Доброго времени суток. Подходит к концу моя программа обучения на диспетчера ОДГ и скоро экзамен . Просьба к состоявшимся диспетчерам, помогите найти слабые места в моем обучении. Задавайте вопросы, а я буду на них отвечать. Так я узнаю что знаю и не знаю или думаю что знаю. Жду хороших вопросов.

*_Garik_*, попробуй посмотреть эти ссылки
http://forca.ru/instrukcii/dispetcherskie/
http://forca.com.ua/
Может быть, некоторые пробелы и найдутся в твоём обучении. Добавлю ещё, что эти сайты созданы специально для работников НЭК "Укрэнерго", облэнерго и др. энергоснабжающих организаций !

Спасибо за хорошие ссылки читал, нашел кое-что новое. Но все же хочется вопросов : …. Это одно когда ты читаешь и думаешь что все знаешь , а другое дело, когда ты пытаешься объяснить что ты знаешь и не можешь…У меня в универе был препод который говорил «Ты как собака все знаешь, понимаешь, глаза умные, а сказать не можешь» . Не хочу чтобы со мной так получилось на экзамене. Так лучше здесь поупражняться чем там стоять и мычать

1.Полное погашение подстанции NNN. Будут ли СН? А будет ли работать защита?
2.Сработала газовая защита на сигнал. Твои действия?
3.Имеет ли право твой начальник вмешиваться в твои действия, когда ты на смене?
4.Какие виды инструктажей существуют?
5.Чем отличается персонал СМО от командированного?

І. а) Если под полным погашением имеется отключение отделителя на ВН стороне то трансформатор СН тоже будет отключен. Защита работать будет только на ПС 110 кВ так как там имеются акумуляторы и/или конденсаторы для питания оперативных цепей.
б) Если отключение масляника на стороне НН и/или СН то собственные нужды будут. Защита работать будет кроме отходящих фидеров ПС.

ІІ. 1. Не знаю как где но у нас была команда запаралелить газовые реле трансформатора сразу на отключение. Но чисто теоретически:
а) Даю распоряжение ОВБ или дежурному ПС посмотреть на уровень масла
б) если низкий то записываю в журнал дефектов и уведомляю гол. инженера РЭСа
г) если все нормально то даю распоряжение наблюдать за уровнем масла каждые 30 мин.

2. В моем случаи если газовая защита сработала и отключила трансформатор:
а) Трансформатор 35/10 (в моем управлении, в ведении диспетчера ОДС)
- прошу разрешение у диспетчера ОДС на вывод в ремонт трансформатора
- даю команду на вывод трансформатора в ремонт ОВБ или дежурному ПС по бланку переключений (типовом или дежурном)
- даю распоряжение ОВБ или дежурному ПС осмотр трансформатора
- результат осмотра записываю в журнал дефектов и уведомляю гол. инженера РЭСа.
- после ремонта прошу разрешение у гол. инженера РЭСа, который получил разрешение гол. инженера енергопредприятия, на ввод в работу трансформатора.
- прошу разрешение у диспетчера ОДС на ввод в работу трансформатора
- даю команду на ввод трансформатора в работу ОВБ или дежурному ПС по бланку переключений (типовом или дежурном)
-фуууу все….
б) Трансформатор 110/35/10-6кВ или 110/10 ( управлении и ведении диспетчера ОДС)
- докладываю диспетчеру ОДС о срабатывании защиты и жду распоряжений.

ІІІ. Не имеет, все разговоры с начальником имеют консультационный характер.
Но он может снять с смены и принять ее если мои действия кажутся ему неправильными, с записью в оперативный журнал и уведомлением диспетчера ОДС.
ІV. Легкий вопрос: Вступной, Первичный, Плановый, Внеплановый, Целевой.
По крайней мере я так перевел на русский по украински это звучит так: вступний, первинний, плановий, позаплановий, цільовий.

V. О про это я и говорил вроде знаешь, а сказать не можешь. Персонал СМО это работники которые не работают в енергокомпании. Командированный персонал это которые работают в енергокомпании но были откомандированы с другого РЭСа или отдела енергокомпании который находиться в другом РЭСе но обслуживает и мой.

Надеюсь на удовлетворительную оценку .

2. А что, отбор газа на горючесть персоналом ПС не практикуется?

