Инструкции по эксплуатации оборудования подстанций

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

Инструкции по эксплуатации оборудования подстанций.

Содержание

Методические рекомендации Методические рекомендации по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и линейных сооружений коммунальных распределительных электрических сетей.

Выпуск 1. Техническое обслуживание и ремонт трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «РОСКОММУНЭНЕРГО»

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ОБОРУДОВАНИЯ И ЛИНЕЙНЫХ СООРУЖЕНИЙ КОММУНАЛЬНЫХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

ВЫПУСК 1

Техническое обслуживание и ремонт трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ

Одобрены

Главгосэнергонадзором России

(письмо от 14.08.96 № 42-04-05/352)

Энергоатомиздат
Москва 1996

Содержание

В целях повышения качества технического обслуживания и ремонта оборудования и линейных сооружений коммунальных распределительных электрических сетей, обеспечения их надежного функционирования РАО «Роскоммунэнерго» разработаны настоящие Методические рекомендации по техническому обслуживанию и ремонту трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ.

Методические рекомендации составлены с учетом действующих нормативно-технических документов и могут использоваться коммунальными энергетическими предприятиями при организации и осуществлении технического обслуживания и ремонта, а также при разработке местных организационных и технологических документов.

В разработке Методических рекомендаций приняли участие А.Г. Овчинников, Ю.А. Рыжов, ВЛ. Рябов, Г.М. Скрльник, Э.Б. Хиж.

1. ВВЕДЕНИЕ

Своевременное проведение технического обслуживания и ремонта оборудования и линейных сооружений является одним из элементов системы планово-предупредительных ремонтов (ППР), обеспечивающей надежное функционирование распределительных электрических сетей.

При техническом обслуживании и ремонте должна применяться система контроля качества, обеспечивающая выполнение работ в соответствии с требованиями нормативно-технических документов, перечень которых приводится в приложении 1 к настоящим Методическим рекомендациям.

Работы должны выполняться с соблюдением требований правил техники безопасности и пожарной безопасности.

Методические рекомендации определяют порядок проведения организационных и технических мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ. На их основании на коммунальных энергетических предприятиях (предприятиях электрических сетей) могут быть составлены местные инструкции, учитывающие конкретные условия эксплуатации и применяемые методы работ.

В тексте Методических рекомендаций использованы нижеприводимые термины, их определения и сокращения.

Термины, сокращения	Определения
ТП	Трансформаторные подстанции типа МТП, КТП, КТПП, ЗТП напряжением 6-10/0,4 кВ и распределительные пункты 6-10 кВ
Нормативно-техническая документация по ТП	Действующие директивные документации по проектированию, сооружению и эксплуатации ТП, техническая документация по ТП
Дефект элемента ТП	Несоответствие элемента ТП требованиям, установленным нормативно-технической документацией, не приводящее к немедленному автоматическому отключению ТП или ее части
Повреждение элемента (части) ТП	Событие, заключающееся в полной потере работоспособного состояния элемента (части) ТП и приводящее к немедленному автоматическому отключению ТП или ее части, разрушению этого элемента или части ТП
Техническое состояние ТП	Качественная или количественная оценка, определяемая совокупностью дефектов элементов, частей ТП, зарегистрированных в процессе технического обслуживания
ПЭС	Предприятие электрических сетей
РЭС	Район электрических сетей (структурная единица ПЭС)

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ОРГАНИЗАЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТП

2.1. Основными видами эксплуатационных работ, выполняемых на ТП, являются техническое обслуживание и ремонт.

2.2. Техническое обслуживание состоит из комплекса мероприятий, направленных на предохранение ТП, их элементов и частей от преждевременного износа.

2.3. Ремонт ТП, их элементов и частей заключается в проведении комплекса мероприятий по поддержанию или восстановлению первоначальных эксплуатационных показателей и параметров ТП, их элементов и частей. При ремонтах изношенные (дефектные) элементы и оборудование заменяются равноценными или более совершенными по своим характеристикам.

2.4. При техническом обслуживании и ремонте производятся в плановом порядке выявление и устранение дефектов и повреждений. Дефекты и повреждения ТП, их элементов и частей, непосредственно угрожающие безопасности населения и обслуживающего персонала возникновением пожара, должны устраняться незамедлительно.

2.5. Техническое обслуживание и ремонт ТП, как правило, следует совмещать с аналогичными работами на отходящих линиях электропередачи 0,38 кВ.

2.6. В ПЭС (РЭС) для проведения ремонтов ТП рекомендуется создавать специализированные подразделения по ремонту строительной части ТП, по ремонту оборудования ТП согласно РДТП 34-38-046-87 «Индустриализация ремонта оборудования распределительных электросетей 0,38-20 кВ» и по испытаниям.

2.7. Бригады по централизованному техническому обслуживанию и ремонту ТП должны быть оснащены механизмами, автотранспортом, такелажными приспособлениями, инструментом, защитными средствами, средствами связи, технической документацией, производственными, должностными инструкциями и инструкциями по безопасному производству работ.

2.8. Внесение изменений в конструкцию ТП и комплектующего оборудования, снижающих эксплуатационные показатели, не допускается._: Технически обоснованные изменения конструкции ТП, не снижающие эксплуатационных показателей, могут осуществляться по решению главного инженера ПЭС.

2.9. При эксплуатации ТП все виды работ, необходимых для технического обслуживания, ремонта и реконструкции, должны проводиться в пределах охранных зон, регламентированных «Правилами охраны электрических сетей».

3. ПЛАНИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТОВ ТП

3.1. В качестве объекта планирования технического обслуживания и ремонта, как правило, следует принимать ТП или ряд ТП одного направления (фидера).

3.2. Для обеспечения планирования работ по техническому обслуживанию и ремонту ТП рекомендуется составлять:

3.2.1. Многолетний (на 6 лет) план-график технического обслуживания (приложение 2);

3.2.2. Годовой план-график технического обслуживания и ремонтов ТП (приложение 3);

3.2.3. План-график отключений ТП на месяц (приложение 4);

3.2.4. Отчет по техническому обслуживанию и ремонтам ТП за месяц (приложение 5).

3.3. Многолетний и годовой планы-графики технического обслуживания составляются в соответствии с настоящими Методическими рекомендациями. Указанные план-графики следует согласовывать с план-графиками технического обслуживания отходящих от ТП линий 0,38 кВ.

3.4. Годовой план-график ремонтов ТП составляется на основании многолетнего план-графика и оценки технического состояния ТП с учетом категорийности потребителей, планов реконструкции, условий эксплуатации, обеспеченности трудовыми, материальными и финансовыми ресурсами. В графике обязательно должны предусматриваться ремонты объектов систем жизнеобеспечения городов и населенных пунктов (теплоснабжение, водоснабжение и др.).

3.5. Рекомендуемая периодичность ремонтов ТП — не реже одного раза в 6 лет.

3.6. Каждый год рекомендуется составлять два годовых план-графика ремонтов ТП: один — для ТП, ремонт которых необходим в планируемом году, второй — для ТП, ремонт которых намечается в году, следующем за планируемым (корректируется в следующем году).

3.7. Для ТП, ремонт которых намечается в планируемом году, на основании листков осмотра и журнала дефектов, составляются ведомости ремонтных работ (приложение 6). В ведомости ремонтных работ также должен быть учтен среднестатический объем внеочередных ремонтов ТП, аварийно выходящих из строя.

3.8. По ведомостям ремонтов ТП выполняются расчеты материальных ресурсов и трудозатрат, потребности в транспорте и спецмеханизмах и составляются сметы, спецификации на объекты ремонта, указанные в плане-графике.

3.9. Для ТП, ремонт которых намечается в году, следующем за планируемым, составляются ведомости на необходимое оборудование и материалы.

3.10. Месячный план-график отключений ТП составляется на основании годового плана-графика ремонтов ТП (для ТП, размещенных в сельской местности, учитывается сезонность сельскохозяйственных работ) и, по возможности, согласовывается с намечаемыми к отключению потребителями.

3.11. Работы по испытанию электрооборудования ТП рекомендуется планировать в сроки, совпадающие с проведением ремонта соответствующих ТП. Испытания электрооборудования могут выполняться только лабораториями, аттестованными и зарегистрированными в порядке, установленном Главгосэнергонадзором России (информационное письмо от 22.01.91 № 94-6/3-ЭТ).

4. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ТП

4.1. К техническому обслуживанию ТП относятся работы, перечисленные в табл. 1.

Таблица 1.Перечень работ по техническому обслуживанию ТП

Наименование работ	Периодичность проведения	Примечание
Очередные осмотры
1. Осмотр ТП электромонтерами	Один раз в год	Заполняется листок осмотра
2. Осмотр инженерно-техническим персоналом выборочного числа ТП	Один раз в год	Заполняется листок осмотра
3. Осмотр ТП, включенных в годовой план-график ремонтов, инженерно-техническим персоналом	В течение года, предшествующего году проведения ремонта ТП	По результатам осмотра составляется ведомость ремонтных работ
Внеочередные осмотры
4. Осмотр после стихийных явлений (осматриваются все ТП, находящиеся В зоне стихийных явлений)	По окончании внеочередного ремонта или на следующий день	Заполняется листок осмотра
5. Осмотр ТП после каждого случая:
срабатывания выключателей ТП на отключение КЗ (включение на КЗ)	При устранении причины и последствия или на следующий .день	Заполняется листок осмотра
перегорания предохранителей	При замене патрона с плавкой вставкой
6. Осмотр жизненно важных объектов (ЖВО)	Перед началом отопительного сезона Проверки	По результатам осмотра составляется ведомость ремонтных работ
7. Проверка строительной части ТП	В процессе осмотра (п.3)	Заполняется листок осмотра
8. Проверка целостности заземления ТП	Тоже	Тоже
Измерения
9. Измерения токовой нагрузки на вводах 0,4 кВ силового трансформатора и отходящих линий	2 раза в год (в периоды минимальных и максимальных нагрузок)	Заполняются ведомости измерений
10. Измерение напряжения на шинах 0,4 кВ	Совмещается с замерами нагрузок	Тоже
11. Измерение уровня тока КЗ или сопротивления цепи «фаза-нуль» отходящих линий 0,4 кВ	По мере необходимое ти, но не реже 1 раза в 6 лет	Тоже
Испытания, измерения
12. Измерение сопротивления изоляции РУ 6-20 кВ и 0,4 кВ	В сроки проведения ремонта ТП, но не реже 1 раза в 6 лет	Заполняется журнал испытаний оборудования ТП
13. Измерение сопротивления вентильных разрядников	Тоже	Тоже
14. Измерение тока проводимости вентильных разрядников	Тоже	Тоже
15. Измерение сопротивления заземления илинапряжения прикосновения к оболочкам и заземленным элементам	В сроки проведения ремонта ТП, один раз в 6 лет	Заполняется журнал испытаний оборудования ТП
16. Измерение сопротивления изоляции обмоток силовых трансформаторов	1 раз в 3 года	Тоже
17. Испытание оборудования и изоляции 6-10 кВ повышенным напряжением промышленной частоты 50 гЦ	1 раз в 6 лет 1 раз в 6 лет	Тоже То же
18. Испытание трансформаторного масла силовых трансформаторов мощностью более 630 кВа	Тоже	То же
19. Проверка релейной защиты	1 раз в 3 года	Тоже
Отдельные работы
20. Очистка изоляции оборудования ТП, аппаратов, баков и арматуры от пыли и грязи	По мере необходимости
21. Зачистка, смазка и затяжка контактных соединений	Тоже
22. Устранение разрегулировки механизмов приводов и контактной части выключателей и разъединителей (выключателей нагрузки)	Тоже
23. Текущий ремонт трансформатора	1 раз в 3 года
24. Смазка шарнирных соединений и трущихся поверхностей оборудования	По мере необходимости
25. Доливка свежего масла в маслонаполненные аппараты и оборудование, замена селикагеля	То же
26. Обновление и замена диспетчерских надписей, мнемонических схем, предупредительных плакатов и знаков безопасности в РУ 0,4-10 кВ	То же
27. Замена плавких вставок предохранителя	При изменении режимов работы сети и параметров защищаемого оборудования, при перегорании плавких вставок
28. Вырубка кустарников в охранной зоне ТП, обрезка сучьев	По мере необходимости
29. Восстановление отмостки основания ТП	Тоже
30. Ремонт крыши ТП	То же

