороны СН и НН.
Согласно местной инструкции по производству переключений, если ТН серии НКФ не имеет разъединителей, то ввод в работу системы шин, а также вывод ее из работы с присоединенным ТН серии НКФ должен производиться шинными или узловыми разъединителями при включенном выключателе одной из электрических цепей, который первым включается или последним отключается. При этом каждый раз необходимо деблокировать блокировку между выключателем и разъединителями. Порядок деблокирования и ввода блокировки в работу указывается в бланке переключений.
11.6. Причины возникновения аварийных ситуаций в электрических сетях и действия персонала по их предупреждению и устранению
Практика эксплуатации электрических сетей показала, что к основным причинам повреждений оборудования, как правило, относятся:
некачественные монтаж и ремонт оборудования;
неудовлетворительная эксплуатация оборудования;
дефекты конструкций и технологии изготовления оборудования (заводские дефекты);
естественное старение и форсированный износ изоляции (например, длительное превышение температуры обмоток трансформатора сверх допустимой на 6 °C сокращает срок ее службы в два раза);
грозовые и коммутационные перенапряжения, при которых повреждается изоляция трансформаторов, выключателей, разъединителей и другого оборудования;
однофазные замыкания на землю в сетях 6-35 кВ, сопровождающиеся горением заземляющих дуг из-за недостаточной компенсации емкостных токов.
Основными причинами отказов устройств РЗиА и аппаратуры вторичной коммутации являются:
неисправности электрических и механических частей реле, нарушение контактных соединений, обрывы жил контрольных кабелей, цепей управления и т. д.;
неправильный выбор уставок и характеристик реле;
ошибки монтажа и дефекты в схемах РЗиА;
ошибочные действия персонала при обслуживании устройств РЗиА.
Ликвидация аварий оперативным персоналом заключается в следующем:
в выполнении переключений с целью отделения поврежденного оборудования и предупреждения развития аварии;
в устранении опасности для персонала;
в локализации и ликвидации очагов возгорания;
в восстановлении в короткий срок электроснабжения потребителей.
Основными источниками информации для оперативных действий персонала являются устройства автоматической сигнализации, которые делятся на следующие группы:
по назначению :
сигнализация положения;
предупредительная сигнализация;
аварийная сигнализация;
по объему и характеру передаваемой информации :
индивидуальная сигнализация;
участковая сигнализация; центральная сигнализация.
Сигнализация положения дает информацию о положениях коммутационной и регулирующей аппаратуры.
Предупредительная сигнализация извещает об отклонениях от заданного режима работы оборудования и появлении неисправностей.
Аварийная сигнализация извещает об автоматических отключениях оборудования звуковыми и световыми сигналами.
Индивидуальная сигнализация указывает тот элемент схемы, который автоматически отключился при аварии, а также те устройства защиты, действием которых произошло отключение.
Участковая сигнализация указывает участок главной схемы, где произошло аварийное отключение оборудования.
Центральная сигнализация представляет собой совокупность сигнальных ламп, реле, световых табло, кнопок, с помощью которых включаются и отключаются звуковые сигналы, световые табло и т. д.
Действия оперативного персонала в аварийной ситуации заключаются в следующем:
в сборе и систематизации поступившей информации;
в анализе собранной информации;
в составлении плана действий и принятию оперативного решения на основании поступившей информации;
в реализации плана действий и его корректировке в зависимости от накопления новой информации и хода процесса ликвидации аварии.
При аварийной ситуации персонал должен:
прекратить воздействие звукового сигнала и записать время начала аварии;
по участковой сигнализации, показаниям приборов или положению выключателей установить место аварии участка электросети;
осмотреть световые табло на панелях щита управления;
привести в положение соответствия ключи управления коммутационных аппаратов, сигнальные лампы которых указывают на несоответствие положений аппарата и его ключа управления;
сообщить диспетчеру, в оперативном управлении (или ведении) которого находится оборудование, о возникновении аварийной ситуации на ПС, получить разрешение и осмотреть реле на панелях РЗиА;
пометить сработавшие указательные реле, записать их наименования, после чего поднять флажки указательных реле.
