Некоммерческое акционерное общество

АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

 

 

 

Кафедра электроснабжения промышленных предприятий

  

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ОСНОВЫ ДИСПЕТЧЕРСКОГО  И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

Методические указания и задания к расчетно-графической работе №1, №2

 для магистрантов электроэнергетического факультета специальности

 6М071800 «Электроэнергетика»- профильная магистратура

 

 

 

 

Алматы 2010 

СОСТАВИТЕЛИ:  М.В. Акименков.  Информационные основы диспет-черского и технологического управления в электроэнергетике. Методические указания и задания к расчетно-графической работе №1, №2 для магистрантов профильного направления специальности 6М071800 Элек-троэнергетика. Алматы: АУЭС, 2010. – 63 с.

 

         Данная разработка включает методические указания и задания к расчетно-графическим работам №1, 2 для магистрантов электроэнергетического факультета специальности 6М0718 «Электроэнергетика»-профильная магистратура. Согласно учебному плану магистранты специальности 6М071800  «Электроэнергетика» изучают дисциплину «Информационные основы диспетчерского и технологического управления в электроэнергетике», включающую аудиторные занятия -30 часов, СРМП- 30ч., СРМ 60ч. и РГР №1, 2.

Курс «Автоматизированные системы управления электроснабжением промышленных предприятий» для специализации «Электроснабжение промышленных предприятий» также предусматривает 2 РГР объемом: аудиторные занятия – 48 часов, СРМП-30 ч. и СРМ-60 ч. РГР №1, №2 выполняются также по дисциплине  «Информационные основы диспетчерского и технологического управления в электроэнергетике» магистрантами специальности 6М071800 «Электроэнергетика» по направлению «Электроснабжение промышленных предприятий».

 

Содержание.

Введение                                                                                                                               

1 Задание к расчетно- графической работе №1                                            

    1.1 Содержание задания на РГР №1                                                              

2 Методические указания к изучению теоретических вопросов  расчетно- графической работы № 1    

    2.1 Обязательные операции с устройствами релейной защиты и   автоматики, по снятию оперативного тока, проверки положения  коммутационных аппаратов        

    2.2 Пример описания операций по выводу в ремонт выключателя линии          

3. Задание к расчетно-графической работе №2            

    3.1 Содержание задания на РГР №2                                                           

4. Методические указания к изучению теоретических вопросов   расчетно-графической работы №2            

    4.1 Составление внемашинного описания основного информационного обеспечения АСУЭ        

     4.2 Пример составления внемашинного описания основного информационного обеспечения АСУЭ                

 Список  литературы                                

Приложение А                

      

 1 Задание к расчетно – графической работе №1

 

        Выполнению данной работы предшествует выполнение лабораторных работ на симуляторе оперативных переключений и изучение общих и обязательных операций с устройствами релейной защиты и автоматики, снятию оперативного тока в схемах управления коммутационными аппарата ми, проверки положения коммутационных аппаратов после выполнения операций изменения их положения, а также выполнения рекомендованных последовательностей выполнения коммутационных операций. По наименованию упражнения для заданной схемы подстанции магистрант составляет в табличной форме описание операций в заданной последовательности с кратким комментарием выполненной операции, поясняющим ее назначение.

 

        1.1 Содержание задания на РГР №1

 

        Номер задания соответствует порядковому номеру магистранта в списке группы. Номер схемы соответствует номеру схемы подстанции в приложении А «Схемы подстанций для РГР №1». Магистрант наносит положение коммутационных аппаратов (включен, отключен), исходя из содержания задания. Включенное положение коммутационного аппарата обозначается черточкой, направленной вдоль коммутируемой линии, а отключенное положение – поперек.

Все задания повторяют использованные в симуляторе упражнения, но на других схемах подстанций с другими наименованиями и составом присоединений и способами их подключения к шинам.

  Руководствуясь Л.1 и обращаясь за помощью к симулятору оперативных переключений, магистрант составляет последовательность операций в табличной форме и на схему соединений подстанции наносит положение коммутационных аппаратов после выполнения над ними операций по данному заданию. В колонке «комментарии» таблицы пишется краткое пояснение выполняемой операции.

 

       1.1.1 Список номеров заданий

       1) Схема 1 для РГР №1. Вывести в ремонт В-110 кВ ВЛ АХБК с переводом нагрузки ВЛ АХБК на ОВ-110 кВ.

       2) Схема 1 для РГР №1. Перевести  ВЛ АХБК с ОВ-110 кВ на собственный выключатель.

       3) Схема 1 для РГР №1. Вывести ШСВ-110 кВ в ремонт с переводом на ШРП          ОВ-110 кВ.

       4) Схема 1 для РГР №1. Ввести в работу ШСВ-110 кВ после ремонта.

       5) Схема 3 для РГР №1. Вывести в ремонт ВЛ-220 кВ Л-А-Г.

       6) Схема 3 для РГР №1. Ввести в работу из ремонта ВЛ-220 кВ Л-А-Г.

       7) Схема 3 для РГР №1.  Вывести в ремонт ВЛ-220 кВ Л-205.

       8) Схема 3 для РГР №1. Ввести в работу из ремонта ВЛ-220 кВ Л-205.

        9) Схема 1 для РГР №1. Вывести в ремонт В-110 кВ ВЛ АЗТМ с переводом нагрузки ВЛ АЗТМ на ОВ-110 кВ.

       10) Схема 1 для РГР №1. Перевести  ВЛ АЗТМ с ОВ-110 кВ на собственный выключатель.

       11) Схема 1 для РГР №1. Вывести в ремонт В-110 кВ ВЛ АРО с переводом нагрузки ВЛ АРО на ОВ-110 кВ.

       12) Схема 1 для РГР №1. Перевести  ВЛ АРО с ОВ-110 кВ на собственный выключатель.

       13) Схема 1 для РГР №1. Вывести в ремонт В-110 кВ ВЛ ЦЗ с переводом нагрузки ВЛ ЦЗ на ОВ-110 кВ.

       14) Схема 1 для РГР №1. Вывести в ремонт 1СШ 110кВ.

       15) Схема 1 для РГР №1. Ввести в работу 1СШ 110кВ.

       16) Схема 1 для РГР №1. Перевести АТ-1 с ОВ-110кВ на собственный выключатель.

       17) Схема 2 для РГР №1. Вывести в ремонт В-110 кВ ВЛ Л-112 с переводом нагрузки ВЛ Л-112 на ОВ-110 кВ.

       18) Схема 2 для РГР №1. Перевести  ВЛ Л-112 с ОВ-110 кВ на собственный выключатель.

