Техническое обслуживание и ремонт распределительных сетей. Обслуживание распределительных устройств
Основными задачами обслуживания распределительных устройств (РУ) являются: обеспечение заданных режимов работы и надежности электрооборудования, соблюдение установленного порядка выполнения оперативных переключений, контроль за своевременным проведением плановых и профилактических работ.
Надежность работы принято характеризовать удельной повреждаемостью на 100 присоединений. В настоящее время для РУ 10 кВ этот показатель находится на уровне 0,4. Наиболее ненадежными элементами РУ являются выключатели с приводом (от 40 до 60 % всех повреждений) и разъединители (от 20 до 42 %).
Основные причины повреждений: поломка и перекрытие изоляторов, перегрев контактных соединений, поломка приводов, повреждения за счет неправильных действий обслуживающего персонала.
Осмотр РУ без отключения должен производиться:
на объектах с постоянным.дежурным персоналом - не реже 1 раза в трое суток,
на объектах без постоянного дежурного персонала - не реже 1 раза в месяц,
на трансформаторных пунктах - не реже 1 раза в 6 месяцев,
РУ напряжением до 1000 В - не реже 1 раза в 3 месяца (на КТП - не реже 1 раза в 2 месяца),
после отключения короткого замыкания.
При проведении осмотров проверяют:
исправность освещения и сети заземления,
наличие средств защиты,
уровень и температуру масла в маслонаполненных аппаратах, отсутствие течи масла,
состояние изоляторов (запыленность, наличие трещин, разрядов),
состояние контактов, целостность пломб счетчиков и реле,
исправность и правильное положение указателей положения выключателей,
работу системы сигнализации,
исправность отопления и вентиляции,
состояние помещения (исправность дверей и окон, отсутствие течи в кровле, наличие и исправность замков).
Внеочередные осмотры открытых распределительных устройств проводят при неблагоприятных погодных условиях - сильном тумане, гололеде, усиленном загрязнении изоляторов. Результаты осмотра записывают в специальный журнал для принятия мер по устранению выявленных дефектов.
Помимо осмотров оборудование ра спределительных устройств подвергается профилактическим проверкам и испытаниям, выполняемым согласно ППР. Объем проводимых мероприятий регламентирован и включает ряд общих операций и отдельные специфичные для данного вида оборудования работы.
К общим относятся: измерение сопротивления изоляции, проверка нагрева болтовых контактных соединений, измерение сопротивления контактов постоянному току. Специфичными являются проверки времени и хода подвижных частей, характеристик выключателей, действия механизма свободного расцепления и др.
Контактные соединения - одни из самых уязвимых мест в распределительных устройствах. Состояние контактных соединений определяется внешним осмотром, а при проведении профилактических испытаний - с помощью специальных измерений. При внешнем осмотре обращают внимание на цвет их поверхности, испарение влаги при дожде и снеге, наличие свечения и искрения контактов. Профилактические испытания предусматривают проверку нагрева болтовых контактных соединений термоиндикаторами.
В основном используется специальная термопленка, которая имеет красный цвет при нормальной температуре, вишневый - при 50 - 60°С, темно-вишневый - при 80°С, черный - при 100 °С. При 110°С в течение 1 ч она разрушается и принимает светло-желтую окраску.
Термопленка в виде кружков диаметром 10 - 15 мм или полосок наклеивается в контролируемом месте. При этом она должна быть хорошо видна оперативному персоналу.
Шины РУ 10 кВ не должны нагреваться выше 70 °С при температуре окружающего воздуха 25 °С. В последнее время для контроля температуры контактных соединений начали использоваться электротермометры на базе термосопротивлений, термосвечи, тепловизоры и пирометры (действуют на принципе использования инфракрасного излучения).
Измерение переходного сопротивления контактных соединений проводится для шин на ток более 1000 А. Работа выполняется на отключенном и заземленном оборудовании с помощью микроомметра. При этом сопротивление участка шины в месте контактного соединения не должно превышать сопротивление такого же участка (по длине и сечению) целой шины более чем 1,2 раза.
Если контактное соединение находится в неудовлетворительном состоянии, его ремонтируют, для чего разбирают, зачищают от оксидов и загрязнения, покрывают специальной смазкой от коррозии. Обратную затяжку выполняют ключом с регулируемым крутящим моментом во избежание деформации.
Измерение сопротивления изоляции проводится для подвесных и опорных изоляторов мегаомметром на 2500 В, а для вторичных цепей и аппаратуры РУ до 1000 В - мегаомметром на 1000 В. Изоляция считается нормальной, если сопротивление каждого изолятора не менее 300 МОм, а сопротивление изоляции вторичных цепей и аппаратуры РУ до 1000 В -не менее 1 МОм.
