Он как раз и ближе, больше разъединителей нет. Схема такая:Сек. 110кВ, ТР, ОД, КЗ и Тр-р 110. ОД ,КЗ и ЗОН на одной раме.

Да, конечно отключатся оба питающих конца защитами ВЛ. Для них это будет КЗ на линии.

Да. Что будет на ПС при неусп. АПВ В ВЛ?....

А что, собственно, будет? Процесс: КЗ между ОД и тр-ром, защиты линий с обоих сторон отключают ВЛ. Через несколько секунд срабатывает АПВ линии с одного питающего конца, и тутже (по цепям ускорения) защита отключает ВЛ. Второй питающий конец включаться при таком раскладе не должен (по крайней мере - теоретически.)

Ясно. Я о последствиях.

? Что Вы имеете в виду? Повторное (кратковременное) включение на КЗ... Ну, шлейфа догорят, ножи ШР, ЛР, ОД пригорят. Как повезет...

У меня был случай. На базовой ПС 110/35/10 отключилась ВЛ-35кВ (питает 2 ПС-35кВ)-повторное "успешно". Дело было в воскресенье ДЭМ одной из ПС "отдыхал" (пас стадо). Нашел по сотовому его Д ОДГ, отправил на осмотр. Тот быстренько заглянул (оставил стадо без присмотра), сказал что все "Ок" ПС работает - замечаний нет. Я в тот день с утра объезжал все ПС (уточнял соответствия схем оборудования ПС-срочно потребовали). В момент инцидента находился на другой ПС 110/10( где кстати нашел несоответствие СВ-10 в схеме стоял на 2С-10, а по факту находился на 1С-10). Дошла очередь до той самой ПС-35кВ. Хожу по ОРУ-35, уточняю схему и между Тр-м и КРН-10 обнаруживаю дохлую птицу и кучу колотого фарфора. Обращаю свой взор на КРН, а там - все проходные изоляторы как кочерыжки, копченые все 3 шт. Тем не менее транс гудит, тянет 2 секции 10кВ. Оформляю дефект, передаю в ОДС ДД. Решаем с ДД ОДС перевести нагрузку на другой тр-р (находился в резерве). Ввожу 2-ой тр-р в работу по БП, 1-й транс разгрузил. Дошел до пункта "отключить В-35кВ Т-1". Выключатель ВГБЭ-35кВ отключается с привода (включается с РШ дистанционно, по какой причине отключения нет дистанционно никто толком не объяснил). Пытаюсь отключить с привода планкой- хрена с два-не хочет. Звоню Д ОДС, так мол и так, не хочет отключаться, говорю что отключать буду ТР сняв опер. ток с привода. Бланк уже не катит, прошу дать команду. Дали команду не сразу, после согласования с нач. сл. подстанций.
Причина инцидента- птичка и застрявший привод ВГБЭ.

У нас птичку возили ДД ОДС чтобы доказать что диф защита трансформатора сработала от нее

Т.е. короткое было на стороне НН тр-ра?

На стороне НН, шлейфы от Т1 до КРН-10. Птичку не возили, фотографировал ее и проходные на сотовый. Диф. защиты нет, транс на 2,5МВа -"МТЗ". ДЗТ ставятся на тр-ры 6,3МВА и выше.

Интересно. Вы пишите, что ПС 110/35/10, т.е. тр-ры трехобмоточные? И такой малой мощности?

Не поняли Вы что-то. Линия отключалась на базовой ПС 110/35/10кВ, которая питает ПС 35/10кВ, где стоят 2,5. На ПС 35/10кВ произошло к.з. на шлейфах 10кВ, а В-35кВ Т-1 (ВГБЭ) не отключился, повторное на включение В ВЛ-35 на базовой ПС 110/35/10 было успешным . А на базовой тоже не очень мощные 16 МВА ( там и ДЗТ, и МТЗ и газовая)

Понятненько. А эта ПС 35 - отпаечная, или схем мостика с МВ в перемычке? Если мостик, то, видимо, защиты линий стоят?
Судя по малой мощи силовых тр-тов - отпаечная. Значит, отключились головные концы, но с большим временем отключения (несколько сек. - времена 3-х ступеней дистанционных или токовых защит) Для тр-ра КЗ было внешнее. Они расчитаны на протекание токов сквозного короткого до (примерно) секунд 10-и. Дальнее резервирование, однако...

Да сх. мостика. ПС- проходная с СВ-35 ( который секционирует ВЛ-35, далее по ходу питания еще одна ПС-35). Т-1 до СВ-35, Т-2 после. Если бы было к.з на Т-2, то отключился бы СВ-35. На базовой работала МТЗ ВЛ-35. На самой ПС 35/10-тоже работала МТЗ Т-1 (блинкер выпадал).

