Файл: Публичное акционерное общество транснефть.docx

1. 
   ОЗЗ в сети 6(10) кВ без отключения присоединения, когда определение (выделение) поврежденного присоединения невозможно.
   
   1. 
      При появлении сигнала о возникновении ОЗЗ без отключения оборудования или присоединения секции сборных шин, ДЭМ направляется в ЗРУ 6(10) кВ для осмотра оборудования с использованием защитных средств.
      
   2. 
      В соответствии с п. 7.5.5 настоящей инструкции по показаниям киловольтметров 1(2) СШ 6(10) кВ ДЭМ определяет секцию шин с ОЗЗ и поврежденную фазу.
      
   3. 
      Фиксирует сработавшие указательные реле, световую сигнализацию, индикацию и сообщения на микропроцессорных устройствах РЗА.
      
   4. 
      ДЭМ выводит ТАВР (БАВР) (при наличии устройства) и штатный АВР из работы.
      
   5. 
      Сообщает о факте возникновения ОЗЗ оператору НПС, ГПС, ЛПДС, ответственному за электрохозяйство НПС, ГПС, ЛПДС, энергодиспетчеру.
      
   6. 
      При питании НПС от вышестоящего РУ-6 (10) кВ ОСТ или сетевой организации, в соответствии с инструкцией по оперативным переговорам, ДЭМ (энергодиспетчер) сообщает оперативному персоналу вышестоящего РУ (подстанции) о наличии замыкания на землю в сети 6 (10) кВ, запрашивает информацию о наличии ОЗЗ в сети со стороны питающего РУ.
      
   7. 
      С использованием электрозащитных средств ДЭМ выполняет осмотр оборудования РУ-6 (10) кВ. При осмотре контролируется отсутствие посторонних звуков, задымления, разрядов, запахов (озона, продуктов горения или плавления изоляции).
      
   8. 
      ДЭМ по согласованию с энергодиспетчером и оператором НПС поочередно переводит нагрузку присоединений ТСН, КТП на трансформатор, питающийся от «неповрежденной» секции РУ-6 (10).
      
   9. 
      После перевода нагрузки производится поочередное отключение выключателей присоединений, начиная с тех, где наиболее вероятно возникновение ОЗЗ (например ВЛ). При отключении контролируются фазные напряжения на секции шин, напряжение нулевой последовательности (при наличии технической возможности).
      
   10. 
       В случае, если при отключении присоединений ВЛ, КТП, ТСН не выявилось присоединение с ОЗЗ, оператором НПС производится отключение МНА и ПНА. При этом допускается как переход на резервные агрегаты, питающиеся от «неповрежденной» секции РУ-6 (10) кВ, так и остановка агрегатов.
       
   11. 
       Выводится устройства ТАВР с двух СШ 6(10) кВ. ОЗЗ может возникнуть на силовых элементах ТАВР (тиристоры гальванически связаны с двумя секциями шин.
       
   12. 
       После отключения каждого выключателя присоединения 1(2) СШ 6(10) кВ контролируется восстановление напряжений на 1(2) СШ 6(10) кВ.
       
   13. 
       При восстановлении симметрии напряжения на 1(2) СШ 6(10) кВ после отключения присоединения, это присоединение выводится в ремонт для дальнейшего поиска и устранения ОЗЗ ремонтным персоналом с привлечением, при необходимости, персонала ЭТЛ.
       
   14. 
       При сохранении режима ОЗЗ после отключения присоединения, допускается его повторное включение.
       
   15. 
       Собирается (восстанавливается) исходная оперативная схема 1(2) СШ 6(10) кВ.
       
   16. 
       докладывает о результатах энергодиспетчеру, ответственному за электрохозяйство НПС, делает запись в оперативном журнале. При оформлении записи указывает состояние указательных реле, сигнализации и индикации на момент осмотра.
       