Помимо измерения сопротивления изоляции опорные одноэлементные изоляторы подвергаются испытанию повышенным напряжением промышленной частоты в течение 1 мин. Для низковольтных сетей испытательное напряжение 1 кВ, в сетях 10 кВ - 42 кВ. Контроль многоэлементных изоляторов осуществляется при положительной температуре окружающего воздуха с помощью измерительной штанги или штанги с постоянным искровым промежутком. Для отбраковки изоляторов используются специальные таблицы распределения напряжений по гирлянде. Изолятор бракуется, если на него приходится напряжение менее допустимого.
В процессе эксплуатации на поверхности изоляторов откладывается слой загрязнения, которое в сухую погоду не представляет опасности, но при моросящем дожде, тумане, мокром снеге становится проводящим, что может привести к перекрытию изоляторов. Для устранения аварийных ситуаций изоляторы периодически очищают, протирая вручную, с помощью пылесоса и полых штанг из изоляционного материала со специальным наконечником в виде фигурных щеток.
При очистке изоляторов на открытых распределительных устройствах используют струю воды. Для повышения надежности работы изоляторов их поверхность обрабатывают гидрофобными пастами, обладающими водоотталкивающими свойствами.
Основными повреждениями разъединителей являются подгорание и приваривание контактной системы, неисправность изоляторов, привода и др. При обнаружении следов подгорания контакты зачищают или удаляют, заменяя на новые, подтягивают болты и гайки на приводе и в других местах.
При регулировании трехполюсных разъединителей проверяют одновременность включения ножей. У правильно отрегулированного разъединителя нож не должен доходить до упора контактной площадки на 3 - 5 мм. Усилие вытягивания ножа из неподвижного контакта должно составлять 200 Н для разъединителя на номинальные токи 400 ... 600 А и 400 Н - на токи 1000 - 2000 А. Трущиеся части разъединителя покрывают незамерзающей смазкой, а поверхность контактов - нейтральным вазелином с примесью графита.
При осмотрах масляных выключателей проверяют изоляторы, тяги, целостность мембраны предохранительных клапанов, уровень масла, цвет термопленок. Уровень масла должен быть в пределах допустимых значений по шкале указателя уровня. Качество контактов считается удовлетворительным, если переходное сопротивление их соответствует данным завода-изготовителя.
При осмотрах маслообъемных выключателей обращают внимание на состояние наконечников контактных стержней, целость гибких медных компенсаторов, фарфоровых тяг. При обрыве одной или нескольких тяг - выключатель немедленно выводят в ремонт.
Ненормальная температура нагрева дугогасящих контактов вызывает потемнение масла, подъем его уровня и характерный запах. Если температура бачка выключателя превышает 70 °С, его также выводят в ремонт.
Наиболее повреждаемыми элементами масляных выключателей остаются их приводы. Отказы приводов наступают из-за неисправностей цепей управления, разрегулирования запирающего механизма, неисправностей в подвижных частях и пробоя изоляции катушек.
Текущий ремонт распределительных устройств проводится для обеспечения работоспособности оборудования до следующего планового ремонта и предусматривает восстановление или замену отдельных узлов и деталей. Капитальный ремонт выполняется для восстановления полной работоспособности. Проводится с заменой любых частей, в том числе и базовых.
Текущий ремонт распределительных устройств напряжением выше 1000 В выполняется по мере необходимости (в сроки, установленные главным инженером энергопредприятия). Капитальный ремонт масляных выключателей проводится 1 раз в 6 - 8 лет, выключателей нагрузки и разъединителей- 1 раз в 4 - 8 лет, отделителей и короткозамыкателей - 1 раз в 2 - 3 года.
Текущий ремонт распределительных устройств напряжением до 1000 В проводится не реже 1 раза в год на открытых ТП и через 18 месяцев на закрытых ТП. При этом контролируется состояние концевых заделок, проводится очистка от пыли и грязи, а также замена изоляторов, делается ремонт шин, подтяжка контактных соединений и других механических узлов, выполняется ремонт цепей световой и звуковой сигнализации, проводятся установленные нормами измерения и испытания.
Капитальный ремонт распределительных устройств напряжением до 1000 В проводят не реже 1 раза в 3 года.
Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей предусматриваются периодические осмотры, проверки и измерения сопротивления изоляции электрических проводок в сроки, устанавливаемые на предприятиях в зависимости от условий эксплуатации.
В период осмотров щитов, сборок и шкафов осматривают, зачищают и подтягивают контактные соединения аппаратов управления, проверяют состояние контактных соединений в месте присоединения кабеля, заделки и наличие кабельной массы в них, состояние брони, изоляции и заземления кабеля. При необходимости в воронки доливают кабельную массу, заменяют бирки, окрашивают воронки и металл брони кабеля. Обращается внимание на состояние заземления корпуса щита. В случае обнаружения дефектных изоляторов или губок предохранителей — их заменяют новыми.