4.2. При осмотрах и проверках ТП следует определять:

4.2.1. Техническое состояние элементов строительных конструкций ТП, шкафов, площадок обслуживания, Ограждений, заземляющих устройств, запорных и блокировочных устройств, приводов коммутационных аппаратов, наличие и состояние диспетчерских и предупредительных надписей, плакатов.

4.2.2. Уровень масла в маслонаполненном оборудовании, появления течи масла из них, температуру масла и корпусов силовых трансформаторов, необычный гул, потрескивания в трансформаторах.

4.2.3. Состояние изоляции и контактных соединений электрооборудования (наличие трещин, сколов, следов перекрытия изоляции и перегрева контактов).

4.2.4. Наличие и исправность приборов учета электроэнергии, устройств внешнего обогрева оборудования, исправность релейной защиты и автоматики.

4.3. Перечень характерных и часто встречающихся дефектов ТП приведен в приложении 7.

4.4. Результаты осмотров, проверок ТП вносятся в журнал дефектов из листков осмотра (п. 7.5).

4.5. Измерения токовой нагрузки должны проводиться, как правило, на каждой фазе вводов 0,4 кВ силовых трансформаторов и отходящих линий электропередачи (при необходимости и в нулевом проводе). При разнице значений тока по фазам более 20 % следует наметить мероприятия по выравниванию нагрузки отдельных фаз.

4.6. На шинах 0,4 кВ ТП следует измерять фазные и линейные напряжения. При необходимости измеряются фазные напряжения у наиболее удаленного от ТП потребителя.

4.7. Измерения уровня тока короткого замыкания или сопротивления цепи «фаза-нуль», отходящих от ТП линий 0,38 кВ, должны выполняться для выбора или уточнения уставок автоматических выключателей или плавких вставок предохранителей 0,4 кВ.

4.8. При проведении технического обслуживания ТП для выявления дефектов их элементов и оборудования следует использовать методы, изложенные в действующих методических материалах (приложение 1), и, по возможности, методы на основе применения тепловизионной аппаратуры.

4.9. Работы по техническому обслуживанию ТП должны выполняться персоналом ПЭС (РЭС) с соблюдением » Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок» (М.: Энергоатомиздат, 1987).

5. ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ТП

5.1. Оценку технического состояния ТП следует организовать и проводить в ПЭС (РЭС) согласно «Указаниям по учету и анализу в энергосистемах технического состояния распределительных сетей напряжением 0,38-20 кВ с воздушными линиями электропередачи» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1990), «Методическим указаниям по комплексной качественной оценке технич еского состояния распределительных сетей напряжением 0,38-20 кВ с воздушными линиями электропередачи». РД 34.20.583-91 (М.: СПО ОРГРЭС, 1993) и настоящим Методическим рекомендациям.

5.2. При оценке технического состояния ТП рекомендуется представлять их следующими условными ремонтными единицами (УРЕ):

— однотрансформаторная ТП (МТП, КТП, ЗТП);

— однотрансформаторная секция в составе многотрансформаторной ТП (КТП, ЗТП);

— секция (шкаф) распределительного пункта 10 кВ из элементов КРУ (КРУН).

5.3. Показатели оценки технического состояния ТП, состояния ТП, состоящих из нескольких УРЕ должны определяться как сумма соответствующих показателей по этим УРЕ. Комплексную качественную оценку технического состояния УРЕ рекомендуется определять по составляющим их элементам:

-оболочка шкафа, камеры, отсека;

-основное оборудование.

Для оболочек шкафов, камер и отсеков УРЕ следует определять как корпуса РУ 6-20 кВ КТП, а для основного оборудования — как для силового трансформатора КТП. По этим элементам УРЕ должны применяться соответствующие значения весовых коэффициентов.

5.4. Ежегодно инженерно-техническим персоналом ПЭС (РЭС) следует определять техническое состояние каждой ТП и назначать плановый срок их ремонта, а по ТП, намеченным к ремонту в планируемом году, определять объем ремонтных работ для составления ведомости ремонтов.

