Инструкция по осмотру рп тп ктп мтп

Инструкция по осмотру РП, ТП, КТП, МТП

Инструкцию должны знать:

• Начальник РЭС, гл. инженер РЭС,
• мастер участка, начальник и ИТР СРС,
• оперативные и оперативно-производственные
• работники, электромонтеры по эксплуатации P/C
• обслуживающие РП и ТП

1. ОЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

1.Эксплуатация оборудования РП и ТП включает в себя периодический осмотр, осмотр вновь включенных ТП, осмотр после аварийных отключений, осмотр оборудования прошедшего капитальный ремонт.
2.При осмотре электроустановок необходимо руководствоваться:

• правилами устройства электроустановок (ПУЭ);
• правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ);
• правилами безопасной эксплуатации электроустановок (ПБЭЭ).

2. ПЕРИОДИЧЕСКИЙ ОСМОТР.

2.1.Осмотр электроустановок трансформаторных подстанций и распределительных пунктов может выполнять один работник с группой III из состава оперативных и оперативно-производственных работников, либо работник с группой V из состава руководителей и специалистов предприятия с разрешения лица, в управлении которого находится электроустановка.
2.2. Осмотр электроустановок не электротехническими работниками и экскурсии при наличии разрешения руководства предприятия следует проводить под надзором работника с группой V или оперативного работника с группой IV.
2.3. Во время осмотра выполнение какой-либо работы запрещается.
2.4. При осмотре электроустановок запрещается приближаться к токоведущим частям, находящимся под напряжением на расстояние:

• до 1000 В — не нормируется (без прикосновения);
• при напряжении 6-10 кВ — менее 0,6 метра.

2.5. При осмотре электроустановок выше 1000 В запрещается открывать двери помещений, ячеек, не оборудованных сетчатыми ограждениями или барьерами, если расстояние между дверями и токоведущими частями меньше указанного в таблице 5.1. ПБЭЭ. Перечень таких помещений и ячеек утверждает главный инженер предприятия.
2.6. В электроустановках выше 1000В, в которых вход в помещения, ячейки оборудованы сетчатыми ограждениями или барьерами, при осмотре запрещается открывать двери сетчатых ограждений и проникать за ограждения или барьеры. В электроустановках до 1000В при осмотре разрешается открывать двери щитов, сборок, пультов управления и других устройств:
2.7. Список лиц, имеющих право единоличного осмотра оборудования трансформаторных подстанции, утверждается главным инженером предприятия.
2.8. Периодический осмотр электрооборудования трансформаторных подстанций электромонтерами, а также инженерный осмотр работниками из состава руководителей и специалистов производится по графикам, которые утверждаются зам. главного инженера или главным инженером электрических сетей .
2.9. Осмотр оборудования трансформаторных подстанций и распределительных пунктов должен производиться не реже I раза в 6 месяцев.
2.10. Все вновь вводимые и принимаемые на баланс РЭС трансформаторные подстанции, до включения их в сеть, должны быть осмотрены на соответствие электроустановки требованиям действующих Правил, техническим условиям, а также Государственным стандартам:
2.10.1. Качество выполненных строительно-монтажных работ.
2.10.2. Наличие блокировочных устройств, надписей, стационарных заземлений.
2.11. Внеочередные осмотры производятся после автоматических отключений от коротких замыканий, а также при сообщении абонентов об аварийном положении в электроустановке.
2.12. Осмотром, проводимым после выполнения капитального ремонта трансформаторных подстанций, определяется качество выполненного ремонта.

3. Осмотр строительной части ТП, РП.

3.1. При осмотре должно быть проверено:
3.1.1. Состояние окружающей ТП, РП территории в отношении обеспечения подъезда автотранспорта, наличие отмостки, отсутствие мусора и др. посторонних предметов, а в зимнее время отсутствие снега в местах проходов и подъездов к ТП, РП, обеспечивается ли планировка вокруг ТП, РП и отвод ливневых вод от здания.
3.1.2. Исправность штукатурки стен, отсутствия течей воды через перекрытие, отсутствие отверстий в полу, стенах, через которые могут проникать животные и птицы, исправность дверей помещений РУи трансформаторов, их покраску. Полы в помещении должны быть ровными, не иметь порогов и уступов и исключать образование цементной пыли.
3.1.3. Ввод заземляющих проводников в здание через стены должен выполняться втрубах или иных жестких обрамлениях. У мест ввода заземляющих проводников в здания должны быть предусмотрены опознавательные знаки.
3.1.4. Двери трансформаторных подстанций должны быть несгораемыми или трудносгораемыми и открываться наружу. Двери должны быть заперты на замок.
3.1.5. На входных дверях РУ-0,4-10кВ и камеры трансформатора должны быть вывешены плакаты «Стой напряжение», и надпись указывающая номер ТП, его принадлежность и адрес владельца.
3.1.6. Наличие и исправность жалюзи или сеток с ячейкой размером 15х15мм на вентиляционных проемах.
3.1.7.При открытии двери в камеру трансформатора, наличие у входа барьера, преграждающего доступ в камеры с плакатом «Стой напряжение». Барьеры должны устанавливаться на высоте 1,2м. Наличие на стенах против выводов трансформатора надписей, указывающих величину напряжения выводов трансформатора (0,4кВ, 6кВ, 10кВ). Отсутствие в камере трансформаторов лишних предметов.
3.1.8. Наличие и состояние противопожарных средств.
3.1.9. Наличие и состояние запоров на дверях.
3.1.10. Состояние выводов на ВЛ, состояние кабельных вводов.

4. ОСМОТР ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ТП, РП.

4.1. При осмотре должно быть проверено:
4.1.1. Состояние опорных и проходных изоляторов — отсутствие пыли, трещин и наколов, а также следов перекрытия.
4.1.2. Исправность освещения. Осветительная арматура должна быть установлена таким образом, чтобы было обеспечено ее безопасное обслуживание (смена ламп и т.д.).
4.1.3. Отсутствие посторонних шумов в работающем трансформаторе, отсутствие разрядов, потрескивания на выводах трансформатора, загрязненность.
4.1.4. На расширителе трансформатора рядом с маслоуказательным стеклом, нанесены три контрольные черты, указывающие повышение и понижение уровня масла в расширителе при изменении температуры окружающего воздуха. Наличие термометра определяет температуру верхних слоев масла в трансформаторе, температура не должна превышать 95° по термометру. Указатели уровня масла маслонаполненных трансформаторов и аппаратов, характеризуют состояние оборудования.
4.1.5. Отсутствие течи и просачивания масла через уплотнение, уровень масла в стекле маслоуказателя, отсутствие масла на полу под трансформатором, заземление бака и крышки трансформатора, состояние контура защитного заземления — места стыков.
4.1.6. Состояние контактов на шинах трансформатора по их внешнему виду, наличие термоиндикаторов, их состояние.
4.1.7. Качество покраски трансформатора, двери камеры с внутренней стороны.
4.1.8. Наличие надписей на каждой камере и внутри камеры РУ (диспетчерское наименование), над приводами аппаратов (ВН и РВ) должны быть надписи, указывающие назначение аппарата — наименование присоединения и положения «включено», «отключено».
4.1.9. Состояние окраски камер РУ и приводов управления коммутационных аппаратов. Ячейки должны быть окрашены в светлые тона, а приводы выключателей нагрузки, разъединителей — в темные цвета. Рукоятка привода заземляющих ножей должна быть окрашены в красный цвет, а заземляющие ножи — в черный цвет или чередующимися вдоль ножа красными и белыми полосами.
4.1.10. Наличие места для наложения переносных защитных заземлений на токоведущие части. Места, предназначенные для наложения переносных заземлений, не закрашиваются, а зачищаются и смазываются техническим вазелином. Обе стороны места для наложения заземления отмечаются черной полоской.
4 .1.11. Наличие контура защитного заземления, присоединение заземления к ячейкам.
4.1 12. Ячейки должны быть закрыты на замки.
4.1.13. Наличие приспособления для запирания приводов коммутационных аппаратов в отключенном положении, целостность автоматов, отсутствие следов перекрытия, нагрева контактных соединений, состояние дугогасящих рожков, шунтирование ВН, РВ, автоматов, рубильников. Наличие и состояние предохранителей.
4.1.14. Двери РУ6-10кВ могут закрываться самозапирающимися или обычными замками. Ключи РУ-6кВ не должны подходить к замкам РУ0,4кВ.
4.1.15. Отсутствие течи масла из маслонаполненных аппаратов (MB, измерительных трансформаторов напряжения.).
4.1.16. Состояние кабелей в ячейках, концевых заделок, отсутствие трещин и вытекания мастики из кабельных воронок, окраска кабельной брони, наличие заземления брони, снят ли джутовый покров, состояние кабельных каналов.
4.1.17. Состояние контактов подключения подшинок к кабелям, шинам по их внешнему виду — отсутствие окалины, местного нагрева. При наличии термоиндикаторов их состояние.
4.1.18. Нет ли трещин и сколов на изоляторах, на ошиновке, ножах разъединителей и выключателей нагрузки, отсутствие пыли. Проверить отсутствие зашунтированных разъединителей.
4.1.19. Проверить правильность окраски ( расцветки) сборных шин.
4.1.20. Уровень масла в MB не должен выходить за контрольные отметки при максимальных и минимальных значениях температуры окружающей среды.
4.1.21. В РУ 0,4кВ проверить отсутствие зашунтированных автоматов и рубильников.
4.1.22. На корпусах предохранителей ПК, ПН должна быть нанесена надпись о величине тока плавкой вставки, отсутствие некалиброванных предохранителей.
4.1.23. В РУ не должно быть неогражденных токоведущих частей, расположенных на высоте, доступной для ошибочного прикосновения .
4.1.24. Должны быть надписи на н/в щитах о наименовании присоединений. Надписи наносятся возле рукоятки рубильника и должны соответствовать названию присоединению. Обозначено положение рубильника «включено», «отключено».
4.1.25. Осмотреть контактную часть рубильника, соединение подшинок к шинам, рубильникам (отсутствие местного нагрева, окалины).

5. МАЧТОВЫЕТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИЙ, КТП.

5.1. Площадка вокруг ТП должна быть спланирована, убран мусор, выполнен отвод ливневых вод.
5.2. Все металлические части электрооборудования и электроустановок, которые могут оказаться под напряжением вследствие нарушения изоляции, должны быть заземлены.
5.3. Приводы разъединителей и шкафы НН должны быть закрыты на замок . Стационарные лестницы у площадки обслуживания должны быть складными, сблокированы с разъединителями и закрыты на замок.
5.4. На кабельных линиях и перемычках при выходе на опору должен быть снят джут, покрашена броня и на высоту 2 метра от пола или земли кабели должны быть защищены от механических повреждений.
5.5. Все металлические конструкции, н/в щиты и оборудование должны быть защищены от коррозии защитными покрытиями, стойкие против воздействия окружающей среды, трансформаторы наружной установки окрашиваются в светлые тона.
5.6. У рукояток рубильников отходящих присоединений должны быть надписи, указывающие наименование присоединения, соответствующие диспетчерским наименованиям.
5.7. Соответствие плавких вставок в/в и н/в предохранителей рабочему току по прис. Предохранители должны быть калиброванными. На предохранителях, присоединений должны быть надписи, указывающие номинальный ток плавкой вставки.
5.8. Каждая кабельная линия должна иметь свой единый диспетчерский номер или наименование. Все кабели и кабельные муфты должны иметь бирки с обозначением марки кабеля, напряжения, сечения, номера или наименование линии.
5.9. Проверить на конструкциях мачтовых ТП и кожухах н/в щитов наличие предупредительных плакатов.
5.10.Проверить:
5.10.1.Отсутствие шунта у подстанционного разъединителя.
5.10.2. Соединение разрядников с заземляющим контуром.
5.10.3. Уровень масла в силовом трансформаторе, армированные вводы, ошиновку трансформатора.
5.10.4. Состояние строительной части (стоек, бандажей, пола под трансформатором, ограждений, приставок).
5.10.5. Наличие и состояние заземления бака трансформатора, нулевой шпильки, повторное заземление нулевого провода на первых опорах отходящих присоединений 0,4кВ.
5.10.6. На первых опорах отходящих присоединений должны быть нанесены диспетчерские наименования и выполнено повторное заземление нулевого провода.
5.10.7. Крепление н/в изоляторов на штырях, соединение выводов из КТП с проводами отходящих линий, должно быть надежное.
5.10.8. Установка КТП должна быть расположена на спланированной площадке, на высоте 0,2м от уровня планировки, выполнен отвод ливневых вод. В местах возможного наезда транспорта и др. механизмов перед КТП, МТП должны быть установлены отбойные столбы.

6. ОФОРМЛЕНИЕ МАТЕРИАЛОВ ОСМОТРА.

