Поиск по сайту
Начало >> Инструкции >> Диспетчерская >> Диспетчерские инструкции >> Инструкция по проведению режимных замеров

Диспетчерская

Инструкции
Должностные

Инструкция по проведению режимных замеров

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

    • Список используемых сокращений:

АВСН

- автоматика выделения собственных нужд электростанции

АСГАО

- автоматизированный специальный график аварийных отключений потребителей

АТ

- автотрансформатор

АЧР

- автоматическая частотная разгрузка

БСК

- батарея статических конденсаторов

ВЛ

- воздушная линия электропередачи

ГАО

- график аварийных отключений потребителей

ДД

- дежурный диспетчер

Донбасская ЭС

- Донбасская электроэнергетическая система НЭК «Укрэнерго»

ДС

- диспетчерская служба

НСС

- начальник смены станции

НСЭ

- начальник смены электроцеха

ОДС

- Оперативно - Диспетчерская служба

ОРЭ

- оптовый рынок электроэнергии Украины

ОЭС

- объединенная энергетическая система Украины

ПА

- противоаварийная автоматика

ПБВ

- переключение без возбуждения

ПДС

- Производственно – Диспетчерская служба

ПРТСН

- пуско-резервный трансформатор собственных нужд

ПС

- подстанция

ПСЭУСЭ

- производственная служба энергонадзора, учета, сбыта электроэнергии

РЗА

- релейная защита и автоматика

РПН

- устройство регулирования напряжения под нагрузкой

САОН

- специальная автоматика отключения нагрузки

СГАО

- специальный график аварийных отключений потребителей

СК

- синхронный компенсатор

СРЗА

- служба релейной защиты и автоматики

ТСН

- трансформатор собственных нужд

ТРЭ

- технологический расход электроэнергии

ТЭС

- тепловая электростанция

ТЭЦ

- теплоэлектроцентраль (промстанция)

ЧАПВ

- частотное автоматическое повторное включение

ЭС

- электрические сети (структурные подразделения облэнерго)

ЭК

- энергоснабжающие компании

    • Настоящая инструкция разработана на основании:
  • ГКД 34.20.507-2003 "Техническая эксплуатация электрических станций и сетей. Правила".
  • инструкции ДП-11 ЭС "По проведению режимных замеров";
  • Положения об оперативно-технических взаимоотношениях между ЭС и облэнерго.

1.3. Знание настоящей инструкции и проверка ее знания обязательны:

  • для диспетчеров облэнерго и ЭС;
  • для оперативного персонала ЭС;
  • для работников ПДС облэнерго и ОДС ЭС, занимающихся записью и обработкой режимных и контрольных замеров;
  • для НСС и НСЭ ТЭС;
  • для персонала служб энергонадзора и другого персонала облэнерго, участвующего в подготовке и проведении контрольных и режимных замеров.

1.4. Цели режимных (контрольных) замеров:

  • анализ режима работы сети;
  • определение "узких мест" в сети;
  • разработка мероприятий по снижению потерь в сетях;
  • корректировка графиков напряжений в контрольных точках, с проверкой правильности положений ответвлений трансформаторов и автотрансформаторов;
  • контроль соответствия фактических объемов нагрузки, заведенной в ГАО, СГАО и АСГАО, заведенных под воздействие АЧР, ЧАПВ и САОН, заданному объему;
  • контроль баланса мощности в схемах АВСН ТЭС;
  • формирование почасовых графиков электропотребления ЭС облэнерго для контроля их потребления и перетоков электроэнергии с соседними энергоснабжающими компаниями.

Материалы режимных замеров используются для проработки текущих и перспективных режимов.

2. ОРГАНИЗАЦИЯ РЕЖИМНЫХ И КОНТРОЛЬНЫХ ЗАМЕРОВ

2.1. В режимные сутки замеры производятся на всех подстанциях 35 кВ и выше, на всех ТЭС и ТЭЦ независимо от их форм собственности и хозяйственной принадлежности.