6. ПРОВЕДЕНИЕ РЕМОНТОВ ТП

6.1. Перед выводом ТП в ремонт должны быть выполнены все необходимые подготовительные работы и согласования с заинтересованными службами ПЭС и сторонними организациями.

6.2. К началу ремонта к ТП должны быть доставлены необходимые материалы, оборудование и спецмеханизмы. Всем участникам ремонтных работ на объекте не позднее чем за день необходимо ознакомиться с характером и объемом предстоящих работ и условиями их проведения.

6.3. При ремонтах ТП могут выполняться следующие работы:

6.3.1. Демонтаж и замена поврежденных элементов разъединителей, выключателей нагрузки и их приводов, тяг к приводам разъединителей, устройств блокировки, устройств компенсации реактивной мощности.

6.3.2. Демонтаж и замена поврежденных полюсов масляных, вакуумных выключателей, разрядников, предохранителей, измерительных трансформаторов, низковольтных автоматических выключателей.

6.3.3. Демонтаж и замена поврежденных (перегруженных) силовых трансформаторов.

6.3.4. Демонтаж и замена проводов 0,4 кВ внутри и снаружи ТП.

6.3.5. Демонтаж и замена поврежденной изоляции вводов, изоляции сборных шин 0,4-10 кВ, ремонт кабельных муфт.

6.3.6. Замена и ремонт средств связи, релейной защиты и автоматики.

6.3.7. Ремонт зданий — стен, пола, кабельных приямков, перекрытий, дверей, кровли, фундаментов.

6.3.8. Замена и ремонт стоек, приставок, лежней, траверс, бандажей, узлов крепления и сочленения, площадок, поручней, лестниц, кронштейнов МТП и КТП.

6.3.9. Ремонт заземляющих устройств, восстановление и усиление контуров заземления и заземлителей.

6.3.10. Работы по техническому обслуживанию, по срокам проведения совпадающие с ремонтом ТП.

6.4. Ремонт ТП должен проводиться по технологическим картам и, в необходимых случаях, по проектам организации ремонтных работ.

6.5. Ремонтные работы по их окончании принимаются и оцениваются по качеству выполнения. Оценку качества работ необходимо производить комиссией, назначаемой распоряжением по ПЭС (РЭС), с составлением акта-отчета о ремонте (приложение 8).

6.6. Ремонт считается выполненным, если полностью завершены все работы, предусмотренные в ведомости ремонтов ТП. Утвержденный отчет о выполненном ремонте является основанием для отражения затрат и списания материалов, оборудования, горюче-смазочных материалов.

7. ВЕДЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ПО ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ТП

7.1. В ПЭС (РЭС) должна вестись техническая документация, указанная в табл. 2.

Таблица 2.Перечень рекомендуемой технической документации по эксплуатации ТП

Техническая документация	Срок хранения
1. Документация по приемке ТП в эксплуатацию	В течение всего срока эксплуатации ТП
2. Эксплуатационный паспорт	Тоже
3. Листок осмотра ТП	До очередного ремонта
4. Ведомость измерения нагрузок и напряжений ТП	5 лет
5. Журнал дефектов ТП	В течение всего срока эксплуатации ТП
6. Журнал регистрации результатов испытаний оборудования	Тоже

7.2. Перечень технической документации по ТП, принимаемым в эксплуатацию, приведен в приложении 9.

7.3. Эксплуатационный паспорт ТП (приложение 10) заполняется в ПЭС (РЭС). В нем должны быть указаны место установки, диспетчерский номер, мощность ТП, основные данные силовых трансформаторов, характеристика потребителей (основных), сведения об испытаниях основного оборудования. Предлагаемый образец эксплуатационного паспорта позволяет использовать его как для однотрансформаторных ТП типа МТП, КТП, КТПП, так и для двухтрансформаторных ТП типа КТПП и ЗТП.

7.4. Рекомендуется вести приложение к эксплуатационному паспорту в виде карточки типовой принципиальной электрической схемы ТП (трехлинейной или однолинейной). Пример заполнения карточки дан в приложении 11).

7.5. Рекомендуемые формы листка осмотра, ведомости измерения нагрузки и напряжений, журнал регистрации результатов испытания оборудования, журнала дефектов ТП представлены в приложениях 12, 13, 14, 15.

7.6. Порядок заполнения листков осмотра и журналов дефектов ТП изложен в «Указаниях по учету и анализу в энергосистемах технического состояния распределительных сетей на пряжением 0,38-20 кВ с воздушными линиями электропередачи».

7.7. При переходе на ведение технической документации с использованием ЭВМ прилагаемые формы документов подлежат переработке с учетом особенностей ввода информации в ЭВМ.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

ПЕРЕЧЕНЬ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ, ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТП

1. Правила устройства электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 1986.

2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. М.: Энергоатомиздат, 1989.

3. Сборник директивных материалов Главтехуправления Минэнерго СССР (электротехническая часть). М.: Энергоатомиздат, 1985.

4. Нормы испытания электрооборудования. М.: Атомиздат, 1978.

5. Правила охраны электрических сетей напряжением свыше 1000 В. М.: Энергоатомиздат, 1985.

6. Правила охраны электрических сетей напряжением до 1000 В. М.: Энергоиздат, 1973.

7. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 1987.

8. Правила эксплуатации электроустановок потребителей. М.: Энергоатомиздат, 1992.

9. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. М.: Энергосервис, 1994.

10. Сборник правил и инструкций, применяемых при эксплуатации электроустановок потребителей. М.: Энергосервис, 1995.