По поводу защит вопрос вдогонку - при исчезновении собственных нужд, будет ли работать МТЗ на РТ-40?


Докладывает: уровень в расширительном баке в норме, потеков масла нет. Твои действия в таком случае?

Кстати еще вопрос - как определить, достаточный ли уровень масла?


У нас называется "Вводный". Есть еще повторный (в твоей версии плановый), инструктаж по пожарной безопасности (совместно с вводным).


В принципе понимаешь, но командированные не обязательно работают в энергокомпании. Они, например, могут быть работниками завода производителя приборов учета. Главное чтобы группа по э/б была. СМОшники не имеют права самостоятельной работы в электроустановках, им наблюдающий нужен.

1. Можно ли после неуспешного АПВ ставить линию под напряжение?
2. Если произошло отключение трансформатора от МТЗ (на стороне ВВ напряжения), от диф. защиты, можно ли включать в работу трансформатор?
3. Сколько времени допускается держать линии с сигналом на землю в сетях (6-35 кВ) с изолированной нейтралью для поиска места повреждения изоляции?
5. Для чего служат дугогасящие и токоограничивающие реакторы?
6. Что такое совмещенная АЧР и несовмещенная?
7. Чем отличаются графики АЧР от графиков ГАО и СГАО?
8. Что такое статическая устойчивость ЛЭП?
9. Что может служить в качестве видимого разрыва?
10. Какие токи (по ПТЭ эл. станций и сетей) разрешается отключать разъединителями?

Ввиду низкой квалификации кадров отбор газов не практикуется (по крайней мере я б не рискнул дать команду дежурному или ОВБ). И не слышал чтобы другие давали команду.


Газовая защита может выбить и от бака РПНа
Уровень масла должен быть на середине масломерного стекла +- от температуры масла

Да будет, ток короткого прямо воздействует на катушку отключения масляника

Интересное уточнение не знал

ВладимирР
І. Если линия 6-10-35кВ и линия проходит по малозаселенной местности до 2ч, если ответственный потребитель то с позволения гол. инженера до 6ч. Но у нас не практикуется, накладки АПВ сняты так как телесигнализация не работает и горят ТНы, так што АПВ у нас ручное . На КЛ АПВ запрещено но как тогда искать повреждение??

ІІ. На трансформаторе две основные защиты газовая и диф. защита после которых включать трансформатор в роботу можно только с разрешения гол. инженера предприятия.

ІІІ Смотрите ответ №1

IV???? Где пропал?

V Для уменьшения емкостных токов

VI Без понятия

VII графики АЧР?? Не знаю…. АЧР действует при снижении частоты ниже 49,5. На фидерах где есть потребители первой категории АЧР не ставят. Где есть потребители второй категории то по селективности. ГАО вводится когда в сети нехватка вырабатоваемой мощности и/или запасов топлива на ел. станциях. СГАО то же самое но вводиться после ГАО если предусмотренные меры не достигли желаемого результата

VIII Мда ответ где-то рядом, но статическая устойчивость ЛЭП это для 110 кВ….вроде

IX Разйеденитель, снятые шлейфы на ПЛ, розобраные концы КЛ то есть части должны быть видимо несвязанными....

X Ой есть в инструкции таблица просто я щас дома и на память цифры не помню но знаю где нужно посмотреть

ТНы горят из-за того что постоянно работает звуковая сигнализация (звонок, ревун), а опер. ток 100 В? Если фидер отключится от защиты, то звуковая сигнализация будет тоже работать пока не сгорит ТН, как в этом случае?
После неуспешного АПВ срабатывает ускорение отключения выключателя от защит и сама цепь привода по своей логике не даёт включить (блокируется) привод ещё раз! Диспетчер в введении (управлении) которого находится линия может дать указание на вывод накладок АПВ и повторно поставить линию под напряжение. Если КЗ самоустранилось (в месте замыкания деионизировался воздух или произошло размыкание проводов), то включение будет успешным. В противном случае линия снова отключится от защиты. И ещё один момент, какое бы ни было АПВ – успешное или неуспешное нужно произвести осмотр линии!
Повреждения как на КЛ так и на ВЛ ищут методом деления, это необходимо тебе знать как будущему диспетчеру, но на КЛ используют мегомметр, а на ВЛ всё наглядно видно.