      19) Схема 2 для РГР №1. Вывести в ремонт В-110 кВ ВЛ Л-113 с переводом нагрузки ВЛ Л-113 на ОВ-110 кВ.

      20) Схема 2 для РГР №1. Перевести  ВЛ 113 с ОВ-110 кВ на собственный выключатель.

       21) Схема 2 для РГР №1. Вывести в ремонт В-110 кВ Л-114 с переводом нагрузки ВЛ Л-114 на ОВ-110 кВ.

        22) Схема 2 для РГР №1. Вывести в ремонт 1СШ 110кВ.

      23) Схема 2 для РГР №1. Ввести в работу 1СШ 110кВ.

 

      2 Методические указания к изучению теоретических вопросов расчетно-графической работы №1

 

      2.1 Обязательные операции с устройствами релейной защиты и автоматики, снятию оперативного тока, проверки положения коммутационных аппаратов

 

      При выводе оборудования в ремонт и вводе его в работу после ремонта регламентируются следующие обязательные операции:

- с устройствами РЗА в ходе оперативных переключений;

- снятия оперативного тока при переключениях;

- проверочные операции.

Рекомендуется также соблюдение определенной последовательности операций с коммутационными аппаратами при отключении (включении) электрического оборудования.

Регламентируемые обязательные операции ниже сведены в таблицы. При выполнении лабораторной работы на симуляторе оперативных переключений при выборе той или иной операции необходимо руководствоваться указаниями данных таблиц.

  Т а б л и ц а 1 - Обязательные операции с устройствами РЗА в ходе оперативных переключений

Оперативное зада-ние (основной комплекс операций)	Необходимая сопряженная опера-ция с устройством РЗА		Примечание
	Вид устройства              РЗА	Необходимая     операция
1 Отключение устройства РЗ, запускаю- щего УРОВ	Пуск УРОВ от этого устройства РЗА	Отключить	Накладка «пуск УРОВ» перево-дится в положе- ние «включено» после ввода в работу защиты, запускающей УРОВ
2 Отключение устройства РЗ, запускаю- щего УРОВ	Пуск УРОВ от этого устройства РЗА	Отключить	Накладка «пуск УРОВ» перево-дится в положе- ние «вкл.» после ввода в работу защиты, запус-кающей УРОВ
3 Любые операции с ШР и ВВ	Автоматические устройства (АПВ шин, АВР СВ и ШСВ), действием которых подается напряжение на шины	Отключить	На все время операций с ШР и ШСВ
	Ускорение соот-ветствующих резервных защит	Ввести на время названных операций	Если операции выполняются в РУ 110 кВ и выше при отсутствии диф-защиты шин. Вместо ускорения резервных защит может быть вве-дена временная защита

  

     Продолжение таблицы 1

Оперативное задание (основной комплекс операций)	Необходимая сопряженная операция с устройством РЗА		Примечание
	Вид устройства              РЗА	Необходимая     операция
4 Включение нормально отключенного СВ на РП (на ПС)	Устройства АРНТ обоих трансфор-маторов на ЦП  (на ПС)	Отключить (перевести РПН на ручное управление)	При исходной схеме – раздельная работа секций РП (секций НН ПС) и трансформаторов на ЦП
	АВР СВ	Отключить
5 Перевод присоединений с одной системы шин на другую	Цепи напряжения устройств РЗА присоединений	Переключить на соответствующие ТН	Если не предус-мотрено автома-тическое перек-лючение
	УРОВ и дифзащита шин	Временно пере-вести в режим работы с нарушенной фиксацией	На период до завершения операций с ШР
	АПВ шин	Временно отключить	См. выше
6 Вывод в ремонт ТСН 6/0,4 кВ электростанций	Защита минимального напряжения выводимого в ремонт ТСН	Отключить	Включается перед вводом трансформатора в работу после ремонта
	Защита минимального напряжения выводимого в ремонт ТСН	Отключить	Включается перед вводом трансформатора в работу после ремонта

  

Продолжение таблицы 1

Оперативное задание (основной комплекс операций)	Необходимая сопряженная операция с устройством РЗА		Примечание
	Вид устройства              РЗА	Необходимая     операция
7 Вывод в ремонт трансформатора на двухтрансформаторной ПС	Газовая защита и технологи-ческая автома-тика выводимо-го в ремонт трансформатора	Отключить
	АРНТ оставшегося в работе трансформатора	Временно отключить (перевести РПН на ручное управ-ление)	Обратное вклю-чение АРНТ – после завер-шения операций по разгрузке выводимого в ремонт транс-форматора
8 Включение трансформатора на двухтрансформаторной ПС в работу после ремонта	АРНТ работающего трансформатора	Временно отключить (перевести РПН на ручное управ-ление)	Обратное вклю-чение АРНТ – после заверше-ния операций по включению под нагрузку вышедшего из ремонта трансформатора
9 Ввод в работу после ремонта СВ с размы-канием ремонтной перемычки	Защиты, нормально включенные на т.т. находившегося в ремонте СВ, а также резервные защиты линий, соединяемых СВ (ремонтной перемычкой)	Восстановить нормальную схему действия и характеристики защит, затронутых, в соответствии с предыдущим пунктом, при выводе СВ из схемы РУ. На время работ в токовых цепях защит временно выводить их из действия с проверкой под нагрузкой перед обратным вводом в работу. На этот же период временно ввести ускорение резервных защит линий с противоположных концов

 

     Продолжение таблицы 1

Оперативное задание (основной комплекс операций)	Необходимая сопряженная операция с устройством РЗА		Примечание
	Вид устройства              РЗА	Необходимая     операция
10 Вывод в ремонт СВ в схеме мостика (с замыканием ремонтной перемычки)	Защиты, включенные на т.т. СВ (основные защиты линий, максимальная и дифференциальная защиты трансформаторов	Отключить	Включается перед вводом трансформатора в работу после ремонта
		Отключить	Включается перед вводом трансформатора в работу после ремонта
	Резервные защиты линий, соединен-ных ремонтной перемычкой, с противоположных концов	Временно ввести ускорение	Ускорение резервных защит линий отключается после завершения комплекса операций по включению ре-монтной пере-мычки и выводу СВ
10 Ввод в работу после ремонта СВ с размы-канием ремонтной перемычки	Защиты, нормально включенные на т.т. находившегося в ремонте СВ, а также резервные защиты линий, соединяемых СВ (ремонтной перемычкой)	Восстановить нормальную схему действия и характеристики защит, затронутых, в соответствии с предыдущим пунктом, при выводе СВ из схемы РУ. На время работ в токовых цепях защит временно выводить их из действия с проверкой под нагрузкой перед обратным вводом в работу. На этот же период временно ввести ускорение резервных защит линий с противоположных концов