6.1. Обнаруженные при осмотре недостатки должны записываться в листки осмотра, с указанием даты осмотра, с последующим внесением их в журнал дефектов оборудования участка и ОДГ РЭС.
6.2. Диспетчер РЭС и мастер участка сообщают руководству РЭС о выявленных недостатках и неисправностях. Начальник РЭС (гл. инж. РЭС) устанавливают сроки и ответственных лиц за устранение повреждений.
6.3. Замеченные неисправности должны устраняться в кратчайший срок.

С инструкцией ознакомлены:

№ п/п	Ф.И.О.	Должность	Дата	Подпись

( 2 оценки, среднее 4.5 из 5 )

РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ
ПОДСТАНЦИИ 6 — 20/0,4 КВ
ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ТЕХНИЧЕСКОГО
ОБСЛУЖИВАНИЯ
НОРМЫ И ТРЕБОВАНИЯ

Дата
введения — 2011-06-30

Москва

2011

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации
установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании»,
объекты стандартизации и общие положения при разработке и применении стандартов
организаций Российской Федерации — ГОСТ
Р 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций.
Общие положения», общие требования к построению, изложению, оформлению,
содержанию и обозначению межгосударственных стандартов, правил и рекомендаций
по межгосударственной стандартизации и изменений к ним — ГОСТ
1.5-2001, правила построения, изложения, оформления и обозначения
национальных стандартов Российской Федерации, общие требования к их содержанию,
а также правила оформления и изложения изменений к национальным стандартам
Российской Федерации — ГОСТ
Р 1.5-2004.

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Открытым
акционерным обществом «Научно-технический центр электроэнергетики» (ОАО «НТЦ
электроэнергетики»)

2 ВНЕСЕН Комиссией по
техническому регулированию НП «ИНВЭЛ»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ
Приказом НП «ИНВЭЛ» от 02.06.2011 № 54

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

СОДЕРЖАНИЕ

Дата
введения — 2011-06-30

1
Область применения

Настоящий стандарт:

— устанавливает:

а) единые нормы и требования к организации эксплуатации и
технического обслуживания трансформаторных подстанций напряжением 6 — 20/0,4 кВ
общего назначения мощностью трансформаторов до 2500 кВ∙А, климатического
исполнения УЗ, У1, YXЛ1 (XЛ1) по ГОСТ
15150, включая подстанции столбовые, мачтовые, шкафного типа с вертикальной
компоновкой оборудования и киоскового типа;

б) параметры оценки технического состояния трансформаторных
подстанций напряжением 6 — 20/0,4 кВ, основанных на результатах осмотров,
испытаний и измерений различных параметров

— предназначен для применения проектными,
строительно-монтажными, наладочными, эксплуатационными и ремонтными организациями;

2
Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на
следующие стандарты:

ГОСТ
2.601-2006 Единая система конструкторской документации. Эксплуатационные
документы

ГОСТ
12.1.002-84 Система стандартов безопасности труда. Электрические поля
промышленной частоты. Допустимые уровни напряженности и требования к проведению
контроля на рабочих местах

ГОСТ
15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для
различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и
транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ
Р 54419-2011 Трансформаторы силовые. Часть 12. Руководство по нагрузке
сухого трансформатора

ГОСТ
4.316-85 Система показателей качества продукции. Трансформаторы силовые,
нулевого габарита, измерительные. Подстанции комплектные трансформаторные.
Вводы высоковольтные. Номенклатура показателей

ГОСТ
4.173-85 Система показателей качества продукции. Устройства комплектные
распределительные на напряжение свыше 1000 В. Номенклатура показателей

ГОСТ
14209-85 Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые
нагрузки

ГОСТ
Р 51992-2011 Устройства защиты от импульсных перенапряжений низковольтные.
Часть 1. Устройства защиты от импульсных перенапряжений в низковольтных силовых
распределительных системах. Технические требования и методы испытаний

ГОСТ
14695-80 Подстанции трансформаторные комплектные мощностью от 25 до 2500 кВ∙А
на напряжение до 10 кВ. Общие технические условия

ГОСТ
Р 54827-2011 Трансформаторы сухие. Общие технические условия

ГОСТ
Р 52719-2007 Трансформаторы силовые. Общие технические условия

ГОСТ
30830-2002 Трансформаторы силовые. Часть 1. Общие положения

ГОСТ
16555-75 Трансформаторы силовые трехфазные герметичные масляные.
Технические условия

ГОСТ
16772-77 Трансформаторы и реакторы преобразовательные. Общие технические
условия

ГОСТ
22756-77 Трансформаторы (силовые и напряжения) и реакторы. Методы испытаний
электрической прочности изоляции

ГОСТ
3484.5-88 Трансформаторы силовые. Испытания баков на герметичность

ГОСТ
3484.3-88 Трансформаторы силовые. Методы измерений диэлектрических
параметров изоляции

ГОСТ
3484.1-88 Трансформаторы силовые. Методы электромагнитных испытаний

ГОСТ
8008-75 Трансформаторы силовые. Методы испытаний устройств переключения
ответвлений обмоток

ГОСТ
18628-73 Трансформаторы питания сетевые однофазные на напряжения от 1000 до
35000 В и мощностью до 4000 В∙А. Основные параметры

ГОСТ
3484.4-88 Трансформаторы силовые. Испытания баков на механическую прочность

ГОСТ
3484.2-88 Трансформаторы силовые. Испытания на нагрев

ГОСТ
21023-75 Трансформаторы силовые. Методы измерений характеристик частичных
разрядов при испытаниях напряжением промышленной частоты

ГОСТ
Р 54331-2011 Жидкости для применения в электротехнике. Неиспользованные
нефтяные изоляционные масла для трансформаторов и выключателей. Технические
условия

ГОСТ
Р 54127-4-2011 Сети электрические распределительные низковольтные
напряжением до 1000 В переменного тока и 1500 В постоянного тока.
Электробезопасность. Аппаратура для испытания, измерения или контроля средств
защиты. Часть 4. Сопротивление заземления и эквипотенциального соединения

ГОСТ
Р МЭК 61557-1-2005 Сети электрические распределительные низковольтные
напряжением до 1000 В переменного тока и 1500 В постоянного тока.
Электробезопасность. Аппаратура для испытания, измерения или контроля средств
защиты. Часть 1. Общие требования

ГОСТ
Р 54127-1-2010 Сети электрические распределительные низковольтные
напряжением до 1000 В переменного тока и 1500 В постоянного тока.
Электробезопасность. Аппаратура для испытания, измерения или контроля средств
защиты. Часть 1. Общие требования

ГОСТ
Р 54127-3-2011 Сети электрические распределительные низковольтные
напряжением до 1000 В переменного тока и 1500 В постоянного тока.
Электробезопасность. Аппаратура для испытания, измерения или контроля средств
защиты. Часть 3. Полное сопротивление контура

ГОСТ
Р 54127-2-2011 Сети электрические распределительные низковольтные
напряжением до 1000 В переменного тока и 1500 В постоянного тока. Электробезопасность.
Аппаратура для испытания, измерения или контроля средств защиты. Часть 2.
Сопротивление изоляции

ГОСТ Р 54127-6-2012 Сети электрические распределительные
низковольтные напряжением до 1000 В переменного тока и 1500 В постоянного тока.
Электробезопасность. Аппаратура для испытания, измерения или контроля средств
защиты. Часть 6. Устройства защитные, управляемые дифференциальным током, в ТТ,
TN и IT системах

ГОСТ
Р 54127-5-2011 Сети электрические распределительные низковольтные
напряжением до 1000 В переменного тока и 1500 В постоянного тока.
Электробезопасность. Аппаратура для испытания, измерения или контроля средств
защиты. Часть 5. Сопротивление заземлителя относительно земли

ГОСТ
Р 54127-4-2011 Сети электрические распределительные низковольтные
напряжением до 1000 В переменного тока и 1500 В постоянного тока.
Электробезопасность. Аппаратура для испытания, измерения или контроля средств
защиты. Часть 4. Сопротивление заземления и эквипотенциального соединения

ГОСТ
Р МЭК 61557-7-2009 Сети электрические распределительные низковольтные
напряжением до 1000 В переменного тока и 1500 В постоянного тока. Электробезопасность.
Аппаратура для испытания, измерения или контроля средств защиты. Часть 7.
Порядок следования фаз

ГОСТ
Р 51321.5-2011 Устройства комплектные низковольтные распределения и
управления. Часть 5. Дополнительные требования к низковольтным комплектным
устройствам, предназначенным для наружной установки в общедоступных местах
(распределительным шкафам и щитам)

ГОСТ
29323-92 Стандартные частоты для установок централизованного управления,
передающих сигналы по распределительным электрическим сетям

ГОСТ
14693-90 Устройства комплектные распределительные негерметизированные в
металлической оболочке на напряжение до 10 кВ. Общие технические условия

ГОСТ
14694-76 Устройства комплектные распределительные в металлической оболочке
на напряжение до 10 кВ. Методы испытаний

СТО
70238424.27.010.001-2008 Электроэнергетика. Термины и определения

СТО 70238424.29.240.99.005-2011 Устройства защиты от
перенапряжений электрических станций и сетей. Условия поставки. Нормы и
требования

СТО 70238424.29.240.99.006-2011 Устройства защиты от
перенапряжений электрических станций и сетей. Организация эксплуатации и
технического обслуживания. Нормы и требования

СТО 70238424.29.130.01.002-2011 Коммутационное оборудование
электрических станций и сетей. Организация эксплуатации и технического
обслуживания. Нормы и требования

СТО
70238424.27.100.053-2009 Энергетические масла и маслохозяйства
электрических станций и сетей. Организация эксплуатации и технического
обслуживания. Нормы и требования

СТО
70238424.27.100.052-2009 Энергетические масла и маслохозяйства
электрических станций и сетей. Условия поставки. Нормы и требования

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно
проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов в информационной
системе общего пользования — на официальном сайте национального органа
Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно
издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который
опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим
ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году.
Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим
стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если
ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на
него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3
Термины, определения, обозначения и сокращения

3.1 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с

соответствующими определениями:

3.1.1 подстанция трансформаторная закрытая:
Подстанция, оборудование которой расположено в помещении. Подстанции могут быть
и встроенными в здания, так и пристроенными к ним.

3.1.2 подстанция трансформаторная комплектная:
Подстанция, состоящая из шкафов или блоков, со встроенным в них трансформатором
и другим оборудованием распределительного устройства, поставляемая в собранном
или подготовленном для сборки виде.

3.1.3 устройство распределительное комплектное:
Электрическое распределительное устройство, состоящее из шкафов или блоков со
встроенным в них оборудованием, устройствами управления, контроля, защиты,
автоматики и сигнализации, поставляемое в собранном или подготовленном для
сборки виде.

3.1.4 подстанция трансформаторная мачтовая: Открытая
трансформаторная подстанция, все оборудование которой установлено на
конструкциях (в том числе на двух и более стойках опор BЛ) с площадкой
обслуживания на высоте, не требующей ограждения.

3.1.5 подстанция трансформаторная столбовая: Открытая
подстанция, все оборудование которой установлено на одностоечной опоре BЛ на
высоте, не требующей ограждения.

3.2 Обозначения и сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

BЛ — воздушная линия электропередачи;

ВЭ — ведомость эксплуатационных документов;

ЗТП — закрытая трансформаторная подстанция;

ИМ — инструкция по монтажу;

КТП — комплектная трансформаторная подстанция

МТП — мачтовая трансформаторная подстанция;

ОВБ — оперативно-выездная бригада;

РПН — устройство регулирования напряжения под нагрузкой;

РУ — распределительное устройство;

РЭ — руководство по эксплуатации;

СТП — столбовая трансформаторная подстанция;

ТП — трансформаторная подстанция;

ЭД — эксплуатационный документ.

4.1 Основными обязанностями работников электросетевой компании
являются:

— соблюдение договорных условий энергоснабжения
потребителей;

— поддержание нормативного качества напряжения;

— содержание оборудования в состоянии эксплуатационной
готовности;

— соблюдение требований пожарной безопасности в процессе
эксплуатации оборудования и сооружений;

— выполнение требований охраны труда;

— снижение вредного влияния на окружающую среду;

— использование достижений научно — технического прогресса в
целях повышения экономичности, надежности, безопасности, улучшения экологического
состояния подстанций.

Эти обязанности устанавливают сами электросетевые компании.

4.2 Подстанции 6 — 20/0,4 кВ должны обеспечивать:

— развитие распределительных сетей для удовлетворения
потребностей в электрической энергии;

— эффективность работы сетей путем снижения производственных
затрат, повышения использования мощности установленного оборудования,
выполнения мероприятий по энергосбережению;

— повышение надежности и безопасности работы оборудования;

— обновление основных производственных фондов путем
технического перевооружения и реконструкции сетей, модернизации оборудования;

— внедрение и освоение техники, технологии эксплуатации и
ремонта, эффективных и безопасных методов организации производства и труда;

— повышение квалификации персонала, распространение
передовых методов производства.

4.3 Для выполнения указанных требований необходим постоянный
контроль технического состояния оборудования оперативным и оперативно-ремонтным
персоналом подстанции.

Порядок контроля должен устанавливаться местными
производственными и должностными инструкциями.