Не совсем верно или совсем неверно. Дугогасящие реакторы служат для компенсации емкостных токов при замыкании на землю одной фазы и подключаются к нейтральному выводу трансформатора (соединение обмоток в «звезду») на стороне НН и СН 6-35 кВ!
Токоограничивающие реакторы служат для ограничения токов короткого замыкания на одной из отходящих линий и поддержания достаточного напряжения на сборных шинах.
Токоограничивающие реакторы устанавливаются комплектами, т.е. в комплекте три реактора, каждый устанавливается на своей фазе в рассечку между трансформатором и вводом! Подключаются токоограничивающие реакторы чаще всего к обмотке НН (6-10 кВ) трансформатора со схемой соединения «треугольник».
Существенное различие дугогасящего и токоограничивающего ректоров ещё в том, что первый имеет сердечник, а второй нет!

Существуют два типа частотной разгрузки АЧР-1 и АЧР-2.
АЧР-1 -быстродействующая (выдержка времени не превышает 0,5 с), имеющая различные уставки по частоте (48,0-46,5 Гц).
АЧР-2 -с общей уставкой по частоте в интервале 47,5-48,5 Гц и различными уставками по времени, предназначенная для подъема частоты после действия АЧР-1, а также для предотвращения зависания частоты на недопустимо низком уровне.
*_Garik_*, посмотри на работе внимательно графики АЧР, в них (в графиках) есть очереди, их количество может быть около 20, так вот в каждой очереди есть присоединения, которые отключаются действием АЧР. На присоединении может быть установлена, к примеру, только АЧР-2, тогда АЧР считается несовмещенной! Если на присоединении имеется одновременно АЧР-1 и АЧР-2, то такая АЧР называется совмещенной!

Графики ГАО и СГАО так как и графики АЧР имеют очереди. ГАО и СГАО вводятся для ограничения потребления электроэнергии и мощности, если наблюдается дефицит вырабатываемой электроэнергии и мощности. Главная задача чтобы не допустить больших перетоков по транзитным линиям и снижения частоты! Ну а если частота продолжает падать, то тогда срабатывает АЧР и можно сказать, что вводятся графики АЧР!

Предел передаваемой мощности по коротким ЛЭП ограничен, как правило, термической стойкостью проводов. Для длинных ЛЭП предел передаваемой мощности определяется статической устойчивостью (допустимым падением напряжения).

Выдержка из ПТЭ электрических станций и сетей
6.8.11. Отключение и включение под напряжение и в работу присоединения, имеющего в своей цепи выключатель, должно производиться этим выключателем.
Разрешается отключение и включение отделителями, разъединителями, разъемными контактами соединений КРУ (КРУН):
нейтралей силовых трансформаторов 110 - 220 кВ; заземляющих дугогасящих реакторов 6 - 35 кВ при отсутствии в сети замыкания на землю;
намагничивающего тока силовых трансформаторов 6 - 500 кВ;
зарядного тока и тока замыкания на землю воздушных и кабельных линий электропередачи;
зарядного тока систем шин, а также зарядного тока присоединений с соблюдением требований нормативных документов.
В кольцевых сетях 6 - 10 кВ разрешается отключение разъединителями уравнительных токов до 70 А и замыкание сети в кольцо при разности напряжений на разомкнутых контактах разъединителей более чем на 5%.
Допускается отключение и включение трехполюсными разъединителями наружной установки при напряжении 10 кВ и ниже нагрузочного тока до 15 А.
Допускается дистанционное отключение разъединителями неисправного выключателя 220 кВ и выше, зашунтированного одним выключателем или цепочкой из нескольких выключателей других присоединений системы шин (схема четырехугольника, полуторная и т.п.), если отключение выключателя может привести к его разрушению и обесточению подстанции.
Допустимые значения отключаемых и включаемых разъединителями токов должны быть определены нормативными документами.
Порядок и условия выполнения операций для различных электроустановок должны быть регламентированы местными инструкциями.

На мой взгляд сдал. Если остальные члены комиссии согласны, то давай удостоверение

Естественно есть странности, но как я понял, присущие конкретно вашим сетям.

А как в таком случае определить, надо ли выводить транс в ремонт или это он выпускает воздух, который натолкали во время вчерашней доливки масла? Низкая квалификация, это проблема руководства, которое не удосужилось обучить дежурных.