А питание сети 35 кВ только с базовой ПС, т.е. одностореннее?

По нормальной схеме так. Вообще то все ПС 35 в кольце. Разрыв на этой линии 35 на след 2-ой ПС35 (откл. СР-35, в работе тоже один транс, другой в резерве, на него подается при вводе в работу напр. либо с нашей базовой, либо с другой ВЛ-35кВ которая стоит под напряжением)

На счёт обозначений разъеденителей.
Была у нас неразбериха с этим делом, потом добавили в инструкцию:
Разъединитель, подключенный непосредственно к СШ (С/Ш), должен именоваться шинным;
Разъединитель, подключенный непосредственно к линии, должен именоваться линейным;
Разъединитель, подключенный непосредственно к силовому трансформатору или трансформатору собственных нужд, должен именоваться трансформаторным;
Разъединитель в секционной перемычке должен называться секционным разъединителем;
Разъединитель в ремонтной перемычке в РУ по схеме «Мостик» должен именоваться разъединителем ремонтной перемычки с соответствующим номером;
Разъединитель в схеме плавки гололеда должен именоваться разъединителем плавки гололеда с соответствующим номером;
Заземлитель нейтрали трансформатора должен именоваться разъединителем нейтрали.
После этого всем всё стало понятно .

Dmitry_G, Согалсно ПУЭ, кстати, КЗ не должен входить в зону действия защит трансформаторов. ДЗТ ставится и на трансформаторы мощностью менее 6,3 МВт.
Диспетчер абсолютно прав, что не стал давать команду на отключение ТР по своей инициативе. И вообще, зря он на это пошел, надо было делать с погашением. Отключение ведь было...

Max_Ti, А если между СШ и трансорматором (СШ и ЛЭП) один разъеденитель, тогда что это за зверь? Это раз. И второе, если разъеденитель между секцией шин и отделителем называть трансформаторным, то, формально, им нельзя подавать напряжение на трансформатор (инструкция говорит, что напряжение подают шинным)

Игоррр, - у нас такого нет. Либо ОД должен быть, либо выключатель. Есть одна ПС "с ничем" на высокой стороне: линия- транс.
- кто посмел его назвать трансформаторным? Он же шинный!

А где написано что ДЗТ ствят на Тр-ры ниже 6,3 ? Может быть я что-то путаю, ссылку на документ можете дать?
И при чем тут КЗ ? Я и не говорю что он должен туда входить ?...
А токи х.х. трансформатора и зарядные токи шин инструкцией допускается отключать разъединителем ( я тр-р сначала разгрузил, с выключателя опер. ток снял).Даже линию 110кВ на х.х.(стоит под напряжением, отключена нагрузка) разрешается отключать разъединителем ( но нужен расчет токов и зависит еще от конструкции разъединителя, расстояний между его ножами, колонками). И здесь вообще была аварийная ситуация ( могло перекрыть прох. изоляторы повторно) и при отсутствии связи с диспетчером я мог вообще согл. инструкции по ликв. аварий действовать самостоятельно.
С погашением этой линии - мы погасили бы еще одну ПС-35. Замечаний по переключениям мне никто не сделал кроме Вас.
Вы сами когда нибудь переключались?

И 2-е между секцией шин и отделителем, действительно один один разъединитель, т.е ТР. И именно им при включенном ОД подается напряжение на трансформатор (ставится под напряжение).Ну не гасить же линию 110кВ и еще 4 ПС 110. Схемы могут быть разными, может у вас ШР-ом.

Dmitry_G, А если такая схема: С/Ш (СШ) - разъеденитель - выключатель - разъеденитель - транс. Опишите, пожалуйста, названия разъеденителей.

Dmitry_G, ПУЭ 3.2.52. Я наверное ввёл Вас в заблуждение. Имелось в виду, что ДЗТ может устанавливаться и на трансформаторы меньшей мощности.

Max_Ti, Действительно

Коллеги, простите что вклиниваюсь.
Будет ли кому интересен обзор технологических нарушений за 2007 год, связанный с ошибками диспетчерского персонала энергосистем?
Подробный разбор и поясняющие картинки. Просто зря постить не хочется - внутренний документ все-таки...

Oleg_n, Конечно!

Oleg_n, давайте, интересно. Если документом - можно в файлообменник.

Вот. Больше касается, конечно, персонала СО, но может быть и другим будет интересно.
Преамбулу и пр. убрал, главное оставил.
Просьба - особо не светить.

