Здраствуйте!
У нас в энергосистеме складывается нехорошая тенденция с типовыми бланками переключений. Только их подпишем и утвердим, так бац... и новый индидент!!! РДУ издает приказ: внести в БП такую-то операцию, чтобы предотвратить новый индидент...
Оперативники, поделитесь, какие операции (кроме оперирования коммутационными аппаратами, заземляющими ножами, устройствами РЗА, установкой ПЗ и проверочными операциями) вносите в бланк переключений?

Вроде все перечислил. Опиши чего у вас случилось или случалось и какие операции в бланк вносили по этому поводу. Если разглашению не подлежит, то не называй конкретных подстанций и линий.

Раньше-включить, теперь-выбрать и включить, добавилась проверка тока небаланса перед операцией с шинным разъеденителем, добавилась проверка вкл. или откл положения разъед. после операции с ним.
И еще раньше было так: На п.Р36 ввести накл. H10, Н11, Н12. теперь
12. На п.Р36 ввести накл. H10(пуск УРОВ от ДЗ).
13. На п.Р36 ввести накл. Н11(пуск УРОВ от ТО)
14. На п.Р36 ввести накл. Н12(пуск УРОВ от ЗЗ)
то есть каждая накладка своим пунктом и обязательно ее назначение.

раньше: Включить ШР-110 II СШ ВЛ-110 СГОК-1 пофазно А, С, В
теперь:Включить ШР-110 II СШ ВЛ-110 СГОК-1 ф "В"
Включить ШР-110 II СШ ВЛ-110 СГОК-1 ф "А"
Включить ШР-110 II СШ ВЛ-110 СГОК-1 ф "С" и еще много чего, надоело уже переделывать бланки, куча операций, бланки раздулись неимоверно.

Ну не знаю у нас в БП вписываються все операциии в том числе и проверочные, каждая операция идет отдельным пунктом(кроме проверочной) типа:
7) отключить МВ-35кВ Т-1 и проверить отключеное положение
8 ) отключить ЛР-35кВ Л-396 и проверить отключеное положение
и т.д.

Позвольте спросить, какое именно РДУ?
Вообще-то РДУ (по крайней мере, наше) не лезет (и Системный оператор не должен лезть по определению) в детали составления ТБП у субъектов. В инструкции по переключениям РДУ у нас сказано только, какие основные операции должны включаться в ТБП (формулировки взяты из типовой инструкции).
Все остальное - по местным инструкциям субъектов.
Местные инструкции и сами ТБП согласно перечню согласовываются с РДУ, и этого достаточно.
Насколько мне известно, как раз вышестоящие организации субъектов (МРСК, ФСК) грешат подобными указявками.
Как пример - операции по проверке на месте положения каждого коммутационного аппарата после любой операции с ним - прихоть МРСК Центра.

у нас в сетях (соответственно во всех РЭСах) первым пунктом в БП ; проверить ОСИ и КСР всез присоединений РУ
хотя как проверить КСР у включённого ВН или ШР не знает никто, даже тот кто писал инструкцию

Вот-вот... Включил человек ЗН В вместо отключения ШР (только непонятно насчёт блокировки), погасил СШ. Теперь заставляют писать "привод такой-то, средняя рукоятка: повернуть налево". Отключили линию с нагрузкой: пишем перед отключением выключателя "Проверить отсутсвие нагрузки". Еще все запрещающие плакаты заставляют вносить в БП. Вообще, считаю, чем больше таких "лишних" операций, тем легче оперативнику допустить ошибку.

У нас на одной из ПС работали слесари на линейном разъед.. Чем то им помешало ПЗ и они его решили подвинуть. Естественно пострадали, а мы теперь в сторону. линии на ЛР вешаем два ПЗ по приказу главного. Хотя до такого слава богу не дошло " Теперь заставляют писать "привод такой-то, средняя рукоятка: повернуть налево". Отключили линию с нагрузкой: пишем перед отключением выключателя "Проверить отсутсвие нагрузки". Еще все запрещающие плакаты заставляют вносить в БП". Но я думаю все еще впереди. Надо же издавать какие-то приказы нашим невероятно раздувшимся конторам.