Ну бывает, что масломерного стекла нет. Но уточню вопрос. На улице +15, трансформатор под номинальной загрузкой, уровень масла +15. Нормально?

На моей практике такого не было (тьфу х 3), однако в противоаварийной инструкции ДЭМ имеется пункт с руководством по данной операции.

Про ТНы поподробнее, а то я не совсем понял. На ПС 35/10 нет звонка ревуна. На ПС 110/35/10-6 есть дежурные которые должны выключать звонок… слишком на нервы действуе

Про метод деления я знаю но распоряжением по енергопредприятию было запрещено давать повторные на КЛ (ввиду их большой древности). КЛ нужно сначала прозвонить….
Но наши диспетчера все делают по старинке. Или я что-то недоучил, недопонял...


Мда в реакторах я немножко поплыл но спасибо за разъяснения

Про очереди АЧР читал но не считал нужным запоминать, слишком много ненужных цифр, но я знаю где можно посмотреть и всегда смогу перечитать если что-то случиться.


Разве я плохо ответил, возможно не так как книжка пишет но так как я это понимаю

Этого разъяснения я очень ждал, спасибо надо будет спросить у наших диспетчеров


Ну да….


Проблема не только в руководстве. Персонал даже не хочет учиться….


В принципе у нас всюду есть масломерное стекло. А нормально или нет то я где-то видел таблицу в которой были наведены показания при разных температурах, но по интуиции скажу что даная ситуация ненормальна.


Читал за то знаю про отбор газов но монтеры врятли, подстанционники может и берут.

Ну вот еще не очень сложные вопросы, если угодно.
1. Как отличить "землю" на секции 6-10 кВ от сгорания предохранителя одной фазы ТН? (В моей практике одна диспетчер ОДГ всю ночь искала несуществующую "землю" )
2. Ячейка 6-10 кВ отходящей ВЛ с совмещенным приводом ЛР и ШР. Необходим ремонт ЛР. Какие заявки и на что должны быть поданы, какое оборудование должно быть выведено в ремонт. (Хотя это зависит от местных особенностей, но попытайтесь порассуждать).
Пока все, будет время - еще вспомню.
Уточните только, сети каких классов напряжения находятся в управлении ОДГ.

Мне тоже не совсем понятно, почему на ПС 110/35/10-6 кВ у вас выведены накладки АПВ?! На счёт ТНов я сделал допущение, что если постоянно работает звуковая сигнализация (ПС без постоянного дежурства), то ТНы могут гореть, так бывало у нас в РЭСе, когда там работал.

Может быть, что для упрощения поиска повреждения КЛ диспетчера прибегают к пробному включению. Поясняю, когда есть какая-то РП и защита плохо настроена (имеет место неселективность), то при КЗ на одной из отходящих линий может не сработать защита на данной линии, а при этом отключается ввод или же фидер на ГПП, питающий данную РП. После этого диспетчер даёт команду на пробное включение фидеров этой РП по очереди после подачи напряжения на ввод (если конечно не повреждён питающий кабель), тогда можно определить методом тыка, где на каком фидере искать повреждение! Но не вздумай так отвечать на комиссии, иначе получишь минус-бал, это к тому, что у вас было распоряжении по предприятию!

И ещё одна выдержка из книги «Пособие для изучения ПТЭ электрических станций и сетей», Москва, 1974
В результате нарушения статической или динамической устойчивости в энергосистеме, объединенной энергосистеме или отдельных её частях может возникнуть асинхронный режим (асинхронный ход) отдельных электростанций и частей энергосистемы по отношению к остальной части энергосистемы, выражающийся в установлении разной частоты в несинхронно работающих частях (электростанциях) энергосистемы, хотя между ними и сохраняется электрическая связь по линиям электропередачи.
Это конечно сложный вопрос, но для общего развития необходимо знать! И ещё может кому пригодится ссылка для изучения новых ПТЭ http://03-ts.ru/index.php?nma=downloads&am...tat&idd=520

Вообще-то интересная тема, лично для меня, может быть стоит её развивать, дабы каждый оперативник смог поделится опытом со своими коллегами или задать вопрос по поводу нюансов в своём энергопредприятии по оперативной работе! А может быть даже есть смысл, не знаю, может быть дурацкая идея, создать раздел с названием "Для персонала энергоснабжающих организаций" с подразделами: оперативная работа, СДТУ, РЗА, энергосбыт, планирование режима, ремонт подстанций и т.д и т.п.

