Порядок переключений в электроустановках объектов электроэнергетики операционной зоны Челябинского РДУ

5.1.1. Диспетчер ЧРДУ перед операциями по вводу в работу ЛЭП, оборудования, комплексов и устройств РЗА после ремонта должен получить в установленном порядке сообщение об окончании работ и о возможности ввода ЛЭП, оборудования, комплексов и устройств РЗА в работу.

5.1.2. Оперативный персонал обязан производить проверку фактического положения коммутационных аппаратов, ЗН, переносных заземлений:

− периодически, в соответствии с утвержденными графиками осмотра оборудования;

− самостоятельно, перед производством переключений по вводу в работу ЛЭП и оборудования, находящегося в ремонте, реконструкции или резерве.

Диспетчер имеет право запросить у оперативного персонала:

− подтверждение, о произведенном осмотре оборудования, перед производством переключений по вводу в работу ЛЭП и оборудования, находящегося в ремонте, реконструкции или резерве;

− в любое другое время фактическое положение коммутационных аппаратов и ЗН, переносных заземлений при нахождении оборудования в длительном ремонте, реконструкции или резерве.

5.1.3. Диспетчер ЧРДУ должен в течение двух часов после приемки смены ознакомиться с диспетчерскими заявками на смену, в части возможности их реализации.

5.1.4. Диспетчер ЧРДУ должен подтвердить возможность производства переключений в указанный в диспетчерской заявке срок и согласовать с диспетчером ОДУ, оперативным персоналом объектов электроэнергетики прямого диспетчерского управления время начала производства переключений:

- по выводу в ремонт (вводу в работу) ЛЭП – не менее чем за два часа до времени, указанного в диспетчерской заявке;

- по выводу в ремонт (вводу в работу) оборудования, связанному с отключением (включением) ЛЭП – не менее чем за два часа до времени, указанного в диспетчерской заявке;

- по выводу в ремонт (вводу в работу) оборудования, не связанному с отключением (включением) ЛЭП – не менее чем за час до времени, указанного в диспетчерской заявке;

- по выводу в ремонт (в резерв) энергетического оборудования – не менее чем за два часа до времени, указанного в диспетчерской заявке.

5.1.5. Для обеспечения надежности работы ЕЭС России в ремонтной схеме, время вывода объекта диспетчеризации Челябинского РДУ из работы и ввода его в работу должно строго соответствовать диспетчерской заявке. В исключительных случаях время вывода объекта диспетчеризации Челябинского РДУ из работы и ввода его в работу может быть изменено по согласованию с персоналом, осуществляющим ведение объектом диспетчеризации.

5.1.6. По решению диспетчера ЧРДУ в случае невозможности выполнения указаний к диспетчерской заявке, незапланированного изменения схемы сети (аварийные или неотложные отключения объектов диспетчеризации и т.п.), ухудшении метеоусловий или по другой причине, вывод из работы (ввод в работу) объекта диспетчеризации по разрешенной диспетчерской заявке может быть задержан или отменен. Проанализировав сложившуюся схемно-режимную ситуацию, диспетчер ЧРДУ может отдать команду (разрешение) на прекращение работ по открытым диспетчерским заявкам и подготовку ЛЭП, оборудования и устройств РЗА (подготовку энергетического оборудования к пусковым операциям) к началу операций по вводу в работу из ремонта (резерва) в минимально возможный срок, не превышающий срок разрешенной аварийной готовности.

О своем решении диспетчер ЧРДУ обязан доложить главному диспетчеру Челябинского РДУ (лицу его замещающему), а также уведомить диспетчерский персонал, диспетчерский персонал зарубежной энергосистемы, оперативный персонал, участвующий в переключениях.

5.1.7. На всё время диспетчерской заявки, а также на время переключений величины перетоков в контролируемых диспетчером ЧРДУ сечениях должны соответствовать указаниям к диспетчерской заявке, а при их отсутствии должны соответствовать Приложениям № 6,8 ПУР.

5.1.8. Переключения по выводу в ремонт ЛЭП, оборудования, факт отключения которых является пусковым органом ПА или может привести к срабатыванию устройств ПА, а также операции с отдельными выключателями и разъединителями, повреждение которых может привести к отключению ЛЭП или оборудования, факт отключения которых является пусковым органом ПА или может привести к срабатыванию устройств ПА, должны производиться с подготовкой режима:

− для исключения срабатывания устройств ПА с действием на УВ (ОН, ОГ, ДС);

− контролем несработанного состояния ступеней КПР соответствующей ПА (отсутствия набранных управляющих воздействий в соответствующей ПА), за исключением случаев, описанных в п. 5.1.10 и п. 5.1.11 настоящей Инструкции;

− с условием наличия достаточных резервов и маневренности генерирующих мощностей или реализации схемных решений для ввода режима в допустимую область в течение 20 минут при повреждении коммутационного аппарата.