2.2. Для проведения режимных (контрольных) замеров ЭС либо облэнерго назначаются режимные сутки.

2.3. Дату, объем проведения режимных суток, контрольные часы замера облэнерго доводит электрическим сетям, ТЭС, потребителям и другим ЭК не позднее, чем за 7 дней до дня их проведения.

2.4. Руководство подготовкой к проведению замеров, ответственность за полноту их проведения, своевременную и качественную обработку результатов замеров возлагается:

  • на технического директора облэнерго;
  • на главных инженеров электрических сетей облэнерго и ТЭС.

2.5. Непосредственно за качество замеров, их обработку и своевременность предоставления информации несут ответственность:

  • в облэнерго – начальник ПДС, начальник ПСЭУСЭ;
  • в ЭС – начальники ОДС и начальники служб энергонадзора ЭС;
  • на ТЭС – начальник электроцеха.

2.6. Оперативный контроль проведения замеров осуществляет ДД облэнерго, а непосредственно в ЭС и на ТЭС – соответственно ДД ЭС и НСС.

2.7. ОДС ЭС организуют проведение замеров на ПС облэнерго, при необходимости и на ПС других ЭК, обрабатывают их результаты в соответствии с требованиями данной инструкции и своевременно представляют в облэнерго, совместно с результатами замеров на потребительских ПС.

2.8. ПСЭУСЭ (службы энергонадзора ЭС) организуют проведение замеров на ПС и ТЭЦ потребителей, обработку и своевременную передачу результатов замеров в ОДС ЭС.

2.9. На подстанциях ЭС облэнерго, ПС потребителей, ПС других ЭК, на ТЭС и на ТЭЦ потребителей данные режимных замеров заносятся в суточные ведомости, соответствующие формы и подписываются работниками, производившими запись показаний приборов учета и измерительных приборов, и их руководством.

2.10. Обработанные результаты замеров ОДС ЭС и ТЭС представляют непосредственно в ПДС облэнерго по электронной почте в требуемой форме. Адрес электронной почты облэнерго указывает в факсограмме "О режимном замере".

3. ОБЪЕМ и ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ РЕЖИМНЫХ ЗАМЕРОВ

3.1. Начало замеров производить по сигналу точного времени.

3.2. Замеры производить в порядке очередности, начиная с шин высшего класса напряжения.

3.3. Указание направления активной и реактивной мощности обязательно. При этом знак минус (-) перед значением активной или реактивной мощности соответствует направлению от шин (отдачи), а плюс (+) - к шинам (приему).

3.4. На ПС 220 кВ и других подстанциях, определенных как контрольные точки, в специально указанных контрольных точках производится замер напряжения контрольными вольтметрами на шинах всех напряжений.

3.5. На подстанциях ЭС, облэнерго и его потребителей, на ПС соседних ЭК и их потребителей в точках коммерческого учета, согласно утвержденным схемам учета перетоков электроэнергии с облэнерго, в режимные сутки производится почасовое снятие показаний приборов коммерческого учета с 0 до 24 часов включительно. Съем показаний приборов учета производится с обязательным участием представителей облэнерго, в присутствии всех заинтересованных сторон по согласованию.

3.6. Для проведения почасового замера в вышеуказанных точках коммерческого учета на ПС других ЭК и их потребителей главные инженеры ЭС назначают работников, обязанных присутствовать при съеме показаний и подтвердить их достоверность своими подписями в соответствующих ведомостях.

3.7. В точках коммерческого учета, где установлены многофункциональные приборы учета (счетчики активной и реактивной энергии), фиксация почасового графика нагрузки производится путем компьютерного программного считывания специалистами служб эксплуатации средств учета в последующие после режимных суток дни. Считанные с многофункциональных счетчиков графики нагрузки за режимные сутки передаются в ОДС ЭС в электронном виде.