Внесу свою посильную лепту:
1 какие операции можно выполнять разъединителем
2 сколько человек может учавствовать в оперативных переключениях
3 мой люимый вопрос - какие операции вносятся в бланк переключений

Извините что долго не появлялся, постоянные командировки, изматывает


При перегорании предохранителя перекоса фаз нет. То есть две фазы показывает нормальное напряжение, а одна 0


В управлении и ведении диспетчера ОДГ - все фидера 10- 6-0,4кВ и ТП-10-6кВ
В управлении ОДС и ведении ОДС – ЗШ 10-6кВ и трансформаторы 35кВ
В управлении и ведении диспетчера ОДС – ВЛ-35-110 кВ, ЗШ 110-35кВ трансформаторы 110кВ

Заявки должны быть на вывод в ремонт ЗШ(СШ) 6-10кВ
В ремонт должна быть выведена ЗШ(СШ) 6-10кВ по бланку переключений и с разрешения диспетчера ОДС
Возможно не совсем полный ответ...

Так и делают…


Мда…. Честно, очень трудный вопрос, какие? Разные…Разрывать цепь с отключенным напряжением, под напряжением но до 15 А или кольцующие до 70А и разностю напряжения до 5%....Трансформатор но без нагрузки(н/в автоматы отключены)

1.Один из числа оперативных работников (дежурный ПС) группа не меньше 3
2.Двое при тяжелых переключения с гр.3 и гр. 5 (ОВБ)
3.Трое. Можно привлекать для переключений персонал из бригад РЗА или предприятий с гр 3 гр 5(ОВБ) и гр 3 РЗА

В бланк переключений вноситься все действия, вставки РЗА и даже проверка отключенного положения МВ…

Спасибо чем дальше тем труднее вопросы...

вопрос из практики. Отключилась КВЛ 6кВ, найден явно повреждённый участок (дерево), при проверке ВЛ на УПК в сторону чистой Линии, прибор показывает 11кВ, с 12кВ на 9кВ, 10кВ. Можно ставить линию под напряжение?

Извините но не встречал таких сокращений. КВЛ-кабельная воздушная линия?? УПК??? боюсь непонял... Розшифруйте пожалуйста

КВЛ кабельно воздушная линия
УПК вернее ПУППЛ переносное устройство поиска повреждённой линии, просто называем по старинке т.к. раньше этим прибором проверяли только кабепи. прибором подаётся напряжение до 20кВ на линию и по вольтметру смотрим какое напряжение держит линия, на последней модели появилась шкала токов утечки, но если линия длинная, или есть воздушка, то утечки будут большими.

Я не подумал что эти приборы не везде используются. Может вы работаете по старинке дели-толкай?

У нас очень старое оборудование, и КВЛ у нас нет. Работаем по старинке дели толкай Кабели даже имеющиися, лаболатория даже не ставит под испытательное напряжение так как он просто невыдержит а ток утечки повредит еще 2-3 КЛ....

оборудование у нас в РЭСе старое тоже есть, недавно зашол в заброшеную ТП так там МВ производства ГДР 1948 года, там перекрыло сборные шины из-за пыли наверное лет 10 туда никто не заходил. а вашему начальству большой минус без УПК я давно бы сгорел а так только один ВН спалил.

Ну что же, на мои вопросы ответы правильные, но на второй - ответ неполный. В ячейках с совмещенным приводом ЛР и ШР для ремонта ЛР должны быть выведены в ремонт:
- линия (не забываем, ремонт ЛР);
- выключатель;
- секция шин (а это потому, что при ремонте ЛР расцепляют тяги ЛР и ШР, и при этих манипуляциях ШР может случайно включиться). Так у нас и произошло лет 10 назад - при расцеплении тяг ЛР и ШР (выключатель в ремонте с заземлением на ШР в сторону В) включился ШР (секция была в работе) -> короткое -> ШР и часть шин фактически "испарились" - металлические капли на стенах
Еще родился вопрос.
При осмотре ячейки 6-10 кВ обнаружилось, что в масляном выключателе не просматривается уровень масла (ниже нижнего предела). Чем это грозит и что должно быть предпринято?