Да, действительно, у всех свои заморочки. Расшифруйте - КСР :
Для работ на ЛР устанавливаются 2 земли, как раз для того что бы ремонтники могли оперировать ЛР в процессе ремонта (проверка - входят ли ножи в губки и т.д.).
Перед включением оборудования после ремонта: Проверка готовности оборудования к подачи напряжения. Проверка отсутствия закороток, инсрумента.....
Ну проверка небеланса ДЗШ это святое дело.
Также вводится звуковая сигнализация вывода ДЗШ при переключениях на ОРУ.
Ускорение МТЗ при переключениях в ЗРУ, когда откл. способность выключателя не соотв. токам КЗ и нет реактора (есть такие ПС).
Возможность перевода нагрузки с одного тр-ра на другой.
Запрет АПВ шин при переключениях на ОРУ....
Ну это так - что сразу вспомнил
В некоторых компаниях АПВ отделно по ланку выводят

"Для работ на ЛР устанавливаются 2 земли, как раз для того что бы ремонтники могли оперировать ЛР в процессе ремонта (проверка - входят ли ножи в губки и т.д.)."
У нас заставляют вешать именно два переносных заземления в ст. линии, что бы если вдруг одно упадет второе осталось.

Дааа, блин, бред какой-то. А если два упадут, что делать? Третье, четвертое.....Тут подход нужно менять, с персоналом работать, а не земли гроздями вешать. Ну ниче, как забудут снять одно из N-цати ПЗЗ, включат на него, так сразу всё вернётся на круги своя (извините за такой пример).

ИМХО, каждая операция одного назначения должна писаться отдельным пунктом. Лично своих монтеров песочил по этому поводу, когда кто-то одним пунктом переводил цепи напряжения на защитах и автоматике. Один пункт не сделали, несколько дней АЧР висел на цепях напряжения от другого ТНа.

Кстати, министерская инструкция по переключениям требует выводить АВР перед операциями с шинными разъединителями и выкатными телегами. В Москве это делали всегда, а вот в Питере почему-то эту операцию игнорируют. На мой вопрос почему, ответили: Ну ведь при работе защиты шин АВР блокируется, поэтому нефиг лишний раз дергать ключ или накладку.

Жесть, товарищи

Типовая инструкция по переключениям, п 2.2.6
В бланке переключении (обычном и типовом) записываются все операции с коммутационными аппаратами и цепями оперативного тока, операции с устройствами релейной защиты и автоматики (а также с цепями питания этих устройств), операции по включению и отключению заземляющих ножей, наложению и снятию переносных заземлении, операции по фазировке оборудования, результаты осмотра опорно-стержневых изоляторов (наличие трещин и сколов) перед производством операций с разъединителями, операции с устройствами телемеханики и другие в определенной последовательности их выполнения.

В бланках переключении указываются наиболее важные проверочные действия персонала: проверка отсутствия напряжения перед наложением заземлений (включением заземляющих ножей) на токоведущие части; проверка на месте включенного положения шиносоединительного выключателя до начала выполнения операций по переводу присоединений с одной системы шин на другую; проверка на месте отключенного положения выключателя, если следующей является операция с разъединителями; проверка на месте или по устройствам сигнализации положения каждого коммутационного аппарата первичной цепи после выполнения операции этим аппаратом; проверка по окончанию переключений соответствия переключающих устройств в цепях РЗА режимным картам.

Поэтому ток небаланса ДЗШ, как и вывод блокировки ДЗШ проводить перед операциями с шинными разъеденителями обязательно.
Среднюю рукоятку налево - это жесть. Если стать с другой стороны - это будет направо Если действительно требуют так писать, значит с СО в вашем регионе тяжело...
2 ПЗ на ЛР ставится в том случае, если ВЛ находится под наведённым напряжением. Ставится оно с двух сторон от ЛР и подключается к одному заземлителю. Ставить 2 ПЗ на случай падения одного из них - подарите главному инженеру дихлофос, бо тараканов в голове много
Отключение линии под нагрузкой, это уже ошибка диспетчера. И, кстати, согласно ПТЭ вывод в ремонт линии производится не по ТБП, а по типовой программе.
*_Garik_*, Я не знаю ваших нормативных документов, но у нас все операции, в тч и проверочные, должны писаться отдельной строкой с присвоением номера.

