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

Оглавление:

• Периодичность осмотров трансформаторных подстанций.
• Инструкция по осмотру РП, ТП, КТП, МТП
• Ваш юрист
• Монтаж КТП, ТП, РТП, РП, ГРЩ
• Инструкция по эксплуатации КТП
• Инструкция по эксплуатации тп
• Инструкция по эксплуатации ТП и РП 6-10/0.4 кВ — файл n1.doc
  • Об утверждении и введении в действие «Инструкции по ведению первичной технической документации в городских электрических сетях местных Советов РСФСР»
• 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
• Инструкция по осмотру РП, ТП, КТП, МТП
• Инструкция по эксплуатации строительной части РП и ТП

Периодичность осмотров трансформаторных подстанций.

1. +7 (908) 205-43-86 +7 (391) 280-31-75

+7 (908) 205-43-86 +7 (391) 280-31-75 Периодичность и порядок осмотров трансформаторных подстанций.

1. Рейтинг:4.5/4
2. Категория:

1.Введение 1.1. Осмотр подстанции (далее — ПС) 110-35кВ, распределительных пунктов (далее – РП), трансформаторной подстанции (далее — ТП) производится с целью своевременного выявления и дальнейшего устранения в кратчайшие сроки дефектов и неисправностей электрического оборудования, также строительной части для обеспечения их надежной безаварийной работы; 1.2.

Периодичность осмотров устанавливается:

1. ТП 6-10кВ, питающие особо ответственных потребителей или работающие в неблагоприятных условиях, должны осматриваться 1 раз в месяц ИТР.
2. ПС 110-35кВ – 2 раза в месяц оперативно – выездной бригадой (далее — ОВБ), 1 раз в месяц ИТР, а для подстанций, где отсутствует или не работает телесигнализация — 4 раза в месяц ОВБ;
3. РП 6-10кВ и ТП 6-10кВ – 1 раз в месяц дежурным персоналом и 1 раз в 6 месяцев ИТР;

Дополнительно осмотр выполняется при производстве оперативных переключений, допуске ремонтных бригад ОВБ и персоналом ИТР, при введении «особой схемы».

Рисунок 1. Осмотр подстанции. 1.3. Осмотр производится с заполнением «Листка осмотра». При выявлении во время осмотра нарушениях, которые могут повлечь за собой нарушение режима работы подстанций РП и ТП, немедленно докладывается диспетчеру электросетей (далее — диспетчер).

Дефекты заносятся в «Журнал дефектов».

Устранение неисправностей персоналом, проводящим осмотр, разрешается только с ведома диспетчера, после выполнения технических и организационных мероприятий по охране труда. Самовольное производство каких-либо работ при осмотрах запрещается. 1.4. Если при осмотре выявлена неисправность, угрожающая повреждением оборудования и требующая срочного отключения присоединения, то необходимо, не запрашивая диспетчера, выполнить отключение и только потом доложить диспетчеру.

Осмотр продолжается только при полном устранении всех неисправностей или когда оставшиеся неисправности не представляют собой опасности для жизни людей и целости оборудования.

1.5. Все выявленные замечания и дефекты персонал ОВБ должен записать в «Журнал дефектов». Дефекты и замечания, требующие немедленного устранения, должны быть незамедлительно переданы диспетчеру и вышестоящему руководству организации и должны быть устранены в кратчайшие сроки. 2.1. Осмотр подстанции начинается с общего пульта управления (ОПУ), с панели центральной сигнализации (ПЦС), куда выведены сигналы неисправности, контроля изоляции 10/6/0,4кВ и т.д.

При осмотре необходимо включить ключ на панели ЦС, проверить выпавшие блинкера аварийной и предупредительной сигнализации, произвести возврат их в нормальный режим работы. Независимо от того, поднялись блинкера или нет, дальнейший осмотр подстанции прекратить и, приняв все меры ТБ, выявить причины выпадения блинкеров. Рисунок 2.

Инструкция по осмотру РП, ТП, КТП, МТП

электрические сети 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.

Ваш юрист

электрические сети ИНСТРУКЦИЯ по осмотру РП, ТП, КТП, МТП Инструкцию должны знать: Начальник РЭС, гл.

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.

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.

Монтаж КТП, ТП, РТП, РП, ГРЩ

Назначение подстанцийПодстанция, в которой стоят повышающие трансформаторы, повышает электрическое напряжение при соответствующем снижении значения силы тока, в то время как понижающая подстанция уменьшает выходное напряжение при пропорциональном увеличении силы тока. Необходимость в повышении передаваемого напряжения возникает в целях многократной экономии металла, используемого в проводах ЛЭП, и уменьшения потерь на активном сопротивлении. Действительно, необходимая площадь сечения проводов определяется только силой проходящего тока и отсутствием возникновения коронного разряда.

Также уменьшение силы проходящего тока влечёт за собой уменьшение потери энергии, которая находится в прямой квадратичной зависимости от значения силы тока. С другой стороны, чтобы избежать высоковольтного электрического пробоя, применяются специальные меры: используются специальные изоляторы, провода разносятся на достаточное расстояние и т. д. Основная же причина повышения напряжения состоит в том, что чем выше напряжение, тем большую мощность и на большее расстояние можно передать по линии электропередачи.