Периодические осмотры оборудования, техническое
освидетельствование и техническое обследование зданий и сооружений должны
производиться лицами, ответственными за их безопасную эксплуатацию.

4.4 Каждый работник электросетевой компании из числа
обслуживающего персонала должен знать местные особенности эксплуатации
электрооборудования, строго соблюдать трудовую и технологическую дисциплину,
правила трудового распорядка.

5
Требования к организации эксплуатации подстанций

5.1 Осмотры

5.1.1 Осмотры подстанций следует проводить с соблюдением
правил безопасности при эксплуатации электроустановок электрических сетей (в
том числе правил охраны труда по ГОСТ
12.1.002).

Осмотры без отключения проводят в сроки, установленные
техническим руководителем электросетевой компании в зависимости от их
назначения, места установки, технического состояния и документации
заводов-изготовителей.

5.1.2 При осмотрах подстанций следует проверять состояние
фарфоровых изоляторов, покрышек высоковольтных вводов, установленных
разрядников, определяя наличие или отсутствие трещин, сколов фарфора,
загрязнений автоматов (предохранителей) 0,4 кВ.

5.1.3 При осмотрах трансформаторов подстанций следует
проверять:

— целостность и исправность термосигнализаторов и
термометров, указателя уровня масла, газовых реле, мембраны выхлопной трубы;

— положение автоматических отсечных клапанов на трубе к
расширителю;

— состояние индикаторного силикагеля в воздухоосушителях,
наличие масла в масляном затворе.

5.1.4 Кроме этого необходимо оценить:

— состояние фланцевых соединений маслопроводов (наличие течи
масла) системы охлаждения, бака и других узлов: вводов, термосифонных фильтров,
устройств РПН (при их наличии);

— исправность элементов заземляющего устройства, в том числе
состояние контактных соединений заземления бака.

5.1.5 При резких изменениях погодных условий необходимо
провести внеочередные осмотры всех подстанций 6 — 20/0,4 кВ.

5.1.6 Результаты осмотров должны фиксироваться в специальном
журнале.

5.2 Оперативное обслуживание

5.2.1 Оперативное обслуживание оборудования подстанций, в
том числе трансформаторов и их составных частей (РПН, система охлаждения и
другие) выполняется по мере необходимости в зависимости от их технического
состояния, определяемого испытаниями и внешним осмотром.

5.2.2 Сроки определяются техническим руководителем
электросетевой компании с учетом требований РЭ заводов-изготовителей
оборудования.

5.2.3 Вид оперативного обслуживания определяется
руководством организации и закрепляется соответствующим распоряжением.
Подстанции обслуживают, как правило, оперативно-выездные бригады (ОВБ).

5.2.4 Оперативные переключения должен выполнять оперативный
или оперативно-ремонтный персонал, допущенный распорядительным документом
руководителя организации. Лица, допускающие персонал к работам по
наряду-допуску и распоряжению, должны иметь допуск на выполнение оперативных
переключений.

5.2.5 На подстанциях работники из числа оперативного
персонала, единолично обслуживающие оборудование на напряжение выше 1000 В или
старшие по смене, должны иметь группу по электробезопасности IV, остальные
работники в смене — не ниже группы III.

5.2.6 После монтажа или ремонта перед включением,
обслуживающий персонал обязан тщательно осмотреть подстанцию, чтобы убедиться в
исправности оборудования.

5.2.7 Трансформаторы, находящиеся в резерве, должны быть
готовы к немедленному включению.

5.2.8 Включение в сеть трансформатора, как правило, должно
осуществляться «толчком» на полное напряжение.

Первое включение под напряжение толчком следует проводить 3
— 4 раза, после чего оставить трансформатор на холостом ходу на 2 часа. После
этого трансформатор можно нагружать.

5.2.9 В зимнее время включение и отключение трансформаторов
с масляной системой охлаждения на номинальную нагрузку допускается при любой
отрицательной температуре воздуха.

5.2.10 Контроль допустимых нагрузок трансформаторов по ГОСТ
14209 (для маслонаполненных) и ГОСТ
Р 54419 (для сухих), температуры верхних слоев масла (для маслонаполненных)
и наиболее нагретой точки (для сухих), должен проводиться в сроки,
установленные техническим руководителем электросетевой организации в
зависимости от степени нагрузки, времени года, назначения, места установки и
технического состояния трансформаторов.

5.2.11 При замене трансформатора на трансформатор с другими
параметрами, росте мощности присоединенных сетей или изменении схемы коммутации
следует проверить параметры настройки срабатывания токовой защиты
трансформатора в соответствии с номинальными параметрами трансформаторов.

5.2.12 При появлении коротких замыканий на линии или
подстанции должны быть выяснены причины и приняты меры по уменьшению числа
коротких замыканий для предотвращения повреждений оборудования подстанций.

5.3 Требования безопасности при осмотрах и обслуживании

5.3.1 На подстанциях не допускается приближение людей,
механизмов и грузоподъемных машин к находящимся под напряжением не огражденным
токоведущим частям на расстояния менее указанных в таблице 1.

5.3.2 Единоличный осмотр электротехнической части
технологического оборудования подстанции может выполнять работник, имеющий
группу не ниже III, из числа оперативного персонала, находящегося на дежурстве,
либо работник из числа административно-технического персонала, имеющий группу
V, для оборудования напряжением выше 1000 В, и работник, имеющий группу IV —
для оборудования напряжением до 1000 В и право единоличного осмотра на
основании письменного распоряжения технического руководителя организации.

Таблица
1 — Допустимые расстояния до токоведущих частей, находящихся под
напряжением

5.3.3 Работники, не обслуживающие
подстанции, могут допускаться к ним в сопровождении оперативного персонала (наблюдающего),
имеющего группу IV, при напряжении выше 1000 В, и имеющего группу III — при
напряжении до 1000 В, либо работника, имеющего право единоличного осмотра.

Сопровождающий работник должен следить за безопасностью
людей, допущенных на подстанции, и предупреждать их о запрещении приближаться к
токоведущим частям.

5.3.4 При осмотре подстанций разрешается открывать двери
щитов, сборок, пультов управления и других устройств.

При осмотре не допускается входить в помещения, камеры, не оборудованные
ограждениями или барьерами, препятствующими приближению к токоведущим частям на
расстояния, менее указанных в таблице 1.
Не допускается проникать за ограждения и барьеры.

Не допускается выполнение каких-либо работ во время осмотра
оборудования подстанций.

5.3.5 При замыкании на землю на подстанциях, приближаться к
месту замыкания допускается только для оперативных переключений с целью
ликвидации замыкания и освобождения людей, попавших под напряжение. При этом
следует пользоваться электрозащитными средствами.

5.3.6 Отключать и включать разъединители, выключатели
напряжением свыше 1000 В необходимо в диэлектрических перчатках.

5.3.7 Снимать и устанавливать предохранители следует при
снятом напряжении.

Под напряжением и под нагрузкой допускается заменять
предохранители:

— во вторичных цепях;

— трансформаторов напряжения;

— пробочного типа.

5.3.8 При снятии и установке предохранителей под напряжением
необходимо пользоваться:

— при напряжении выше 1000 В — изолирующими клещами
(штангой) с применением диэлектрических перчаток и средств защиты лица и глаз;

— при напряжении до 1000 В — изолирующими клещами или
диэлектрическими перчатками и средствами защиты лица и глаз.

5.3.9 Двери помещений подстанции, камер, щитов и сборок,
кроме тех, в которых проводятся работы, должны быть закрыты на замок.

5.3.10 Порядок хранения и выдачи ключей определяется
распоряжением руководителя электросетевой компании. Ключи должны находиться на
учете у оперативного персонала. Один комплект должен быть запасным.

Ключи должны выдаваться под расписку работникам, имеющим
право единоличного осмотра подстанций, в том числе оперативному персоналу.

Ключи подлежат возврату ежедневно по окончании осмотра или
работы.

Выдача и возврат ключей должны учитываться в специальном
журнале произвольной формы или в оперативном журнале.

5.3.11 При несчастных случаях для освобождения пострадавшего
от действия электрического тока напряжение должно быть снято немедленно без
предварительного разрешения руководителя работ.

5.4 Порядок и условия производства работ

5.4.1 Работы на подстанции должны проводиться по
наряду-допуску, распоряжению, по перечню работ, выполняемых в порядке текущей
эксплуатации.

Выполнение работ в зоне действия другого наряда должно
согласовываться с работником, выдавшим первый наряд (ответственным
руководителем или производителем работ). Согласование оформляется до начала
подготовки рабочего места по второму наряду записью «Согласовано» на лицевой
стороне второго наряда и подписями работников, согласующих документ.

5.4.2 В распределительных устройствах напряжением до 1000 В
при работе под напряжением необходимо:

— оградить расположенные вблизи рабочего места другие
токоведущие части, находящиеся под напряжением, к которым возможно случайное проникновение;

— работать в диэлектрических галошах или стоя на изолирующей
подставке либо на резиновом диэлектрическом ковре;

— применять изолированный инструмент (у отверток, кроме
того, должен быть изолирован стержень), пользоваться диэлектрическими перчатками.

Не допускается работать в одежде с короткими или засученными
рукавами, а также использовать ножовки, напильники, металлические метры.

5.4.3 Не допускается работать в согнутом положении, если при
выпрямлении расстояние до токоведущих частей будет менее расстояния, указанного
в таблице 1.

Не допускается при работе около не огражденных токоведущих
частей располагаться так, чтобы эти части находились сзади работника или с двух
боковых сторон.

5.4.4 Не допускается прикасаться без применения
электрозащитных средств к изоляторам, изолирующим частям оборудования,
находящегося под напряжением.

5.4.5 Не допускаются работы в неосвещенных местах.
Освещенность участков работ, рабочих мест должна быть равномерной, без
слепящего действия осветительных устройств на работающих.

5.4.6 Работы при приближении грозы должны быть полностью
прекращены, как на вводах и коммутационных аппаратах, непосредственно
подключенных к BЛ, так и на всех присоединениях в РУ подстанции. Персонал при
этом должен немедленно покинуть РУ и охранную зону BЛ.

5.4.7 Технические требования к низковольтным устройствам
защиты от импульсных перенапряжений в низковольтных силовых распределительных
системах, а также методы из испытаний приведены в ГОСТ
Р 51992 и СТО 70238424.29.240.99.005-2011.

5.4.8 Защита подстанций распределительных сетей напряжением
0,4 — 10 кВ от грозовых перенапряжений должна выполняться согласно СТО 70238424.29.240.99.005-2011
и СТО 70238424.29.240.99.006-2011.

5.4.9 Весь персонал, работающий в помещениях с
энергооборудованием (за исключением щитов управления, релейных и им подобных),
а также участвующий в обслуживании и ремонте, должен пользоваться защитными
касками.

5.4.10 При проведении земляных работ необходимо соблюдать
действующие правила СНиП
12-03-2001 [1].

5.5 Требования к организации эксплуатации подстанций с
воздушными вводами и выводами столбовых, мачтовых, подстанций шкафного типа с
вертикальной компоновкой оборудования и киоскового типа

5.5.1 Контролируемые показатели качества силовых
трансформаторов комплектных трансформаторных подстанций, высоковольтных вводов
принимают в соответствии с ГОСТ
4.316, а комплектных распределительных устройств ГОСТ
4.173.

5.5.2 Общие технические требования к комплектным
трансформаторным подстанциям мощностью от 25 до 2500 кВ∙А на напряжение
до 10 кВ приведены в ГОСТ
14695.

5.5.3 Общие технические требования к силовым трансформаторам
приведены соответственно в ГОСТ
16772, ГОСТ
16555, ГОСТ
18628, ГОСТ
30830, ГОСТ
Р 52719 и ГОСТ
Р 54827.

5.5.4 При эксплуатации, техническом обслуживании и ремонтах
подстанций у силовых трансформаторов проверяют:

— электрическую прочность изоляции методами по ГОСТ
22756

— баки на герметичность по ГОСТ
3484.5;

— механическую прочность баков по ГОСТ
3484.4

— диэлектрические параметры изоляции по ГОСТ
3484.3;

— устройства переключения ответвлений обмоток методами ГОСТ
8008;

— электромагнитные свойства по ГОСТ
3484.1;

— нагрев по ГОСТ 3484.2;

— характеристики частичных разрядов по ГОСТ
21023

5.5.5 Требования к электроизоляционным маслам приведены
соответственно в ГОСТ
Р 54331, СТО
70238424.27.100.052-2009 и СТО
70238424.27.100.053-2009.

5.5.6 Общие технические требования к негерметизированным
комплектным распределительным устройствам в металлической оболочке на
напряжение до 10 кВ приведены в ГОСТ
14693, а методы их испытаний в ГОСТ
14694.

5.5.7 Присоединение трансформатора к сети высшего напряжения
должно осуществляться при помощи предохранителей и разъединителя (выключателя
нагрузки) или комбинированного аппарата «предохранитель-разъединитель» с
видимым разрывом цепи.