Продолжу критику
Oleg_n, РДУ обязано согласовать ТБП, ТП, а так же ремонтные схемы для оборудования, находящегося в его ведении. Кроме того, любой орган оперативно-диспетчерского управления обязан руководствоваться инструкциями вышестоящего диспетчерского персонала, и если в них написано круглое переносить, а квадратное катать, то их можно оспаривать, но при этом выполнять обязательно. А вот местные инструкции с вышестоящим органом диспетчерского управления согласовывать не обязательно.
Дежурный ПС-500, Логика в этом есть: во первых выполненный пункт должен отмечаться на бланке, когда в одном пункте много понаписано, можно чего-то пропустить; назначение устройства РЗА необходимо указывать, чтобы чётко понимать что именно делается (выводится АПВ, вводится АЧР и тд)

В общем то так. В инструкции СО должны быть даны основные правила производства переключений (в общем то, ничем не отличающиеся от типовых: круглое катить, квадратное переносить). А как каждый субъект детализирует эти правила - это уж его собственные заморочки (как и сколько раз осматривать ОСИ, сколько ПЗ ставить на месте работ, вдоль или поперек писать операции с устройствами РЗА, слева или справа подходить к разъединителю и т.п.). В эти детали СО лезть не должен. ТБП и ТПП согласуем, конечно, если не нарушены основополагающие принципы. И местные инструкции по переключениям (в том числе и по этой причине) как раз должны согласовываться с СО согласно договорам возмездного оказания услуг (для генерации) или соглашений о технологическом взаимодействии (для сетевых компаний).

Oleg_n, С какой стороны подходить к разъеденителю - дело сугубо выполняющего переключения. СО тут конечно делать нечего, но то что касается их ведомства в инструкции по переключениям они прописывать обязаны. Про согласование с СО инструкций не слышал, ничего плохого сказать не могу . Но смысла в таком согласовании не вижу, потому как неинтересно будет СО согласоывать инструкцию не по своему оборудованию, а в части того что СО касается есть инструкция СО. Так что не знаю. Договор о тех. взаимодействии не видел. Если там такая норма есть, чтож, привет товарищам, которые это не довели до диспетчерской службы.

Мы как СО смотрим местные инструкции по части правил выполнения переключений, относящихся к ЛЭП и оборудованию, находящихся в ведении СО. Раздел "выполнение переключений в городских и сельских распределительных сетях" естественно не смотрим. А предусматиривается ли перед операциями с ШР вывод АПВ шин, или как прописана процедура деблокирования, или как прописан перевод присоединений с одной системы шин на другую и т.д. - смотрим.
Вообще говоря, Вы правы, если СО согласует местные ТПП и ТБП, то в согласовании инструкции уже острой необходимости нет (хотя все же замечу - на тех же отпаечных подстанциях от двух параллельных ВЛ (в управлении СО) если даже и нет оборудования в ведении СО, но как прописаны способы перевода нагрузки с одного ввода на другой мы посмотреть должны. И еще есть некоторые нюансы). Но договора заключаеются не на уровне РДУ, а выше, поэтому и политика СО в части перечня согласуемых документов спускается из ОДУ.
Ваша же инструкция не согласована с СО скорее всего потому, что СО хочет (и должен) видеть и согласовывать единую инструкцию по субъекту - Филиалу МРСК (бывшему АО-энерго), а не 3-8 инструкций каждого ПЭС (ныне ПО). Если у Вас уже есть ЦУС, но нет единой инструкции - то это недоработка ЦУС.

Oleg_n, бывшее АО-энерго это РСК. МРСК не имеет оперативных функций, поэтому составить инструкцию, которой будет руководствоваться каждый РСК со своими особенностями МРСК, думаю, не под силу. В рамках административной деятельности невозможно знать схемы и нюансы такого объёма сетей. Ну или подготовка должна соответсвовать подготовке диспетчера каждого из РСК. Соответственно несколько лет, по сути дела. Остаётся только взять инструкцию ОДУ, переписать шапку и выдать за собственные разработки. Смысл?!...