Масляный выключатель МКП-110 на тяговой подстанции, Тольятти Измерительные трансформаторы тока ТГФМ-110 на тяговой подстанции, Похвистнево

1. Система автоматического пожаротушения.
2. Система освещения территории.
3. Дизельные генераторы и другие аварийные источники энергии (на крупных и особо важных подстанциях).
4. Молниезащитные сооружения.
5. Система телемеханического управления.
6. Преобразователи частоты, рода тока (выпрямители).
7. Аккумуляторные батареи;
8. Системы и секции шин;
9. Открытые (ОРУ) и закрытые (ЗРУ) распределительные устройства, включая:
   • Системы и секции шин;
   • Силовые выключатели;
   • Разъединители;
   • Измерительное оборудование (измерительные трансформаторы тока и напряжения, измерительные приборы);
   • Оборудование ВЧ-связи между подстанциями (конденсаторы связи, фильтры присоединения);
   • Токоограничивающие, регулирующие устройства (конденсаторные батареи, реакторы, фазовращатели и пр.).
   • Преобразователи частоты, рода тока (выпрямители).
10. Силовые выключатели;
11. Оборудование ВЧ-связи между подстанциями (конденсаторы связи, фильтры присоединения);
12. Разъединители;
13. Система вентиляции, кондиционирования, обогрева.
14. Система питания собственных нужд подстанции:
    • Трансформаторы собственных нужд;
    • Щит переменного тока;
    • Аккумуляторные батареи;
    • Щит постоянного (оперативного) тока;
    • Дизельные генераторы и другие аварийные источники энергии (на крупных и особо важных подстанциях).
15. Измерительное оборудование (измерительные трансформаторы тока и напряжения, измерительные приборы);
16. Токоограничивающие, регулирующие устройства (конденсаторные батареи, реакторы, фазовращатели и пр.).
17. Щит постоянного (оперативного) тока;
18. Вводные конструкции для воздушных и кабельных линий электропередачи.
19. Система заземления, включая заземлители и контур заземления.
20. Устройства релейной защиты и противоаварийной автоматики для силовых линий, трансформаторов, шин.
21. Система технологической связи энергосистемы и внутренней связи подстанции.
22. Силовые трансформаторы, автотрансформаторы.
23. Трансформаторы собственных нужд;
24. Система охранно-пожарной сигнализации, управления доступом.
25. Автоматическая система управления.
26. Вспомогательные системы:
    • Система вентиляции, кондиционирования, обогрева.
    • Система автоматического пожаротушения.
    • Система освещения территории.
    • Система охранно-пожарной сигнализации, управления доступом.
27. Щит переменного тока;
28. Система технического и коммерческого учёта электроэнергии.
29. Системы защиты и автоматики:
    • Устройства релейной защиты и противоаварийной автоматики для силовых линий, трансформаторов, шин.
    • Автоматическая система управления.
    • Система телемеханического управления.
    • Система технического и коммерческого учёта электроэнергии.
    • Система технологической связи энергосистемы и внутренней связи подстанции.

Инструкция по эксплуатации КТП

1.1.Комплектные трансформаторные подстанции (КТП) предназначаются для наружной установки.

Они служат для приема, трансформирования и распределения электроэнергии потребителям. 2.1.Техническая характеристика КТП указана в таблице №1. Таблица 1. № ТИП Мощность Сторона ВН Сторона НН п/п Номинальное напряжения (кВ) Номинал.

Ток (А) Номинал Ток предохр. (А) Номинал напряж. (кВ) Номинал. Ток (А) I КТП 63/6 63 6 8 0,4/0,23 2 КТП 63/10 63 10 5 0,4/0,23 3 КТП 100/6 100 6 10 20 0,4/0,23 4 КТП 100/10 100 10 8 16 0,4/0,23 5 КТП 160/6 160 6 154 25 0,4/0,23 231 6 КТП 160/10 160 10 9,25 20 0,4/0,23 231 7 КТП 250/6 250 6 24,2 40 0,4/0,23 362 8 КТП 250/10 250 10 14,4 30 0,4/0,23 362 3.1.В КТП предусмотрены механические блокировочные устройства, обеспечивающие безошибочную коммутацию и безопасный доступ к частям, находящимся под высоким напряжением.

4.1.На месте установки КТП должна быть подготовлена площадка. Она должна иметь маслосборную яму глубиной 150 мм, которая засыпается просеянным гравием, размером от 3 до 5 см.

4.2.При установке КТП необходимо предусмотреть:

1. свободную выкатку силового трансформатора;
2. свободный приток и отвод воздуха через жалюзи;
3. пожарный подъезд.

4.3.Корпус КТП устанавливается на стационарный фундамент.

4.4.После установки на фундаменте, корпус нивелируется и притягивается анкерными болтами.

4.5.Установку КТП следует выполнять в соответствии с ПУЭ. Корпус подстанции присоединяется к контуру заземления не менее чем в двух точках.

4.6.Вся аппаратура подстанции в целях обеспечения безопасных условий работы заземляется соединением с корпусом подстанции. 4.7.Заземление разрядников ВН установленных на концевой опоре, осуществляется в соответствии с ПУЭ. 5.1. Включение подстанции: 5.1.1.До включения КТП необходимо проверить:

1. высоковольтный и низковольтный отсеки и отсек силового трансформатора и удалить из них посторонние предметы;
2. наличие и исправность плавких вставок предохранителей и соответствие их параметрам силового трансформатора;
3. правильность подключения КТП к линии высокого напряжения и сети 0,4кВ;
4. правильность выполнения блокировок .
5. уровень масла в трансформаторе;
6. техническое состояние и правильность заземления КТП;

5.1.2.

Последовательность операций при включении КТП следующая:

1. включить разъединитель;
2. проверить наличие напряжения, убедившись в исправности КТП, включить поочередно автоматы прис.0,4кВ.
3. включить рубильник по стороне низкого напряжения;
4. отключить заземляющее устройство;
5. установить защитную сетку и закрыть защитный щиток в отсеке ВН корпуса КТП;

5.2. Отключение подстанции производится в обратной последовательности 5.3.