 

Продолжение таблицы 1

Оперативное задание (основной комплекс операций)	Необходимая сопряженная операция с устройством РЗА		Примечание
	Вид устройства              РЗА	Необходимая     операция
11 Замена выключателя присоединения обходным (ОВ)	Дифзащита шин (ДЗШ)	С помощью испытательных блоков ввести в схему ДЗШ т.т. ОВ как выключателя присоединения. Временно отключить ДЗШ	После отключения ДЗШ выполнить необходимые переключения в ее цепях, проверить ДЗШ под нагрузкой и ввести в работу
	Защиты ОВ	Выставить ус-тавки, сответ-ствующие ус-тавкам защит данного присоединения
	Основные быстродействую-щие защиты присоединения (ДФЗ, ДЗЛ)	Временно отключить с двух сторон	Переключить токовые и опера-тивные цепи на ОВ, проверить под нагрузкой , включить в рабо-ту и опробовать на отключение ОВ с обратным его включением от АПВ
12 Ввод в работу «своего» выклю-чателя после ремонта с заменой обходным	Выполнить мероприятия по восстановлению нормаль-ной схемы и характеристик защит в порядке, обратном указанному выше применительно к выводу «своего» выключателя в ремонт. Дополнительно на время вос-становления нормальной схемы присоединения под-ключить к ТТ «своего» выключателя резервные защиты (либо специальные временные защиты), специально настроенные и проверенные от постороннего источника первичного тока и ввести их с действием на отключение «своего» выключателя.

 

Окончание таблицы 1

Оперативное задание (основной комплекс операций)	Необходимая сопряженная операция с устройством РЗА		Примечание
	Вид устройства              РЗА	Необходимая     операция
13 Перевод совместного шино-соединительного и обходного выклю-чателя (ШОВ), ис-пользуемого в нор-мальном режиме как шиносоединительного, в режим обходного выключателяля	Защиты ШОВ	Включить с уставками «опробывание»	Опробывать ШОВ на отключение от защит с вклю-чением от АПВ, после чего отключить АПВ ШОВ и сам ШОВ
	УРОВ	Отключить от защит ШОВ
	АПВ ШОВ	Временно отключить
	УРОВ и ДЗШ	Временно отключить	С помощью испы-тательных блоков перключить токо-вые и оператив-ные цепи ДЗШ таким образом, чтобы обходные шины входили в зону ДЗШ при ее опробывании напряжением, после чего вновь включить УРОВ и ДЗШ
	Пуск УРОВ от защит ШОВ	Включить
14 Включение оборудования в работу после ремонта или нахождения без напряжения, если при этом выведена из действия дифзащита шин либо основная защита присоединения	Ускорение соответствующих резервных защит	Ввести	Может также быть введена временная защита

 

   Т а б л и ц а 2 - Обязательное снятие оперативного тока при переключениях

Операция, при которой следует снимать оперативный ток	Коммутационный аппарат и элементы, с которых следует снимать оперативный ток	Момент снятия оперативного тока
1 Перевод присоединения с одной системы шин на другую посредством ШСВ	Привод и защита ШСВ	Перед операциями с ШР (до проверки использования ШСВ на месте его установки)
2 Операции разъединителями с дистанционным управлением, если в процессе переключений нужна жесткая фиксация этих разъединителей во включенном положении	Привод разъединителя (рекомендуется также отключение силовых цепей привода)	Перед выполнением последующих операций с коммутационным оборудованием и непосредственно до проверки на месте включенного положения разъединителя
3 Подача напряжения на линию электропередачи разъединителем со стороны ПС с упрощенной схемой	Привод выключателя с другого конца линии (где есть выключатель)	Перед подачей напряжения
4 Операции с разъеди-нителями на присоединении, отключенном выключателем с местным управлением (не со щита управления и не из РУ)	Привод выключателя	Перед операциями с разъединителями
5 Шунтирование (расшун-тирование) разъединителем включенного выключателя	Привод выключателя.	До проверки положения выключателя на месте установки
	Основная защита, действующая на другой конец (концы) ВЛ	До перевода основной защиты на т.т. , находящегося вне данного шунта
6 Фазировка на зажимах вторичных обмоток ТН	Привод отключенного ШСВ	До подачи напряжения на время фазировки

  

    Т а б л и ц а 3 - Обязательные проверочные операции

Проверяемое состояние (характеристика)	Проверяемый коммутационный аппарат	Способ проверки	При каких операциях проверка делается
1 Отключенное положение	Выключатель в цепи разъединителя	Визуально на месте установки	До отключения (включения) разъединителя
	Выключатель на стороне НН (СН) трансформатора		До операции с разъединителем (ОД) на стороне ВН трансформатора при отсутствии в этой цепи выключателя
	Выключатель в КРУ с выкатным элементом		До перевода вы-катного элемента из рабочего в конт-рольное положение и наоборот
2 Включенное положение	ШСВ		Перед переводом присоединения с одних шин на другие
3 Действительное положение (отдельно каждой фазы)	Разъединитель, отделитель, вык-лючатель нагрузки, заземляющий разъединитель		После каждой операции включения (отключения)
	Выключатель	По измерительным и сигнальным приборам	а) при проведении операций только с выключателями; б) при операциях разъединителями с дистанционным управлением; в) при включении присоединения под нагрузку; г) при подаче и снятии напряжения с шин.

 

Окончание таблицы  3

Проверяемое состояние (характеристика)	Проверяемый коммутационный аппарат	Способ проверки	При каких операциях проверка делается
4 Положение комму-тационного аппарата на другом конце линии электропередачи	Линейный и зазем-ляющий разъеди-нитель линии	На основе сообщения местного пер-сонала диспетчеру	При переключениях с двух (нескольких) сторон линии электропередачи
5 Отсутствие напряжения	Токоведущая часть подлежащая заземлению	С помощью указателя напряжения, по схеме и т.д.	Перед заземлением  (перед включением ЗР)
6 Наличие напряжения с обеих сторон коммута-ционного аппарата	Включаемый (отключаемый) коммутационный аппарат в цепи транзитной линии с двухсторонним питанием	По   Измеритель-ным   приборам	Перед включением и после отключения
7 Отсутствие замы-кания на землю в сети с изолирован-ной (компенсиро-ванной) нейтралью	По обе стороны аппарата, на кото-ром существует разрыв связи между участками		Перед замыканием линии в транзит
Непревышение допустимой раз-ницы напряжения в электрически свя-занных участках сети
8 Последователь-ность чередования фаз (фазировка)	По обе стороны аппарата, на зажи-мах которого мо-жет быть несфази-рованное напряже-ние, а также уста-новленного в месте раздела распре-делительной сети с сетями потребителей	Путем выполнения фазировки	Перед включе-нием названного коммутационного аппарата, а также перед включени-ем линии (транс-форматора), на которых в ходе ремонта может быть нарушена чередование фаз

 

Линия электропередачи

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1- Рекомендуемая последовательность операций с коммутационными аппаратами при отключении (включении) электрических цепей

2.2 Пример описания операций по выводу в ремонт выключателя линии                                                        

 

Рисунок 2 - Исходная схема ПС для задания

     Таблица 4 - Описание операций по выводу в ремонт В-110 кВ Л-101 с переводом ВЛ на ОВ-110кВ.