На ОРУ-35кВ ПС 110/35/10 именно так СШ-ШР-В- ТР и транс. На ОРУ-110 начиная с ВЛ:ЛР -сек.110кВ, ТР-ОД-транс. Меж. сек СВ-110 с СР1и СР-2, перемычка (или ОСШ) с ОР-1 и ОР-2 в сторону линий 110кВ (мостик с перемычкой в ст. ВЛ)

А как у вас , я не спорю ШР-В-ТР-транс.

На др. ПС РЭС (35/10кВ) у нас дисп. наим: Сек.35- ТР-35- В-Транс.
Ну не я же в конце концов ТРы и ШРы обзывал! Может быть только у нас в Татарстане так? Тогда " татарам" скидка 50%

Dmitry_G, интересно получается, если у Вас нет трансформаторного раъеденителя между В (ОД) и трансом, то называете ТР первый попавшийся.
Следуя Вашей логики, при схеме: Линия - Р - С/Ш - ОД - Транс, Р будет не линейным, а трансформаторным . Хотя опять же - Вам татарам...всё равно.
P.S. Ничего против татар не имею, ибо тёщя-татарка, а жена - наполовину татарка.

Max_Ti, вот об этом я и говорил выше, только ники перепутал

Постараюсь более глубоко изучить историю происхождения наименований в нашем ОДС. Как выясню логику постараюсь ее пересказать.
P.S. Руководство в основном русское- в ОДС точно оно русское и новое и бывшее.

Сегодня озадачил вопросом наименований. Один из ОДС согласился что не ТР а ШР-

Прогресс!

И остались все при своих ....

Может слегка оффтоп, но все таки . Господа коллеги, есть ли у вас в электросетях ( на станциях, подстанциях) оборудование которое заставляет осознанно идти на риск, нарушать ТБ и совершать ошибки., и как у вас с ним ( этим явлением) борются.
Пример 1. Новые ячейки 10 кВ с вакумными ( элегазовыми) выключателями, в которых не влючив ЗН не провериш, отсутствие напряжение, или не выкатиш тележку в ремонт.-нарушение ТБ.
Пример 2. Разъединители 110 кВ с моторным приводом, которые очень медленно расходятся, тянут дугу и часто не управляются со щита, а только по месту. Монтер нажимает кнопку и .. утекать , контролирующий за 30 метров стоит.
Пример 3. ЗРУ -110 в елегазе . Творение фирмы Siemens. Видимых разрывов не видно, все Р-110 кВ зашиты в корпуса с элегазом, Как допускать персонал ...одним немцам известно.
Пример 4. Ячейки RM-6 в элегазе (елегазовые выключатели нагрузки 6-10 кВ)- не возможно проверить фазировку, наличие напряжение непосредственно на заземляемых элементах.

Может у вас цивилизованно с этим борются, т.е. местными инструкциями, или отдают на откуп диспетчеру.? Хочеш включай, хочеш не проверяй, хочеш не выкатывай ?

Я думаю в вашем случае должно быть принято решение вышестоящим руководством и оформлено в виде директивного документа, больше способов узаконить не знаю.На импортное оборудование должна быть тех.документация где возможно есть алгоритом вывода в ремонт такого оборудования (во всяком случае должна быть в перечне инструкция на данный вид оборудования с разделом ТБ).
А если что-то противоречит правилам то нужно написать письмо (запрос) в Ростехнадзор. Многое в правилах не устраивает на сегодняшний день. Такое ощущение что их писали старой совковской закалки авторы, а "импорт" вообще игнорируется.

Пример 1. Такого пока нет. Есть КРУ импортные по 35 кВ, так вот там с/ш нельзя вывести в ремонт (заземлить). Немцы говорят, что с/ш ремонтировать не нужно (изоляцию протирать). Я с ними совершенно согласен, за исключением одно поправки: если немецкое оборудование делали немцы, везли до ПС немцы, монтировали немцы и эксплуатируют тоже немцы. В нашем случае: только делали немцы .
Пример 2. Нет такого.
Пример 3. Такое элегазовое оборудование видел в Киеве (ПС Центр или Центральная). Задавали вопрос по поводу проверки отс. напряжения - не предусмотрено, всё в трубах, СЗ ставится автоматически. Однозначно - нужно менять правила для такого оборудования.
Пример 4. Тоже вроде нету.