Управление коммутационными аппаратами должно осуществляться
с поверхности земли. Привод коммутационного аппарата должен запираться на
замок. Коммутационные аппараты должны иметь заземлители со стороны
трансформатора.

5.5.8 Коммутационный аппарат, как правило, должен
устанавливаться на концевой (или ответвительной) опоре BЛ (для СТП, МТП и КТП
шкафного типа).

Общие правила организации эксплуатации и технического
обслуживания коммутационного оборудования приведены в СТО
70238424.29.130.01.002-2011.

5.5.9 На подстанциях без ограждения расстояние по вертикали
от поверхности земли до неизолированных токоведущих частей при отсутствии
движения транспорта под выводами должно быть не менее 3,5 м для напряжений до 1
кВ, а для напряжений 10 (6) кВ не менее 4,5 м и 20 кВ не менее 4,75 м.

На подстанциях с ограждением высотой не менее 1,8 м
указанные расстояния до неизолированных токоведущих частей напряжением 10 (6) и
20 кВ могут быть уменьшены соответственно до 2,9 м и 3,0 м. При этом в
плоскости ограждения расстояния от токоведущих частей до верхней кромки внешнего
забора или до здания и сооружения должны быть не менее 2,2 м и 2,3 м.

5.5.10 Для обслуживания МТП на высоте не менее 3 м должна
быть устроена площадка с перилами. Для подъема на площадку рекомендуется применять
лестницы с устройством, исключающим возможность подъема по ней при включенном
коммутационном аппарате.

Для СТП устройство площадок и лестниц не обязательно.

5.5.11 Части МТП, остающиеся под напряжением при отключенном
коммутационном аппарате, должны находиться вне зоны досягаемости с уровня
площадки. Отключенное положение аппарата должно быть видно с площадки.

5.5.12 Общие требования электробезопасности низковольтного
оборудования подстанций приведены в ГОСТ
Р МЭК 61557-1 и ГОСТ
Р 54127-1.

Порядок следования фаз приведен в ГОСТ
Р МЭК 61557-7.

Дополнительные требования к низковольтным комплектным
устройствам, предназначенным для наружной установки в общедоступных местах
(распределительным шкафам и щитам) приведены в ГОСТ
Р 51321.5.

5.5.13 Для обеспечения электробезопасности при эксплуатации
низковольтного оборудования подстанций определяют:

— сопротивление заземления и эквипотенциального соединения
по ГОСТ
Р 54127-4;

— полное сопротивление контура по ГОСТ
Р 54127-3;

— сопротивление изоляции по ГОСТ
Р 54127-2;

— исправность защитных устройств, управляемых
дифференциальным током по ГОСТ Р 54127-6;

— сопротивление заземлителя относительно земли по ГОСТ
Р 54127-5;

— сопротивление заземления и эквипотенциального соединения
по ГОСТ
Р 54127-4.

5.5.14 Со стороны низшего напряжения трансформатора
рекомендуется устанавливать аппарат, обеспечивающий видимый разрыв.

5.5.15 Электропроводка в подстанциях между трансформатором и
низковольтным щитом, а также между щитом и BЛ низшего напряжения должна быть
защищена от механических повреждений.

5.5.16 Для подстанций мощностью 0,25 MB∙А и менее
допускается освещение низковольтного щита не предусматривать. Освещение и
розетки для включения переносных приборов, инструментов на подстанциях
мощностью более 0,25 MB∙А должны иметь питание напряжением не выше 50 В.

5.5.17 По условию пожарной безопасности подстанции должны
быть расположены на расстоянии не менее 3 м от зданий I, II, III степеней
огнестойкости и 5 м от зданий IV и V степеней огнестойкости.

Расстояние от жилых зданий до подстанций следует принимать
не менее 10 м при условии обеспечения допустимых нормальных уровней звукового
давления (шума).

5.5.18 В местах возможного наезда транспорта подстанции
должны быть защищены отбойными тумбами.

5.6 Требования к эксплуатационным документам

5.6.1 Состав, комплектность общие требования к
эксплуатационным документам приведены в ГОСТ
2.601.

Эксплуатационные документы разрабатывает и поставляет его
производитель, совместно с электрооборудованием.

Помещенные в эксплуатационные документы сведения, должны
быть достаточными для обеспечения правильной и безопасной эксплуатации в
течение срока службы электрооборудования. При необходимости в эксплуатационных
документах приводят указания о требуемом уровне подготовки обслуживающего
персонала.

В эксплуатационных документах должны приводиться ссылки
только на документы, включенные в ведомость эксплуатационных документов данного
электрооборудования (изделия), нормативные, технические и/или документы в
области стандартизации являющиеся общедоступными.

При указании сведений об изделии и (или) материале,
изготовленных по стандартам или техническим условиям, в эксплуатационных
документах указывают обозначение соответствующих документы в области
стандартизации.

5.6.2 К основным эксплуатационным документам относят:

— Руководство по эксплуатации;

— Инструкция по монтажу, пуску и регулированию изделия;

— Паспорт;

— Ведомость эксплуатационных документов.

5.6.2.1 В руководстве по эксплуатации, должны быть:

— назначение и состав руководства по эксплуатации;

— техническое описание;

— порядок:

а) подготовки к монтажу, монтажа, пуска и регулирования на
месте применения*;

Примечание — * В случае если это не требует привлечения
специализированных организаций и может быть осуществлено персоналом, который в
дальнейшем будет осуществлять его эксплуатацию.

б) применения (работы);

в) технического обслуживания;

г) текущих ремонтов;

д) хранения;

е) транспортирования;

ж) утилизации.

— требуемый уровень специальной подготовки обслуживающего
персонала;

— распространение данного руководства на модификации
изделия;

— другие сведения (при необходимости).

Для изделий, которые при определенных условиях могут
представлять опасность для жизни и здоровья человека, должна быть приведена
информация о видах опасных воздействий.

5.6.2.2 В инструкцию по монтажу, пуску и регулированию*
изделий включают сведения, необходимые для правильной подготовки к монтажу,
проведению монтажных работ, пуска и регулирования изделий.

Примечание — * В случае если подготовка к монтажу, монтаж, пуск
и регулирование на месте применения требует привлечения специализированных
организаций и может быть осуществлено персоналом, который в дальнейшем будет
осуществлять его эксплуатацию.

Инструкция по монтажу, пуску и регулированию должна
содержать:

— назначение, область применения и состав инструкции по
монтажу;

— перечень документов, которыми надлежит дополнительно
руководствоваться при проведении работ, а также сведения о порядке
использования ранее выпущенных аналогичных инструкций;

— принятые в инструкции обозначения составных частей изделия
и др.

— общие общетехнические и организационные указания по
проведению работ;

— меры безопасности (правила предосторожности, которые
должны быть соблюдены при проведении работ, правила электро-, взрыво- и
пожаробезопасности);

— подготовка изделия к монтажу и стыковке;

— монтаж и демонтаж;

— наладка, стыковка и испытания;

— пуск (опробование);

— регулирование;

— комплексная проверка;

— сдача смонтированного и состыкованного изделия.

5.6.2.3 Паспорт — это, как правило, накопительный (на весь
срок эксплуатации подстанции) технический документ поставляемый изготовителем
(поставщиком) и/или составляемый на каждую конкретную подстанцию на месте
эксплуатации. В Паспорте должны быть указаны:

— диспетчерский номер;

— год ввода в эксплуатацию;

— наименование и сведения о заводе-изготовителе;

— электрическая схема;

— основные технические характеристики;

— все данные измерений и испытаний;

— даты проведенных капремонтов;

— основные технические данные;

— комплектность;

— ресурс, срок службы и хранения;

— гарантии изготовителя (поставщика);

— сведения о:

а) консервации;

б) упаковке;

в) приемке (свидетельство);

г) эксплуатации:

1) наработка;

2) ремонты;

3) замены составных частей;

— указания по:

а) особенностям эксплуатации и
хранения, включая:

1) сведения о взаимозаменяемости
с ранее выпущенными модификациями;

2) предупреждения о необходимости
сохранения пломб изготовителя

изделия;

3) перечень особых мер
безопасности при работе;

4) требования к проверке перед
установкой на другое изделие; перечень особых условий эксплуатации;

Примечание — В разделе могут быть приведены и другие сведения,
например, с какими изделиями взаимодействует при работе данное изделие,
результаты входного контроля и др.

б) порядку и способах
утилизации.

5.6.2.4 В ведомости эксплуатационных документов перечисляют
все документы, входящие в комплект эксплуатационных документов на изделие.

Запись документов проводят по разделам, которые располагают
в последовательности:

— документация общая (на изделие в целом);

— документация на составные части изделия, включая покупные
изделия.

Сведения в ведомости
эксплуатационных документов приведены в ГОСТ
2.601, их целесообразно излагать в виде таблицы в соответствии рисунком 1.

Примечания к форме:

1 Наименование разделов
записывается в виде заголовков в графе «Наименование документа».

2 При наличии папок и футляров
в форме указывают:

— в графе «Обозначение
документа» — прочерк;

— в графе «Наименование
документа» — наименование и номер папки и футляра данного наименования,
например, «Папка № 1», «Футляр 2»;

— в графе «Количество
экземпляров» — количество экземпляров папок и футляров данного наименования,
входящих в состав одного комплекта эксплуатационных документов;

— в графе «Номер экземпляра»
— номер экземпляра папки и футляра (при их наличии);

— в графе «Местонахождение» —
места расположения папок и футляров.

Рисунок
— Форма Ведомости эксплуатационных документов

5.6.2.5 Лица, ответственные за состояние и безопасную
эксплуатацию оборудования, зданий и сооружений, должны обеспечивать выполнение
требований руководства (инструкции) по эксплуатации завода-изготовителя
оборудования, национальных стандартов, настоящего стандарта, соблюдение условий
эксплуатации, учет их технического состояния, расследование и учет отказов в
работе, разработку и ведение эксплуатационных и ремонтных документов.

5.7 Вывод из эксплуатации

5.7.1 Решение о выводе из эксплуатации морально или
физически устаревшего, физически изношенного или не подлежащего восстановлению
электрооборудования принимает его владелец на основании предложений (выводов)
акта (протокола) экспертной комиссии электросетевой (эксплуатирующей)
организации, с привлечением (при необходимости) технических экспертов и/или
экспертных организаций.

5.7.2 Акт (протокол) экспертной комиссии составляют по
результатам технического освидетельствования с приложением основных сведений об
электрооборудовании, результата оценки степени износа, а при необходимости
-материалы технико-экономического анализа с оценкой затрат на дальнейшее
поддержание работоспособности.

5.8 Утилизация

5.8.1 Утилизацию выведенного из эксплуатации
электрооборудования подстанций осуществляют в соответствии с рекомендациями
заводов-изготовителей отраженных в руководствах (инструкциях) по эксплуатации
конкретного оборудования.

5.8.2 Специальной утилизации подлежат конденсаторы с пропиткой
трихлордифенилом.

5.9 Требования к персоналу

5.9.1 Работники, принимаемые для выполнения работ в
электроустановках, должны иметь профессиональную подготовку, соответствующую
характеру работы. При отсутствии профессиональной подготовки такие работники
должны быть обучены до допуска к самостоятельной работе в специализированных
центрах подготовки персонала согласно правил ПОТ
Р М-016-2001 [2].

5.9.2 Профессиональная подготовка персонала, повышение его
квалификации, проверка знаний и инструктажи проводятся в соответствии с
требованиями государственных и отраслевых нормативных правовых актов по
организации охраны труда и безопасной работы персонала.

5.9.3 Проверка состояния здоровья и профессиональной
психофизиологической пригодности работника проводится до приема на работу, а
также периодически, в порядке, предусмотренном Минздравсоцразвития России.
Совмещаемые профессии должны указываться администрацией организации в
направлениях на медицинский осмотр и психофизиологическое обследование.

5.9.4 Электротехнический персонал до допуска к
самостоятельной работе должен быть обучен приемам освобождения пострадавшего от
действия электрического тока и оказания первой помощи при несчастных случаях.

5.9.5 Персонал, обслуживающий оборудование подстанций,
должен пройти проверку на знание нормативно-технических документов (правил и
инструкций по технической эксплуатации, пожарной безопасности, пользованию
защитными средствами, устройства электроустановок) в пределах требований,
предъявляемых к соответствующей должности или профессии, и иметь
соответствующую группу по электробезопасности.

Персонал обязан соблюдать требования Правил ПОТ
Р М-016-2001, инструкций по охране труда, указания, полученные при
инструктаже.

Работнику, прошедшему проверку знаний по охране труда при
эксплуатации электроустановок, выдается удостоверение установленной формы, в
которое вносятся результаты проверки знаний.

5.9.6 Работники, обладающие правом проведения специальных
работ, должны иметь об этом запись в удостоверении.

Под специальными работами, право на проведение которых
отражается в удостоверении после проверки знаний работника, следует понимать:

— верхолазные работы;

— работы под напряжением на токоведущих частях: чистка,
обмыв и замена изоляторов, ремонт проводов, контроль измерительной штангой
изоляторов и соединительных зажимов;

— испытание оборудования повышенным напряжением (за
исключением работ с мегомметром).