Наименование операции или коммутационного аппарата	Действие над комм. аппаратом	Комментарий
1 Проверить в журнале РЗА наличие записи о перестройке уставок защит ОВ-110 кВ для Л-101		Так как ОВ-110 кВ будет выполнять функции выключателя Л-101
2 Проверить введенное положение устройства РЗА на отключение и пуск УРОВ

 

 

Продолжение таблицы 4

Наименование операции или коммутационного аппарата	Действие над комм. аппаратом	Комментарий
3 Ввести накладку «Запрет АПВ шин 110 кВ»		Так как будут выпол-няться операции с шинными разъедини-телями, то велика вероятность КЗ по этой причине (Л-1:Т-1, П-3). Повторная подача напряжения может привести к возникновению дуги на ножах ШР в непосредственной близости от оператив-ного персонала, выполняющего операцию с ШР
4 Ввести накладку «Опробование ОСШ-110кВ через ОВ-110кВ»		При возникновении КЗ на обходной системе шин (ОСШ) в момент ее опробования напряжением с подачей напряжения от 1 СШ с помощью ОВ-110кВ он будет отключен без АПВ
5 Ввести накладку «Отключение ОВ-110кВ от ДЗШ»
6 Вставить крышку блока «Операт.цепи ОВ-110кВ на 1СШ-110кВ (пуск УРОВ 1СШ, отключение и запрет АПВ ОВ от ДЗШ 1СШ)»
7 Отключить автомат оперативного тока ОВ-110кВ		Для исключения ошибочного включения выключателя с него снимается напряжение. ( Л-1:Т-2, П-1)
8 ОВ-110кВ	Проверить отключенное положение	Л-1:Т-3, П-1

 

Продолжение таблицы 4

Наименование операции или коммутационного аппарата	Действие над комм. аппаратом	Комментарий
9 ОШР 110кВ АТ-1	Проверить отключенное положение	Л-1:Т-3, П-1
10 ОШР 110кВ АТ-2	Проверить отключенное положение	Л-1:Т-3, П-1
11 ОШР 110кВ ОВ	Проверить отключенное положение	Л-1:Т-3, П-1
12 ЗН ОСШ 110кВ	Проверить отключенное положение	Л-1:Т-3, П-1
13 ОШР 110кВ Л-101	Проверить отключенное положение	Л-1:Т-3, П-1
14 ОШР 110кВ Л-102	Проверить отключенное положение	Л-1:Т-3, П-1
15 ОШР 110кВ Л-103	Проверить отключенное положение
16 ОСШ 110кВ	Осмотреть состояние системы шин
17 ШР-1СШ 110кВ	Осмотреть колонки изоляторов	Перед операциями с разъединителями в связи с возможностью трещин фарфоровой изоляции, повреждения крепления, могущих привести к разрушению изоляции и КЗ. Регламентировано ПТЭ

  

Продолжение таблицы 4

Наименование операции или коммутационного аппарата	Действие над комм. аппаратом	Комментарий
18 ШР-1СШ 110кВ	включить	Собирается схема для подачи напряжения на ОСШ от 1СШ
19 ШР-1СШ 110кВ	Проверить включенное положение	Обязательная проверка визуально на включение ножей всех фаз (Л-1:Т-3, П-3)
20 ОШР 110кВ	Осмотреть колонки изоляторов	См. выше
21 ОШР 110кВ	включить	Собирается схема для подачи напряжения на ОСШ от 1СШ
22 ОШР 110кВ	Проверить включенное положение	(Л-1:Т-3, П-3)
23 Включить автомат оперативного тока ОВ-110кВ
24 ОВ-110кВ	включить
25 ОВ-110кВ	Проверить включенное положение	(Л-1:Т-3, П-3)
26 Проверить наличие напряжения на ОСШ
27 ОВ-110кВ	Отключить	ОВ отключается для организации подключения к ОСШ Л-101 с помощью ОШР-110кВ, который может быть включен только в режиме отсутствия на нем нагрузки.

  

Продолжение таблицы 4

Наименование операции или коммутационного аппарата	Действие над комм. аппаратом	Комментарий
28 Отключить автомат оперативного тока ОВ-110кВ		Для исключения оши-бочного его включе-ния и возможности включения ОШР Л-101 под нагрузкой
29 Вывести накладку «Опробование ОСШ-110кВ через ОВ-110кВ»
30 ОВ-110кВ	Проверить отключенное положение	(Л-1:Т-3, П-3)
31 ОШР 110кВ Л-101	Осмотреть состояние колонок изоляторов	См. выше
32 ОШР 110кВ Л-101	включить	Собирается схема для подключения Л-101 к 1СШ 110кВ через ОВ-110
33 ОШР 110кВ Л-101	Проверить включенное положение	(Л-1:Т-3, П-3)
34 ОРУ 110кВ (в шкафу ЯЗШ): на блоке «ТТ ОВ-110кВ на 1СШ» снять спец.крышку, установить рабочую «Включить токовые цепи ОВ на ДЗШ 1СШ»		Для отключения ОВ-110 от ДЗШ 1СШ
35 ОРУ 110кВ (в шкафу ЯЗШ): на блоке «Закоротка цепей  ТТ ОВ 110кВ» снять раб.крышку и установить специальную (раско-ротили ток.цепи ОВ на ДЗШ)
36 Включить автомат оперативного тока ОВ-110кВ
37 ОВ-110кВ	Включить