3.8. В режимные сутки за каждый час с 1 до 24 часов включительно на ТЭС и на ТЭЦ потребителей облэнерго производится запись следующих показаний измерительных приборов:

  • Напряжения на шинах 6 кВ и выше;
  • Активных и реактивных нагрузок по каждому генератору и по станции в целом, а также напряжения статора каждого генератора;
  • Расхода мощности на собственные нужды в МВт по каждому ТСН (ПРТСН) в отдельности и по станции суммарно;
  • Активных, реактивных нагрузок и токов по отходящим ВЛ-35 кВ и выше, по всем сторонам трансформаторов и АТ связи 110 кВ и выше, по секционным и шиносоединительным выключателям 6 кВ и выше, по присоединениям, питающим потребителей непосредственно от шин 6 - 10 кВ;

3.9. В режимные сутки производится запись показаний измерительных приборов за каждый час с 1 до 24 часов включительно на подстанциях 35 кВ и выше электрических сетей облэнерго и потребителей:

  • Напряжения на шинах 6 кВ и выше;
  • Токов, активных и реактивных нагрузок по отходящим ВЛ 35 кВ и выше, по всем сторонам силовых трансформаторов и АТ 35 кВ и выше, по секционным и шиносоединительным выключателям 6 кВ и выше;
  • Реактивной мощности БСК.

3.10. На подстанциях 35 кВ и выше электрических сетей облэнерго, ПС соседних ЭК, ПС потребителей, на ТЭС и ТЭЦ потребителей в режимные сутки в указанные в факсограмме "О режимном (контрольном) замере" контрольные часы замера, которые соответствуют ночному минимуму нагрузок, утреннему и вечернему максимумам нагрузок, дополнительно к вышеуказанному производятся замеры:

  • фактической мощности по присоединениям, заведенным в ГАО, СГАО, заведенным под воздействие: АСГАО, САОН, АЧР и ЧАПВ, с указанием уставок по частоте и времени;
  • фиксируются положения ответвлений РПН и ПБВ трансформаторов и АТ 35 кВ и выше и соответствующие им паспортные напряжения.

4. ОБЪЕМ И ПОРЯДОК ПРЕДСТАВЛЕНИЯ И ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ

РЕЖИМНЫХ ЗАМЕРОВ

4.1. ТЭС представляет в ПДС облэнерго анализ использования реактивной мощности генерирующих источников по форме Приложения №4, с указанием причины отклонения фактической реактивной мощности генерирующих источников от установленной. Срок предоставления - на следующий день после замера.

4.2. ТЭС представляет в ПДС облэнерго по почте, по факсу или электронной почте в четырехдневный срок:

№ п/п

Данные

Форма предоставления

1

Копия суточной ведомости - напряжения, активные и реактивные нагрузки с 1 до 24 часов включительно по ВЛ-110 кВ и выше

Приложение №12

2

В табличной форме параметры режима в контрольные часы замера

Приложение №3

3

Положения ответвлений РПН, ПБВ на трансформаторах (АТ) 110 кВ и выше и соответствующие им паспортные напряжения

Приложение №2

4

Фактическая мощность, подключенная к АЧР и ЧАПВ, с указанием уставок по частоте и времени и данных о фактической мощности, подключенной к ПА (при наличии АЧР, ЧАПВ, ПА)

Приложения №1 и 5 соответственно

5

Баланс реактивной мощности ТЭС

Приложение №11

4.3. Подстанции ЭС облэнерго представляют в ОДС ЭС анализ использования реактивной мощности генерирующих источников (БСК) по форме Приложения №4, с указанием причины отклонения фактической реактивной мощности генерирующих источников от установленной. Срок предоставления - на следующий день после замера.

4.4. Подстанции ЭС облэнерго представляют в трехдневный срок в ОДС ЭС:

№ п/п

Данные

Форма предоставления

1

Копию суточной ведомости - (с 1 до 24 часов включительно) напряжения на шинах 6 кВ и выше, токи, активные и реактивные нагрузки по ВЛ 35 кВ и выше, по всем сторонам силовых трансформаторов (АТ) 35 кВ и выше, по секционным и шиносоединительным выключателям 6 кВ и выше.