2. 
   Если при отключении всех присоединений место ОЗЗ не выявлено, то отключается измерительный трансформатор напряжения 1(2) СШ 6(10) кВ, при этом:
   
   1. 
      отключаются автоматические выключатели вторичных цепей ТН;
      
   2. 
      цепи измерения, защит и автоматики переводятся на резервный ТН (при наличии резервных цепей измерения и технической возможности). При переводе цепей напряжения на резервный ТН не допускается секционирование данных цепей без предварительного отключения цепей напряжения «поврежденной» секции шин (включение «на параллельную работу»);
      
   3. 
      отключают разъединитель ТН, либо переводят выкатную тележку с ТН в ремонтное положение;
      
   4. 
      Производится осмотр ТН на выявление признаков повреждения, которыми являются:
      

---

• 
  перегорание плавких вставок на стороне высокого напряжения с последующей заменой. Усиление плавких вставок или предохранителей на больший номинал рабочего тока не допускается — это может привести к развитию повреждения трансформатора с переходом в замыкания и повреждения на первичном оборудовании РУ 6(10) кВ;
  
• 
  недопустимый нагрев трансформатора (локальное изменение цвета или оттенка окраски);
  
• 
  наличие течи масла из трансформатора или выводов (для маслонаполненного оборудования);
  
• 
  запах гари или появление дыма из трансформатора;
  
• 
  наличие дуговых меток или следов поверхностного пробоя между выводами и корпусом;
  
• 
  другие факторы и состояние трансформатора, отличающееся от нормальной работы.
  

1. 
   При обнаружении неисправности ТН 1(2) СШ 6(10) кВ выводится в ремонт.
   
2. 
   При конструктивной возможности и наличии трехфазного (или трехфазной группы) ТН до ввода необходимо произвести проверку симметрии напряжения по приборам контроля напряжения:
   

• 
  если перекос напряжения устранился – место ОЗЗ на ТН 1(2) СШ 6(10) кВ;
  
• 
  если перекос напряжений не устранился, то место ОЗЗ находится на участке от ввода 6(10) кВ силового трансформатора до 1(2) СШ ЗРУ-6(10) кВ включительно;
  
• 
  ДЭМ отключает выключатель ввода 1(2) СШ ЗРУ-6(10) кВ в случае, когда ОЗЗ не устранилось;
  
• 
  контролирует величину линейных и, при возможности, фазных напряжений по киловольтметру цепей напряжения ТН 6(10) кВ, установленного до ввода ЗРУ-6(10) кВ;
  
• 
  в случае если после отключения выключателя ввода ЗРУ-6(10) кВ симметрия напряжения восстановилась – место ОЗЗ находится на 1(2) СШ 6(10) кВ;
  
• 
  для отыскания повреждения необходимо вывести 1(2) СШ 6(10) кВ в ремонт. Отыскание дефекта изоляции производится с помощью измерений сопротивления изоляции и испытания изоляции оборудования повышенным напряжением;
  
• 
  в случае если после отключения выключателя ввода ЗРУ-6(10) кВ симметрия напряжения не восстановилось – место ОЗЗ на участке от ввода 6(10) кВ силового трансформатора до ввода 6(10) кВ ЗРУ;
  
• 
  для отыскания повреждения необходимо вывести силовой трансформатор в ремонт. Отыскание дефекта изоляции производится с помощью измерений сопротивления изоляции и испытания изоляции оборудования повышенным напряжением.
  

1. 
   Если до ввода 6(10) кВ со стороны силового трансформатора ТН 6(10) кВ не предусмотрен, отсутствует возможность контроля фазных напряжений и напряжения нулевой последовательности, либо место ОЗЗ не выявлено при осмотре и переключениях, то:
   

---

• 
  ДЭМ по согласованию с энергодиспетчером и ответственным за электрохозяйство НПС с использованием бланков переключений осуществляет вывод в ремонт «поврежденной» секции шин и питающего трансформатора;
  
• 
  дальнейший поиск и устранение ОЗЗ осуществляется ремонтным персоналом (бригадой) с помощью измерений сопротивления изоляции и испытания изоляции оборудования повышенным напряжением. Допуск бригады осуществляется в установленном порядке.
  

1. 
   Поиск ОЗЗ осуществляется дежурным электромонтером НПС самостоятельно под руководством вышестоящего оперативного персонала (энергодиспетчера). Энергодиспетчер осуществляет руководство работами по поиску ОЗЗ, контроль и координацию действий персонала. В зависимости от местных условий допускается корректировка последовательности операций по поиску ОЗЗ в случае, если такое изменение последовательности операций не противоречит требованиям безопасности и не приведет к развитию аварии.
   
2. 
   Если питание НПС обеспечивается сетевой организацией по напряжению 6(10) кВ, то поиск «земли» производится совместно с сетевой организацией в организационном и техническом взаимодействии, выполняя ранее указанный порядок операций.
   
3. 
   Внеплановый осмотр оборудование и устройств, КЛ и ВЛ 6(10) кВ НПС проводится оперативным персоналом после отключения близких токов КЗ (последствия динамического или термического воздействия) с целью предотвращения и выявления развития повреждений этого оборудования и устройств, для предотвращения возникновения ОЗЗ.
   