Продолжение таблицы 4

Наименование операции или коммутационного аппарата	Действие над комм. аппаратом	Комментарий
38 Убедиться по приборам в распределении нагрузки между В-110кВ Л-101 и ОВ 110кВ		Так как Л-101 подклю-чена к 1СШ 110кВ через В-110кВ и ОВ-110кВ, то фазные токи через них должны быть примерно одинаковыми. При откло-нениях в какой-то фазе возможно неполнофазное включение, для чего требуется осмотр выклю-чателя на месте.
39 В 110 кВ Л-101	отключить
40 Отключить автомат оперативного тока В-110кВ Л-101.		Л-1:Т.2.1
41 Установить в положение «выведено» накладку «Ввод  ДЗШ-110кВ»		Т.к. В-110кВ Л-101 отключен, то необходимо вывести его токовые цепи из дифференциала ДЗШ. Проверить баланс токов и затем обратно включить ДЗШ
42 Снять крышку блока «Л-101 ДЗШ 1СШ»
43 Установить в положение «выведено» накладку «Отключение Л-101 от ДЗШ-110кВ»
44 Нажать кнопку «Контроль токовых цепей». Проверить отсутствие тока небаланса
45 Нажать кнопку «Деблокировка ДЗШ-110кВ». Проверить отсутствие работы сигнализации.
45 Установить в положение «введено» накладку «Ввод  ДЗШ-110кВ»

 

Продолжение таблицы 4

Наименование операции или коммутационного аппарата	Действие над комм. аппаратом	Комментарий
47 Записать показания счетчика Л-101		Учет передачи э/э по Л-101 теперь будет вестись по показаниям счетчика на ОВ-110кВ. За текущие сутки он будет складываться из зафик-сированных показаний счетчика В-110кВ Л-101 и счетчика ОВ-110кВ с момента его включения под нагрузку.
48 В 110кВ Л-101	Проверить отключенное положение	Л-1:Т3.3 Далее начинаются операции отключения разъединителей в последовательности, требу-емой Л-1:Т. 4
49 ЛР 110кВ Л-101	Осмотреть состояние изоляции	Осмотр производится в связи с возможностями разрушения изоляции, следами перекрытия ее и нарушения крепления разъединителя.
50 ЛР 110кВ Л-101	отключить
51 ЛР 110кВ Л-101	Проверить отключенное положение	Л-1:Т3.3
52 ШР-1СШ 110кВ Л-101	Осмотреть состояние изоляции	Осмотр производится в связи с возможностями разрушения изоляции, следами перекры-тия ее и нарушения крепления разъединителя.
53 ШР-1СШ 110кВ Л-101	отключить
54 ШР-1Ш 110кВ Л-101	Проверить отключенное положение	Л-1:Т3.3

  

Продолжение таблицы 4

Наименование операции или коммутационного аппарата	Действие над коммутац. аппаратом	Комментарий
55 Проверить отсутствие напряжения на ШР 110кВ Л-101 в сторону В-110кВ Л-101		Л-1:Т3.5. Перед операцией заземления выводимого в ремонт выключателя обяза-тельно необходимо прове-рить отсутствие напряжения на заземляемом участке  указателем напряжения. В эксплуатации имеют место случаи, когда оперативный персонал случайно спутав ячейки, выполняет заземле-ние в ячейке, находящейся под напряжением.
56 ЗНВ-1 ШР-1СШ 110кВ Л-101	включить
57 ЗНВ-1 ШР-1СШ 110кВ Л-101	Проверить включенное положение	Ножи всех фаз должны войти в губки
58 Проверить отсутствие напряжения на ЛР 110кВ Л-101 в сторону В-110кВ Л-101		Л-1:Т3.5.
59 ЗНВ ЛР 110кВ Л-101	включить
60 ЗНВ ЛР 110кВ Л-101	Проверить включенное положение	Ножи всех фаз должны войти в губки
61 Установить в положение «Выведено» накладку «Запрет АПВ шин 110кВ)		Операции с шинными разъединителями закончены
62 Установить в положение «Выведено» накладки «Отключение В-110кВ Л-101 от защит»		В-110кВ Л-101 выведен в ремонт

 

Окончание таблицы 4

Наименование операции или коммутационного аппарата	Действие над коммутац. аппаратом	Комментарий
63 Установить в положение «Выведено» накладки «Пуск УРОВ от защит Л-101»
64 Установить в положение «Введено» накладку «Т/С В-110кВ»		Телесигнализация положения выключателя ОВ-110кВ

 

 

Рисунок 3 - Схема ПС с положением всех коммутационных аппаратов после выполнения операций над ними в данном задании

 

       3 Задание к расчетно-графической работе №2

 

       3.1 Содержание задания на РГР №2

 

       Составить внемашинное описание информации, используемой для диспетчерско-технологического управления подстанцией с определенной схемой соединений в АСУЭ диспетчерского центра в следующем объеме:

 

        3.1.1 Параметры, относимые к категориям:

 - телеизмерения текущие (ТИТ);

 - телесигнализируемые (ТС);

 - плановые;

 - учетные (счетчики);

 - дорасчетные;

 - интегральные .

        3.1.2 Структурную схему вычисления баланса подстанции по активной

мощности.

       3.1.3 Таблицы сравнения «план-факт» по мощности и энергии по получению и выдачи электроэнергии субъектам-потребителям.

       3.1.4 Таблицу сравнения получаемой электроэнергии по данным интегрального учета и показаниям счетчиков из системы АСКУЭ.

       3.1.5 Схему подстанции для отображения на дисплее с нанесенными   контролируемыми параметрами.

       3.1.6 Структурную схему АСУЭ ПС на основе технических средств ведущих производителей интегрированных автоматизированных систем сбора, передачи и отображения информации.

       Схемы ПС для заданий приведены в приложении А. Схемы выполнены в редакторе Paint. Схемы отличаются составом субъектов-потребителей и присоединениями к питающей сети. Магистрант использует для РГР схему с номером, соответствующим его порядковому номеру в списке группы.

 

         Т а б л и ц а 5 – Выбор схемы для РГР № 2

Порядковый номер	Наименование схемы
1	Схема ПС 35/10 кВ № 1
2	Схема ПС 35/10 кВ № 2
3	Схема ПС 35/10 кВ № 3
4	Схема ПС 35/10 кВ № 4
5	Схема ПС 35/10 кВ № 5
6	Схема ПС 220/10 кВ № 1
7	Схема ПС 220/10 кВ № 2
8	Схема ПС 220/10 кВ № 3
9	Схема ПС 220/10 кВ № 4

 

                   Окончание таблицы 5

Порядковый номер	Наименование схемы
10	Схема ПС 220/10 кВ № 5
11	Схема ПС 110/10 кВ № 1
12	Схема ПС 110/10 кВ № 2
13	Схема ПС 110/10 кВ № 3
14	Схема ПС 110/10 кВ № 4
15	Схема ПС 110/10 кВ № 5
16	Схема ПС 110/10 кВ № 6
17	Схема ПС 110/10 кВ № 7
18	Схема ПС 220/110/10 кВ № 1
19	Схема ПС 220/110/10 кВ № 2
20	Схема ПС 220/110/10 кВ № 3
21	Схема ПС 220/110/10 кВ № 4

 

       4 Методические указания к изучению теоретических вопросов расчетно-графической работы №2

 

       Внемашинное описание информационного обеспечения АСУЭ предшес-твует непосредственной работе с электронными редакторами, предназначен-ными для внесения этой информации в базу данных АСУЭ.  РГР №2 закреп-ляет знания, полученные по лекционному курсу дисциплины «Информаци-онные основы диспетчерского и технологического управления в электроэнер-гетике».