Подготовку режима на время отключения ЛЭП, оборудования необходимо проводить в соответствии с п. 5.1.11, 5.1.12, 5.1.13 настоящей Инструкции, если иное не установлено требованиями ПУР.

Величины допустимых перетоков активной мощности на время операций с отдельными выключателями и разъединителями указаны в Приложении №8 ПУР. Уставки ступеней КПР указаны в Приложении № 20 ПУР.

5.1.9. На объектах электроэнергетики должен выполняться контроль несработанного состояния ступеней КПР (отсутствия набранных управляющих воздействий в ПА):

- перед отключением ЛЭП и оборудования, эксплуатационное состояние которых является пусковым фактором ПА, за исключением случая, описанного в п. 5.1.11 настоящей Инструкции;

- перед операциями с отдельными выключателями и разъединителями, повреждение которых может привести к отключению ЛЭП или оборудования, факт отключения которых является пусковым органом ПА или может привести к срабатыванию устройств ПА.

Данные операции должны быть включены в БП (ТБП).

5.1.10. Если для подготовки режима на время переключений с целью исключения возможного воздействия ПА (в случае отказа (повреждения) коммутационного аппарата и работы УРОВ):

- на ОГ – требуется отключение генераторов ТЭС;

- на ОН – требуется ввод графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности);

- на ДС – требуется выполнение вышеуказанных мероприятий, либо если деление сети не приводит к выходу параметров электрического режима из области допустимых значений,

по решению главного диспетчера или лица его замещающего, допускается не снижать переток активной мощности в контролируемых сечениях до величин, указанных к диспетчерской заявке (инструктивных материалах).

5.1.11. Для исключения превышения МДП во время переключений по отключению ЛЭП или оборудования, в случае ручного (неавтоматического) изменения логики действия и/или уставок срабатывания ПА, по причине несоответствия оперативного положения автоматики фактической схеме сети, переключения по отключению ЛЭП или оборудования выполняются в следующем порядке:

− установить переток активной мощности в контролируемом сечении на уровне, не превышающем МДП без ПА в исходной схеме;

− произвести перестройку ПА в режим работы для создаваемой ремонтной схемы;

− установить переток активной мощности в контролируемом сечении на уровне, не превышающем меньшую из величин:

§ МДП без ПА в исходной схеме;

§ МДП с ПА для создаваемой ремонтной схемы;

− отключить ЛЭП или оборудование;

− при необходимости установить переток активной мощности в контролируемом сечении на уровне, не превышающем МДП с ПА в ремонтной схеме.

Операции по проверке фиксации и перестройке устройств ПА при выводе в ремонт (вводе в работу) ЛЭП приведены в Приложении № 24 ПУР.

Следует учитывать, что в период несоответствия оперативного положения автоматики фактической схеме сети (в автоматике уже зафиксировано отключенное положение выводимой ЛЭП или оборудования, но фактически оно еще в работе) и аварийном отключении ЛЭП или оборудования, являющихся пусковым органом в автоматике, возможна избыточная реализация УВ ПА.

5.1.12. Для исключения превышения МДП на время переключений по отключению ЛЭП или оборудования, в случае автоматического изменения логики действия и/или уставок срабатывания ПА, переключения по отключению ЛЭП или оборудования выполняются в следующем порядке:

− установить переток активной мощности в контролируемом сечении на уровне, не превышающем меньшую из величин:

§ на 10% ниже уставки ступени КПР (но не более 200 МВт), от которой реализуются управляющие воздействия по факту отключения ЛЭП, оборудования;

§ МДП с ПА для создаваемой ремонтной схемы;

− убедиться в несработанном состоянии ступеней КПР (убедиться в отсутствии набранных управляющих воздействий ПА);

− отключить ЛЭП или оборудование;

− при необходимости установить переток активной мощности в контролируемом сечении на уровне, не превышающем МДП с ПА в ремонтной схеме.