При осмотре воздушных проводок проверяют провес проводов, расстояние между проводами и расстояние их от земли, состояние наружной изоляции, изолирующих устройств (втулок, изоляторов, клиц, воронок) в проходах через стены и перекрытия, креплений проводов. Обращается внимание на исправность изолирующих втулок в местах ввода проводов в металлические коробки или трубы, на наличие дополнительной изоляции в местах пересечения электропроводок. Проверяется наличие изолирующих колпачков на соединениях проводов в соединительных коробках и ограничивающих шайб-звездочек на контактных присоединениях однопроволочных жил проводов к приборам и аппаратам.
Сопротивление изоляции электропроводок измеряют при капитальных ремонтах не реже 1 раза в 3 года. При текущих ремонтах и в межремонтные периоды измерения проводят в сроки, устанавливаемые в соответствии с местными условиями эксплуатации.
Если участок электросети находился по каким-либо причинам без напряжения более месяца, то перед включением его осматривают и измеряют сопротивление изоляции.
Измерение сопротивления изоляции в силовых и осветительных сетях проводят мегаомметром на напряжение 1000 В при отключенных электроприемниках, аппаратах и приборах, а также снятых плавких вставках. Сопротивление изоляции между любым проводом и землей или между двумя проводами должно быть не менее 0,5 МОм.
Контрольные замеры напряжений и нагрузок в отдельных точках злектропроводок производят по специальному графику не реже 1 раза в 3 года. На основе этих замеров рассчитывают потери в сетях и разрабатывают мероприятия по экономии электроэнергии, и при необходимости решают вопрос о замене проводов.
Неисправности или нарушения следует устранять немедленно. При невозможности ликвидировать дефекты во время проверок их записывают в журнал осмотров, доводят до сведения ответственного за электрохозяйство и устраняют при ближайшем текущем или капитальном ремонте.
Обслуживание кабельных линий
Эксплуатационная надежность кабельных линий обеспечивается выполнением комплекса мероприятий (осмотры, ремонты, профилактические испытания). На каждую кабельную линию заводят паспорт, содержащий технические данные, в который систематически в процессе эксплуатации заносят сведения о проведенных ремонтах, испытаниях и эксплуатации линии.
Надзор за состоянием трасс и кабелей заключается в проведении периодических обходов и осмотров. Сроки осмотров кабельных трасс, проложенных в земле, туннелях и коллекторах, устанавливаются местной инструкцией (но не реже одного раза в 3 месяца). Кабельные колодцы осматривают не реже одного раза в 6 месяцев, концевые муфты на напряжение выше 1000 В — один раз в 6 месяцев, а на напряжение до 1000 В — один раз в год. Проверяют исправность концевых муфт, антикоррозийные покрытия, температуру нагрева поверхностей кабелей, маркировку, защиту от механических повреждений, наличие вмятин брони и т. д.
Землеройные машины могут работать на расстоянии не менее 1 м от кабелей. Отбойные молотки для рыхления грунта над кабелями применяют на глубину не более 0,4 м при заглублении кабеля более 0,7 м. В период морозов в зоне расположения кабелей необходимо для работ предварительно отогревать грунт. Во избежание повреждения кабеля толщина слоя грунта между кабелем и источником теплоты должна быть не менее 25 см.
Все дефекты и нарушения, обнаруженные во время обходов и осмотров кабельных трасс, записывают в журнал дефектов и сообщают техническому руководителю. Эти замечания ликвидируют в зависимости от объема работ по их устранению (немедленно или включают в план капитального ремонта).
Надежность работы кабельной линии в значительной степени зависит от температуры нагрева элементов кабеля в процессе эксплуатации. При нагреве выше допустимой температуры ухудшаются электрические и механические характеристики изоляции кабеля. Длительно допустимые температуры токопроводящих жил не должны превышать: для кабелей с бумажной изоляцией напряжением до 1 кВ — 80 С, для кабелей с бумажной изоляцией напряжением до 10 кВ — 60 °С, для кабелей с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией — 65 °С.
Допустимые токовые нагрузки на кабели зависят от способа прокладки кабеля (в туннелях, земле). Расчетные допустимые нагрузки заносят в паспорт кабельной линии.
Надежность работы кабельной линии во многом определяется состоянием оболочки кабеля. При нарушении ее герметичности происходит проникновение воздуха и влаги внутрь кабеля, что приводит к снижению электрической прочности изоляции и ее электрическому пробою.