Я имел в виду, что сейчас РСК чаще всего называется Филиал ОАО "МРСК Центра/Сев.Кавказа..."-"что-тамЭнерго".
В каждой РСК уже давно есть свой ЦУС, который собственно и должен все эти инструкции писать (для данной РСК). Наш ЦУС наконец-то сподобился в начале этого года на единую инструкцию, а местные особенности ПЭС (сиречь ПО) решили отображать в приложениях к этой инструкции.
Выполняет ли ЦУС операционные функции (так сейчас по модному называется управление ЛЭП и оборудованием) - в общем то, неважно.

Еще к вопросу о согласовании инструкции по переключениям: как раз подоспела новая редакция к договору возмездного оказания услуг с одной из крупных станций, так теперь из документов, требующих согласования с СО, оставили только схему и ТБП (раньше были еще инструкции по переключениям, ликвидации аварий и о сообщениях о нарушениях). Договор подписан на уровне ОГК-ЦДУ. Вот так. Им сверху, конечно, виднее, но на мой взгляд, поспешили.

Oleg_n, Да господь с ними, с инстукциями. Не могу себе представить, чтобы "ЦУС с неоперационными фунскциями" был способен писать нормальные инструкции. На каком уровне ЦУС в Твери, кстати?

Читать было бы намного интересней если узнать что такое ЦУС и СО.

СО - системный оператор - организация, которая занимается лишь диспетчерским управлением. В неё входят ЦДУ (центральное диспетчерское управление,), ОДУ (объеденённые диспетчерские управления) и РДУ (Региональный диспетчерские управления). ЦУС (центр управления сетями, пафоса то пафоса) - это то что осталось от диспетчерских АО-энерго. Где то ЦУС сильный - там, где руководству АО-энерго удалось сохранить диспетчерскую службу при распаковке по Чубайсу, где то нет. Зачастую ЦУС несёт исключительно информационную фунскцию (где когда чего отключалось, начиная от 0,4 кВ) - передаёт особо важные цифры руководству и вышестоящим организациям (МРСК), где то имеет некоторое оборудование в управлении и ведении.

То Игоррр
ЦУС вполне способен написать нормальные инструкции. Для этого нужно взять типовую инструкцию, инструкцию СО, местные инструкции ПО, и "скомпоновать" свою. Основа то остается от типовой, только некоторые позиции расписываются подробнее.
Тем более что с "уходом" ЦДС АО-энерго в СО, именно ЦУС должнен являться проводником технической политики РСК, больше то некому.
Что касается ЦУС Тверьэнерго, то сначала он выполнял только неоперационные функции (заявки и т.п.), персонал состоял почти наполовину из пенсионеров ЦДС и СО, остальные ушедшие "на повышение" бывшие оперативные работники ПО (поэтому и смогут написать инструкции). Но с апреля 2008 по крайней мере в МРСК Центра обязали все ЦУС принять операционные функции (любым путем, главное принять и отчитаться).
Везде поступили по разному.
У нас и много еще где ЦУС принял операционные функции одного из ПО. Грубо говоря, диспетчеров ПО просто перевели в штат ЦУС (управляют они оборудованием тем же, чем и раньше - в пределах этого ПО).
Где-то (в Курске, Орле или Липецке - не скажу точно) сделали "лишь бы было": ЦУС принял управление только одной подстанцией РСК.
Но где-то (в Белгороде, Калуге, Брянске) сделали полноценный ЦУС с операционными функциями по всей РСК. По причине того, что директор МРСК Центра - выходец из Белгорода, Белгород идет "впереди планеты всей": в РСК уже нет уровня ПО, есть только 4 укрупненных РЭС (бывшие ПО). Но система у них маленькая, поэтому у них все может быть и хорошо. Но Белгородский опыт насильно пытаются распространить на остальные РСК Центра (например, наша область самая большая в Центральном регионе, 7 ПО, около 40 РЭС. Для сравнения: площадь Белгородской области 27,1 тыс.кв.км, Тверской 84,1, Бельгии 32,5, Голландии 41,5). В РСК все в шоке.
Вот так.
Если скатываемся в оффтоп, то можно в личке продолжить.