11. Сборник правил и инструкций, применяемых при эксплуатации электроустановок потребителей. Часть 11″. М.: Энергосервис, 1995.

12. Правила применения и испытания средств защиты, используемых в электроустановках. Технические требования к ним (9 издание). М.: Энергоатомиздат, 1993.

13. Нормы времени на ремонт и техническое обслуживание воздушных и кабельных линий, трансформаторных подстанций и распределительных пунктов 0,4-20 кВ, М.: СПО Союзтехэнерго, 1985.

14. Типовые нормы времени на капитальный текущий ремонт и обслуживание электрических сетей, электроэнергетических устройств и оборудования. М.: ЦНИИС, 1990.

15. Ведомственные укрупненные единичные расценки на ремонт и техническое обслуживание электрических сетей энергопредприятий Минэнерго СССР. Вып. 2. М.: СПО Союзтехэнерго, 1988.

16. Типовые Карты организации труда на основные виды работ по капитальному ремонту и техническому обслуживанию электрических сетей напряжением 0,38-10 кВ. Госплан КазССР, 1985.

17. Заводские инструкции по эксплуатации электрооборудования, применяемого в трансформаторных подстанциях 6-10/0,4 кВ и распределительных пунктах 6-20 кВ.

18. Нормы расхода материалов и изделий на ремонт и техническое обслуживание комплектных трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4 кВ и мачтовых трансформаторных подстанций напряжением 6-20/0,4 кВ. М.: СПО Союзтехэнерго, 1985.

19. Нормы аварийного страхового запаса запасных частей мачтовых и комплектных трансформаторных подстанций 6-20/0,38 кВ. М.: Союзтехэнерго, 1986.

20. Методические указания по определению потребности в механизмах для эксплуатации и ремонта коммунальных электрических и тепловых сетей. М.: 1996.

21. Методические указания по наладке и техническому обслуживанию автоматических выключателей серии АБ 2000, А 3100. М.: СПО ОРГРЭС, 1991.

22. Методические указания по наладке и техническому обслуживанию автоматических выключателей серии А 3700. М.: СПО Союзтехэнерго, 1981.

23. Методические указания по наладке и эксплуатации автоматических выключателей серии ABM . M .: СПО Союзтехэнерго, 1978.

24. Методические. указания по эксплуатации автоматических выключателей серии АП 50. М.: СПО ОРГРЭС, 1975.

25. Рекомендации по методам технического обслуживания автоматических выключателей присоединений 0,4 кВ и средств релейной защиты присоединений 6/35 кВ с использованием комплектных устройств серии «САТУРН». М.: СПО ОРГРЭС, 1994.

26. Методические указания по расчету токов короткого замыкания в сети напряжением до 1 кВ электростанций и подстанций с учетом влияния электрической дуги. М.: СПО ОРГРЭС, 1993.

27. Нормы расхода материалов и изделий на капитальный и текущий ремонты комплектных трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4 кВ и мачтовых трансформаторных подстанций напряжением 6-20/0,4 кВ. НР-34-70-80-85. Союзтехэнерго, 1985.

28. Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий. РД 34.03.301-87 ( ППБ 139-87). Энергоатомиздат, 1988.

29. Типовая инструкция по охране труда для электромонтера по обслуживанию подстанций. РД 34.03.121-87. Союзтехэнерго, 1988.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

МНОГОЛЕТНИЙ ПЛАН-ГРАФИК ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ ТП, РП 6-10/0,4 кВ

ПЭС                    по                    РЭС

«Утверждаю»

Главный инженер

№ п/п	Время проведения (годы)	Наименование работ	Наименование объекта	Объем работ (физ.объем/план)
1	19____
2	19____
3	19____
4
5
б

Начальник РЭС

Согласовано (ПТО ПЭС)

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

ГОДОВОЙ ПЛАН-ГРАФИК ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТОВ ТП, РП 6-10/0,4 кВ

ПЭС                    по                    РЭС

                            на                     год

«Утверждаю»

Главный инженер

п/п	Намечаемый месяц проведения работ	Наименование работ	Номер, наименование объекта	Объем работ (физ.объем/план)

Начальник РЭС

Согласовано (ПТО ПЭС)

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Согласовано

Утверждаю

Главный инженер ПЭС

ПЛАН-ГРАФИК ОТКЛЮЧЕНИЙ ТП 6-10 кВ

по____________РЭС                                             на_____________19___г. (месяц)

№ п/п	Наименование объекта номер ТП, вид работ	План	Факт	Примеча ние
дата	продолжительность	дата	продолжительность

Начальник РЭС

Начальник ОДС

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

ОТЧЕТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ТП 6-10/0,4 кВ

ПЭС__________________                                                                   РЭС______________

                  за _________  месяц, год

№ п/п	Наименование работ	Един. изм.	План на год	Выполнен, с начала года	План камее.	Выполнен. за мес.	Объект	Подтверждающий документ

Начальник РЭС

Согласовано (ПТО ПЭС)

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

ВЕДОМОСТЬ РЕМОНТНЫХ РАБОТ НА ТП 6-10/0,4 кВ

Наименование элемента, номер ТП, тип	Шифр ПЭС	Шифр РЭС	Расчетный код	Номер ведомости	Номер листа
	Наименование (код) работы
	замена силового трансформатора	замена выключателя	замена разъединителя	замена РУНН КТП	замена разрядника	замена изолятора	другие
1	2	3	4	5	6	7	8