Вот и я думаю , что надо директивные материалы выпускать и менять ТБ, а то унас в Минске пока диспетчер не откажется секцию 10 кВ выводить в ремонт или допускать на обрудование 110 кВ, питающееся от элегазового КРУ, новую инструкцию не напишут.
А оборудование- весь цвет от Siemens 1936 гв и до вышеназванных элегазовых КРУ 2008 гв. Наверно ни в Москве. ни в Киеве такого бардака нет.

Operby В российских правилах безопасности разрешается не создавать видимый разрыв в КРУ заводского изготовления при аличии надежного указателя гарантированного положения контактов, а так же в КРУЭ 110 кВ и выше. (п 3.1.2). Проверку отсутствия напряжения в КРУ (КРУЭ) допускается производить с помощью встроенных указателей напряжения. (п. 3.3.1)
Но это так, к слову О том, что большинство нормативных документов устарело - я абсолютно согласен. Более того, абсолютно все документы противоречат друг другу; термины и определения в новых документах не совпадают со сложившимися годами... Вобщем ужоснах. Вот только я боюсь, что переписывать нормативные документы будет некому - специалистов одинаково хорошо разбирающихся во всех аспектах электроэнергетики и знающих современное "законотворчество" очень мало. Если они вообще есть. Про РостТехНадз вообще молчу.

Недавно был занимательный случай.
Министерство выпустило приказ: не включать повторно линии, отключившиеся от защит, без обхода. Народ в шоке! Какой имбецил такое мог придумать? Согласно этого приказа может и АПВ выведем? Нашли три министерских инструкции где написано что включать можно (при определённых условиях). Приходили сотрудники инспекции для консультации, благо товарищи оперативщики-тоже ниче ответить не могут. Пока все думали, слушаем на министерском селекторе отчет проверки в некоторых облах: не выполняется приказ о недопущении включений линий. Выходит второй приказ, такой же. В итоге никто не выполняет эти приказы. Хотя по селектору один из облов рассказывал о выполнении приказа: откл. ВЛ-10 кВ во время грозы, были обесточены куча потребителей, и, согласно вашего приказа, пока мы 20 км не обошли (замечаний нет) мы ВЛ не опробовали....Зам. министра ниче не сказал....
Вот такой бардак-с.

Max_Ti, Может несчастный случай какой был?

Так точно. Были сложные погодные условия пару месяцев, много пострадавших на проводах (обрывы, самоподключение).
Так приказы нужно правильно писать: либо менять ВСЕ инструкции, либо срок указывать на действие приказа (непогода и т.д.)

Max_Ti, Ну, зато кардинальное решение Сочувствую...

Саботаж!

У нас также... Но не дай бог что нибудь случится куча народа сбежится искать виновного, а виновный как всегда диспетчер потому что дал команду на включение, а не даш ты же опять виноватый потому что потребители обесточены. И получаеш ты как от руководства так от потребителей (звонят и тАкое говорят...)

Имеются ячейки выключателей 35 кВ блочного исполнения. При выводе в ремонт этих выключателей небезопасно находится на самой конструкции, т.к. расстояние до разъединителей менее 1 метра. Одно неосторожное движение и ...
Теперь при выводе в ремонт В-35 заставляем в заявке ремонтников писать "без подъема на выключатель", иначе выводим в ремонт оборудование прилегающее к выключателю.

Nord, С точки зрения правил такого делать нельзя. Для блочных конструкций есть ограждения, если они не обеспечивают безопасность - нужно выводить смежное оборудование.

Для того, чтобы вытащить на поверхность подзабытую тему, немного флуда.
Если что случится, диспетчер будет виноват. Неоднократно просил партнеров, у которых используются КРУЭ: да инициируйте вы отказ от идиотского в применении к современному оборудованию требованию. Нет, решили все же спецзаказ оборудования сделать, о чем на страничке http://rzdoro.narod.ru/pr_8.htm прикол получился.

С импортным оборудованием надо как-то отдельную что ли инструкцию писать, под те стандарты, которые приняты на "родине оборудования" и согласовывать с Ростехнадзором.Тут намедни возник вопрос по ЗС комплектуемым к импортному ЗРУ-35кВ. Вопрос возник по указателям напряжения со съемными индикаторами (головка с сиг. лампой -не испытывается), которые накручиваются на оперативную штангу. Короче вопрос возник, как испытывать? Как опер.штанги (1раз в 24мес.) или как УВН (1раз в 12мес.)? Да еще они и универсальные на 10 и 35кВ (вопрос как комплектовать)..

Да, у Вас не БП а сплошное "заглядывание в дырки"

Акт расследования обесточения г. Севастополь в декабре 2010 г. Ошибка не оперативная, но режимная. Для руководства в работе .

не подскажете что такое ОД!?