При осмотре ячейки 6-10 кВ обнаружилось, что в масляном выключателе не просматривается уровень масла (ниже нижнего предела). Чем это грозит и что должно быть предпринято?

извините что вмешиваюсь но уточняющий вопрос МВ включен или отключен

вопрос по защите при осмотре ЦРП(ТП) с АВР отключён вводной МВ(ВВ) , включён секционный МВ(ВВ), напряжение на вводе есть, возможные причины работы АВР?

*_Garik_*, Я не знаю, может Российские и Украинские правила дейсвительно сильно отличаются, но по нашим правилам на мои вопросы ответы не полные.

1 Разрешается отключение и включение отделителями, разъединителями, разъемными контактами соединений КРУ (КРУН):
заземляющих дугогасящих реакторов 6-35 кВ при отсутствии в сети замыкания на землю;
намагничивающего тока силовых трансформаторов 6-500 кВ;
зарядного тока и тока замыкания на землю воздушных и кабельных линий электропередачи;
зарядного тока систем шин, а также зарядного тока присоединений с соблюдением требований нормативных документов.
В кольцевых сетях 6-10 кВ разрешается отключение разъединителями уравнительных токов до 70 А и замыкание сети в кольцо при разности напряжений на разомкнутых контактах разъединителей более, чем на 5%.
Допускается отключение и включение трехполюсными разъединителями наружной установки при напряжении 10 кВ и ниже нагрузочного тока до 15 А.
Допустимые значения отключаемых и включаемых разъединителями токов должны быть определены нормативными документами.
Порядок и условия выполнения операций для различных электроустановок должны быть регламентированы местными инструкциями.

2
1 При работе в смене 2-х человек переключения выполняют оба. Старший по должности, как правило, является контролирующимм.
2 Все переключения за исключением сложных при наличии исправной блокировки выполняются одним лицом. Так же одно лицо может выполнять сложные переключения пооперационно. Контролирующим лицом при выполнении переключений будет диспетчер
3 На предприятии должен быть перечень, согласно которому определено какие переключения выполняются одним лицом, какие обязательно двумя.
4 При переключениях в цепях РЗА может быть привлечён специалист службы РЗА. Он проверяет бланк переключений, ставит свою подпись и он будет выполнять переключения в цепях РЗА
5 Привлечение ещё одного контролирующего лица необходимо при выявлении неисправности блокировочных устройств.

3 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.


Вопросы в догонку
1 В кольцевых сетях 6-10 кВ разрешается отключение разъединителями уравнительных токов до 70 А и замыкание сети в кольцо при разности напряжений на разомкнутых контактах разъединителей более, чем на 5%. Какие сети относят к кольцевым?
2 Как выполняются оперативные переключения при выявлении неисправности оперативной блокировки при оперативных переключениях и при ликвидации аварии.
3 Кто принимает решение об использовании бланков переключений (обычных и типовых)?

Естественно включен.

Добавлю ещё один пункт, который многие забывают: проверить (контролировать) загрузку оставшегося в работе трансформатора.

Мда с такими вопросами к начальству не подходят….


-1 бал. Да про линию я забыл, действительно должна выводиться в ремонт и линия… Можно ссылочку на правила, а то у нас по бланку при выводе ЗШ выводиться все отходящие линии, а это достаточно напряжно. Спасибо за вопрос.

Заниженный уровень масла грозит тем что МВ потянет дугу и взорвется (оставшееся масло закипит, и/или расплавляться контакты). Необходимо снять оперативный ток с масляника (зделать невозможным операции с МВ) и оперировать коммутационным аппаратом, который находиться выше, для выведения МВ с заниженным уровнем масла в ремонт.

Возможно пропадало напряжение и сработало АВР, но после АПВ напряжение на вводе есть. Возможны проблемы в релейке но это совсем другой вопрос в котором я несильно компетентен. Если я неправильно понял вопрос то уточните и попробую еще раз.