После получения полной информации о причинах и характере аварии персонал обязан проанализировать сложившуюся аварийную ситуацию, отобрать нужную информацию и дать оценку ее значимости. При этом необходимо учесть возможность ложных отключений неповрежденного оборудования, отказов в отключении повредившегося оборудования и отказов в работе автоматических устройств. В результате следует сконцентрировать внимание на главных, решающих признаках сложившейся ситуации, что поможет найти нужное решение и практически его осуществить.
Одним из важнейших навыков персонала является составление плана действий по обеспечению безопасности персонала, сохранности оборудования и быстрому восстановлению электроснабжения потребителей, который не должен противоречить требованиям энергосистемы.
11.7. Действия персонала при аварийном отключении ВЛ и КЛ
Автоматическое отключение тупиковых линий в случае отсутствия источника резервного питания, как правило, приводит к прекращению электроснабжения потребителей.
В этом случае персонал обязан в кратчайший срок включить отключившуюся линию и свести к минимуму ущерб потребителей. При включении на неустранившееся КЗ персонал должен отключить выключатель линии, не дожидаясь действия защиты.
Указанные требования к персоналу относятся и к транзитным линиям, переведенным до возникновения аварии на работу в режиме тупикового питания.
Подача напряжения по линиям тупикового питания осуществляется персоналом ПС самостоятельно с последующим сообщением диспетчеру.
Следует иметь в виду, что без выяснения причин автоматического отключения КЛ включать их под напряжение не разрешается, чтобы не усугубить степень повреждения кабелей в местах КЗ.
Автоматическое отключение транзитных линий не приводит к прекращению электроснабжения потребителей. Однако отключение на узловой или проходной ПС одной из транзитных линий вызовет перегрузку других включенных линий, что может повлечь необходимость ограничения мощности потребителей или выдачи мощности электростанциями, а также понижение напряжения в узловых точках энергосистемы.
Чтобы избежать этого, отключившаяся транзитная линия в кратчайший срок опробуется напряжением и включается под нагрузку.
Эти действия выполняются по распоряжению диспетчера, так как при этом необходимы координация действий персонала смежных электроустановок и знание сложившейся обстановки по участку электрической сети или по энергосистеме в целом.
Если при опробовании линии напряжением обнаружится КЗ, ее состояние проверяется локационным искателем для установления причины КЗ. При обнаружении повреждения линию выводят в ремонт. Если повреждение не обнаружено, она вторично опробуется напряжением и включается под нагрузку.
В транзит линия, как правило, включается по распоряжению диспетчера после проверки синхронной работы соединяемых участков энергосистемы.
11.8. Действия персонала при аварийном отключении трансформаторов
Отключение защитой одного трансформатора при их раздельной работе на стороне НН и при отсутствии или отказе АВР приводит к прекращению электроснабжения соответствующей группы потребителей.
В такой аварийной ситуации задачей персонала является быстрое восстановление питания потребителей, а также обеспечение сохранности трансформатора.
Рассмотрим процесс отключения трансформатора максимальной токовой защитой.
При срабатывании защиты, как правило, исчезает напряжение на шинах НН и предположим, что действием АПВ или АВР оно на шины не подается. Таким образом, трансформатор остался включенным под напряжение со стороны ВН, что указывает на отсутствие в нем повреждений.
Такая информация достаточна, чтобы попытаться подать напряжение на шины НН вручную от отключившегося трансформатора или от трансформатора, находящегося в резерве, от АВР или вручную, если АВР было отключено или повреждено.
В таком случае подача напряжения осуществляется персоналом самостоятельно при включенном положении выключателей всех электрических цепей, которые питались от шин и в момент исчезновения на них напряжения защитой не отключались.