5.1.13. Для исключения срабатывания устройств ПА во время переключений по отключению/включению отдельных выключателей и разъединителей, повреждение которых может привести к отключению ЛЭП или оборудования, отключение которых является пусковым органом ПА, необходимо установить переток активной мощности в контролируемом сечении на 10% ниже уставки ступени КПР (но не более 200 МВт).

5.1.14. Нормально постановка под напряжение ЛЭП, примыкающих к электростанциям, производится с противоположных от них сторон, если это не оговорено указаниями к диспетчерской заявке и инструктивными документами для конкретной ЛЭП, замыкание в транзит – со стороны электростанций, отключение производится в обратном порядке, если иной порядок не оговорен в диспетчерской заявке или указаниями пункта 2.7. «Порядок постановки под напряжение, устройства и способы синхронизации на ЛЭП» Раздела 2 «Описание операционной зоны Филиала АО «СО ЕЭС» Челябинское РДУ» ПУР. Допускается изменение порядка включения и отключения ЛЭП, например, при ремонтной схеме подстанции.

Перед постановкой ЛЭП под напряжение, при необходимости, выполнить режимные мероприятия в соответствии с указаниями к диспетчерской заявке, а в случае их отсутствия в соответствии с указаниями Приложения №8 ПУР.

В случае успешной постановки ЛЭП под напряжение со стороны подстанции и последующего ее отключения действием устройства АОПН, не сопровождающего действием устройств РЗ, необходимо выполнить постановку ЛЭП под напряжение со стороны электростанции с включением ЛЭП в транзит на подстанции. Перед постановкой ЛЭП под напряжение со стороны электростанции, при необходимости, выполнить режимные мероприятия в соответствии указаниями к диспетчерской заявке, а в случае их отсутствия в соответствии с указаниями Приложения №8 Положения по управлению режимами работы энергосистемы в операционной зоне Филиала АО «СО ЕЭС» Челябинское РДУ.

5.1.15. Для уменьшения времени включения ЛЭП под нагрузку, а также предотвращения срабатывания АОПН применяются устройства ПАВ ЛЭП. В случае успешной постановки ЛЭП под напряжение и неуспешного автоматического включения ЛЭП в транзит, при применении устройств ПАВ, необходимо включить ЛЭП в транзит вручную.

Рекомендуемый порядок коммутации на ЛЭП 110, 220 кВ для нормальной исходной схемы объекта электроэнергетики и прилегающей электрической сети, нормального состояния устройств РЗА указан в Приложении № 5 ПУР. В исходных схемах, отличающихся от нормальной, диспетчерский и оперативный персонал должен действовать с учетом требований настоящей инструкции, а также по обстановке, используя свои знания и опыт.

В Приложении № 3 указан перечень ЛЭП в управлении диспетчера ЧРДУ на которых используются устройства ПАВ.

5.1.16. При производстве оперативных переключений необходимо учитывать возможность возникновения высокочастотных коммутационных перенапряжений, феррорезонанса между трансформаторами напряжения типа НКФ и конденсаторами, шунтирующими контактные разрывы выключателей.

5.1.17. Перечень распределительных устройств объектов электроэнергетики, имеющих в своем составе объекты диспетчеризации, в которых возможно возникновение феррорезонанса приведен в Приложении № 8.

5.1.18. На указанных в Приложении № 8 ПС выполнены следующие мероприятия по подавлению феррорезонанса:

- На ПС 500 кВ Смеловская к ТН 1,2 секций 220 кВ жестко подключены конденсаторы КФ;

- На ПС 500 кВ Магнитогорская одна из ВЛ 220 кВ Магнитогорская – Смеловская (I или II цепь соответственно) при работе ДЗШ 1 или 2 СШ 220 кВ отключается односторонне на ПС 500 кВ Смеловская. На ПС 500 кВ Магнитогорская устанавливается следующий порядок оперативных переключений:

· при выводе СШ 220 кВ шинный разъединитель ТН 220 кВ отключается до снятия напряжения с СШ 220 кВ;

· при вводе СШ 220 кВ шинный разъединитель ТН 220 кВ включается: после подключения к вводимой СШ 220 кВ соответствующей ВЛ 220 кВ до подачи напряжения на СШ 220 кВ;

· ТН 220 кВ выводится из работы отключением соответствующего шинного разъединителя ТН 220 кВ;

· ТН 220 кВ вводится в работу с соответствующей СШ 220 кВ (выведенной из работы для ввода ТН 220 кВ).