4. 
   Осмотры (внеплановые) оборудования и устройств, КЛ и ВЛ 6(10) кВ НПС оперативный персонал должен зафиксировать в оперативном журнале.
   
5. 
   Обо всех замеченных дефектах и ненормальном режиме работы оборудование и устройства, КЛ и ВЛ оперативный персонал обязан:
   

• 
  сделать соответствующую запись в журнале дефектов;
  
• 
  сделать запись в оперативном журнале;
  
• 
  незамедлительно сообщить об этом непосредственно вышестоящему оперативному персоналу, оператору НПС, ГПС, ЛПДС, энергетику НПС, ГПС, ЛПДС.
  

1. 
   Оборудование и устройства, КЛ и ВЛ 6(10) кВ НПС, ГПС, ЛПДС могут вводиться в работу после ремонта или диагностики только при отсутствии дефектов, неисправностей, недоделок, которые препятствуют надёжной и безопасной работе. После ремонта или обследования оборудования (испытания или замены механических и контактных узлов, замены или ремонта привода и т.д.), устранения неисправности устройств РЗА, устранения замыканий на землю во вторичных цепях (с привлечением персонала РЗА) делается запись в оперативном журнале.
   
2. 
   Действия персонала при ОЗЗ на вдольтрассовых ВЛ 6(10) кВ.
   
   1. 
      Отыскание места замыкания одной фазы сети 6(10) кВ на землю, его локализация или устранение повреждения должны быть произведены как можно быстрее во избежание перехода однофазного замыкания в междуфазное и повреждения других элементов сети. При возникновении замыкания на землю все оперативные переключения в сети 6(10) кВ, не связанные с его отысканием, запрещаются.
      
   2. 
      При выявлении ОЗЗ на ВЛ для поиска и ликвидации повреждений необходимо дополнительно руководствоваться общим порядком, приведенным в технологической карте ТКэ-004-013-01493-00 на устранение отказа (аварийно-восстановительные работы) при обрыве одного провода на ВЛ 6/10 кВ.
      
   3. 
      Отыскание места замыкания на землю следует производить в зоне электрически связанной сети 6(10) кВ, включающей воздушные и кабельные линии, ошиновку подстанций и обмотки трансформаторов того же напряжения.
      
   4. 
      Поврежденная линия 6(10) кВ (в случае наличия питающих или субабонентских ВЛ 6 кВ может быть выявлена по показаниям устройств РЗА либо одним из следующих способов:
      

---

• 
  поочередным кратковременным отключением линий;
  
• 
  поочередным переводом линий на другой источник питания (другую секцию шин).
  

1. 
   При опробовании части линии напряжением на неё следует подавать напряжение только включением выключателя. Запрещается подача напряжения линейным разъединителем на опробуемый участок линии.
   
2. 
   Автоматическое отключение какой-либо линии с успешным АПВ и появление показаний приборов замыкания на землю в этот момент в большинстве случаев являются признаком возникновения ОЗЗ на этой линии вследствие переходного процесса. Если ВЛ не будет отключена устройствами РЗА, то поиск ОЗЗ необходимо начинать с этого присоединения.
   
3. 
   Если появление ОЗЗ совпало по времени с включением выключателя какого-либо присоединения, то вероятность появления ОЗЗ на этом присоединении очень высока. Оперативный персонал должен немедленно отключить этот выключатель, проконтролировать исчезновение «земли» в сети 6(10) кВ и принять меры к отысканию замыкания на землю на этом участке сети или присоединении.
   
4. 
   Для подключения вдольтрассовой ВЛ к ячейкам ЗРУ-6(10) кВ НПС предусматривается кабельная линия из двух кабелей. В месте перехода КЛ в ВЛ следует учитывать вероятность возникновения ОЗЗ до линейного разъединителя ВЛ.
   
5. 
   Оперативный персонал должен выявить поврежденный участок электрической сети, отключить его и сообщить необходимую информацию группе ВЛ и ЭХЗ, а оперативно-ремонтный персонал должен отыскать повреждение и устранить его.
   
6. 
   Оперативный персонал с применением защитных средств выполняет сначала осмотр и выявление источника ОЗЗ в ЗРУ, отключает его, а потом уже выполняет осмотр отключенного оборудования с целью определения причины ОЗЗ (визуальный осмотр оборудования, кабельной эстакады и выход КЛ на первую опору).
   