Приложение № 12

2

Фактическая мощность, подключенная к АЧР и ЧАПВ в контрольные часы замера с указанием уставок по частоте и времени.

Приложение №1

3

Фактическая мощность присоединений, подключенных к ПА в контрольные часы замера.

Приложение №5

4

Фактическая мощность присоединений, заведенных в ГАО, с указанием величины аварийной брони и в СГАО за контрольные часы замера.

Приложения № 6 и 7 соответственно

5

Замеры по трансформаторам (АТ) 35 кВ и выше по форме 1А.

Приложение №2

6

Ведомости режимных замеров по присоединениям, согласно схемам учета перетоков электроэнергии между облэнерго и смежными ЭК, а также соседними ЭС. Данные ведомости содержат показания счетчиков активной энергии (приборов коммерческого учета) с 0 -го по 24 час включительно.

Форму устанавливают ОДС ЭС

4.5. Службы энергонадзора ЭС облэнерго представляют в ОДС ЭС анализ использования реактивной мощности генерирующих источников (БСК, генераторов ТЭЦ) по форме Приложения №4, с указанием причины отклонения фактической реактивной мощности генерирующих источников от установленной. Срок предоставления - на следующий день после замера.

4.6. Службы энергонадзора ЭС облэнерго представляют в пятидневный срок в ОДС ЭС данные режимных замеров по подстанциям потребителей (в том числе и по ТЭЦ потребителей):

№ п/п

Данные

Форма предоставления

1

Копию суточной ведомости - (с 1 до 24 часов включительно) напряжения на шинах 6 кВ и выше, токи, активные и реактивные нагрузки по ВЛ 35 кВ и выше, по всем сторонам силовых трансформаторов (АТ) 35 кВ и выше, по секционным и шиносоединительным выключателям 6 кВ и выше.

Приложение №12

2

Фактическая мощность присоединений, подключенных к АЧР и ЧАПВ в контрольные часы замера с указанием уставок по частоте и времени на ПС и ТЭЦ потребителей.

Приложение №8

 

 

 

3

Фактическая мощность присоединений, подключенных к ПА в контрольные часы замера.

Приложение №5

4

Фактическая мощность присоединений, заведенных в ГАО с указанием величины аварийной брони и в СГАО за контрольные часы замера.

Приложения № 6 и 7

5

Замеры по трансформаторам (АТ) 35 кВ и выше по форме 1А.

Приложение № 2

6

Ведомости режимных замеров по присоединениям, согласно схемам учета перетоков электроэнергии между облэнерго и смежными ЭК, а также соседними ЭС. Данная ведомость содержит показания счетчиков активной энергии (приборов коммерческого учета) с 0 -го по 24 час включительно.

Форму устанавливают ОДС ЭС

 

4.7. ЭС представляют в облэнерго:

№ п/п

Данные

Форма предоставления

Срок предоставления со дня замера

1

Активное и реактивное потребление подстанций 110 кВ и выше - форма 1Б.

Приложение № 3

8 дней

2

Фактическая мощность присоединений, подключенных к ПА за контрольные часы.

Приложение № 5

12 дней

3

Данные по трансформаторам (АТ) - форма 1А.

Приложение № 2

11 недель

4

Сводные данные по фактическому объему АЧР и ЧАПВ за контрольные часы, по электронной почте, содержащие АЧР подстанций ЭС, МЭС, потребительских ПС, электростанций (Кировские ЭС включают в свои данные информацию по ЭС).

формат программы
АНЧАР

21 день

5

Фактическая мощность присоединений, подключенных к АЧР и ЧАПВ в контрольные часы замера с указанием уставок по частоте и времени на ПС и ТЭЦ потребителей.

Приложение №8

5 недель

6

Схему нормального режима сети 35 кВ и выше ЭС с нанесенным режимом за контрольный час зимних режимных суток. При нанесении режима на схему, если направление активной мощности указывается стрелкой, то при совпадении направления перетока реактивной мощности с активной перед значением реактивной мощности ставится знак плюс (+).