При неуспешном включении выключателя действием автоматических устройств повторная подача напряжения на шины, оставшиеся без напряжения, без осмотра оборудования не производится, так как может возникнуть ситуация, когда повторная подача напряжения на шины КРУ без их осмотра может сопровождаться развитием аварии с повреждением дугой ячеек. Поэтому подачу напряжения следует производить лишь после осмотра оборудования, обнаружения и отделения места повреждения.
На внутренние повреждения в трансформаторе реагируют практически все его защиты, в том числе токовая отсечка, дифференциальная и газовая защиты. При повреждениях внутри трансформатора следует осмотреть все оборудование присоединения трансформатора, отобрать пробу масла из газового реле, выявить и устранить повреждение, а также причину возникновения аварии.
Аварийное отключение трансформатора может произойти и от действия лишь одной из перечисленных выше защит от внутреннего повреждения. И в этом случае перед включением трансформатора необходим его осмотр, выявление неисправностей и причин их возникновения.
11.9. Действия персонала при аварийном отключении сборных шин
Сборные шины ПС могут отключиться:
при КЗ на линиях, на оборудовании шин, на участках соединительных проводов от шин до выключателей, на выключателях;
КЗ на любом присоединении, отходящем от шин, и отказе в работе его выключателя или защиты;
отказе или неправильной работе защиты шин или УРОВ при отказе выключателей;
аварии в энергосистеме.
При КЗ на шинах и отключении выключателей этой системы шин нарушается электроснабжение потребителей. Для ликвидации такой аварии необходимо подать напряжение на шины действием АПВ шин. При отсутствии АПВ шин или отказе его в работе напряжение на шины подается вручную включением выключателя любого присоединения, что может быть выполнено персоналом без предварительного осмотра шин и получения распоряжения диспетчера. Тем не менее перед подачей напряжения необходимо проверить отсутствие в РУ персонала.
При неуспешной подаче напряжения на шины персонал должен сообщить о выполненных им операциях диспетчеру и далее действовать по его указанию.
При восстановлении схемы ПС включение под нагрузку отключившихся или отключенных вручную транзитных связей выполняется только по распоряжению диспетчера, если на ПС отсутствует возможность проверки синхронности напряжения или персоналу не дано право самостоятельного включения этих связей.
Если при осмотре будет обнаружено повреждение, при котором шины не могут быть быстро введены в работу, то для ускорения подачи напряжения потребителям целесообразно проверить отключенное положение или отключить выключатели тупиковых линий и трансформаторов, от которых питалась нагрузка, отключить шинные разъединители этих присоединений от поврежденной системы шин и включить шинные разъединители на оставшуюся в работе систему шин, после чего включить эти присоединения. Затем по распоряжению диспетчера переключиться на рабочую систему шин транзитных линий и трансформаторов, связывающих сети различных напряжений.
При КЗ на присоединении, отходящем от шин, и отказе его выключателя действием УРОВ отключаются ШСВ и выключатели всех присоединений, продолжающих питать КЗ. Если при этом прекратится электроснабжение потребителей, то необходимо немедленно выявить и устранить неисправность. В этой ситуации персоналом должна быть предпринята попытка отключить выключатель со щита управления или с места установки. При неуспешной попытке необходимо проверить, отключены ли выключатели других соединений, а затем деблокировать и отключить шинные разъединители присоединения, выключатель которого отказал в работе. Электроснабжение потребителей восстанавливается по схеме тупикового питания.
При КЗ на шинах и отказе дифференциальной защиты шин будут отключаться выключатели, установленные на противоположных концах электрических цепей; при этом на линиях включатся резервные (дистанционные) защиты, а на трансформаторах — резервные максимальные токовые защиты.
Если будет установлен отказ выключателя какого-либо присоединения, то необходимо отключить отказавший выключатель и доложить диспетчеру.
При аварии в энергосистеме может исчезнуть напряжение на ряде ПС. При этом на ПС может даже не отключиться ни один выключатель и не сработать ни один указатель выходных реле защит. В этом случае необходимо сообщить диспетчеру и ожидать появления напряжения от энергосистемы.