Дорогой Игоррр правила 1 к 1-му просто язык другой, но я отвечаю с головы, а не сижу перед книжкой и оттуда перепечатываю и естественно ответ неполный или не совсем точный, главное чтобы кардинально что-то не сморозить или вообще не знать. Но вопросы мне понравились, заставили думать. Если возможно просто задавать вопрос: возможно ли такое то действие разеденителем или что делать при такой то ситуации.
1. На предприятии должен быть перечень кольцующих разеденителей. К кольцующим сетям относят сети включенные в кольцо. У нас только 110кВ включены в кольцо.
2. Ой тяжелый вопрос но попробую ответить. При выявлении неисправной блокировки то все переключения приостанавливаются. Доложить диспетчеру. И возобноляються только с разрешения нач. РЭС и в его присутствии как контролирующего. При опасности для жизни людей или повреждения оборудования операции могут быть продолжены с последующим уведомлением диспетчера. Ну как, правильно?
3. Думаю что диспетчер в веденнии и управлении которого находиться оборудование или только управлении.

Вам +1 бал.

Правил (общеупотребительных) на этот счет как таковых нет, я привел реальный случай, после которого внутренним документом организации был установлен именно такой порядок. Вопрос я задал больше с целью подтолкнуть к рассуждениям.

*_Garik_*, Диспетчер должен четко знать какие операции он может выполнить, согласно своего оборудования конечно.

Теперь по вопросам.
1 Вопрос был про кольцующие сети 6-10 кВ. Перечень должен быть. Если у Вас нет резъеденителей, которыми вы замыкаете или размыкаете кольца, вопрос снимается, если есть, прошу ответа, какие именно сети 6-10 кВ будут кольцевыми.
2 Почти. Необходимо проверить правильно ли выбрано присоединение, выполнение предшествовавших операций, производиться осмотр блокирующего устройства, только потом сообщается диспетчеру, берётся разрешение, вызывается контролирующий и готовится новый бланк переключений, куда вносится операция по деблокированию. При опасности для жизни людей - в любом случае сначала операции выполняются, а потом докладывается. А вот в аварийной ситуации можно проводить без дополнительного контролирующего по разрешению диспетчера.
3 Решение о применении типового бланка переключений принимается лицом, производящим переключения и контролирующим.

PS оборудование может быть либо в управлении, либо в ведении. Одновременно в управлении и ведении одно оборудованиие у одного диспетчера быть не может.

Ещё вопрос для *_Garik_* :
Сколько запрещающих плакатов нужно взять дежурному на переключения при выводе в ремонт ВЛ(КЛ)-10 питающейся от КРУН-10?
P.S. КРУН с выкатными тележками. Опер.ток-переменный.

А возможно чтобы не выводить ЗШ в ремонт, в наряде обусловить розсоеденение тяг управления ШР???

У меня в управлении кольцевых сетей нет.

Ой боюсь вы не правы, уточню на работе, есть еще мысли.

Как не может?? В моем вединии и управлении все ВЛ(КЛ) 10-6-0,4кВ + ТП+ трансформаторы 35/10-6кВ. кто же еще должен знать или управлять сетями.

Опа завал…. Но попытаюсь, надеясь на интуицию и смекалку.
- 2 «не включать работают люди»
-1 «заземлено»
Думаю все, итого 3…

Почему нельзя? Можно, только что при этом может получится, я писал ранее.



Маловато Про плакаты вопрос был не зря задан. Правда, диспетчера это не совсем колышет, но Вы же дублировались на ДЭМ/ОВБ - должны помнить. Здесь дело не только в типах плакатов, но и в их количестве. Грубо говоря, ответ должен звучать так:
- плакаты типа 1 - n штук, вывешиваются: ... (перечень мест)
- плакаты типа 2 - m штук, вывешиваются: ... (перечень мест)
и т.п.

*_Garik_*, По поводу третьего вопроса - типовая инструкция по переключениям п2.2.7

По поводу управления и ведения: если оборудование уже в управлении, то нет необходимости вводить его ещё и в ведение этому же диспетчеру. В управлении оборудование может быть только у одного уровня диспетчерского управления (диспетчера, дежурного), в ведении у нескольких.

Oleg_n, не согласен насчёт "диспетчера это не совсем колышет". Ведь

Про плакаты только запрещающие речь была...
Подсказка: 4 шт.
Теперь скажите где они должны висеть?

[Возможно пропадало напряжение и сработало АВР, но после АПВ напряжение на вводе есть. Возможны проблемы в релейке но это совсем другой вопрос в котором я несильно компетентен.