В 4х экземплярах на бумаге

О сроке предоставления сообщается дополнительно

7

Анализ использования реактивной мощности генерирующих источников (БСК, генераторы ТЭЦ), с указанием причины отклонения фактической реактивной мощности генерирующих источников от установленной. Срок предоставления - на следующий день после замера.

Приложение № 4

1 день

8

Данные замеров за контрольные часы по присоединениям из ГАО, СГАО, АСГАО

Приложения № 6, 7

8 дней

9

График почасовой покупки электроэнергии в ОРЭ в режимные сутки в формате Microsoft Excel.

Приложение № 9

1 месяц

10

Баланс реактивной мощности ЭС.

Приложения № 10

7 недель

Все материалы, представляемые ЭС, должны содержать данные по потребительским подстанциям и ПС ЭС. Результаты замеров по ГАО, СГАО, СК (БСК), по формам 1А, 1Б ЭС представляют в облэнерго в формате Microsoft Excel. Адрес электронной почты, на который ЭС отправляют результаты замеров, указывается в факсограмме "О режимном замере" облэнерго.

4.8. облэнерго представляет в ЭС:

№ п/п

Данные

Форма предоставления

Срок предоставления со дня замера

1

Активное и реактивное потребление подстанций 110 кВ и выше - форма 1Б.

Приложение № 3

10 дней

2

Фактическая мощность присоединений, подключенных к ПА за контрольные часы.

Приложение № 5

14 дней

3

Данные по трансформаторам - форма 1А.

Приложение № 2

12 недель

4

Сводные данные по фактическому объему АЧР и ЧАПВ за контрольные часы, по электронной почте, содержащие АЧР подстанций ЭС, МЭС, потребительских ПС, электростанций.

формат программы АНЧАР

28 дней

5

Фактическая мощность присоединений, подключенных к АЧР и ЧАПВ в контрольные часы замера с указанием уставок по частоте и времени на ПС и ТЭЦ потребителей.

Приложение №8

6 недель

6

Схемы нормального режима сети 35 кВ и выше с нанесенным режимом за контрольный час зимних режимных суток.

В 2х экземплярах на бумаге

О сроке предоставления сообщается отдельно

 

 

 

 

7

Анализ использования реактивной мощности генерирующих источников (БСК, генераторы ТЭЦ, ТЭС), с указанием причины отклонения фактической реактивной мощности генерирующих источников от установленной. Срок предоставления - на следующий день после замера.

Приложение № 4

1 день

8

Данные замеров за контрольные часы по присоединениям из ГАО, СГАО, АСГАО.

Приложение № 6, 7

10 дней

9

Баланс реактивной мощности облэнерго.

Приложение № 10

8 недель

 

 

ПРИЛОЖЕНИЯ:

    • Фактическая нагрузка присоединений, заведенных под воздействие АЧР-ЧАПВ на подстанциях ЭС.
    • Форма 1А - Данные по трансформаторам ПС 35 кВ и выше.
    • Форма 1Б - Активное и реактивная нагрузка подстанций и отходящих присоединений 110 кВ и выше.
    • Анализ использования реактивной мощности генерирующих источников.
    • Сводная таблица замера фактической мощности, отключаемой противоаварийной автоматикой.
    • Замер нагрузок по присоединениям, заведенным в ГАО.
    • Замер нагрузок присоединений, заведенных в СГАО.
    • Сведения о фактической мощности и составу нагрузок, подключенных под воздействие АЧР-ЧАПВ на потребительских подстанциях.
    • Почасовый график покупки электроэнергии ОРЭ Украины.
    • Форма баланса реактивной мощности электрических сетей.
    • Форма баланса реактивной мощности ТЭС.
    • Форма суточной ведомости и образец ее заполнения.
 
« Инструкция по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима   Инструкция по производству оперативных переключений в электроустановках »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.