Оперативный и диспетчерский персонал при производстве переключений обязан проверять реализацию мероприятий по подавлению феррорезонанса.

5.1.19. Не допускается отключение разъединителя ТН НКФ после возникновения резонансного процесса.

5.1.20. Включение под напряжение ТН НКФ, находившегося в режиме феррорезонанса, допускается производить только после профилактических испытаний ТН, включая анализ трансформаторного масла.

5.1.21. Не допускается производство плановых переключений разъединителями ТН со стороны ВН емкостного делителя напряжения (с любым типом привода), установленными на системах (секциях) шин, линейных и трансформаторных сборках, ЛЭП, под напряжением (без снятия напряжения с соответствующей системы (секции) шин, сборки, ЛЭП), указанных в приложении № 13.

Исключение составляют:

· переключения, связанные с предотвращением развития и ликвидацией нарушений нормального режима электрической части энергосистем, производимые по команде диспетчера;

· переключения по переводу присоединений на обходную систему шин без перерыва питания, к которой подключен ТН с емкостным делителем напряжения.

5.1.22. В точках нормального деления электрической сети:

· с синхронным напряжением необходимость снятия оперативного тока с привода отключенного выключателя и отключения разъединителей в его цепи определяется техническим руководителем объекта электроэнергетики (для объектов диспетчеризации после согласования с соответствующим ДЦ);

· с несинхронным напряжением отключаются разъединители в цепи отключенного выключателя.

5.1.23. При наличии у диспетчера ЧРДУ сигналов ТИ и ТС о изменении положения коммутационных аппаратов, непредусмотренных программой (типовой программой) переключений, решение о возможности продолжить переключений принимается после выяснения фактического состояния коммутационных аппаратов по результатам осмотра по месту их установки.

5.1.24. Диспетчер ЧРДУ производство переключений по размыканию шунтирующих связей должен производить таким образом, чтобы при этом последними отключались элементы электрической сети более высокого класса напряжения, за исключением случаев, указанных в Инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части в операционной зоне Филиала АО «СО ЕЭС» Челябинское РДУ.

5.1.25. При операциях по переносу точки раздела между несинхронно работающими энергосистемами, связанных с обесточением потребителей, для исключения несинхронного включения, диспетчер ЧРДУ должен отдавать команду на производство переключений по каждому этапу переноса, только при наличии информации о фактическом состоянии коммутационных аппаратов (осмотр на месте или по информации ТИ и ТС, в случае отсутствия персонала на объекте электроэнергетики).

5.1.26. После производства переключений по выводу в ремонт ЛЭП, находящейся в диспетчерском управлении диспетчера ЧРДУ:

− подтверждает информацию о выполнении необходимых предварительных операций по отключению, заземлению и переключениям во вторичных цепях, о принятии мер, препятствующих подаче напряжения на ЛЭП вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов, о вывешивании на приводах линейных разъединителей запрещающих плакатов «Не включать! Работа на линии»;

− выдает указания организовать выдачу разрешения на подготовку рабочих мест и допуск к работам на ЛЭП и на участках ЛЭП в пределах подстанций (электростанций) до линейных разъединителей, с указанием времени окончания работ и срока аварийной готовности включения ЛЭП в работу;

− через диспетчера смежного РДУ, КРДЦ выдает указания оперативному персоналу подстанции, электростанции организовать подготовку рабочих мест и допуск к работам на участке ЛЭП в пределах подстанции, электростанции до линейных разъединителей, после выполнения иных технических мероприятий, предусмотренных нарядом, с указанием времени окончания работ и срока аварийной готовности включения ЛЭП в работу.

Соответствующее подтверждение и указания диспетчер ЧРДУ выдает в соответствии со схемой организации ремонтных работ на ЛЭП:

− диспетчеру смежного РДУ, КРДЦ;

− оперативному персоналу ЦУС ЮУПМЭС, уполномоченному на организацию выдачи разрешения на подготовку рабочего места и допуск к работам;

− оперативному персоналу других субъектов электроэнергетики.