Перечень специальных работ может быть дополнен указанием
работодателя с учетом местных условий.

5.9.7 Работник, проходящий стажировку, дублирование, должен
быть закреплен распоряжением за опытным работником. Допуск к самостоятельной
работе должен быть также оформлен соответствующим распоряжением руководителя
организации.

5.9.8 Каждый работник, если он не может принять меры к
устранению нарушений, должен немедленно сообщить вышестоящему руководителю о
всех замеченных им нарушениях и представляющих опасность для людей неисправностях
электроустановок, машин, механизмов, приспособлений, инструмента, средств
защиты и т.д.

5.10 Организационные мероприятия, обеспечивающие
безопасность работ

5.10.1 К организационным мероприятиям, обеспечивающими
безопасность работ в электроустановках, относят:

— оформление работ нарядом, распоряжением или перечнем
работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

— допуск к работе;

— надзор во время работы;

— оформление перерыва в работе, перевода на другое место,
окончания работы.

5.10.2 Ответственными за безопасное ведение работ являются:

— выдающий наряд, отдающий распоряжение, утверждающий
перечень работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

— ответственный руководитель работ;

— допускающий;

— производитель работ;

— наблюдающий;

— член бригады.

Обязанности всех лиц, ответственных за безопасное ведение
работ, более подробно приведены в межотраслевых правилах [2].

5.10.3 Право выдачи нарядов и распоряжений предоставляется работникам
из числа административно-технического персонала организации, имеющим группу V —
при напряжении выше 1000 В и группу IV — при напряжении до 1000 В.

В случае отсутствия работников, имеющих право выдачи нарядов
и распоряжений, при работах по предотвращению аварий или ликвидации их
последствий допускается выдача нарядов и распоряжений работникам их числа
оперативного персонала, имеющим группу IV.

Предоставление оперативному персоналу права выдачи нарядов и
распоряжений должно быть оформлено письменно распорядительным документом
руководителя организации.

БИБЛИОГРАФИЯ

[1] СНиП
12-03-2001 Безопасность труда в строительстве

[2] Межотраслевые
правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации
электроустановок ПОТ
Р М-016-2001

Инструкция по эксплуатации ТП и РП 6-10/0.4 кВ — файл n1.doc

приобрести
Инструкция по эксплуатации ТП и РП 6-10/0.4 кВ
скачать (148.5 kb.)
Доступные файлы (1):

---

Смотрите также:
• Инструкция — Гладенко Л.В.(редактор) Ляшко А.К.(корректор) Комплекс управления пневмоприводом томроза (Стандарт)
• Инструкция по эксплуатации молниезащиты зданий и сооружений (Стандарт)
• Мотороллер Тулица (Документ)
• Инструкция по проектированию, эксплуатации и рекультивации полигонов для твердых бытовых отходов (Документ)
• Ворончихин Г.И. Инструкция по эксплуатации портальных кранов Кондор постройки 1974-1984 гг (Документ)
• Маломасляные выключатели серии ВМП-10 Техническое описание и инструкция по эксплуатации (Документ)
• Инструкция по монтажу и эксплуатации (Документ)
• Инструкция — Датчик расхода газа ДРГ.М 800 (Стандарт)
• Инструкция — Счетчик пара вихревой СВП 800 (Стандарт)
• Инструкция — Компактный ультразвуковой расходомер UFM 400,450,500 (Стандарт)
• Инструкция — Интеллектуальный датчик давления модель 1151 Rosemount (Стандарт)
• Датчики давления WIKA для общепромышленных применений MH-2/OT-1 (Документ)

n1.doc

________________________

«СОГЛАСОВАНО» «УТВЕРЖДАЮ»

ЗАМ. ДИРЕКТОРА

______________________ ______________________

«____»__________ 2008г. «____»__________ 2008г.

ИНСТРУКЦИЯ № Э-2

ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ

РП-6 (10) кВ, ТП- 6(10)/0,4 кВ
Инструкция обязательна:
1. Для персонала по обслуживанию электрооборудования.

2. Для оперативного и оперативно производственного персонала

3. Для ИТР ЭВС и ЭХЗ.
_____________

2008 г.

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящая инструкция распространяется на все типы трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ, находящихся в эксплуатации __________________.

1.2. Эксплуатация оборудования трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ производится в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, ПУЭ, ПБЭЭП, положениями настоящей инструкции и другими нормативными документами.

1.3. Эксплуатацию оборудования трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ осуществляет специализированный персонал, прошедший обучение и имеющий необходимую группу по электробезопасности и допуск на производство работ в действующих электроустановках

1.4. Капитальный ремонт оборудования трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ производится, как на месте их установки так и в ремонтном цехе.

1.5. Измерение сопротивления изоляции оборудования трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ производит специально обученный и имеющий право на выполнение этих работ персонал.
1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О НАЗНАЧЕНИИ И ОСНОВНЫХ ОСОБЕННОСТЯХ РП, КТП, МТП, ЗТП

Подстанцией называется электроустановка, служащая для преобразования и распределения электроэнергии и состоящая из трансформаторов, распределительных устройств, устройств управления и вспомогательных сооружений. Трансформаторные подстанции 6-10/0,4 кВ питают распределительные трехфазные четырех-проводные линии 0,4 кВ с заземленной нейтралью.

Распределительный пункт (РП) – это распределительное устройство, предназначенное для приема и распределения электроэнергии на одном напряжении без преобразования и трансформации, не входящее в состав подстанции.

В РП одно или несколько присоединений являются питающими, а остальные – распределительными. Распределительный пункт представляет собой распределительное устройство, состоящее из нескольких секций сборных шин, камер для оборудования, коридора управления и помещения для установки устройств защиты, автоматики и телемеханики.

Сборные шины размещают в верхней части РП горизонтально на расстоянии не менее 0,5 м от перекрытия. Расстояние между сборными шинами различных фаз должно быть не менее 100 мм при напряжении 6 кВ и 130 мм при 10 кВ. Шины крепят к опорным изоляторам, установленным на металлических конструкциях или бетонных стенах. Секции шин РП разделяют секционным выключателем с секционными разъединителями.

Камеры РП в зависимости от вида установленного в них оборудования делятся на камеры выключателей, измерительных трансформаторов напряжения, разрядников, разъединителей. В камерах выключателей установлены линейные разъединители с заземляющими ножами, трансформаторы тока, выключатели, шинные разъединители с заземляющими ножами. В камере трансформатора напряжения находятся трансформатор напряжения, предохранители и шинный разъединитель с заземляющими ножами, а также установлены заземляющие разъединители шин.

Во избежание ошибочных операций с разъединителями в камерах выключателей имеется блокировка, допускающая отключение разъединителей только при отключенном выключателе. Обычно применяют механическую блокировку.

В камерах с заземляющими разъединителями имеется дополнительная механическая блокировка, не позволяющая включить заземляющие ножи при включенном шинном или линейном разъединителе и, наоборот, шинный или линейный разъединитель при включенных заземляющих ножах.

В распределительном пункте имеются также измерительные приборы, реле защиты и автоматики, заземляющее устройство.

Коридор управления представляет собой помещение, где установлены приводы выключателей и разъединителей.

Широкое применение находят РП, совмещенные с трансформаторной подстанцией. В состав такой ТП входит распределительное устройство 6, 10 кВ, один или два силовых трансформатора и распределительное устройство 0.4 кВ.

Комплектная трансформаторная подстанция (КТП) — это подстанция, состоящая из трансформатора и распределительных щитов, поставляемых в собранном или полностью подготовленном для сборки виде. Силовой трансформатор монтируется на салазках. Разъединитель располагается на концевой опоре линии. Комплектная трансформаторная подстанция может устанавливаться на фундаменте, блоках, ж/б приставках. Высота от земли до токоведущих частей высокого напряжения должна быть не менее 4,5 м. При выполнении данного условия ограждать КТП не обязательно.

Мачтовая трансформаторная подстанция (МТП) – это подстанция, основные элементы которой расположены на сложной деревянной или ж/б конструкции.

Преимуществом такой подстанции является ее долговечность, связанная с отсутствием подвергающегося коррозии корпуса, рассредоточенности оборудования на значительном расстоянии друг от друга.

Недостатком такой подстанции является неудобство при обслуживании трансформатора, при необходимости замены высоковольтных предохранителей, так как эти элементы расположены на значительной высоте.

На мачтовой трансформаторной подстанции монтируют один понижающий трансформатор мощностью до 400 кВА. Трансформатор устанавливают на площадке, устроенной на сложной деревянной или жб опоре. Площадку устраивают на высоте не менее 3м от земли и окружают перилами. Выше трансформатора размещают предохранители наружной установки, разъединитель и разрядники. Разъединитель устанавливают на высоте не менее 2,5 м от площадки.

На высоте 0,9-1,1 м от земли размещают на площадке в закрытом металлическом шкафу распределительный щит 0.4 кВ с рубильниками и предохранителями или автоматическими выключателями. Проводку от силового трансформатора до распределительного щита и вывода линий 0.4 кВ выполняют в трубах для защиты от механических повреждений. Изоляторы для крепления ВЛ 0.4 кВ располагают на высоте не менее 3,5 м от уровня земли.

Закрытая трансформаторная подстанция (ЗТП) – это подстанция, все элементы которой находятся в закрытом помещении, строительная часть которого выполнена из кирпича или бетонных блоков. Подстанции такого типа выполняются, как правило, двух трансформаторными.

На стороне 10(6) кВ, как правило, имеются две секции шин, питающихся от двух линий 10(6) кВ, что дает возможность устанавливать по стороне 10(6) кВ АВР. Высоковольтное оборудование размещено в ячейках типа КСО.

На стороне 0,4 кВ так же предусматриваются две секции шин, что в значительной степени повышает надежность электроснабжения потребителей и возможность обслуживания силовых трансформаторов без отключения потребителей.

Закрытая трансформаторная подстанция является наиболее совершенным видом подстанций.

ЗТП делятся на два основных вида. ЗТП зального типа представляет собой кирпичное или железобетонное здание, в котором установлены распределительное устройство 6, 10 кВ, один или два силовых трансформатора и распределительное устройство 0.4 кВ. В ЗТП зального типа коммутационная аппаратура напряжением 6, 10 кВ, оборудование 0.4 кВ и силовые трансформаторы находятся в одном помещении. ЗТП состоящие из нескольких помещений с отдельными входами, в которых раздельно расположены распределительное устройство 6, 10 кВ, 0.4 кВ и силовые трансформаторы.

Оборудование распределительных устройств 6, 10 кВ монтируют в камерах типа КСО-366( комплектное сборное распределительное устройство одностороннего обслуживания ) и КСО-272.

Камеры КСО-366 предназначены для установки разъединителей, предохранителей, выключателей нагрузки, трансформаторов напряжения, разрядников. Камеры КСО-272 предназначены для размещения масляных выключателей ВПМ-10 и ВМП-10 с приводами ПЭ-11 и ПП-67, выключателей ВПМП-10 и ВМПП-10 с приводом ППВ-10 и такой же аппаратуры, что и в камерах КСО-366.

2. ОБОРУДОВАНИЕ РП, РП-ТП, ЗТП, КТП, МТП 6,10/0,4 кВ

В зависимости от типа и конструкции они могут содержать следующие основные элементы:

• Силовой трансформатор 10/0,4 (6/0,4) кВ
• Разъединители или выключатели нагрузки 10(6) кВ
• Заземляющие разъединители.
• Масляные выключатели.
• Вакуумные выключатели.
• Разрядники для защиты трансформаторов от перенапряжений со стороны ВЛ-10(6) кВ и 0.4 кВ
• Проходные изоляторы 10(6) кВ.
• Опорные изоляторы с губками для удержания предохранителей ПК-10(6)
• Высоковольтные предохранители 10(6) кВ
• Главный рубильник (главный автомат) 0,4 кВ
• Трансформаторы тока для учета расхода электроэнергии (в отдельных ТП)
• Трансформаторы напряжения.
• Счетчики учета активной и реактивной энергии
• Устройство включения коммутационного аппарата сети наружного освещения.
• Шины 10(6) кВ, шины 0.4 кВ, вывода 0.4 кВ.
• Автоматические выключатели или предохранители отходящих линий 0,4 кВ.
• Заземляющее устройство.

3. СИЛОВОЙ ТРАНСФОРМАТОР

Силовой трансформатор является основным элементом трансформаторных подстанций.