Осмотр и уход. Каждые 6 месяцев проверять общее состояние КТП. Проверять исправность работы реле и измерительных приборов в соответствии с инструкциями для этих аппаратов, периодически проверять состояние контактов аппаратов низкого напряжения.

Инструкция по эксплуатации тп

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ СЛУЖБА РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ ИНСТРУКЦИЯ по эксплуатации строительной части РП и ТП Инструкцию должны знать: 1. Начальник, главный инженер РЭС 2.

Старший мастер, мастера ЛМП, участков 3. Электромонтеры ЛМП участков.1. ХАРАКТЕРИСТИКА ЗДАНИЙ РП и ТП. 1.1. Находящиеся в эксплуатации электрических сетей здания РП и ЗТП выполнены по проектам с использованием различных строительных материалов (кирпич, шлакоблоки, сборный и монолитный железобетон).

1.2. Кровля РП и ТП имеется как мягкая (битумная), так шиферная, а также из кровельного железа. 1.3. Двери РП и ТП металлические или деревянные оббитые листовым железом. 1.4. Полы должны быть зажелезнены.

1.5. Металлические конструкции зданий и сооружений должны быть защищены антикоррозийным покрытием. 1.6. Капитальный и текущий ремонт зданий РП и ТП проводится по утвержденному руководством графику.2.ОСМОТРЫ ЗДАНИЙ РП и ТП. 2.1. Для обеспечения надлежащего эксплуатационного и санитарно-технического состояния зданий и сооружений все конструктивные элементы должны содержаться в исправном состоянии.

За состоянием строительных конструкций производственных зданий и сооружений должно производиться систематическое наблюдение, особенно за подвижными опорами, температурными швами, сварными и болтовыми соединениями, стыками и закладными частями сборных ж/б конструкций.

2.2. Кроме систематического наблюдения здания и сооружения должны 2 раза в год (весной и осенью) подвергаться общему техническому осмотру для выявления дефектов и повреждений, а также внеочередным осмотрам, после стихийных бедствий (ураганных ветров, больших ливней или снегопадов, пожаров или аварий).

2.3. При весеннем техническом осмотре должны уточняться объемы работ по ремонту зданий и сооружений, предусмотренному для выполнения в летний период, и выявляться объемы работ по капитальному ремонту для включения их в план следующего года.

2.4. При осеннем техническом осмотре должна проверяться подготовка зданий и сооружений к зиме. 2.5. Сведения об обнаруженных дефектах должны заноситься в журналы технического состояния зданий и сооружений с установлением сроков устранения выявленных дефектов. 2.6. При обнаружении в строительных конструкциях трещин, изгибов, изломов и других повреждений за этими конструкциями должно быть установлено наблюдение при помощи маяков и инструментов.

2.7. На РП должны проводиться наблюдения за осадками фундаментов в первый год после сдачи в эксплуатацию 3 раза, во 2-й год-2 раза, в дальнейшем до стабилизации осадок фундаментов — I раз в год, а после стабилизации осадок (1мм в год и менее) – 1раз в 10 лет.3.ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ЗДАНИЙ РП и ТП.

3.1. Запрещается пробивка отверстий и проемов в несущих конструкциях без предварительных расчетов, подтверждающих допустимость выполнения работ. После пробивки отверстий и проемов, нарушенные защитные средства должны быть восстановлены. 3.2. Строительные конструкции, фундаменты оборудования и строительных сооружений должны тщательно оберегаться от попадания на них минеральных масел и от увлажнения паром и технологическими водами.

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

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 РАБОТЫПри 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 5о;- 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 ХАРАКТЕРИСТИКАВыключатель 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

Об утверждении и введении в действие «Инструкции по ведению первичной технической документации в городских электрических сетях местных Советов РСФСР»

Приказываю:1. Утвердить и ввести в действие с 01.01.82 «Инструкцию по ведению первичной технической документации в городских электрических сетях местных Советов РСФСР.

Часть 1. Ремонтно-эксплуатационная документация», разработанную ПТП «Оргкоммунэнерго».2. ГВЦ Минжилкомхоза РСФСР (т.Фурсику) издать во II квартале 1981 года указанную Инструкцию в количестве 1000 экземпляров.3. ПТП «Оргкоммунэнерго» (т.Ахтырскому) разослать Инструкцию до 01.09.81 в энергетические эксплуатационные управления (объединения).4.

Министерствам жилищно-коммунального хозяйства АССР, управлениям коммунального хозяйства край (обл)исполкомов обеспечить внедрение указанной Инструкции в электросетевых предприятиях с 01.01.82.5.

Контроль за исполнением настоящего Приказа возложить на Главэнерго (т.Иванова).Заместитель МинистраС.М.Ионов УТВЕРЖДЕНАПриказом по Министерствужилищно-коммунальногохозяйства РСФСРот 13 января 1981 года N 16 Составлена цехом электрических сетей и станций ПТП «Оргкоммунэнерго».Авторы: инженеры М.Б.Иванов, Ю.А.Проневич, Л.Ф.Столярова.1.1. Настоящая Инструкция устанавливает перечень, форму, содержание и порядок ведения ремонтно-эксплуатационной документации в городских электрических сетях местных Советов РСФСР.При составлении Инструкции учтены требования «Правил устройства электроустановок», «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей» и других директивных материалов.1.2. В состав ремонтно-эксплуатационной документации включены паспорта на электроустановки и журналы, отражающие результаты ремонтов, осмотров и профилактических испытаний, проводимых в электрических сетях.Документация, отражающая организацию работ с персоналом (журнал учета противоаварийных тренировок, журнал инструктажа на рабочем месте и т.п.), в настоящей Инструкции не рассматривается.1.3.