Да,блин,жестяк у вас после реорганизации.
В нашей конторе официально завершилась реорганизация. Проблем тоже куча. Затронуто и диспетчерское управление. Руководство ездило недавно в Белгород для обмена опытом. Приехали довольные-всё у них зашибись. Начали думать как бы себе такое сделать, тока вот не учли количество филиалов, РЭС, ПС и ВЛ. У нас - 6 филиалов, около 30 РЭС, 84 ПС-110 кВ, 216 ПС-35 кВ, общая протяжённость ВЛ - 43425 км. Интересно в Белгороде больше?

Отсюда: http://belgorodenergo.mrsk-1.ru/about/potential/

Спасибо

Как хорошо что у нас еще недобрались до реорганизации... как-то времени нехватает из-за политического кризиса . И слава богу, пока политики не суют нос в технические науки тогда все хорошо работает...

Дай только срок - такой пирог не упустят поделить.

Oleg_n, Обязательно продолжим, только чуть позднее

У нас (на Украине) реструктуризация проходит на уровнях облэнерго. Энергетику уже поделили давно, а у вас только в этом году.

Добавлю по теме... Тут один "умник" приезжал с проверкой. Вообщем проверял правильность составления БП. Придрался к бланку по выводу в ремонт трансформатора. (ПС 2-х трансформаторная, до ввода подключен ТСН). Тыкал в ПОТРМ п.3.5.1., говорит, что кроме ЗН на вводе в КРУН нужно установить ПЗ на спуски к ТСН, дабы предотвратить ошибочную подачу напряжения от другого ТСН...

Правильно говорит. Всё зависит от компановки ПС

Nord, Если у Вас ТСН сидит на ошиновке, на которой включается ЗН, тогда не надо, если между ними есть коммутационный аппарат - надо.

Вопрос имеется. Пересматриваем перечень операций обязательных для внесения в БП: 3Uо нужно проверять при операциях с шинными?

Max_Ti, Хороший вопрос. Правила не требуют. Задумался

Извините за глупый вопрос что это:

Неопытный еще...

*_Garik_*, Разомкнутый треугольник знаете?

Игоррр, Начал издалека....
Попробую объяснить. ТН-110 (допустим) по высокой стороне подключен в "звезду", по низкой - одна обмотка "треугольник", другая "разомкнутый (открытый) треугольник". Вот как раз этот "открытый треугольник" подключается в фильтр нулевой последовательности. А вот этот фильтр (3Uо) исползуется для разных целей.
Контроль исправности цепи вторичной обмотки ТН, перекос не более 1-3 В. Если наблюдается хаотическое изменение 3Uо, то возможно ТН скоро рванёт и лучше к нему, без снятия напряжения с него, не подходить.
Если налюдается перекос, то значит присутсвует неполнофаный режим. Вот как раз многие и проверяют наличие перекоса при операциях с шинными, уеждаются в полном переключении блок-контактов (КСА, реле-повторителей и т.д).
Ещё на контроле перекоса работают дистанционные защиты.
Дополняйте !
А вообще - Н.В. Чернобровов. Релейная защита.

При работах на ТВЧ ПЗ следует устанавливать со ВСЕХ сторон,откуда может быть подано напряжение.... В том числе и со стороны ТСН,если по низкой стороне есть еще источник для исключения обратной трансформации..... А если ТСН один,то не надо.... МОПОТнах...

Max_Ti спасибо, 3Uо это фильтр. Я всегда думал что в розомкнутый треугольник подключают вольтметр

Дык, там (в разомкнутом треугольнике) реле стоит, которое сигнализирует о неисправности ТН.
Насчёт вольтметра: думаю трудно будет на 100-вольтовой шкале увидеть 1-3 В.