Силовой трансформатор – это статический электромагнитный аппарат, предназначенный для преобразования электрической энергии переменного тока одного напряжения в электрическую энергию другого напряжения при неизменной частоте переменного тока. С помощью трансформаторов 10(6)/0,4 кВ осуществляется понижение напряжения от 10(6) кВ, на котором обеспечивается распределение электроэнергии, до уровня 0,4 кВ, которое используется у потребителей. Эксплуатация силовых трансформаторов выполняется в строгом соответствии с требованиями Инструкции по эксплуатации силовых трансформаторов 10(6)/0,4кВ-2008.
4. РАЗЪЕДИНИТЕЛИ 6,10 кВ

4.1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

Разъединители применяют для присоединения ТП к ВЛ-6,10кВ, для секционирования сети, присоединения ответвлений от магистральных ВЛ и предназначены для отключения и включения цепей высокого напряжения , с созданием видимого разрыва (при отключении), для отключения участка электроустановки при производстве работ. Разъединители не имеют специальных устройств для гашения дуги при разрыве электрической цепи с токами большой величины. Разъединителями КТП можно отключать и включать холостой ход трансформатора подстанции (нагрузка трансформатора отключается выключателем на стороне низкого напряжения) и токи нагрузки до 15А (для разъединителей наружной установки). Конструкции разъединителей на напряжение 6 – 10кВ различаются по характеру движения ножей и могут быть разделены по этому признаку на два типа:

1. вертикально-рубящие

2. горизонтально-поворотные

По месту установки различают разъединители для внутренней и наружной установок. Разъединителями внутренней установки производить отключения объектов под нагрузкой запрещается.

Разъединители различаются также по номинальному напряжению – 6, 10кВ, по номинальному току — 200, 400А и т.д. Подвижные токоведущие части разъединителей в отключенном состоянии не должны быть под напряжением (ПУЭ, п.4.1.9).

На приводах разъединителей должны быть четко указаны положения «Включено» и «Отключено» (ПУЭ, п.4.1.11).

Наименьшее расстояние от токоведущих частей разъединителей в отключенном положении должно быть (ПУЭ, п. 4.2.63):

№ п/п	Наименование расстояния	Изоляционные расстояния, мм, для напряжения, кВ
6	10
Наруж. уст.	Внутр. уст.	Наруж. уст.	Внутр. уст.
1	До заземленных конструкций и частей здания	200	90	200	120
2	До ошиновки своей фазы, присоединенному ко второму контакту	240	110	240	150
3	До ошиновки других присоединений	950	120	950	150

Расшифровка обозначения разъединителей:
наружная установка внутренняя установка

Р – разъединитель; Р – разъединитель;

Л – линейный; В – высоковольтный;

Н – наружной установки; ? – однополюсный;

Д – двухколонковый; З – с заземляющими ножами;

числитель дроби – номинальное напряжение,

знаменатель дроби – номинальный ток.

По исполнению разъединители бывают однополюсные, трехполюсные и трехполюсные с заземляющими ножами. Однополюсные разъединители обозначают РВО, трехполюсные – РВ и трехполюсные с заземляющими ножами – РВЗ с указанием номинальных напряжений и токов. Разъединители с заземляющими ножами имеют три варианта исполнения: I- заземляющие ножи со стороны разъемных контактов, II- со стороны шарнирных контактов и III- с двух сторон. Например: РВО-10/400- однополюсный, РВ-10/400- трехполюсный и трехполюсный с заземляющими ножами с двух сторон – РВз-10/400-III.

Управление разъединителями производят вручную: однополюсными- с помощью изолирующей штанги, трехполюсными-с помощью рычажного привода ПР. Разъединитель РВз имеет два привода- один для основных, второй для заземляющих ножей, причем предусмотрена блокировка между валами основных и заземляющих ножей, что исключает возможность включения заземляющих ножей при включенном разъединителе и, наоборот, включения разъединителя при включенных заземляющих ножах.

Разъединители наружной установки имеют изоляцию, рассчитанную для работы в неблагоприятных атмосферных условиях, а также повышенную прочность, поскольку операции с ними производят и при гололеде на контактах. Для КТП и МТП применяют разъединители типа РЛН (разъединители с линейным контактом для наружной установки) рубящего типа и РЛНД – двухколонковые поворотного типа. Ножи разъединителей РЛНД выполнены из медных пластин, РЛНДА – из алюминия, однако контактные пластины – из меди, соединенные с алюминием холодной сваркой.

4.2. УСЛОВИЯ ВЫБОРА

4.2.1. По величине номинального напряжения.

4.2.2. По величине продолжительного рабочего тока в нормальном режиме.
4.3. ВОЗМОЖНЫЕ ДЕФЕКТЫ И ПОВРЕЖДЕНИЯ

4.3.1. Возможные повреждения привода разъединителя заключаются в поломке, износе деталей привода разъединителя. Устраняется путем замены или ремонта привода разъединителя при техническом обслуживании.

4.3.2. Дефект контактов разъединителя выражается в повышенном обгорании ножей и губок разъединителя, искрении контактов, перекосе ножей и т.д. Устраняется путем замены поврежденных деталей, регулировки разъединителя или замены разъединителя при техническом обслуживании, капитальном ремонте.

4.3.3. Скол изолятора разъединителя. Выражается в сколе поверхности изолятора разъединителя площадью свыше 1 см². Устраняется путем замены изолятора при капитальном ремонте.

4.3.4. Загрязнение поверхности изолятора разъединителя. Устраняется путем замены изолятора разъединителя при техническом обслуживании.

4.3.5. Уменьшенное расстояние между ножами и губками разъединителя в отключенном положении. Устраняется путем регулировки или замены привода.
4.4. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

При техническом обслуживании разъединителей необходимо выполнить следующие виды работ:

• внешний осмотр;
• очистить изоляторы от пыли и грязи;
• проверить отсутствие трещин и сколов;
• проверить затяжку болтовых креплений и соединения контактной части разъединителей и отрегулировать при необходимости;
• очистка и шлифовка подгоревших мест на контактах;
• проверить регулировку и возможность одновременного включения ножей трехполюсного разъединителя;
• очистить от грязи вращающиеся части разъединителя;
• проверить исправность запирающего устройства, наличие замка;
• пробное включение и отключение разъединителя.

4.5. ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ

При текущем ремонте разъединителей необходимо выполнить следующие виды работ:

• разборка разъединителя, привода и их проверка;
• ремонт или замена дефектных деталей;
• зачистка и смазка контактов;
• сборка разъединителя и привода, установка тяг;
• регулировка разъединителя и привода;
• ошиновка разъединителя с зачисткой контактов;
• покраска разъединителя и привода.

4.6. ПРОВЕРКИ И ИСПЫТАНИЯ

4.6.1. Измерение сопротивления изоляции необходимо производить мегаомметром на напряжение 2500 В. Наименьшее допустимое значение сопротивления изоляции должно превышать 1000 МОм при приемке в эксплуатацию и 300 МОм после капитального ремонта.

4.6.2. Проверка работы разъединителя с ручным управлением осуществляется выполнением 5ч10 операций включения и отключения при номинальном напряжении.
4.7. КРИТЕРИИ И ПРЕДЕЛЫ БЕЗОПАСНОГО СОСТОЯНИЯ И РЕЖИМОВ РАБОТЫ

При эксплуатации разъединителей к ним предъявляются следующие требования:

— характеристики разъединителей и приводов к ним должны соответствовать типу и параметрам оборудования в которых они применяются

— холостой ход рукоятки привода, вызванный зазорами и упругими деформациями всей системы передачи от рукоятки привода до ножей, наблюдающийся при покачивании рукоятки в момент касания ножей разъединителя его губок, не должен превышать 5^о;

— тяги приводов разъединителей внутренней установки должны проходить через скобы-тягоуловители во избежание соприкосновения тяг с токоведущими частями в случае неисправности тяг или соединительных звеньев передачи;

— ножи разъединителей должны правильно (по центру) попадать в неподвижные контакты, входить в них без ударов и перекосов и при включении не доходить до упора на 3-5 мм;

— подстанционный разъединитель КТП должен быть установлен на высоте от земли 6 м, привод – 1,5 м;

— части, остающиеся под напряжением при отключенном положении разъединителя, должны находиться на высоте не менее 2,5 м от уровня площадки обслуживания МТП;

— рукоятки приводов заземляющих ножей должны быть окрашены в красный цвет, а рукоятки других приводов – в цвет оборудования.
5. ВЫКЛЮЧАТЕЛИ НАГРУЗКИ (ВН)

5.1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

Выключатель нагрузки является безмасляным трехполюсным коммутационным аппаратом, снабженным специальным устройством для гашения дуги. Он предназначен для включения и отключения нагрузочных токов цепей, но не токов КЗ. Поэтому, при использовании выключателей нагрузки функцию отключения токов КЗ должны выполнять предохранители, устанавливаемые последовательно с ними, либо выключатели головных участков сети. Кроме конструктивных особенностей, отличие выключателей нагрузки от разъединителей состоит в наличии маломощного газогенерирующего дугогасительного устройства со сменными газогенерирующими вкладышами из органического стекла.

Подвижные токоведущие части выключателей нагрузки в отключенном состоянии не должны быть под напряжением (ПУЭ, п.4.1.9).

На приводах выключателей нагрузки должны быть четко указаны положения «Включено» и «Отключено» (ПУЭ, п.4.1.11). Если выключатель не имеет открытых контактов и его привод отделен стеной от выключателя, то указатели положения «Включено» и «Отключено» должны быть и на выключателе, и на приводе (ПУЭ, п.4.2.18).

В зависимости от конструктивного исполнения выпускают следующие выключатели нагрузки: ВНР-10/400-10зУ3, ВНРп-10/400-10зУ3, ВНРп-10/400-10зпУ3, ВНРн-10/400-10зЗУ3, ВНРн-10/400-10зпЗУ3.

В обозначениях выключателей буквы и цифры означают: В- выключатель, Н- нагрузки, Р- с ручным приводом, п- с предохранителем ПКТ, 10- номинальное напряжение, кВ, 400- номинальный ток, А, 10- номинальную периодическую составляющую сквозного тока короткого замыкания, кА, з- с заземляющими ножами, п- с заземляющими ножами, расположенными за предохранителями, З- устройство для подачи команды на отключение при перегорании предохранителя, У- климатическое исполнение, 3- категория размещения.

Заземляющие ножи на выключателях нагрузки могут быть расположены сверху или снизу выключателя либо за предохранителями ПКТ. Выключатели могут быть снабжены дополнительным устройством для подачи команды на отключение при перегорании предохранителя.

Предохранители ПКТ установлены на полураме, крепящейся к раме выключателя с противоположной стороны ножей заземления. Ножи заземления приварены к валу, который с помощью дополнительных конструкций прикреплен к раме выключателя. Управление заземляющими ножами производят ручным приводом ПР-10, причем валы заземляющих ножей и выключателя нагрузки связаны блокировкой, не позволяющей включать ножи заземления при включенном выключателе и включать выключатель при включенных ножах заземления.

Выключатель нагрузки ВНР-10/400-10з состоит из стальной рамы, на которой укреплены шесть опорных изоляторов. На изоляторах установлены дугогасящее устройство, неподвижные и подвижные контакты. Для быстрого отключения ножей имеются отключающие пружины.

Дугогасящее устройство представляет собой пластмассовую камеру. В которой находятся газогенерирующие вкладыши из органического стекла. Подвижный контакт выключателя перемещается внутри вкладыша. При отключении выключателя нагрузки размыкаются сначала рабочие контакты, затем дугогасительные, при этом между последними образуется электрическая дуга, которая затягивается в узкую щель между вкладышами. Под действием высокой температуры дуги органическое стекло выделяет большое количество газов, давление в дугогасительной камере повышается и газы устремляются к выходу через зазоры между подвижным ножом и вкладышами, образуя продольное дутье, вследствие чего дуга гаснет.

На рис. показан выключатель нагрузки с предохранителем ПКТ и приводом ПРА-17 для включения и отключения выключателя нагрузки. Привод имеет механизм свободного расцепления. Включение производят поворотом рукоятки привода снизу вверх, отключение-вручную, поворотом рукоятки сверху вниз и автоматически. В случае ручного отключения, при повороте рукоятки привода на небольшой угол, механизм свободного расцепления освободит вал выключателя нагрузки и под действием пружины подвижные контакты быстро отделятся от неподвижных. Пружина может быть установлена как на отключение, так и включение выключателя.

5.2. УСЛОВИЯ ВЫБОРА

5.2.1. По величине номинального напряжения

5.2.2. По величине продолжительного рабочего тока в нормальном режиме.

5.2.3. По электродинамической стойкости.

5.2.4. По термической стойкости.

5.2.5. По коммутационной (отключающей и включающей) способности.
5.3. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

При техническом обслуживании выключателей нагрузки необходимо выполнить следующие виды работ:

• внешний осмотр;
• очистка изоляторов, дугогасительных камер и других деталей от пыли и грязи;
• проверка изоляторов на отсутствие трещин и сколов проверка качества креплений, контактных соединений шин с выводами выключателя и подтяжка контактов;
• проверка последовательности хода рабочих и дугогасительных контактов;
• осмотр вкладыша из органического стекла в дугогасительной камере с целью выявления на нем трещин, разрывов, оплавлений, предельного износа (при их наличии вкладыш необходимо заменить);
• проверка одновременности включения и отключения ножей выключателя;
• проверка работы отключающей пружины выключателя;
• чистка изоляции;
• зачистка и шлифовка контактов (в случае их обгорания);
• очистка привода выключателя;
• смазка всех трущихся частей;
• измерение сопротивления контактов постоянному току;
• пробное включение и отключение выключателя нагрузки.