Начальник РЭС____________________

ПРИЛОЖЕНИЕ 7

ПЕРЕЧЕНЬ ДЕФЕКТОВ ТП

1. Строительная часть

1.1. Деревянная стойка: загнивание; растрескивание; обгорание; излом

1.2. Деревянная приставка: загнивание; растрескивание; обгорание; излом

1.3. Деревянные траверсы, поперечины: загнивание; растрескивание

1.4. Бандаж: ослабление; коррозия

1.5. Ослабление стяжки траверсы со стойкой

1.6. Повреждение заземляющего спуска

1.7. Железобетонная приставка: оголение арматуры, растрескивание; излом

1.8. Прогиб деревянной стойки сверх допустимых значений

1.9. Прогиб железобетонной стойки сверх допустимых значений ,

1.10. Железобетонная стойка: растрескивание; наклон сверх допустимых значений; излом

1.11. Повреждение хомута, узла крепления подкоса

1.12. Повреждение оголовника

1.13. Металлическая траверса: коррозия; разрушение; прогиб

1.14. Подтраверсник: загнивание; растрескивание

1.15. Коррозия кронштейна привода разъединителя

1.16. Коррозия кронштейна разрядника

1.17. Поперечина: загнивание; растрескивание

1.18. Коррозия тяги привода разъединителя

1.19. Повреждение кронштейна привода разъединителя

1.20. Повреждение кронштейна разрядника

1.21. Повреждение тяги привода разъединителя

1.22. Рама разъединителя: перекос; коррозия; повреждение

1.23. Площадки обслуживания: повреждение; коррозия

1.24. Фундаментная стойка, лежня: разрушение; оголение арматуры; растрескивание

1.25. Повреждение опорной рамы КТП, КРУН

1.26. Контур заземления: повреждение; сопротивление выше нормы

1.27. Повреждение запорных устройств

1.28. Двери ТП: повреждение; коррозия

1.29. Шкафы, короба КРУН: внешние повреждения: коррозия

1.30. Повреждение фундамента ТП

1.31. Повреждение уплотнений, гидроизоляции фундамента

1.32. Повреждение стеновых панелей

1.33. Повреждение крыши здания ТП

1.34. Повреждение приямков, кабельных каналов ТП

1.35. Повреждение пола ТП

1.36. Коррозия закладных деталей здания ТП

1.37. Отсутствие нумерации, диспетчерских обозначений, предупредительных плакатов

1.38. Коррозия защитного кожуха, короба, сетчатого ограждения

1.39. Повреждение защитного кожуха, короба, сетчатого ограждения

1.40. Повреждение кронштейнов, штырей устройств вывода

1.41. Повреждение маслоприемника

1.42. Повреждение освещения ТП, РП

1.43. Повреждение ограды

1.44. Повреждение отмостки

1.45. Загромождение охранной зоны

1.46. Повреждение средств пожарной безопасности

1.47. Отсутствие или повреждение защитных средств

2. РУ 6-10КВ

2.1. Отсутствие нумерации, диспетчерских обозначений

2.2. Отсутствие цветного обозначения шин

2.3. Наброс, наличие посторонних предметов у токоведущих частей.

2.4. Штыревые изоляторы: сколы; загрязнения; разрушение

2.5. Проходные изоляторы: сколы; загрязнения; разрушение

2.6. Опорные изоляторы: сколы; загрязнения; разрушение

2.7. Изоляторы муфты кабеля: сколы; загрязнения; разрушение

2.8. Повреждение уплотнения проходного изолятора

2.9. Повреждение корпуса муфты кабеля

2.10. Повреждение контактов разъединителя, выключателя нагрузки

2.11. Повреждение контактов предохранителя

2.12. Повреждение оболочки плавкой вставки предохранителя

2.13. Наличие нестандартной плавкой вставки предохранителя

2.14. Повреждение тяги привода разъединителя, выключателя нагрузки

2.15. Повышенный нагрев болтовых соединений ошиновки

2.16. Повреждение ошиновки

2.17. Повреждение трансформатора тока

2.18. Повреждение трансформатора напряжения

2.19. Повреждение привода выключателя

2.20. Повреждение полюса выключателя

2.21. Повреждение блокировки разъединителя, выключателя нагрузки

2.22. Повреждение блокировки выключателя (масляного, вакуумного)

2.23. Повреждение вентильного разрядника

2.24. Течь масла из маслонаполненного выключателя

2.25. Течь масла из трансформатора напряжения

2.26. Понижение масла в маслонаполненном аппарате

2.27. Повреждение устройства РЗиА

2.28. Повреждение устройства подогрева аппаратов

2.29. Повреждение компенсирующего устройства

3. Силовой трансформатор 6-10 кВ

3.1. Повреждение ввода 6-10 кВ

3.2. Течь масла

3.3. Повреждение корпуса трансформатора

3.4. Повышенный шум трансформатора

3.5. Повреждение ввода 0,4-0,23 кВ

3.6. Повреждение устройства регулирования напряжения

3.7. Повреждение термометра

3.8. Повреждение бака расширителя

3.9. Загрязнение корпуса трансформатора

3.10. Загрязнение ввода 0,23-10 кВ

3.11. Повреждение опорной части трансформатора

3.12. Повреждение указателя уровня масла

3.13. Дефект контакта ввода 0,4-10 кВ

3.14. Обрыв в цепи заземления корпуса

3.15. Обрыв (отсоединение) шины нейтрали

3.16. Изменение цвета силикагеля

3.17. Повреждение устройства регулирования нагрузки

3.18. Длительная нагрузка сверх допустимой

3.19. Недостаточный уровень масла

4. РУ 0,4 кВ

4.1. Отсутствие нумерации, диспетчерских обозначений

4.2. Отсутствие цветного обозначения шин

4.3. Наброс, наличие посторонних предметов у токоведущих частей

4.4. Скол опорного, проходного изолятора (втулки)