Паспорта, выполненные на перфокартах, и журналы позволяют в перспективе перейти на машинную обработку информации.1.4.

Знание настоящей Инструкции обязательно для всех ИТР районов электрических сетей, предприятий электрических сетей и энергетических эксплуатационных управлений (объединений), занимающихся эксплуатацией электрических сетей.1.5.

Контроль за полнотой и своевременностью ведения ремонтно-эксплуатационной документации осуществляется начальником района, главным инженером, начальником участка или старшим мастером.1.6. Энергетическим объединениям, управлениям и предприятиям городских электрических сетей предоставляется право, исходя из местных условий, вносить коррективы в формы документации, не уменьшая при этом объема информации, требуемой настоящей Инструкцией, а также определять лиц, ответственных за ведение документации.N п/п Наименование документа N формы Кем и где заполняется Срок хранения Распределительные пункты и трансформаторные подстанции1.Паспортная карта РП (ТП)1-Э инженером в ПТО (районе)постоянно 2.Паспортная карта трансформатора2-Э -«—«-3.Паспорт заземляющего устройства РП (ТП)3-Э -«—«-4.Листок осмотра РП (ТП)4-Э мастером при осмотре 1 год 5.Журнал осмотров РП,

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 1.

ВВЕДЕНИЕ 2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ОРГАНИЗАЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТП 3.

ПЛАНИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТОВ ТП 4.

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ТП 5.

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ТП 6. ПРОВЕДЕНИЕ РЕМОНТОВ ТП 7. ВЕДЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ПО ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ТП ПРИЛОЖЕНИЕ 1 ПЕРЕЧЕНЬ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ, ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТП ПРИЛОЖЕНИЕ 2 МНОГОЛЕТНИЙ ПЛАН-ГРАФИК ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ ТП, РП 6-10/0,4 кВ ПРИЛОЖЕНИЕ 3 ГОДОВОЙ ПЛАН-ГРАФИК ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТОВ ТП, РП 6-10/0,4 кВ ПРИЛОЖЕНИЕ 4 ПЛАН-ГРАФИК ОТКЛЮЧЕНИЙ ТП 6-10 кВ ПРИЛОЖЕНИЕ 5 ОТЧЕТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ТП 6-10/0,4 кВ ПРИЛОЖЕНИЕ 6 ВЕДОМОСТЬ РЕМОНТНЫХ РАБОТ НА ТП 6-10/0,4 кВ ПРИЛОЖЕНИЕ 7 ПЕРЕЧЕНЬ ДЕФЕКТОВ ТП ПРИЛОЖЕНИЕ 8 АКТ-ОТЧЕТ О РЕМОНТЕ ТП ПРИЛОЖЕНИЕ 9 ПЕРЕЧЕНЬ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ПО ТП, ПРИНИМАЕМЫМ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ПРИЛОЖЕНИЕ 10 ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ПАСПОРТ ТП ПРИЛОЖЕНИЕ 11 КАРТОЧКА ТИПОВОЙ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ТП (ПРИМЕР ЗАПОЛНЕНИЯ ДЛЯ КТП 10/0,4 кВ, 25 кВА) ПРИЛОЖЕНИЕ 12 ЛИСТОК ОСМОТРА ТП 6-10/0,4 кВ ПРИЛОЖЕНИЕ 13 ВЕДОМОСТЬ ИЗМЕРЕНИЙ ТОКОВ НАГРУЗКИ И КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ И НАПРЯЖЕНИЯ ТП 6-10/0,4 кВ ПРИЛОЖЕНИЕ 14 ЖУРНАЛ РЕГИСТРАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЙ ОБОРУДОВАНИЯ ТП 6-10/0,4 кВ ПРИЛОЖЕНИЕ 15 ЖУРНАЛ ДЕФЕКТОВ ТП 6-10/0,4 кВ 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. 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.

Инструкция по осмотру РП, ТП, КТП, МТП

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

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:

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

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:

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

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.

Инструкция по эксплуатации строительной части РП и ТП

1. Электромонтеры ЛМП участков.
2. Начальник, главный инженер РЭС
3. Старший мастер, мастера ЛМП, участков

1.1.

Находящиеся в эксплуатации электрических сетей здания РП и ЗТП выполнены по проектам с использованием различных строительных материалов (кирпич, шлакоблоки, сборный и монолитный железобетон). 1.2. Кровля РП и ТП имеется как мягкая (битумная), так шиферная, а также из кровельного железа. 1.3. Двери РП и ТП металлические или деревянные оббитые листовым железом.

1.4. Полы должны быть зажелезнены.

1.5. Металлические конструкции зданий и сооружений должны быть защищены антикоррозийным покрытием. 1.6. Капитальный и текущий ремонт зданий РП и ТП проводится по утвержденному руководством графику.

2.1. Для обеспечения надлежащего эксплуатационного и санитарно-технического состояния зданий и сооружений все конструктивные элементы должны содержаться в исправном состоянии. За состоянием строительных конструкций производственных зданий и сооружений должно производиться систематическое наблюдение, особенно за подвижными опорами, температурными швами, сварными и болтовыми соединениями, стыками и закладными частями сборных ж/б конструкций.

2.2. Кроме систематического наблюдения здания и сооружения должны 2 раза в год (весной и осенью) подвергаться общему техническому осмотру для выявления дефектов и повреждений, а также внеочередным осмотрам, после стихийных бедствий (ураганных ветров, больших ливней или снегопадов, пожаров или аварий).