Скажем так: обмотки ТНа, собранные в "разомкнутый треугольник" - это и есть Фильтр Напряжения Нулевой Последовательности (ФННП - хотя эта аббревиатура применяется редко.) Реле (для сигнализации) в него включают, но вот реагируют эти реле на составляющие 3-й и 5-й гармоники, которые возникают в аварийных режимах; реле, естественно, электронные. И стоят они далеко не везде. В этот фильтр включают и обмотки некотроых других реле, которые используются в устройствах РЗА.
Для контроля 3U0 ставят или розетку (которую подписывают "Контроль исправности ТН") или\и милиамперметр с балластом (резистором) и кнопкой для контроля напряжения (тока) небаланса в нормальном режиме ТНа. Т.е. 100 В вольтметров однозначно нет в этих цепях.
Небаланс возрастает не только в случае неполнофазного режима, но и в случае однофазного замыкания (замыкания на землю.) Для дистанционной защиты ФННП не используется...

Используется для блокировки, которая выводит защиту из действия при повреждениях цепей напряжения, питающих защиту (КРБ-12).
Да, земляную защиту забыл написать .

Ну, в "старых", электромеханических дистанционных, в КРБ-12 много чего еще заводится, а в "новых" (микропроцессорных) - так обходятся и без разомкнутого треугольника.

Я был уверен, что последняя операция в БП должна быть по приведению в соответствие схемы-макета. Вчера ездил с проверкой и хотел влепить замечание по этому поводу. Товарищи сразу притянули инструкцию и попросили "ткнуть пальцем". Самое интересное-не нашел я такого пункта для обезательного внесения в БП. Так как дело было в РЭСе решил посмотреть в инструкции по ПС (там этот пункт пишут обяательно), и опять неудача-нет такого правила. Как дальше жить....

Max_Ti, В типовой такого нет. Возможно это есть в Вашей местной инструкции, однако, я лично не считаю нужным перегружать бланк подобными операциями.

проверочные операции в б/п ересь, кто их не делал , делать и не будет, хоть 10 раз их напиши(типа:проверка состояния колонок; проверка отключеного положения; проверка распределения нагрузки и т. п.) .особенно ржали когда проверяющий из какогото надзора попросил УВН-10, крутил его в руках, а потом спросил......... как им пользоватся....... После чего попросил б/п и заставил писать между чем и чем распределяется нагрузка(переключаюсь здесь, а нагрузку еду проверять на другую ПС. хахахаахахаахахахахахаахах)

knes, В инструкции по переключениям четко прописаны операции, которые нужно вносить в бланк переключений. Что значит "проверка распределения нагрузки" я не очень понял. Ну а надзор как всегда рулит

Можно ли уважаемые,по вашему использовать такой хитрый ход. На ПС 110/35/10кВ (мостик с рем.перемычкой) все операции выполняются по обычному БП (типовых не требует ни оборудование, ни местные инстр.). Мы решили совместно с ОДС облегчить работу деж. ОДГ (диспечер района совмещает обязаннности ДЭМ базовой ПС) и для нормальной схемы ПС написали БП перевода оборудования из одного опер. состояния в другое (если нет отклонений) на компьютере в Worde . Теперь если схема нормальная, диспетчер просто распечатывает БП (из папки читых обыч. БП убирает чистый бланк и ставит его номер на распечатанный), ДД ОДС по телефону проверяет его и дает команду на переключение. Но если схема не соответствует нормальной, то БП заполняется вручную естественно. Так вот, в старой типовой инструкции по переключениям был пункт, где было сказано что допускается использование ПК для облегчения составления БП (дословно не помню), а в из новой редакции инстр. от 30.06.03г. этот пункт (фраза) загадочно исчез. Не понятно вообще трансформация привил и инструкций, какие были основания убирать этот пункт (фразу про исп. ПК). Может был инцидент?

Меня терзают смутные сомнения как Ивана Васильевича Буншу - не всыпят ли нам "товарищи" проверяющие за облегчение... Хотя реально работу облегчили на писанину и переписывание БП.

P/S. Вообще заметил, в более позних изданиях тех-же МП по ОТ имеются некоторые отличия от предидущих (например форма журнала по учету нарядов и расп.)

Dmitry_G, п. 2.2.3, коллега. ...составление бланков переключений рекомендуется производить на ЭВМ. Вот только как это потом грамотно оформить я хз. Ибо бланки должны быть пронумерованы ещё до выдачи оперативному персоналу. Как вариант - печатать с компьютера на бланке. А вообще, моё личное мнение, проще сделать типовые бланки и подкорректировать перечень видов переключений. Ибо надзоры всякие...