11.10. Определение мест повреждений на ЛЭП
Характерными повреждениями на ЛЭП являются обрывы проводов, замыкания между ними, замыкания на землю.
Для определения мест таких повреждений используются специальные приборы и методы, основанные на измерении времени распространения электрических импульсов по проводам линии и на измерении параметров аварийного режима.
В первом методе применяются ручные искатели типов ИКЛ-5, Р5-1А и др. Искатель подключают с помощью изолирующих штанг поочередно к проводам отключенной и заземленной линии. Затем со стороны ПС производится проверка: с линии снимают напряжение и посылают в нее электрические импульсы. В месте повреждения импульс отражается от неоднородности волнового сопротивления и возвращается в начало линии. Расстояние до места повреждения L подсчитывается по следующей формуле:
L = 0,5 t γ, (11.2)
где t — время между моментом посылки импульса и моментом его возвращения;
γ — скорость распространения импульса.
Отраженные сигналы наблюдают на экране электронно-лучевой трубки, где по числу масштабных меток определяют расстояние до места повреждения.
Поскольку волновые характеристики ВЛ зависят от рельефа местности, транспозиции проводов и других факторов, во избежание ошибок рекомендуется иметь предварительно снятые характеристики исправных линий, с которыми сравниваются полученные характеристики аварийного состояния.
Такой метод имеет недостатки, мешающие точному определению мест повреждения, в том числе:
дефекты воздушных проводок на ОРУ;
повреждения защитных фильтров, которые не были выявлены из-за нарушения сроков профилактики;
отсутствие характеристик нормального состояния линий;
необученность персонала работе с импульсными измерителями.
Недостатком таких ручных локационных искателей является также их непригодность для определения мест с неустойчивым повреждением на линии.
Указанный недостаток отсутствует при использовании автоматических локационных искателей типов Р5-7, УИЗ-1, УИЗ-2 и др.
В нормальном режиме локационные искатели находятся в режиме ожидания. В момент повреждения на одной из линий соответствующее реле защиты выбирает повредившуюся линию и автоматически подключает к ней локационный искатель. Результаты записываются на запоминающем устройстве.
Во втором методе места повреждения определяют по параметрам аварийного режима фиксирующими приборами (индикаторами серий ФИП, ФПТ, ФПН, ЛИФП, ФИС), установленными для линий напряжением 110 кВ и выше с двух сторон, а для линий 6-35 кВ — с одной стороны.
После снятия показаний с фиксирующих индикаторов их необходимо возвращать в исходное состояние готовности.
В сетях 6-10 кВ однофазные замыкания на землю являются самыми распространенными и составляют до 80 % всех повреждений.
Для отыскания ВЛ, имеющей замыкание фазы на землю, без ее отключения применяются приборы «Поиск-1», «Волна», «Зонд». Эти устройства основаны на измерении составляющих магнитной индукции от высших гармоник, которые содержатся в токе замыкания на землю. Их уровень в поврежденной линии намного выше, чем в исправных линиях, что и служит признаком повреждения.
Для отыскания поврежденной ВЛ измерения прибором производят под каждой отходящей от ПС линией, размещая антенну прибора на расстоянии 5-10 м от оси трассы линии. Поврежденной считается линия, на которой стрелка прибора отклонится на большее число делений.
Персонал должен проходить специальное обучение методам ликвидации аварий (индивидуальное или групповое под руководством диспетчера). При обучении используются тренажеры для овладения правилами выполнения оперативных переключений и методами ликвидации аварий. Обучение проходит по специальным программам, разработанным с учетом практической организации оперативной работы.
В процессе обучения в качестве основной его формы по специально составленным программам проводятся противоаварийные тренировки и приемы предупреждения, локализации и ликвидации аварий. Тренировки, как правило, проводятся на рабочих местах и заканчиваются техническими разборами, которые проводят их руководители в присутствии всех участников.