2.3. При весеннем техническом осмотре должны уточняться объемы работ по ремонту зданий и сооружений, предусмотренному для выполнения в летний период, и выявляться объемы работ по капитальному ремонту для включения их в план следующего года.

2.4. При осеннем техническом осмотре должна проверяться подготовка зданий и сооружений к зиме. 2.5. Сведения об обнаруженных дефектах должны заноситься в журналы технического состояния зданий и сооружений с установлением сроков устранения выявленных дефектов.

2.6. При обнаружении в строительных конструкциях трещин, изгибов, изломов и других повреждений за этими конструкциями должно быть установлено наблюдение при помощи маяков и инструментов. 2.7. На РП должны проводиться наблюдения за осадками фундаментов в первый год после сдачи в эксплуатацию 3 раза, во 2-й год-2 раза, в дальнейшем до стабилизации осадок фундаментов — I раз в год, а после стабилизации осадок (1мм в год и менее) – 1раз в 10 лет. 3.1. Запрещается пробивка отверстий и проемов в несущих конструкциях без предварительных расчетов, подтверждающих допустимость выполнения работ.

После пробивки отверстий и проемов, нарушенные защитные средства должны быть восстановлены. 3.2. Строительные конструкции, фундаменты оборудования и строительных сооружений должны тщательно оберегаться от попадания на них минеральных масел и от увлажнения паром и технологическими водами.

Инструкция по осмотру рп тп ктп

Периодичность осмотров трансформаторных подстанций.

Осмотр подстанций 110-35 кВ. 2.2. При осмотре подстанции проверяется:

1. наличие защитных средств согласно табеля, их состояние и сроки испытания;
2. исправность телефонной связи;
3. наличие и контроль изоляции собственных нужд;
4. положение накладок, автоматов, рубильников и предохранителей в цепях вторичной коммутации и соленоидов или электродвигателей заводки пружинных приводов и соответствие их оперативным указаниям для существующей схемы;
5. наличие противопожарных средств, их состояние;
6. состояние освещения подстанции, отсутствие неисправных выключателей и розеток;
7. исправность телесигнализации открывания дверей ПС, РП, ТП;
8. наличие и контроль изоляции оперативного тока по вольтметрам на панелях РЗА;
9. состояние технической документации на подстанции;
10. наличие принципиальной схемы ПС и ее соответствие существующей схеме.

2.2.1.

При осмотре распределительного устройства подстанции:

1. проверяется наличие диспетчерских надписей на оборудовании и на приводах коммутационных аппаратов в первичной и вторичной схеме, их состояние и соответствие принятым требованиям и назначению;
2. производится замер напряжения по фазам на каждой секции 6-10кВ, записывается нагрузка и показания счетчиков на отходящих фидерах и на вводах трансформаторов (если нагрузка превышает номинальную, об этом немедленно сообщается диспетчеру);
3. проверяется наличие и состояние блокировки присоединений;
4. проверяется состояние измерительных приборов, сроки их поверки;
5. проверяется целостность опломбирования клемников цепей коммерческого учета.

2.2.2. При осмотре строительной часть подстанции проверяется: — отсутствие течи крыши;

1. соответствие габаритов между ветвями деревьев и токоведущими частями по периметру подстанции согласно требований ПУЭ;
2. отсутствие дыр в заборе, отверстий в кабельных каналах и в здании ПС через которые могут проникнуть грызуны и мелкие животные;
3. состояние дверей и запоров, наличие и исправность замков на дверях и воротах;
4. наличие диспетчерских наименований и телефона;
5. наличие и состояние предупредительных плакатов на ограждении оборудования и на заборе подстанции;
6. чистку и порядок в помещениях и на территории подстанции.

2.3. Осмотр оборудования ПС: 2.3.1.

При осмотре силовых трансформаторов проверяется: — показания термометров и термосигнализаторов, показывающих температуру масла в баке трансформатора, их целость и исправность;

1. наличие масла в масляных затворах воздухоосушительных фильтрах, цвет селикагеля в них и воздухоосушительных фильтрах негерметичных вводов (цвет селикагеля должен быть голубым);
2. уровни масла в баке расширителя и баке РПН, соответствие уровня температурным отметкам, целость и исправность маслоуказателей, наличие температурных отметок на расширительном баке;
3. работа системы обдува трансформатора;
4. работа РПН трансформатора (записываются показания счетчиков числа срабатывания РПН);
5. величина давления масла в герметичных вводах и уровни масла в маслонаполненных вводах, соответствие давления масла температурным кривым в герметичных вводах;
6. целость и исправность газового реле, мембраны выхлопной трубы, положение шиберов на трубе к расширителю и на радиаторах к баку;
7. состояние фарфоровой изоляции вводов (отсутствие трещин, сколов, загрязнения, течи масла из уплотнений, коронирующих разрядов);
8. состояние фундамента трансформатора, состояние гравийности подсыпки и целостность заземляющей проводки;
9. работа подогрева привода РПН (в зимнее время).
10. состояние фланцевых соединений (отсутствие течей масла);

2.3.2.

Ваш юрист

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.

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.

Об утверждении и введении в действие «Инструкции по ведению первичной технической документации в городских электрических сетях местных Советов РСФСР»

лаборатории 6 лет 9.Журнал проверки и ремонта разрядников 9-Э производит. работ в лаборатории при проверке12 лет 10.Ведомость неисправностей, подлежащих устранению при капитальном ремонте РП (ТП)Воздушные линииэлектропередачи10-Э мастером в районе до след.