4.5. Загрязнение опорного, проходного изолятора

4.6. Разрушение опорного, проходного изолятора

4.7. Разрушение покрытия изолированного провода

4.8. Повреждение контактов рубильника

4.9. Повреждение контактов предохранителя

4.10. Повреждение оболочки плавкой вставки предохранителя

4.11. Наличие нестандартной плавкой вставки предохранителя

4.12. Повреждение рукоятки, тяги рубильника (выключателя)

4.13. Повышенный нагрев болтовых соединений шин

4.14. Повреждение шин

4.15. Повреждение трансформатора тока

4.16. Повреждение выключателя

4.17. Повреждение разрядника

4.18. Загрязнение изоляции разрядника

4.19. Повреждение счетчика электроэнергии

4.20. Повреждение устройства автоматики (АВР, АПВ и т. д.)

4.21. Повреждение конденсатора

4.22. Повреждение батареи конденсатора

4.23. Повреждение устройства включения уличного освещения

4.24. Повреждение устройств подогрева аппаратуры

4.25. Повреждение кабельной муфты кабельного ввода

ПРИЛОЖЕНИЕ 8

(Лицевая сторона)

Утверждаю
Главный инженер

АКТ-ОТЧЕТ О РЕМОНТЕ ТП

_____________________________________________________________________________

                                                                      (наименование и номер ТП)

Комиссия в составе ___________________________________________________________

_____________________________________________________________________________

_____________________________________________________________________________

составила настоящий акт о том, что_____________________________________ 19 _____ г.

бригада_____________ выполнила следующие работы по ремонту___________________

_____________________________________________________________________________

                                                                   (наименование и номер ТП)

п/п	Наименование работ	Единица измерения	Количество	Характеристики электрооборудования

На указанные работы израсходованы следующие материалы и оборудование

п/п	Наименование оборудования и материалов	Единица измерения	Количество	Цена	Сумма	Примечание

(Оборотная сторона)

Отремонтированное оборудование опробовано_____________________________________

_____________________________________________________________________________

и пригодно для дальнейшей эксплуатации.

После ремонта остались не устраненными следующие дефекты_______________________

_____________________________________________________________________________

_____________________________________________________________________________

Оценка качества выполненных работ _____________________________________________

Подписи членов комиссии

«_____»___________________19 __ г.

Израсходованные оборудование и материалы подлежат списанию с подотчета

_____________________________________________________________________________

                                                                                (Ф.И.О.)

Проверил____________________________

ПРИЛОЖЕНИЕ 9

ПЕРЕЧЕНЬ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ПО ТП, ПРИНИМАЕМЫМ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

1. Утвержденная проектно-техническая документация ТП

2. Исполнительная техническая документация ТП (или ведомость отклонений от проекта)

3. Акты на скрытые работы

4. Схема контура заземления и заземляющих устройств

5. Протоколы измерения сопротивления контура заземления

6. Заводская техническая документация на комплектующее ТП оборудование (включая технические паспорта основного электрооборудования)

7. Протоколы наладки, измерений и испытаний электрооборудования ТП; проведенных строительно-монтажной организацией

8. Акт разграничения ТП по балансовой принадлежности и экс-

9. Акт на устройство кровли

10. Инвентарная ведомость электрооборудования

11. Перечни противопожарных средств и защитных средств ТП

ПРИЛОЖЕНИЕ 10

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ПАСПОРТ ТП

Общие данные

Наименование	№№ ТП
Дата ввода в эксплуатацию
Балансовая принадлежность
Основной потребитель	1
2
3
Показатели надежности потребителя	1
2
3
Сезонность потребителя	1
2
3
Питающая линия	Основная	л — __ ____	л — __ ____	л — __ ____
ПС	ПС	ПС
Резервная	л — __ ____	л — __ ____	л — __ ____
ПС	ПС	ПС

Данные трансформатора

ТП	Заводской № тр-ра	Мощность	Группа соедин.	Положение анцапф	Дата записи	Подпись

ПЭС_________________________________________РЭС____________________________  участок

_____________________________________________________________________________

Паспорт трансформаторной ПС 10/0,4 кВ

Начальник РЭС
Составил		№№	Инвентаризационная карточка основных фондов
Проверил		ТП
Паспорт составлен
«_____»_______________19___ г.

Паспорт трансформаторной ПС 10/0,4 кВ

Начальник РЭС
Составил		№№	Инвентаризационная карточка основных фондов
Проверил		ТП
Паспорт составлен
«_____»_______________19___ г.