 

       4.1 Составление внемашинного описания основного информа-ционного обеспечения АСУЭ подстанции.

 

      4.1.1 Телеизмерения текущие (ТИТ)

     В перечень телеизмеряемых параметров включаются: напряжения на шинах, активные и реактивные перетоки мощности на выключателях присоединений, соединительных выключателях секций шин и систем шин, частота тока.

      4.1.2 Телесигнализация

     В перечень включается телесигнализация положения выключателей присоединений, соединительных выключателях секций шин и систем шин, положение разъединителей, если они оборудованы устройствами контроля своего положения.

 

 

4.1.3 Плановые

Плановые значения вводятся в виде почасового суточного графика (профиля мощности) по каждому потребителю. Если подстанция имеет присоединения, по которым поступает электроэнергия от внешних поставщиков, то предполагается ввод почасового графика от каждого поставщика. Если от поставщика электроэнергия поступает по нескольким присоединениям, то это суммарный график.

4.1.4 Учетные (счетчики)

Через АСКУЭ в базу интегрированной АСУЭ поступает информация от счетчиков. В зависимости от организации АСКУЭ она может содержать значения энергии за интервал времени, мгновенные значения и т.д. В данном описании, считаем, что поступают только энергия за 15-минутные интервалы, которые затем программами АСУЭ преобразуются в значения суммарные по субъектам, с начала суток и т.д.

4.1.5  Дорасчетные

Дорасчетные параметры – это параметры, образованные из телеизмеряемых и введенных в базу данных (например, плановых) путем выполнения над ними определенных арифметических операций. Например, потребитель питается по трем фидерам. Для контроля его потребления необходимо создать дорасчетный параметр, являющийся суммой перетоков по этим трем фидерам.

4.1.6 Интегральные

Интегральные образуются интегрированием указанных параметров из базы данных в цикле опроса сервера обработки данных программой интегрирования в составе специального программного обеспечения в интервале 0-24 часа. Интегральное значение записывается в базу мгновенных значений и далее переписывается в архивы заданных срезов (минутных, 15-минутных, и т.д.) в основной базе хранения данных.

Интегрируют параметры, являющиеся контролируемыми в соответствии с суточным графиком потребления электроэнергии с начала суток по отдельным субъектам (контрольным сечениям). Интегрируется фактическая суммарная мощность потребления электроэнергии субъектом (через контрольное сечение) и плановое значение этого потребления (в базе мгновенных значений имеется текущий суточный график суммарной мощности потребления каждого субъекта (через контрольное сечение), плановый и скорректированный внутрисуточно. Разность между ними позволяет своевременно определять отклонение от плана и принимать оперативные решения в отношении участников рынка электроэнергии.

Интегрирование может использоваться для сверки достоверности систем телеизмерения и систем учета по счетчикам при наличии АСКУЭ. Интегральные значения отличаются от значений счетчиков, во-первых, из-за разности классов обмоток трансформатора тока для ТИТ и счетчиков, а, во-вторых, шаг интегрирования импульсов в счетчике значительно меньше шага интегрирования программы сервера обработки (несколько секунд). Может иметь место, что используется трансформатор тока, имеющий разные классы измерений обмоток телеизмерения и учета. Разность между значениями учета интегрального и по счетчикам не должна выходить за пределы определенного значения, характерной для данных систем измерения. Сравнение этих интегралов с начала суток позволяют своевременно выявить технические и программные повреждения в системах оперативного контроля и учета.

В список интегральных необходимо внести все параметры, определя-ющие суммарный переток мощности к субъекту-потребителю или к данной подстанции от внешних источников.

 

4.2 Пример составления  внемашинного описания основного инфор-мационного обеспечения АСУЭ подстанции в АСУЭ диспетчерского центра

 

Задание № 5

4.2.1 Текст задания

4.2.2 Описание подстанции по заданию варианта.

Данная подстанция питается по двум ВЛ 220 кВ Л-221 и Л-222 из одной распределительной энергокомпании с условным названием ТРЭК . На напряжении 10 кВ питаются два субъекта: субъект № 1 и № 2. Субъект № 1 питается по фидерам Ф-10-1 и Ф-10-2, а субъект № 2 – по фидерам Ф-10-3 и Ф-10-4. Собственные нужды подстанции питаются через ТСН-1 и ТСН-2. СВ-220 кВ, СВ-10 кВ и СВ-0,4 кВ нормально отключены. СВ-10 кВ и СВ-0,4 кВ включаются АВР при пропадании напряжения на одной из секций. На рисунке    

4.1 указано нормальное положение выключателей и разъединителей.

Считаем, что все коммутационные аппараты ОРУ-220 кВ имеют телесигнализацию своего положения.

 

Рисунок 4 - Схема подстанции по заданию с нанесенными положениями коммутационных аппаратов

 

4.2.3 Перечень телеизмеряемых параметров:

Сторона 220кВ:

а) ТИТ(телеизмерения текущие):

1) U 1сш220 - напряжение IСШ-220кВ;

2) U 2сш220 - напряжение IIСШ-220кВ;

3) Ра Л221 - переток активной мощности Л-221;

4) Рр Л221 - переток реактивной мощности Л-221;

5) Ра Л222 - переток активной мощности Л-222;

6) Рр Л222 - переток реактивной мощности Л-22;

7) F 1сш220 - частота IСШ-220кВ;

8) F 2сш220 - частота IIСШ-220кВ.

б) ТС(телесигнализация положения коммутационных аппаратов).

Включенное/отключенное положение В-1, В-2, СВ, ЛР Л-221, ЛР Л-222, СР-1, СР-2, ШР-1, ШР-2, ТР-1, ТР-2, всех заземляющих разъединителей (для обеспечения телеуправления коммутацией в ОРУ-220 кВ.).

Сторона 10кВ:

а) ТИТ.