7. 
   После выявления ОЗЗ на вдольтрассовой ВЛ оперативный персонал НПС в течении 30 минут должен: − определить поврежденный участок ВЛ по показаниям устройств ОМП в соответствии с эксплуатационной документацией (в настоящее время внедряются волновые устройства ОМП, обеспечивающие точность до 1 км);
   

• 
  определить отключенный участок ВЛ по показаниям АРМ ЛЧ МН при выполнении алгоритма работы РЗА АПС в соответствии с РД-29.240.00-КТН-287-19 (в настоящее время внедряется алгоритм работы, который выделяет на ВЛ поврежденный участок между АПС);
  
• 
  сообщить вышеуказанную информацию группе ВЛ и ЭХЗ для определения поиска места повреждения.
  

---

1. 
   К потребителям электроэнергии, расположенным на ЛЧ МН, относятся:
   

• 
  узлы пуска, пропуска и приёма средств очистки и диагностики (CОД);
  
• 
  отдельно стоящие установки катодной защиты высоковольтные/низковольтные (УКЗВ/УКЗН);
  
• 
  отдельностоящие КТП;
  
• 
  узлы запорной арматуры линейные и береговые (УЗА);
  
• 
  пункты наблюдения на реках (ПН);
  
• 
  узлы регуляторов давления (УРД);
  
• 
  пункты контроля и управления с оборудованием (ПКУ);
  
• 
  блок-контейнеры связи (БКС), и др.
  
• 
  отдельно стоящие радиорелейные станции (РРС), и др.
  

1. 
   Для обеспечения заданной категории надёжности электроснабжение линейных потребителей осуществляется от собственной вдольтрассовой ВЛ 6(10) кВ с двухсторонним питанием. Секционирование линии выполняется расстановкой АПС, один из которых имеет функцию АВР на участке между источниками электроснабжения.
   
2. 
   При двухстороннем питании вдольтрассовых потребителей МН для обеспечения селективности между уставками защит АПС и уставками защит терминалов ячеек ЗРУ 6(10) кВ, терминалы АПС и ЗРУ должны быть снабжены двумя наборами уставок РЗиА в нормальном и аварийном режиме работы.
   
3. 
   При длине ВЛ более 10 км для оперативного поиска места повреждений и выполнения ремонтных работ на подстанциях, питающих вдольтрассовые ВЛ, необходимо применять устройства определения мест повреждения ВЛ. Устройства определения мест повреждения ВЛ должны быть способны определять КЗ, ОЗЗ и неполнофазные режимы работы.
   
4. 
   Для электроснабжения узлов пуска, пропуска и приёма СОД, УЗА, УРД устанавливаются блок - боксы ПКУ с понижающими трансформаторами, а для ПН – отдельно стоящие КТП.
   
5. 
   Места расположения блок-боксов ПКУ с понижающими трансформаторами, отдельно стоящих КТП и опоры ВЛ с ОМП выбираются в зависимости от размещения электропотребителей на технологических площадках МН и с учётом требований ПУЭ.
   
6. 
   На вдольтрассовой ВЛ 6(10) кВ должно быть обеспечено селективное отключение любого повреждённого участка линии, расположенного между двумя ближайшими автоматическими пунктами секционирования. Отключение должно обеспечиваться автоматически, действием защит. Функции защит должны быть реализованы на базе микропроцессорных терминалов (устройств).
   
7. 
   Расстановка коммутационных аппаратов на ВЛ 6(10) кВ должна обеспечить при повреждении одного из участков отключение только этого участка, сохранив работоспособное состояние остальных участков ВЛ.
   
8. 
   В ячейке ЗРУ НПС должна быть установлена аппаратура дистанционного определения места повреждения ВЛ с распознаванием типа повреждения фазных проводов, замыкание на землю.
   
9. 
   Подключение ответвлений к вдольтрассовой ВЛ должно осуществляться через разъединитель или через разъединитель и АПС, имеющий собственный комплект релейной защиты. Подключение сторонних потребителей (АО «Связьтранснефть и др.) к вдольтрассовой ВЛ должно выполняться через АПС, имеющий собственный комплект релейной защиты.
   
10. 
    При использовании схемы с двухсторонним питанием от двух разных НПС 6(10) кВ защиты от ОЗЗ применяются в ячейках ЗРУ 6(10) кВ. В случае если защиты от ОЗЗ не реализованы на АПС, место повреждения определяется исключением поврежденного участка:
    

---