кап. ремонта 11.Паспортная карта ВЛ 11-Э инженером в ПТО (районе)постоянно 12.Листок осмотра ВЛ 4-Э мастером (ИТР) при обходе ВЛ1 год 13.Журнал осмотров ВЛ5-Э мастером в районе 6 лет 14.Журнал проверки и измерений сопротивления заземляющих устройств на ВЛ12-Э производителем при измерении 12 лет 15.Журнал измерений загнивания древесины опор ВЛ13-Э производитель при измерении 12 лет 16.Ведомость проверки состояния железобетонных опор ВЛ14-Э производитель работ при измерении 12 лет 17.Журнал проверки состояния пересечений ВЛ15-Э —

«-6 лет 18.Журнал измерений полного сопротивления петли «

фаза-нуль»16-Э -«-6 лет 19.Журнал проверки и ремонта разрядников 9-Э производитель работ в лаборатории, при проверке12 лет 20.Ведомость неисправностей, подлежащих устранению при капитальном ремонте ВЛ17-Э мастером в районе до след.

при измерении до след. измерен.25.Разрешение на производство земляных работ в охранной зоне кабельных линий электропередачи22-Э электромонтером по надзору 1 год 26.Запрещение на производство земляных работ в охранной зоне кабельной линии электропередачи23-Э представителем электросети на месте работ 1 год 27.Протокол обследования образца кабеля (муфты)24-Э комиссией в лаборатории 1 год Документация общего характера28.Журнал ежедневного учета работ25-Э мастером в районе 1 год 29.Акт разграничения балансовой принадлежности и ответственности за эксплуатацию электроустановок 26-Э представит. электросети и потребителя постоянно 3.1.1. Паспортная карта РП (ТП) (форма N 1-Э)Паспортная карта РП (ТП) представляет собой двусторонний бланк, выполненный на стандартной перфокарте.Паспортная карта является документом, отражающим как конструктивные и технические данные РП (ТП), так и сведения по реконструкции, ремонту и эксплуатации РП (ТП).На лицевой стороне перфокарты, кроме конструктивных и технических данных, дается однолинейная схема РП (ТП) с указанием типа и параметров установленного оборудования, а также номинального сечения отходящих линий 0,4 кВ.На оборотной стороне перфокарты дается перечень установленного оборудования, а также заносятся сведения о фактически выполненных работах по реконструкции, ремонту РП (ТП), замене оборудования, аппаратуры, о профилактических испытаниях и измерениях, проводимых в РП (ТП).3.1.2.

Паспортная карта трансформатора (форма N 2-Э)Паспортная карта трансформатора представляет собой двусторонний бланк, выполненный на стандартной

Инструкция по эксплуатации КТП

1.1.Комплектные трансформаторные подстанции (КТП) предназначаются для наружной установки. Они служат для приема, трансформирования и распределения электроэнергии потребителям. 2.1.Техническая характеристика КТП указана в таблице №1.

Таблица 1. № ТИП Мощность Сторона ВН Сторона НН п/п Номинальное напряжения (кВ) Номинал. Ток (А) Номинал Ток предохр. (А) Номинал напряж. (кВ) Номинал. Ток (А) I КТП 63/6 63 6 8 0,4/0,23 2 КТП 63/10 63 10 5 0,4/0,23 3 КТП 100/6 100 6 10 20 0,4/0,23 4 КТП 100/10 100 10 8 16 0,4/0,23 5 КТП 160/6 160 6 154 25 0,4/0,23 231 6 КТП 160/10 160 10 9,25 20 0,4/0,23 231 7 КТП 250/6 250 6 24,2 40 0,4/0,23 362 8 КТП 250/10 250 10 14,4 30 0,4/0,23 362 3.1.В КТП предусмотрены механические блокировочные устройства, обеспечивающие безошибочную коммутацию и безопасный доступ к частям, находящимся под высоким напряжением.

4.1.На месте установки КТП должна быть подготовлена площадка.

Она должна иметь маслосборную яму глубиной 150 мм, которая засыпается просеянным гравием, размером от 3 до 5 см.

4.2.При установке КТП необходимо предусмотреть:

• свободную выкатку силового трансформатора;
• свободный приток и отвод воздуха через жалюзи;
• пожарный подъезд.

4.3.Корпус КТП устанавливается на стационарный фундамент. 4.4.После установки на фундаменте, корпус нивелируется и притягивается анкерными болтами.

5.1. Включение подстанции: 5.1.1.До включения КТП необходимо проверить:

• техническое состояние и правильность заземления КТП;
• правильность подключения КТП к линии высокого напряжения и сети 0,4кВ;
• высоковольтный и низковольтный отсеки и отсек силового трансформатора и удалить из них посторонние предметы;
• наличие и исправность плавких вставок предохранителей и соответствие их параметрам силового трансформатора;
• уровень масла в трансформаторе;
• правильность выполнения блокировок .

5.1.2. Последовательность операций при включении КТП следующая:

• установить защитную сетку и закрыть защитный щиток в отсеке ВН корпуса КТП;
• отключить заземляющее устройство;
• включить разъединитель;
• включить рубильник по стороне низкого напряжения;
• проверить наличие напряжения, убедившись в исправности КТП, включить поочередно автоматы прис.0,4кВ.

5.2.

Отключение подстанции производится в обратной последовательности 5.3. Осмотр и уход. Каждые 6 месяцев проверять общее состояние КТП. Проверять исправность работы реле и измерительных приборов в соответствии с инструкциями для этих аппаратов, периодически проверять состояние контактов аппаратов низкого напряжения.