1) U 1c10 - напряжение на секции IС-10кВ;

2) U 2с10 - напряжение на секции IIС-10кВ;

3) Ра СВ10 - активная мощность СВ-10кВ;

4) Рр СВ10 – реактивная мощность СВ-10 кВ;

5)  Ра В10АТ1 - активная мощность В-10кВ АТ-1;

6) Рр В10АТ1 – реактивная мощность В-10 кВ АТ-1;

7) Ра В10АТ2 - активная мощность В-10кВ АТ-2;

8) Рр В10АТ2 – реактивная мощность В-10кВ АТ-2;

9) РаФ10-1 – активная мощность фидер Ф-10-1;

10) РрФ10-1 – реактивная мощность фидер Ф-10-1;

11) РаФ10-2 – активная мощность фидер Ф-10-2;

12) РрФ10-2 – реактивная мощность фидер Ф-10-2;

13) РаФ10-3 – активная мощность фидер Ф-10-3;

14) РрФ10-3 – реактивная мощность фидер Ф-10-3;

15) РаФ10-3 – активная мощность фидер Ф-10-4;

16) РрФ10-3 – реактивная мощность фидер Ф-10-4;

17) РаТСН1 – активная мощность ТСН-1;

18) РаТСН2 – активная мощность ТСН-2.

б) ТС.

Включенное/отключенное положение В-10АТ1-10кВ, В-10АТ2-10кВ, СВ-10кВ, В-10кВ ТСН-1, В-10кВ ТСН-2, всех выключателей фидеров 10 кВ.

Сторона 0,4кВ:

а) ТИТ.

1) U 1сш0,4 - напряжение I СШ-0,4Кв;

2) U 2сш0,4 - напряжение II СШ-0,4кВ.

б) ТС.

1.3.3. Включенное/отключенное положение АВ-1, АВ-2, СВ-0,4кВ.

4.2.4 Плановые показатели.

Планом для ПС (или предприятия на чьем балансе находится ПС) является получение электроэнергии от ТРЭК и потребление субъектами  

№ 1 и № 2.

План задается почасовыми профилями мощности.

Рплтрэк – мгновенное значение мощности плановой поставки ТРЭК.

Рплсуб1 - мгновенное значение мощности планового потребления субъекта №1.

Рплсуб2 - мгновенное значение мощности планового потребления субъекта №2.

 

4.2.6  Точки коммерческого учета.

Точки учета соответствуют обозначенным на схеме трансформаторам тока и имеют следующие наименования:

В-1 АТ-1 220 кВ;

В-2 АТ-2 220 кВ;

СВ-220 кВ;

ф.10-1;

ф.10-2;

ф.10-3;

ф.10-4;

В-10 АТ-1;

В-10 АТ-2;

СВ-10;

В-10 ТСН-1;

В-10 ТСН-2.

 

4.2.7  Дорасчетные.

SPпсФ = Р _В-1 + P _В-2  - фактическая мгновенная мощность потребления ПС по активной мощности от ТРЭК.

DР ^ф-ппс = SPпсФ – Рплтрэк -  факт минус план по активной мощности потребления ПС от ТРЭК

DW пс_ин = SWпс_ф_ин,трэк – Wпс_пл_трэк – разница между фактическим потреблением электроэнергии от ТРЭК и плановым по интегральному учету с начала суток.

DW пс_сч = SWпс_ф_сч_трэк – Wпс_пл_трэк – разница между фактическим потреблением электроэнергии от ТРЭК и плановым при наличии данных из АСКУЭ с начала суток.

DW пс_трэк_ин_сч =SWпс_ф_ин,трэк - SWпс_ф_сч_трэк – разница между электроэнергией, потребляемой от ТРЭК, по интегральному учету и

АСКУЭ с начала суток.

SPсуб1 = Рф1 + Pф2  - фактическая мгновенная мощность потребления субъекта №1.

Wсуб1_сч = Wф1_сч + Wф2_сч – потребление электроэнергии субъекта №1 по данным с электросчетчиков.

DР ^ф-псуб1 = SPсуб1 – Рсуб1_пл -  факт минус план по активной мощности  потребления субъекта №1.

DW суб1_ин = SWсуб1_ф_ин – Wсуб1_пл – разница между фактическим потреблением электроэнергии субъектом №1 и плановым по интегральному учету с начала суток.

DW суб1_сч = Wсуб1_сч – Wсуб1_пл – разница между фактическим

потреблением электроэнергии субъекта №1 и плановым при наличии

данных из АСКУЭ с начала суток.

 DW суб1_ин_сч = SWсуб1_ф_ин - Wсуб1_сч – разница между электроэнергией, потребляемой субъектом №1, по интегральному учету и АСКУЭ с начала суток.

SPсуб2 = Рф3 + Pф4  - фактическая мгновенная мощность потребления субъекта №2.

Wсуб2_сч = Wф3_сч + Wф4_сч – потребление электроэнергии субъекта №2 по данным с электросчетчиков.

DР ^ф-псуб2 = SPсуб2 – Рсуб2_пл -  факт минус план по активной мощности потребления субъекта №2.

DW суб2_ин = SWсуб2_ф_ин – Wсуб2_пл – разница между фактическим потреблением электроэнергии субъектом №2 и плановым по интегральному учету с начала суток.

DW суб2_сч = Wсуб2_сч – Wсуб2_пл – разница между фактическим

потреблением электроэнергии субъекта №2 и плановым при наличии данных из АСКУЭ с начала суток.

DW суб2_ин_сч = SWсуб2_ф_ин – Wсуб2_сч – разница между электроэнергией, потребляемой субъектом №2, по интегральному учету и АСКУЭ с начала суток.

Р тсн = РаТСН1 + РаТСН2.

Wтсн_сч = Wтсн1_сч + Wтсн2_сч.

Кроме указанных параметров, в списке дорасчетных параметров могут быть параметры, характеризующие баланс подстанции, трансформаторов и т.д.

 

4.2.8 Интегральные.

SWпс_ф_ин,трэк – интегрируется с шагом цикла опроса сервера опроса устройств сбора данных дорасчетный параметр SPпсФ.

Wпс_пл_трэк - интегрируется с шагом цикла опроса сервера опроса устройств сбора данных параметр Рплтрэк.

SWсуб1_ф_ин - интегрируется с шагом цикла опроса сервера опроса устройств сбора данных параметр SPсуб1.

Wсуб1_пл - интегрируется с шагом цикла опроса сервера опроса устройств  сбора данных параметр Рплсуб1.

SWсуб2_ф_ин - интегрируется с шагом цикла опроса сервера опроса устройств сбора данных параметр SPсуб2.

Wсуб2_пл - интегрируется с шагом цикла опроса сервера опроса устройств  сбора данных параметр Рплсуб2.