5.1.27. Ввод в работу ЛЭП, находящейся в диспетчерском управлении диспетчера ЧРДУ после получения подтверждения о полном окончании работ всеми бригадами, допущенными на ЛЭП и на участки ЛЭП в пределах подстанции (электростанции) до линейных разъединителей, о готовности участков и оборудования ЛЭП в пределах объекта электроэнергетики к вводу в работу от:

− диспетчера смежного РДУ, КРДЦ;

− оперативного персонала ЦУС ЮУПМЭС, уполномоченного на организацию выдачи разрешения на подготовку рабочего места и допуск к работам, через соответствующего диспетчера ОДУ;

− оперативного персонала субъектов электроэнергетики, о полном окончании работ всеми бригадами, допущенными на ЛЭП и/или на участки ЛЭП в пределах подстанции, электростанции до линейных разъединителей.

5.1.28. Для предотвращения возможности подачи напряжения на включенные ЗН с противоположной стороны ЛЭП, диспетчер ЧРДУ должен сообщать оперативному персоналу объекта переключений:

- об отключенном положении всех разъединителей с противоположной стороны ЛЭП, включением которых может быть подано напряжение на ЛЭП, перед включением ЗН (при выводе ЛЭП в ремонт);

- об отключенном положении ЗН с противоположной стороны ЛЭП, перед включением линейных разъединителей (при вводе ЛЭП в резерв / работу из ремонта).

5.1.29. При выявлении нарушений ПТЭ, правил безопасности, производственных инструкций, указаний к заявке производство переключений запрещается. Об отмене переключений диспетчер ЧРДУ обязан поставить в известность руководство ОДС, главного диспетчера Челябинского РДУ (лицо его замещающее).

5.1.30. Не допускается изменять объект производства работ, характер и условия работ, указанные в диспетчерской заявке.

5.1.31. Диспетчер Челябинского РДУ при производстве переключений взаимодействует с:

· диспетчером ОДУ Урала;

· диспетчером Свердловского РДУ, Оренбургского РДУ, Башкирского РДУ;

· диспетчером Костанайского РДЦ;

· оперативным персоналом Филиала ОАО «МРСК Урала» - «Челябэнерго»: ЦУС ЧЭ, ПО (Центрального, Златоустовского, Магнитогорского, Троицкого, Челябинского городского),

· оперативным персоналом объектов электроэнергетики прямого диспетчерского управления;

· уполномоченным работником ЦУС СОТУ ЮУПМЭС;

· оперативным персоналом любого объекта электроэнергетики для предотвращения развития или ускорения ликвидации нарушений нормального режима.

5.1.32. В производстве переключений принимает участие персонал:

· отдающий команду, разрешение на производство переключений;

· выполняющий переключения;

· контролирующий переключения.

5.1.33. Коммутации на объектах диспетчеризации в нормальной схеме.

5.1.33.1. При организации переключений (в нормальных режимах работы) необходимо руководствоваться следующим:

· не рекомендуется одновременное проведение переключений на смежных объектах, а также объектах в одном транзите;

· совмещение ремонтов и/или объединение систем, секций шин 110 кВ и выше на смежных энергообъектах в плановом порядке, как правило не производится;

· не допускается замыкание ремонтных перемычек 110 кВ и выше на смежных энергообъектах.

5.1.33.2. При проведении переключений на параллельных транзитах 110, 220 кВ, например, вывод СШ (С) на одном транзите и ВЛ на другом транзите, сначала выводится СШ (С), затем ВЛ. Включение производится в обратной последовательности.

5.1.33.3. При необходимости отключения ВЛ и СШ (С) 110, 220 кВ на одном объекте электроэнергетики сначала отключается ВЛ, затем СШ (С). Включение производится в обратной последовательности.

5.1.33.4. Отключение и включение под напряжение и в работу при­соединения, имеющего в своей цепи выключатель, производится выключателем и, как правило, дистанционно. В случае отказа в отключении при дистанционном управлении выключателя не допускается его отключение воздействием на кноп­ку местного управления, защелку привода или сердечник отключа­ющего электромагнита (во избежание несчастного случая). Вы­вод выключателя в ремонт в этом случае необходимо производить в соответствии с «Инструкцией по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части объектов диспетчеризации операционной зоны Челябинского РДУ». Отключение такого выключателя по месту допустимо лишь при срочной необхо­димости, например, для снятия напряжения с пострадавшего, если нет других вариантов.

5.1.33.5. На время проведения операций с шинными разъединителями АВР секционных и шиносоединительных выключа­телей отключается, вводится запрет автоматического повторного включения шин (автосборки) при работе ДЗШ.

5.1.33.6. Выведенная в резерв ВЛ 110 – 220 кВ может быть отключена (по решению диспетчера):

· выключателями;

· разъединителями.