Не знаю как у вас уважаемый Oleg_n но наших диспетчеров ОДГ по релейке гоняют тока в путь, по этому и вопросы на экзаменах в основном по релейке как у диспетчеров так и у монтёров ОВБ, так-как все отключения в сетях 6-10 кВ связаны напрямую с релейкой. А разбираться с этими отключениями в первую очередь монтёру ОВБ под руководством диспетчера.
АВР, в описанном мной случае, срабатывает как вы правильно подумали из-за возможных проблем в релейке но каких самых распространённых которые может устранить монтёр ОВБ.

извините перепутал имена уважаемый *_Garik_*

если чесно я молчал так долго потомушто не знал что ответить....

ааааааааа незнаю
шторка должна быть на замок закрыта, а плакаты, ну на самой тележке 1 "не включать работа на линии", 1 на ЗН "заземлено", ну незнаю куда еще 2 прилепить

ну да.....

у меня в районе когдато были АВР но их удачно похоронили в темные 90-е, и впринципе не интересовался но обезательно узнаю

По видимому у Вас сельские сети? Тогда понятно, для общего развития; самые распространённые причины срабатывания АВР (из моей практики) это;
1 Выбило АВ ТНа
2 Сгорел ПК ТНа
Кстати какими сетями у Вас управляет диспетчер ОДГ, у нас в районе например 0,4-6-10-20 кВ

димитри, Никогда не видел 20 кв в живую Считал (по утверждению авторов учебника) что такие в СССР только в прибалтике были.
У нас в управлении ДД ОДГ трансформаторы 35/10, сети 10 кВ и всё что ниже, вплоть до ввода в дома 0,4. Кроме города есстественно.

У нас (Комиэнерго) две ВЛ-20 кВ - вполне перспективное напряжение для конкретно наших условий.

то же и у меня транформаторы 35/10 ВЛ-10 и все что ниже но у нас и город

*_Garik_*, скажи, какие совмещения обязанностей лиц допускаются при работе по нарядам-допускам.

контролирующий может быть и допускающим, кто-то из бригады (гр.4) может быть ответственным за отсутсвие напяжения больше ничего на ум неприходит...

*_Garik_*, ответственный за отсутствие напряжения - это круто!!!
Имелось в виду:
Выдающий наряд может быть...
Ответственный руководитель может быть...
и т.д.
Если б мне на экзамене сказали то что Вы, кол был бы обеспечен.

Ответ не очень сложный, надо читать правила! Правила называются ПБЭЭ (Правила безопасной эксплуатации электроустановок,-действуют в Украине). По ПБЭЭ допускается любое совмещение обязанностей, кроме обязанностей допускающего и дающего разрешение на допуск (в РЭСе это делает диспетчер), но совмещений должно быть не более двух !
И еще вопрос на засыпку, какой порядок наложения переносного защитного заземления (ПЗЗ) и сколько человек должны устанавливать ПЗЗ ?

По украинским правилам допускающий не может быть производителем или членом бригады?

Попробую по другому объяснить, к примеру, мастер выписывает наряд-допуск, затем дает диспетчеру ОДГ на проверку. После того как диспетчер дает добро, что наряд выписан правильно он (диспетчер) оставляет копию наряда у себя, а оригинал отдает мастеру, мастер в свою очередь передает наряд руководителю (наблюдающему) работ. Бригада после этого выезжает на место проведения работ и на месте связывается с диспетчером по рации. По рации допускающий (им может быть руководитель работ - совмещает обязанности) просит разрешения на допуск. Так вот в данном случае дающим разрешение на проведение работ является диспетчер, а допускающий может быть как членом бригады, так и руководителем. И самое главное, диспетчер никогда не сможет быть одновременно дающим разрешение на допуск и допускающим, потому как это абсурд! Забыл еще, что мастер тоже может быть как допускающим, так и руководителем работ, но никогда не сможет совмещать выписку нарядов-допусков с обязанностями допускающего и еще вдобавок руководителя работ, тут получается три совмещения!

ВладимирР, Как у Вас всё мудрёно то. Чем меньше народу отвечает за выданный наряд - тем лучше. Я со своими ругаюсь, что наряд должен проверять допускающий, но накак не диспетчер. А у Вас его и в правила вписали. Что касается "отдающего разрешение на проведение работ", то, зачастую диспетчер совмещает обазанности дежурного на близкорасположенной ПС, поэтому может быть допускающим и давать разрешение на подготовку рабочего места и допуск.