5.4. ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ

При текущем ремонте выключателей нагрузки необходимо выполнить следующие виды работ:

• разошиновка выключателя;
• разборка выключателя нагрузки и его привода с проверкой, ремонтом или заменой дефектных деталей;
• зачистка и смазка контактов;
• сборка и регулировка выключателя нагрузки с зачисткой контактов;
• покраска выключателя нагрузки и его деталей.

5.5. ПРОВЕРКИ И ИСПЫТАНИЯ

5.6.1. Определение степени износа дугогасящих вкладышей производится по следующему критерию. Минимальная толщина стенки вкладышей для выключателей нагрузки должна быть не менее 0,5 мм.

5.6.2. Определение степени обгорания контактов. Обгорание подвижного и неподвижного контактов полюса в сумме не должно превышать 4 мм.

5.6.3.Испытание предохранителей производится при их наличии в конструкции выключателей нагрузки.

6. МАСЛЯНЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ

Для оборудования РП и некоторых ЗТП чаще всего применяют масляные выключатели ( МВ ). Масляные выключатели применяют для отключения и включения электрических цепей при прохождении по ним рабочих токов в нормальных условиях работы и для автоматического отключения этих цепей при перегрузках или коротких замыканиях в них.

В распределительных сетях применяют МВ с малым объемом масла ВМП-10, ВМПП-10.

Наиболее распространенный тип МВ – ВМП-10, рис. 1.

Выключатель ВМП-10 на напряжение 10 кВ рассчитан на мощность отключения 400 МВА, что соответствует току отключения 20 кА и изготовляется на номинальные токи 630 А (ВМП-10-20/630) и 1000 А (ВМП-10-20/1000).

Каждый полюс ( “горшок”) МВ рис.2 имеет по две скобы для крепления к опорным изоляторам, резервуар с маслоотделителем, маслоналивную пробку и маслоуказатель. Внутри полюса расположены изоляционные цилиндры , между которыми установлена дугогасительная камера. В верхней части цилиндра укреплен проходной изолятор с целью изолирования стержня (подвижного контакта) от цилиндра, электрически связанного с неподвижным розеточным контактом. На головке проходного изолятора закреплена скоба для присоединения к ней шин и гибкой связи с колодкой, надеваемой на подвижный контактный стержень. Последний имеет в нижней части съемный наконечник, а в верхней части – скобу для соединения контактного стержня с изолирующим рычагом. Розеточный контакт,расположенный в нижней крышке полюса выключателя, состоит из пяти ламелей, соединенных через гибкие связи с нижней крышкой. Давление ламелей на контактный стержень создается пружинами, размещенными внутри латунного кольца. Для повышения стойкости контактов к действию электрической дуги съемный наконечник контактного стержня и верхние части ламелей розеточного контакта покрыти термостойкой металлокерамикой. В нижней крышке имеется маслоспускной болт. Приводной механизм выключателя расположен внутри рамы и состоит из вала , с приваренными к нему двуплечим рычагом с роликами, тремя рычагами и тремя изоляционными рычагами. К малым плечам рычагов боковых полюсов прикреплены отключающие пружины и буферная пружина. Двуплечий рычаг с роликами на концах приварен на валу выключателя между боковым и средним полюсами и предназначен для ограничения включенного и отключенного положений выключателя. При включении выключателя один из роликов подходит к упорному болту, при отключении другой ролик упирается в стержень масляного буфера. Для передачи движения от вала выключателя к контактному стержню большие плечи рычагов, выполненные из изоляционного материала, соединены с контактным стержнем с помощью серьги. Для управления выключателем чаще всего применяют привод типа ПП-67.

Включение выключателей ВПМ-10 происходит за счет энергии привода ПП-67, а отключение – за счет отключающих пружин выключателя.

Пружинный привод ПП-67предназначен для ручного управления выключателем ВМП-10 , осуществления автоматического отключения и повторного включения АПВ, а также включения резерва АВР. Включение выключателя пружинным приводом происходит за счет энергии предварительно натянутых пружин рис. 3 , расположенных у правой стенки корпуса привода, и груза, укрепленного на траверсе. Траверса с грузом для безопасности защищена диском. Завод пружин выполняют или вручную с помощью рукоятки или с помощью моторного редуктора, приводимого в действие электродвигателем.

6. РАЗРЯДНИКИ ВЫСОКОВОЛЬТНЫЕ
6.1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

Разрядники предназначены для защиты элементов электрооборудования трансформаторных подстанций от возникающих перенапряжений в распределительной сети 10 кВ, что позволяет применять в электроустановках аппараты с более низкой электрической прочностью.

Для защиты электрооборудования подстанций, как правило, применяются вентильные разрядники, как наиболее совершенный вид разрядника. Основные элементы вентильных разрядников – искровые промежутки и вилитовые диски.

Особенностью вилитовых дисков является то, что повышение приложенного к ним напряжения сопровождается резким снижением их сопротивления и наоборот.

При возникновении перенапряжения (в результате грозовой деятельности, коммутационных процессов в сети и т.д.) пробиваются искровые промежутки, сопротивление вилитовых дисков уменьшается, и импульсный ток разрядника отводится в землю.

Расшифровка обозначения разрядников

Р – разрядник;

В – вентильный;

П – подстанционный;

Цифры после букв – номинальное напряжение в кВ.

Например: РВП-10- разрядник вентильный подстанционный на напряжение 10 кВ.

Имеются и другие типы разрядников. В настоящее время внедряются в эксплуатацию ОПН – ограничитель перенапряжения нелинейный. Для защиты трансформатора и другого электрооборудования трансформаторной подстанции от атмосферных перенапряжений со стороны 0,4 кВ на низковольтных выводах трансформатора устанавливаются вентильные разрядники 0,4 кВ типа РВН. Принцип работы этих разрядников аналогичен работе разрядников РВП-10.

Расшифровка обозначения низковольтных разрядников:

Р – разрядник;

В – вентильный;

Н – низковольтный;

цифры после букв – класс напряжения в кВ.

Например: РВН-0,5 – разрядник вентильный низковольтный на напряжение 0,5 кВ.
6.2. УСЛОВИЯ ВЫБОРА

6.2.1. По величине номинального напряжения на защищаемом оборудовании.

6.2.2. По уровню электрической прочности изоляции вентильного разрядника.

6.2.3. По наиболее возможной величине напряжения частотой 50 Гц между проводом и землей в месте присоединения разрядника к сети.
6.3. ВОЗМОЖНЫЕ ДЕФЕКТЫ И ПОВРЕЖДЕНИЯ

6.3.1. Ослабление крепления разрядника. Устраняется путем регулирования крепления.

6.3.2. Разрушение разрядника. Устраняется путем его замены при техническом обслуживании.

6.3.3. Ослабление болтового соединения контакта «земля». Устраняется путем затяжки гайки контакта.
6.4. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

При техническом обслуживании вентильных разрядников необходимо выполнить следующие виды работ:

• внешний осмотр на отсутствие на фарфоре трещин и сколов;
• зачистка от загрязнений поверхности разрядника;
• проверка качества крепления разрядника;
• проверка заземляющих проводников;
• зачистка наружных контактов;
• восстановление защитного покрова: удаление коррозии и окраска металлической поверхности разрядника.

6.5. ЗАМЕНА ВЕНТИЛЬНОГО РАЗРЯДНИКА

Порядок замены вентильных разрядников следующий:

• выполнить оргтехмероприятия согласно ПБЭЭ
• отсоединить от заменяемого разрядника токоведущий провод и заземляющий проводник;
• снять заменяемый разрядник;
• осмотреть новый предварительно проверенный и испытанный разрядник;
• установить новый разрядник и закрепить его;
• зачистить наждачной бумагой контактные поверхности;
• подсоединить к новому разряднику токоведущий провод и заземляющий проводник;
• смазать техническим вазелином контактные поверхности;

6.6. ПРОВЕРКИ И ИСПЫТАНИЯ

6.6.1. Измерение сопротивления разрядника или его элемента производится мегомметром на напряжение 2500В. Это сопротивление не должно отличаться более чем на 30% от результатов измерения на заводе-изготовителе или предыдущих измерений в эксплуатации. Сопротивление изолирующих оснований разрядников измеряется мегомметром на напряжение 1000-2500 В. Оно должно быть не менее 1 МОм.

6.6.2. Измерение тока проводимости разрядников.

6.6.3. Проверка герметичности разрядников.

6.6.4. Измерение пробивных напряжений при промышленной частоте.
7. ПРОХОДНЫЕ И ОПОРНЫЕ ИЗОЛЯТОРЫ
7.1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

Изоляторы представляют собой электрически и механически прочные конструкции, служащие для электрической изоляции токоведущих частей и аппаратов электроустановок.

В электроустановках применяются изоляторы из электротехнического фарфора, способного длительно работать при максимально возможной температуре токоведущих частей, установленной техническими условиями на соответствующее электротехническое оборудование.

В распределительных устройствах подстанций 6-10кВ применяются опорные и проходные изоляторы, которые подразделяются:

• в зависимости от рода установки – внутренние и наружные;
• по номинальному напряжению – на напряжение 6; 10 кВ;
• по механической прочности – на группы А, Б, В, Д, с разрушающими усилиями соответственно 375, 750, 1250, 2000 кГс.

Проходные изоляторы РУ подстанций подразделяются в зависимости от номинального тока на 250, 400, 650, 1000 А.

Расшифровка обозначения проходных изоляторов:

П – проходной;

А, Б, В, Д – указывает на принадлежность к соответствующей группе по механической прочности установки;

Числитель дроби – номинальный ток в А. Знаменатель дроби — номинальное напряжение в кВ;
Например: ПВ-1000/10
7.2. УСЛОВИЯ ВЫБОРА

7.2.1. По величине номинального напряжения.

7.2.2. По величине продолжительного рабочего тока в нормальном режиме (только для проходных изоляторов).

7.2.3. По электродинамической стойкости.
7.3. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ПРОХОДНЫХ И ОПОРНЫХ ИЗОЛЯТОРОВ

Техническое обслуживание проходных и опорных изоляторов заключается в следующем:

• внешний осмотр;
• проверка изоляторов на отсутствие трещин и сколов фарфора;
• очистка изоляторов от пыли и грязи;
• проверка качества креплений.

7.4. ЗАМЕНА ПРОХОДНЫХ И ОПОРНЫХ ИЗОЛЯТОРОВ

Порядок замены проходных и опорных изоляторов следующий:

• выполнить оргтехмероприятия согласно ПБЭЭ;
• отсоединить от заменяемого проходного изолятора токоведущий спуск и шину в высоковольтном шкафу;
• разболтить крепления заменяемого изолятора;
• снять заменяемый изолятор;
• осмотреть новый изолятор;
• протереть новый изолятор;
• проверить уплотняющие прокладки;
• установить новый изолятор и закрепить его;
• подсоединить к изолятору токоведущий спуск и шину в высоковольтном шкафу;
• привести в порядок рабочее место и оформить окончание работы.

7.5. ПРОВЕРКИ И ИСПЫТАНИЯ
7.5.1. Измерение сопротивления изоляции.

7.5.2. Испытание повышенным напряжением.
8. ПРЕДОХРАНИТЕЛИ

Предохранители предназначены для защиты электрооборудования трансформаторных подстанций от токов короткого замыкания и токов перегрузки, возникающих при различных авариях и анормальных режимах. Предохранители автоматически отключают цепи при достижении их плавкими вставками определенных температур, которые зависят от величины протекающего через них тока. При обнаружении обрыва (перегорания) плавкой вставки патроны заменяют.
9. РУБИЛЬНИКИ
9.1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

У подстанции с трехфазным трансформатором ввод от трансформатора на шины напряжением 0,4 кВ осуществляется через главный рубильник (или главный автомат). Их необходимость обусловлена требованием ПУЭ о необходимости обеспечения возможности снятия напряжения на время ремонта или демонтажа с каждого автоматического выключателя всех отходящих от РУ линий. Для этой цели п.4.1.12 ПУЭ предписывает в необходимых местах устанавливать рубильники или другие отключающие аппараты.

Рубильники с непосредственным ручным управлением (без привода), предназначенные для включения и отключения тока нагрузки и имеющие контакты, обращенные к электромонтеру, обслуживающему трансформаторную подстанцию, должны быть защищены, согласно ПУЭ, несгораемыми кожухами без отверстий и щелей. Однако ПУЭ допускают в порядке исключения установку рубильников, предназначенных лишь для снятия напряжения, открыто при условии, что они (рубильники) будут недоступны для неквалифицированного персонала (ПУЭ, п.4.1.10).

Подвижные токоведущие части рубильников в отключенном состоянии не должны быть под напряжением (ПУЭ, п.4.1.9).
9.2. УСЛОВИЯ ВЫБОРА

9.2.1. По величине номинального напряжения

9.2.2. По величине продолжительного рабочего тока в нормальном режиме.