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 5 - Блок-схема алгоритма расчета баланса ПС по

активной  мощности

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 6 - Блок-схема алгоритма расчета баланса ПС по активной энергии

 

 

4.2.9 Общая таблица логических номеров со сквозной нумерацией и нумерацией в пределах групп содержит ТИТ, ТС, плановые, точки учета э/э  (счетчики), дорасчетные, интегральные. В каждой группе  оставлен резерв на перспективу. 

 

 

Т а б л и ц а  5 - Логические номера

№ сквозной	Наименование группы	№ в группе	Наименования параметров
1	ТИТ	1	ТИТ согласно п.п. 4.2.3
…		…
90		90
91	ТС	1 - 50	ТС согласно п.п. 4.2.3
….		…
140		50
141	план	1	Параметры по п.4.2.4
…		…
170		30
200	учет	1	Параметры по п. 4.2.5
201		2
203		3
250		4…..50
251	дорасчетные параметры	1	Параметры по п. 4.2.6
252		2
300		253…400
401	интегральные	1	Параметры по п. 4.2.7
402		2
403		3
450		4 …450

 

Параметры типа ТИТ, ТС, ТИИ, дорасчетные имеют архивы хранения с секундными, минутными и часовыми срезами записи и с глубинами несколько дней, месяцев и лет. Кроме этого, в базе данных имеется архив хранения записи параметров терминалов РЗА и ПА в аварийных  ситуациях, условно-постоянной информации (коэффициентов, инструкций и т.д.)

 

4.2.10 Схема ПС с «окнами» для вывода информации для оперативного контроля за режимом ПС.

На рисунке 5 приведена схема ПС, выводимая на дисплей по запросу. На ней могут отражаться как текущее значение параметров, так и с заданной глубиной и шагом отображения. На схеме красное состояние соответствует включенному положению коммутационного аппарата, зеленое – отключен-ному.

 

Рисунок 7 - Схема ПС, отображаемая на дисплее компьютера или в окне электронной стены

 

Т а б л и ц а 6 - Слежение за выполнением суточного графика и договорных поставок по активной мощности и энергии

	ТРЭК		Субъект № 1		Субъект № 2
	Р, кВт	W, кВтч	Р, кВт	W, кВтч	Р, кВт	W, кВтч
Факт
План
Факт-план

 

Т а б л и ц а 7 - Сравнение интегральных ТИИ и данных счетчиков.

Наименование	С начала суток через 15 минут
	00.15	00.30	00.45	.. . . . . . .	. . . . . . .	. . . .
DW пс_трэк_ин_сч
DW суб1_ин_сч
DW суб2_ин_сч

 

Программа, при отклонении разницы за допустимый интервал, окрашивает выводимое значение в красный цвет.

 

4.2.13 Структурная схема АСУЭ ПС

АСУЭ ПС реализуется на основе разработки ООО «ПроСофтСистемы».

Она характеризуется следующими особенностями:

—                  Централизованная структура системы с главным контроллером.

—                  Использование существующих датчиков и преобразователей.

—                  Медленные каналы связи.

—                  Поэтапное внедрение, встраивание в существующие системы         

                    новых устройств, например терминалов РЗ и ПА.

—                  Совмещение функций диспетчерско-технологического и

                    коммерческого управления.

 

 

 

Рисунок 8 - Структурная схема АСУЭ подстанции

 

 

Список литературы 

1. Методические указания по проведению лабораторной работы «Информационные основы диспетчерского и технологического управления в электроэнергетических системах» для магистрантов специальности 6М071800 Электроэнергетика- профильная магистратура.

2. Н.В. Чернобровов, В.А.Семенов Релейная защита энергетических систем, том 1 и 2 – М.: Энергоатомиздат, 1998.

3. М.А. Беркович, А.Н. Комаров, В.А. Семенов Основы автоматики энергосистем, - М.: 1981.

4. Типовая инструкция по переключениям в электроустановках, РД 34 РК0-20, 505-05 Утверждена Минэнерго РК 13 декабря 2005 г. №324.

5. Особенности оперативных переключений по отключению и включению электрических цепей, часть 1 и 2, С.-П.: 2001.

6. Алексеев А.П. Автоматизация электроэнергетических систем. - М.: Энергоатомиздат , 1994.

7. Под общей редакцией Руденко Ю.Н. и Семенова В.А.// Автоматизация диспетчерского управления в электроэнергетике // Издательство МЭИ, Москва, 2000.

                                                                                                   

Приложение А.

Схемы  подстанций к РГР № 1 и № 2

  

Рисунок А1- Схема №1 для РГР №1

    Продолжение приложения А

Рисунок А2 -  Схема № 2 для РГР № 1

Продолжение приложения А

Рисунок А3 -  Схема ПС 35/10 кВ № 1

Продолжение приложения А

Рисунок А4 -  Схема ПС 35/10 № 2

Продолжение приложения А

Рисунок А5 -  Схема ПС 35/10 № 3

Продолжение приложения А

Рисунок А6 -  Схема ПС 35/10 № 4

Продолжение приложения А

Рисунок А7 -  Схема ПС 35/10 № 5

Продолжение приложения А

Рисунок А8 -  Схема ПС 220/10 № 1

Продолжение приложения А

Рисунок А9 - Схема ПС 220/10 № 2

Продолжение приложения А

Рисунок А10 - Схема ПС 220/10 № 3

Продолжение приложения А

Рисунок А11 - Схема ПС 220/10 № 4

Продолжение приложения А

Рисунок А12 - Схема ПС 220/10 № 5

Продолжение приложения А

Рисунок А13 - Схема ПС 110/10 № 1

Продолжение приложения А

Рисунок А14 - Схема ПС 110/10 № 2

Продолжение приложения А

Рисунок А15 - Схема ПС 110/10 № 3

Продолжение приложения А

Рисунок А16 - Схема ПС 110/10 № 4

Продолжение приложения А

Рисунок А17 - Схема ПС 110/10 № 5

Продолжение приложения А

Рисунок А18 - Схема ПС 110/10 № 6

Продолжение приложения А

Рисунок А19 - Схема ПС 110/10 № 7

Продолжение приложения А

Рисунок А20 - Схема ПС 220/110/10 № 1

Продолжение приложения А

Рисунок А21 - Схема ПС 220/110/10 № 2

Продолжение приложения А

Рисунок А22 - Схема ПС 220/110/10 № 3

 

Продолжение приложения А

Рисунок А23 - Схема ПС 220/110/10 № 4

Продолжение приложения А

Рисунок А24 - Схема 3 для РГР №1