При необходимости очистить контакты мелкой наждачной бумагой или заменить их, если они сильно обгорели.

Проверить чистоту опорных и проходных изоляторов. Контролировать уровень масла в расширителе трансформатора, ремонт или замену вышедших из строя приборов и оборудования необходимо производить только при снятом напряжении. 1731 Закладки

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

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 ВЫБОРА5.2.1. По величине номинального напряжения5.2.2.

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 ОБСЛУЖИВАНИЕПри 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,

Инструкция по эксплуатации строительной части РП и ТП

• Начальник, главный инженер РЭС
• Старший мастер, мастера ЛМП, участков
• Электромонтеры ЛМП участков.

1.1.

Находящиеся в эксплуатации электрических сетей здания РП и ЗТП выполнены по проектам с использованием различных строительных материалов (кирпич, шлакоблоки, сборный и монолитный железобетон).

1.2. Кровля РП и ТП имеется как мягкая (битумная), так шиферная, а также из кровельного железа. 1.3. Двери РП и ТП металлические или деревянные оббитые листовым железом.

1.4. Полы должны быть зажелезнены.

1.5. Металлические конструкции зданий и сооружений должны быть защищены антикоррозийным покрытием.

2.2. Кроме систематического наблюдения здания и сооружения должны 2 раза в год (весной и осенью) подвергаться общему техническому осмотру для выявления дефектов и повреждений, а также внеочередным осмотрам, после стихийных бедствий (ураганных ветров, больших ливней или снегопадов, пожаров или аварий).

2.3. При весеннем техническом осмотре должны уточняться объемы работ по ремонту зданий и сооружений, предусмотренному для выполнения в летний период, и выявляться объемы работ по капитальному ремонту для включения их в план следующего года. 2.4. При осеннем техническом осмотре должна проверяться подготовка зданий и сооружений к зиме. 2.5. Сведения об обнаруженных дефектах должны заноситься в журналы технического состояния зданий и сооружений с установлением сроков устранения выявленных дефектов.

2.6. При обнаружении в строительных конструкциях трещин, изгибов, изломов и других повреждений за этими конструкциями должно быть установлено наблюдение при помощи маяков и инструментов.

2.7. На РП должны проводиться наблюдения за осадками фундаментов в первый год после сдачи в эксплуатацию 3 раза, во 2-й год-2 раза, в дальнейшем до стабилизации осадок фундаментов — I раз в год, а после стабилизации осадок (1мм в год и менее) – 1раз в 10 лет. 3.1. Запрещается пробивка отверстий и проемов в несущих конструкциях без предварительных расчетов, подтверждающих допустимость выполнения работ.

После пробивки отверстий и проемов, нарушенные защитные средства должны быть восстановлены. 3.2. Строительные конструкции, фундаменты оборудования и строительных сооружений должны тщательно оберегаться от попадания на них минеральных масел и от увлажнения паром и технологическими водами. 3.3. Объем работ по ремонту шиферной кровли состоит из демонтажа старой кровли, ремонта несущих конструкций стропил, устройства обрешетки и покрытия кровли.

Устройства обрешетки начинают от карнизного свеса, где укладываются две доски 50 х 150 мм и продолжают вести параллельно коньку, укладывая доски на расстоянии 540мм и брусок сечением 45х50мм в середине промежутка между ними.

Это обеспечивает укладку шифера с нахлестом 120мм.Шифер крепится к обрешетке с помощью широкошляпных гвоздей с прокладкой шайбы из оцинкованной стали с промазкой суриком. Отверстия просверливаются электродрелью.

3.4. Рулонные и мастичные кровли промышленных зданий в зависимости от уклонов делятся на плоские и скатные. 3.4.1. Кровли с уклонами от 0 до 2,5% считаются плоскими, а с уклоном 2,5% и более скатными. Наибольший уклон кровель 25%.

3.4.2. Рулонные кровли должны иметь сплошные жесткие основания. Уклоны скатов покрытия, превышающие 250 , допускаются только на отдельных участках (разжелобки). При сборных основаниях их следует выравнивать цементным раствором или асфальтом.

При ремонте необходимо применять такой же материал, каким была выполнена кровля и с соблюдением таких требований:

• поврежденное место кровли следует тщательно очистить и просушить;
• водяные и воздушные мешки должны быть ликвидированы путем крестообразного надреза;
• очистки вскрытого участка и наклейки заплат. Весь слой заплаты должен быть запущен не менее, чем на 100мм под слой покрытия, который расположен выше заплаты;
• свищи величиной 10÷15 мм следует плотно законопатить.

3.5.

Работы по устройству рулонных кровель допускается выполнять при температуре наружного воздуха не ниже – 200 С. Рулонный материал отогревают в теплом помещении до температуры 5÷100 С. Во время дождя, снегопадов, гололедицы, тумана и ветра 6 баллов и более они прекращаются.

3.6. Кровля выполняется в 2 слоя рубероида на битумной мастике. Температура горячей битумной мистики при наклейке рулонного ковра должна быть не менее 180 °С Сверху кровля посыпается песком. 4.1. Осмотры зданий РП и ТП производятся мастером или специально назначенным лицом.

4.2. При производстве осмотров необходимо строго соблюдать «Правила безопасной эксплуатации электроустановок». 982 Закладки

Инструкция по осмотру РП, ТП, КТП, МТП

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.

3.1.6. 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.

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

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) 2.1.

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.

Инструкция по осмотру РП, ТП, КТП, МТП

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.

3.1. 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.

4.1. 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.