(оборотная сторона карточки)

Сведения об испытаниях и измерениях

№№	Контур ТП/разъединит.	Трансформаторы	РУ -10 кВ	Разрядники 10 и 0,4 кВ
	дата	результат измерения	№ трансф.	результат измерения	дата	результат измерения	дата	результат измерения
		заключен.	дата	заключен.		заключен.		заключен.
1	2	3	4	5	6	7	8	9

ПРИЛОЖЕНИЕ 11

КАРТОЧКА ТИПОВОЙ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ТП (ПРИМЕР ЗАПОЛНЕНИЯ ДЛЯ КТП 10/0,4 кВ, 25 кВА)

Принципиальная электрическая схема	поз.	Наименование аппарата	Тип	№№ТП
номинальный ток, А	количество шт.
	1	Разъединитель
	2	Разрядник
	3	Предохранитель
	4	Трансформатор силовой
	5	Счетчик
	6	Рубильник
	7	Разрядник
	8	Сопротивление
	9	Переключатель
	10	Лампа
	11	Предохранитель
	12	Розетка штепсельная
	13	Переключатель
	14	Трансформатор тока
	15	Предохранитель
	16	Переключатель
	17	Реле промежуточное
	18	Выключатель автомат.
	19	Выключатель автомат.
	20	Выключатель автомат.
	21	Выключатель автомат.
	22	Выключатель конечный
	23	Фотосопротивление
	24	Изоляция разъединит.
	25	Изоляция разъединит.
	26	Проходной изолятор

Составлена по состоянию на____________ Мастер___________________

                                                                      дата

(Оборотная сторона карточки)

Сведения о пересмотре и отклонениях от принципиальной схемы

поз.	Наименование аппарата	Схема пересмотра по состоянию: на ТП №
1	Разъединитель
2	Разрядник
3	Предохранитель
4	Трансформатор силовой
5	Счетчик
6	Рубильник
7	Разрядник
8	Сопротивление
9	Переключатель
10	Лампа
11	Предохранитель
12	Розетка штепсельная
13	Переключатель
14	Трансформатор тока
15	Предохранитель
16	Фотореле
17	Переключатель
18	Реле промежуточное
19	Выключатель автоматический 1
20	Выключатель автоматический 2
21	Выключатель автоматический 3
22	Выключатель автоматический 4
23	Выключатель конечный
24	Фотосопротивление
25	Изоляция разъединителя
26	Привод
27	Проходной изолятор
28	Отступления от типового проекта

Подпись

ПРИЛОЖЕНИЕ 12

ЛИСТОК ОСМОТРА ТП 6-10/0,4 кВ

РЭС ___________________ Мастерский участок ____________________________________

Населенный пункт _____________________________________________________________

Вид осмотра __________________________________________________________________

                                                                         (очередной, внеочередной)

_____________________________________________________________________________

_____________________________________________________________________________

_____________________________________________________________________________

Номер ТП 6-10/0,4 кВ                          Наименование дефекта                               Примечание

_____________________________________________________________________________

_____________________________________________________________________________

_____________________________________________________________________________

Осмотр произвел______________________ Листок осмотра принял ___________________

ПРИЛОЖЕНИЕ 13

ВЕДОМОСТЬ ИЗМЕРЕНИЙ ТОКОВ НАГРУЗКИ И КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ И НАПРЯЖЕНИЯ ТП 6-10/0,4 кВ

______________РЭС ТП №________________ тр-р №_____________________

Дата и время измерения	Ток, А
Ток КЗ, кА
ВЛ1	ВЛ2	ВЛ3
А	В	С	А	В	С	А	В	С
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Напряжение, В

Продолжение

на вводах тр-ра, 0,4 кВ	на шинах РУ 0,4 кВ	у дальнего потребителя
А	В	С	А-С	В-О	С-О	А-В	В-С	С-А	название   потребителя	№ Вл	U , В
11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22

Должность, подпись__________________

ПРИЛОЖЕНИЕ 14

Форма титульного листа

Наименование ПЭС_____________

Наименование РЭС _____________

ЖУРНАЛ РЕГИСТРАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЙ ОБОРУДОВАНИЯ ТП 6-10/0,4 кВ

______________________РЭС

ТП 6-10/0,4 кВ_______________                                                                      Форма страницы

                             диспетчерский номер                                                    мощностью ___________

тыс. кВ × А

Результаты измерений и испытаний

1. Силового трансформатора

Дата измерений, испытаний

Заводской номер

Год

Сопротивление изоляции, МОм

Состояние силикагеля

Заключение, подпись

выпуска

установки

ВН-корпус

НН-корпус

ВН-НН

A

B

C

A

B

C

АВ

ВС

СА

la . Трансформаторного масла (трансформаторы мощностью 630 кВа и более)

Пробивное напряжение, кВ	Результаты химического анализа	Примечание
Наличие механических примесей	Кислотное число, мГ КОН	Содержание кислот и щелочей	Температура вспышки, град. С

2. Разрядников

Дата измерений, испытаний

РВ 6-10 кВ

РВ 0,4 кВ

Заключение, подпись

Активное сопротивление элемента МОм

Напряжение противное, кВ

Активное сопротивление элемента МОм

Напряжение пробивное, кВ

низшее

высшее

низшее

высшее

A B C

A

B

C

A

B

C

A

B

C

A

B

C

A

B

C

3. РУ 6-10 кВ и РУ 0,4 кВ, контура заземления

Дата измерений, испытаний	Оборудование РУ 6-10 кВ	Оборудование РУ 0,4 кВ	Контур заземления
Испытательное, кВ	заключение, подпись	Испытательное, кВ	заключение, подпись
Цепи	Цепи	сопротивление	заключение, подпись
основные	вспомогательные	основные	вспомогательные
A B C		А В С

ПРИЛОЖЕНИЕ 15

ЖУРНАЛ ДЕФЕКТОВ ТП 6-10/0,4 кВ

ПЭС ___________________________ РЭС ________________________________

Участок ________________________ Населенный пункт __________________

Форма страницы

Вид осмотра (проверки), дата проведения	Наименование дефекта	Мероприятия по устранению дефекта	Дата проведения (план), подпись	Дата проведения (факт), подпись
	ТП № ____________