9.2.3. По электродинамической стойкости.

9.2.4. По термической стойкости.

9.2.5. По коммутационной (отключающей и включающей) способности
9.3. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

При техническом обслуживании рубильников необходимо выполнить следующие виды работ:

• внешний осмотр;
• очистка от грязи;
• проверка креплений и подтяжка контактов ошиновки;
• очистка изоляции;
• зачистка и шлифовка подгоревших мест контактов;
• смазка контактов техническим вазелином;
• смазка трущихся поверхностей;
• пробное включение и отключение рубильника.

9.4. РЕМОНТ

Капитальный ремонт рубильников выполняется в следующем порядке:

• разборка;
• внешний осмотр деталей;
• выявление повреждений;
• измерение сопротивления контактов постоянному току;
• ремонт или замена дефектных деталей;
• зачистка ножей, губок, контактов;
• сборка;
• смазка трущихся поверхностей;
• подтяжка болтовых соединений;
• регулирование длины тяги;
• испытание работы рубильника на включение и отключение ножей.

9.5. ЗАМЕНА РУБИЛЬНИКА

Порядок замены рубильника следующий:

• выполнить оргтехмероприятия по ТБ;
• отсоединить от рубильника токоведущие провода;
• выполнить маркировку токоведущих проводов;
• демонтировать заменяемый рубильник;
• осмотреть новый рубильник;
• проверить механическое замыкание контактных пар;
• установить новый рубильник в шкаф низкого напряжения;
• очистить контакты;
• произвести регулировку контактов;
• зачистить наждачной бумагой наконечники токоведущих проводов;
• смазать техническим вазелином наконечники токоведущих проводов
• присоединить провода к новому рубильнику;
• убрать маркировку с токоведущих проводов;
• произвести пробное включение и отключение рубильника без нагрузки;
• привести в порядок рабочее место и оформить окончание работы.

10. ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКА
10.1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

Трансформаторы тока, устанавливаемые в потребительских подстанциях 10(6)/0,4 кВ, предназначены для измерения величины тока в первичной цепи и для питания токовых цепей трехфазные счетчиков учета электроэнергии.

Первичная обмотка трансформатора тока включается последовательно с приемником энергии и ток через нее равен току нагрузки. Вторичная обмотка трансформатора тока замкнута на измерительные приборы, имеющие очень малое сопротивление. Следовательно, трансформатор тока практически работает в режиме короткого замыкания (его степень точности зависит от сопротивления нагрузки вторичной обмотки). Поэтому, сопротивление измерительных приборов, включаемых последовательно во вторичную цепь трансформатора тока, не должно превышать определенных допустимых значений, указанных в паспорте трансформатора.

На потребительских подстанциях 10(6)/0,4 кВ применяются трансформаторы тока классов точности 0,5; 1 и 3 с вторичным током 5 А.

Расшифровка обозначения трансформаторов тока:

Т – трансформатор;

К – катушечный;

Ш – шинный;

Л – литой.

цифра после букв — номер разработки.

Например: ТК-20; ТШ-10; ТКЛ-20.

Внимание!

Запрещается работа трансформатора тока при разомкнутой вторичной обмотке.

Это может привести к поражению человека электрическим током или выходу из строя трансформатора тока вследствие резкого повышения напряжения на его вторичной обмотке.

10.2. УСЛОВИЯ ВЫБОРА

10.2.1. По величине номинального напряжения

10.2.2. По величине продолжительного рабочего тока в нормальном режиме.

10.2.3. По электродинамической стойкости.

10.2.4. По термической стойкости.

10.2.5. По нагрузке вторичных цепей.
10.3. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

Техническое обслуживание трансформатора тока необходимо выполнять в следующем порядке:

• осмотр трансформатора тока и протирка его от пыли и грязи;
• проверка состояния контактных соединений;
• устранение мелких дефектов;
• проверка состояния заземления обмотки низшего напряжения и корпуса трансформатора тока.

11. СЧЕТЧИКИ УЧЕТА АКТИВНОЙ ЭНЕРГИИ

Учет электроэнергии на потребительских подстанциях осуществляется трехэлементным счетчиком типа СА4У, включаемым на стороне 0,4 кВ через катушечные трансформаторы тока типа ТК-20 и непосредственно на напряжение 220ч380 В, или счетчиками прямого включения типа СТ.

Расшифровка обозначения счетчиков:

С – счетчик;

А – активной энергии;

Цифра после первых двух букв – количество проводов в линии;

У – универсальный.

Например: СА4У – универсальный счетчик активной энергии для четырехпроводной сети.
12. АВТОМАТИЧЕСКИЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ

Автоматические выключатели (автоматы) предназначены для автоматического отключения в трансформаторных подстанциях отходящих фидеров 0,4 кВ при коротких замыканиях. Они снабжены мощными контактами и встроенными тепловыми и электромагнитными расцепителями, действующими на отключение при возникновении токов КЗ. Промышленность выпускает автоматы, рассчитанные на применение в цепях переменного тока напряжением до 500В. В зависимости от типа автоматических выключателей их номинальные токи могут быть в пределах от 1 А до 2,5 кА., а токи короткого замыкания, отключаемые ими, могут достигать 50 кА.

Автоматы могут быть использованы для оперативных включений и отключений, если их число не превышает двух-трех в час. Более частые отключения приводят к быстрому износу контактов.

Несмотря на значительную стоимость, большие габариты и сложную конструкцию, автоматы имеют ряд существенных преимуществ по сравнению с плавкими предохранителями. Эти преимущества (готовность к более быстрому включению после срабатывания, стабильные характеристики и др.) обусловили широкое применение автоматов в распределительных сетях.

Автоматические выключатели выбирают по номинальному напряжению, максимально возможному току нагрузки и максимально возможному току трехфазного КЗ в месте установки автоматического выключателя. Проверяют автоматические выключатели на чувствительность к минимально возможным токам КЗ (чаще всего, это – однофазные токи КЗ), возможным на самых удаленных участках защищаемых линиях 0,4 кВ (в конце этих линий).

Наиболее распространенные серии автоматов — АЕ20, А37, А31, ВА.
13. ЗАЗЕМЛЯЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО ТРАНСФОРМАТОРНОЙ ПОДСТАНЦИИ

13.1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

Заземляющее устройство – это совокупность заземлителя и заземляющих проводников.

Заземлителем называют металлический проводник или группу проводников, непосредственно соприкасающихся с землей. Заземляющим проводником служит металлический проводник, который соединяет заземленные части трансформаторной подстанции с заземлителем. Заземлением какой-либо части электроустановки подстанции называют ее преднамеренное электрическое соединение с заземляющим устройством.

Каждый, подлежащий заземлению элемент электроустановки, должен быть присоединен к заземлителю или заземляющей магистрали при помощи отдельного ответвления. Последовательное включение в заземляющий проводник нескольких заземляющих элементов запрещается.

Заземляющее устройство трансформаторной подстанции представляет собой контур заземления, состоящий из вертикальных заземлителей из стали длиной не менее 2,5 м, вбитых в землю вокруг подстанции и соединенных между собой при помощи сварки стальной шиной. К этой шине параллельно присоединены: бак трансформатора, нулевой вывод низковольтной обмотки трансформатора, корпус подстанции.

Сопротивление заземляющего устройства трансформаторной подстанции, к которому присоединена нейтраль трансформатора, в любое время года должно быть не более 4 Ом.

13.2.ВОЗМОЖНЫЕ ДЕФЕКТЫ И ПОВРЕЖДЕНИЯ

13.2.1. Обрыв заземляющего спуска. Устраняется путем ремонта спуска непосредственно после обнаружения.

13.2.2. Сопротивление заземления выше нормы. Устраняется путем ремонта или монтажа дополнительного заземления при капитальном ремонте.

13.2.3. Разрушение контура заземления. Устраняется путем замены контура заземления при капитальном ремонте.

13.2.4. Нарушение контакта заземления. Заключается в отсутствии контакта между заземляющим спуском и арматурой опоры, контуром заземления. Устраняется путем восстановления контакта при капитальном ремонте.
13.3. КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ

13.3.1. Замерить сопротивление заземляющего устройства прибором М 416

13.3.2. Отсоединить заземляющий проводник от контура заземления.

13.3.3. Откопать контур заземления, состоящий, например, из 8 вертикальных заземлителей, соединенные 10 шинами из полосовой стали (количество вертикальных заземлителей зависит от удельного сопротивления грунта).

13.3.4. Выявить дефектные элементы контура заземления.

13.3.5. Заготовить вертикальные заземлители из угловой стали длиной не менее 2,5 м (кол-во вертикальных заземлителей определяется расчетом).

13.3.6. Разметить и изготовить из полосовой стали (40х4 или 50х5) соединительные шины в необходимом количестве.

13.3.7. Призвести антикоррозионную покраску заземляющих спусков.

13.3.8. Выкопать траншею шириной 0,5м, глубиной 0,7м согласно разметке нового (дополнительного) контура заземления.

13.3.9. Установить вертикально заземлители на дно траншеи, забить их в землю согласно разметки.

13.3.10. Проложить шины заземления в траншее.

13.3.11. Соединить шины заземления с вертикальними заземлителями электросваркой.

13.3.12. Произвести замер сопротивления контура заземления.

13.3.13. Подсоединить заземляющий проводник ТП к контуру заземления при помощи электросварки.

13.3.14. Засыпать траншею грунтом и утрамбовать его.

13.3.15. Привести в порядок рабочее место и оформить окончание работы.
14. БЕЗОПАСНОСТЬ ТРУДА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ КТП, МТП, ЗТП.

14.1. Подстанции 6-10/0,4 кВ должны иметь диспетчерские наименования, запираться на замки, иметь предупредительные плакаты.

14.2. Все работы на трансформаторных подстанциях 6-10/0,4 кВ должны выполняться по наряду или распоряжению..

14.3. При производстве осмотров оборудования ТП, КТП и МТП нельзя приближаться к токоведущим частям 6-10кВ на расстояние ближе 0,6м и не допускать приближения к токоведущим частям 0,4-10кВ на расстояние ближе 1 м машин и механизмов. Если указанные расстояния до токоведущих частей по производственной необходимости невозможно обеспечить, то производство осмотров оборудования трансформаторных подстанций необходимо выполнять только после выполнения технических мероприятий по снятию напряжения с данной электроустановки.

14.4. Сварочные работы на отключенном оборудовании, при необходимости , необходимо выполнять по наряду.

14.5. Запрещается хранить на подстанции горючие материалы. Разжигать паяльные лампы и разогревать мастику следует вне РУ.

14.6. Места проведения огневых работ необходимо обеспечить средствами тушения пожара (огнетушителем, ящиком с песком, асбестовой тканью); если вблизи этих работ находятся возгораемые конструкции, они должны быть защищены от огня. Запрещается пользоваться открытым огнем при работе с лаками и красками, содержащими в своем составе огнеопасные и взрывоопасные летучие растворители и разбавители (ацетон, бензин и др.).

14.7. К проведению огневых работ допускаются лица, знающие «Правила пожарной безопасности при проведении огневых работ» и усвоившие программу противопожарного минимума.

14.8. При загорании бригада должна немедленно вызвать пожарную охрану и приступить к тушению пожара всеми имеющимися средствами.

14.9. Помещения РУ и ЗТП должны быть укомлектованы первичными средствами пожаротушения ( огнетушителями) согласно п.6.4.9. ППБ в Украине приложение №2.

14.10. Тушение пожара электрооборудования необходимо производить при снятом напряжении, не допуская перехода огня на рядом расположенные установки. . При загорании маслонаполненной аппаратуры необходимо использовать средства пожаротушения: огнетушители и воздушно-механическую пену. Тушить компактными струями воды горящее масло не рекомендуется во избежание увеличения площади пожара.

ЛИТЕРАТУРА

1. Правила устройства электроустановок. М.,Энергоатомиздат.1987г.

2. Правила безопасной эксплуатации электроустановок потребителей. 1998г.

3. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителй. 2006г.

4. Нормы испытания электрооборудования, СОУ-Н ЕЕ 20.302-2007

4. Баптиданов Л.А., Тарасов В.И. Электрооборудование электрических станций и подстанций, 1960.

5. Селивахин А.И., Сагутдинов Р.Ш. Эксплуатация электрических распределительных сетей, 1990.

6. Козлов В.А. Городские распределительные электрические сети, 1982.

7. Идельчик В.И. Электрические системы и сети, 1989.

8.Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций, 1986.

9. Электрическая часть станций и подстанций. ( Под ред. А.А. Васильева, 1980.)

10. Электрическая часть станций и подстанций.( Под ред. С.В. Усова, 1977).

11. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. (Под ред. А.А. Федорова, 1986).

12. Инструкция по эксплуатации силовых трансформаторов 6-10/0,4 кВ, 2008.

Главный энергетик _______________

Ст. инженер ОГЭ _____________
Начальник отдела охраны труда

и окружающей среды ____________
Ст. инженер по пожарной _________

безопасности

---