5.1.33.7. Выключатель 110 – 220 кВ может находиться в резерве (по решению диспетчера):

· в отключенном состоянии;

· в отключенном или включенном состоянии с отключенными его разъединителями.

5.1.34. Перед производством переключений диспетчерский персонал обязан провести расчеты в ПК «Космос».

5.1.35. Коммутации на объектах диспетчеризации в ослабленных (ремонтных) схемах.

5.1.35.1. При постановке линии под напряжение следует оценивать реальную схему объекта электроэнергетики и прилегающей электрической сети, состояние устройств РЗА, возможные отказы выключателей, с учетом требований Приложения № 5 «Положения по управлению режимами работы энергосистемы в операционной зоне Филиала АО «СО ЕЭС» Челябинское РДУ», стремясь в случае неуспешного включения и развития аварийной ситуации к меньшему ущербу для электроснабжения потребителей.

При прочих равных условиях напряжение на ВЛ 110,220 кВ следует подавать от объекта электроэнергетики, где при работах на ВЛ 110,220 кВ и оборудовании не выводились токовые цепи защит линии или сами защиты линии, в том числе и УРОВ.

5.1.35.2. Наличие на подстанциях выключателей, отключающая способность которых меньше токов короткого замыкания в прилегающей сети, накладывает ограничения на выполнение переключений.

Мероприятия по снижению уровня токов короткого замыкания выполняются в соответствии с указаниями Приложения № 4 «Положения по управлению режимами работы энергосистемы в операционной зоне Филиала АО «СО ЕЭС» Челябинское РДУ».

5.1.35.3. Переключение ответвлений устройств РПН автотрансформаторов (трансформаторов) находящихся в диспетчерском ведении диспетчера ЧРДУ производятся с его разрешения.

5.1.36. Коммутации на АТ, Т 110,220 кВ

5.1.36.1. При выводе из работы АТ, Т нагрузка снимается отключением выключателей низшего и среднего напряжения, напряжение снимается выключателем высокого напряжения.

5.1.36.2. При вводе в работу подача напряжения производится со стороны высокого напряжения, включение АТ, Т под нагрузку – выключателями среднего и низшего напряжения.

5.1.36.3. При выводе в ремонт силовых трансформаторов оперативный персонал ЦУС, НСО следит за соответствием режима заземления нейтралей данной электроустановки или участка сетей. В местных инструкциях по производству переключений указываются мероприятия, которые выполняются при отключении или включении трансформаторов.

5.1.36.4. При выводе в ремонт трансформатора (автотрансформатора) после отключения разъединителей со всех сторон необходимо принять меры, предотвращающие излишнее срабатывание защит трансформатора (автотрансформатора):

· вывести защиту от потери охлаждения трансформатора (автотрансформатора);

· вывести цепи пуска автоматики пожаротушения, телеотключения от защит трансформатора (автотрансформатора);

· вывести цепи пуска УРОВ и цепи отключения от защит трансформатора (автотрансформатора) выключателей, оставшихся в работе, ШСВ, СВ (кроме цепей пуска УРОВ и цепей отключения от ДЗО, ДЗТ, остающихся в работе, когда в зону ДЗО, ДЗТ входит оборудование, оставшееся под напряжением при отключенных разъединителях трансформатора.

5.1.36.5. Диспетчер Челябинского РДУ имеет право изменить порядок вывода/ввода АТ, Т 110,220 кВ по запросу объекта электроэнергетики при наличии для этого достаточных оснований.

5.1.37. При переключениях в оперативном журнале фиксируется:

· время начала и окончания производства переключений;

· номер программы (типовой программы) или бланка (типового бланка) переключений, по которому производятся переключения (указывается в оперативном журнале диспетчерского или оперативного персонала соответственно), и содержание их задания;

· операции по включению (отключению) заземляющих разъединителей, наложению (снятию) переносных заземлений с указанием их номеров и мест установки (указывается в оперативном журнале оперативного персонала).

В диспетчерских центрах и ЦУС перечисленная информация фиксируется при операциях с ЛЭП, оборудованием, устройствами РЗА, находящимися в диспетчерском (технологическом) управлении диспетчерского центра (ЦУС).

Необходимость фиксации в оперативном журнале других операций с коммутационными аппаратами, заземляющими разъединителями и устройствами РЗА, выполняемых в процессе переключений, в том числе по единичным командам, определяется местными инструкциями по производству переключений.

5.2. Переключения в схемах релейной защиты и автоматики