Монтаж КТП, ТП, РТП, РП, ГРЩ

Преобразовательная подстанция, предназначенная для преобразования переменного тока в постоянный и последующего преобразования постоянного тока в переменный исходной или иной частоты называется вставкой постоянного тока. По значению в системе электроснабжения:

1. Главные понизительные подстанции (ГПП);
2. Комплектные трансформаторные подстанции 10 (6)/0,4 кВ (КТП). Последние называются цеховыми подстанциями в промышленных сетях, городскими — в городских сетях.
3. Тяговые подстанции для нужд электрического транспорта, часто такие подстанции бывают трансформаторно-преобразовательными для питания тяговой сети постоянным током;
4. Подстанции глубокого ввода (ПГВ);

В зависимости от места и способа присоединения подстанции к электрической сети нормативные документы не устанавливают классификации подстанций по месту и способу присоединения к электрической сети.

Однако ряд источников даёт классификацию исходя из применяющихся типов конфигурации сети и возможных схем присоединения подстанций.

1. Узловые — присоединяемые к сети не менее чем тремя питающими линиями
2. Тупиковые — питаемые по одной или двум радиальным линиям
3. Проходные — присоединяемые к сети путём захода одной линии с двухсторонним питанием
4. Ответвительные — присоединяемые к одной или двум проходящим линиям на ответвлениях

Ответвительные и проходные подстанции объединяют понятием промежуточные, которое определяет размещение подстанции между двумя центрами питания или узловыми подстанциями.

Проходные и узловые подстанции, через шины которых осуществляются перетоки мощности между узлами сети, называют транзитными. Также используется термин «опорная подстанция», который как правило обозначает подстанцию более высокого класса напряжения по отношению к рассматриваемой подстанции или сети.

В связи с тем, что ГОСТ 24291-90 определяет опорную подстанцию как

«подстанцию, с которой дистанционно управляются другие подстанции электрической сети и контролируется их работа»

, для указанного выше значения целесообразнее использовать термин «центр питания». По месту размещения подстанции делятся на:

1. Открытые — оборудование которой расположено на открытом воздухе.
2. Закрытые — подстанции, оборудование которых расположено в здании.

Электроподстанции могут располагаться на открытых площадках, в закрытых помещениях (ЗТП — закрытая трансформаторная подстанция), под землёй и на опорах (МТП — мачтовая трансформаторная подстанция), в специальных помещениях зданий-потребителей. Встроенные подстанции — типичная черта больших зданий и небоскрёбов.

Комплектная трансформаторная подстанция (КТП) – это электрическая установка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электроэнергии трехфазного тока.Она состоит из одного или двух трансформаторов, устройства высшего напряжения УВН) с коммутационной аппаратурой, комплектного РУ со стороны низшего напряжения (РУНН) и служит для распределения энергии между отдельными электроприемниками или группами электроприемников в цехе.

Инструкция по эксплуатации тп

3.3. Объем работ по ремонту шиферной кровли состоит из демонтажа старой кровли, ремонта несущих конструкций стропил, устройства обрешетки и покрытия кровли.

Устройства обрешетки начинают от карнизного свеса, где укладываются две доски 50 х 150 мм и продолжают вести параллельно коньку, укладывая доски на расстоянии 540мм и брусок сечением 45х50мм в середине промежутка между ними.

Это обеспечивает укладку шифера с нахлестом 120мм.Шифер крепится к обрешетке с помощью широкошляпных гвоздей с прокладкой шайбы из оцинкованной стали с промазкой суриком. Отверстия просверливаются электродрелью. 3.4. Рулонные и мастичные кровли промышленных зданий в зависимости от уклонов делятся на плоские и скатные.

3.4.1. Кровли с уклонами от 0 до 2,5% считаются плоскими, а с уклоном 2,5% и более скатными. Наибольший уклон кровель 25%.

3.4.2. Рулонные кровли должны иметь сплошные жесткие основания. Уклоны скатов покрытия, превышающие 250 , допускаются только на отдельных участках (разжелобки).

При сборных основаниях их следует выравнивать цементным раствором или асфальтом. При ремонте необходимо применять такой же материал, каким была выполнена кровля и с соблюдением таких требований: – поврежденное место кровли следует тщательно очистить и просушить; – водяные и воздушные мешки должны быть ликвидированы путем крестообразного надреза; – очистки вскрытого участка и наклейки заплат. Весь слой заплаты должен быть запущен не менее, чем на 100мм под слой покрытия, который расположен выше заплаты; – свищи величиной 10÷15 мм следует плотно законопатить.3.5.

Работы по устройству рулонных кровель допускается выполнять при температуре наружного воздуха не ниже – 200 С. Рулонный материал отогревают в теплом помещении до температуры 5÷100 С. Во время дождя, снегопадов, гололедицы, тумана и ветра 6 баллов и более они прекращаются.

3.6. Кровля выполняется в 2 слоя рубероида на битумной мастике. Температура горячей битумной мистики при наклейке рулонного ковра должна быть не менее 180 °С Сверху кровля посыпается песком.4.ТРЕБОВАНИЯ ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ.

4.1. Осмотры зданий РП и ТП производятся мастером или специально назначенным лицом. 4.2. При производстве осмотров необходимо строго соблюдать «Правила безопасной эксплуатации электроустановок».Источник: «____»__________ 2008г.

«____»__________ 2008г.РП-6 (10) кВ, ТП- 6(10)/0,4 кВ Инструкция обязательна:1. Для персонала по обслуживанию электрооборудования.2. Для оперативного и оперативно производственного персонала3.

Для ИТР ЭВС и ЭХЗ._____________1.1. Настоящая инструкция распространяется на все типы трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ, находящихся в эксплуатации __________________.1.2.