Металлическая оболочка кабеля может разрушиться вследствие механического, химического или электрического воздействия окружающей среды. Особенно часто разрушаются оболочки кабельных линий, проложенных в земле, от электрокоррозии, вызываемой блуждающими токами электрифицированного рельсового транспорта, где в качестве обратного провода используют рельсовые пути. При нарушении контакта в стыках рельсов увеличивается активное сопротивление рельсовых путей и часть тока ответвляется в землю. Ток идет по металлическим оболочкам кабелей с малым сопротивлением к отрицательному полюсу источника питания. С помощью замеров определяют разность потенциалов между оболочкой кабеля и землей, плотность тока, стекающего с кабеля в землю, напряжение и силу тока, протекающего по оболочке. Опасными зонами считаются участки, где оболочки кабеля имеют положительный потенциал по отношению к земле или разность потенциалов относительно зоны с нулевым потенциалом.
Для защиты кабелей от электрических коррозий применяют катодную, протекторную защиту и электрический дренаж. Катодная защита с помощью внешнего источника постоянного тока создает отрицательную полярность у защищаемого металла (броня и металлическая оболочка кабеля). Протекторная защита применяется при малых блуждающих токах в анодной и знакопеременной зонах, при наличии положительного потенциала оболочки кабеля, не превышающего по отношению к земле 0,3 В. Защита заключается в том, что электрод (протектор), подключенный к оболочке кабеля, состоит из сплава металла, обладающего более высоким отрицательным потенциалом, чем оболочка кабеля. Это обуславливает циркуляцию тока от оболочки к электроду.
Зашита методом электрического дренажа заключается в использовании металлической перемычки, отводящей блуждающие токи с оболочек кабелей в рельсы или в зону земли, где блуждающие токи отсутствуют. При этом оболочки кабелей приобретают отрицательный потенциал и процесс их коррозии прекращается.
Обслуживание воздушных линий
Воздушная линия электропередачи в период эксплуатации подвергается воздействию различных нагрузок. Опоры несут постоянную нагрузку от собственной массы проводов, изоляторов, арматуры, а также переменную нагрузку от воздействия гололеда и давления ветра. В то же время опоры подвергаются процессам старения, а деревянные — и загнивания. Провода ВЛ подвергаются воздействию токов нагрузки, аварийных токов, колебаний температуры воздуха, вибрациям под действием ветра и механическим нагрузкам от гололеда и снега.
С целью обеспечения надежной и безаварийной работ ВЛ планами технической эксплуатации предусматриваются мероприятия:
- осмотры ВЛ;
- соблюдение допустимых режимов работы ВЛ;
- проведение профилактических испытаний и измерений;
- производство ремонтов;
- расследование причин аварий и разработка мероприятий по их устранению.
Воздушные линии осматривают не реже 1 раза в месяц при напряжении до 1000 В и не реже 1 раза в год при напряжении выше 1000 В. Периодические осмотры подразделяются на дневные, ночные, верховые и контрольные.
При дневных осмотрах проверяют общее состояние линии и ее трассы и выявляют отдельные неисправности. Во время осмотров обращают внимание на целостность изоляторов, состояние опор и правильность их положения, целостность бандажей и заземляющих спусков, состояние контактных соединений проводов, вводных ответвлений, кабельных спусков и заделок, состояние средств защиты кабелей от механических повреждений. Проверяется отсутствие обрывов и оплавления отдельных проволок проводов, признаков перегрева соединителей, набросов проволок на провода, которые могут привести к короткому замыканию фаз. Верхнюю часть опор, провода, изоляторы и арматуру осматривают в бинокль. Всякое отклонение опор от нормального положения приводит к увеличению изгибающего момента, уменьшению несущей способности опоры, что может привести к ее повреждению. При осмотрах трассы BJ1 обращают внимание на высоту и частоту зарослей на трассе, наличие угрожающих падением на провода отдельных деревьев. Во время осмотра подтягивают бандажи и восстанавливают нумерацию опор.
При выполнении осмотров линии обходчику не разрешается подниматься на опоры. Линия в любых случаях считается находящейся под напряжением.
Основной целью ночных осмотров ВЛ является выявление искрения разрядов или свечения из-за нагрева контактных соединений при неудовлетворительном состоянии контактов. Осмотр проводится в сырую погоду.
По окончании дневных и ночных осмотров заполняют листок осмотра с записью в нем замеченных неисправностей. Если неисправности могут привести к аварийному режиму ВЛ, то их устраняют немедленно.
При осмотрах с земли нельзя выявить все дефекты ВЛ. Поэтому в планах технического обслуживания предусматривают верховые осмотры воздушных линий не реже 1 раза в 3 года при снятом напряжении с линии. Во время верхового осмотра проверяют состояние верхних частей опор, определяют степень их загнивания, оценивают состояние изоляторов, крюков, вязок, заглушек, соединений и натяжений проводов, надежность крепления трубчатых разрядников, кабельных заделок. Во время этой работы заменяют дефектные изоляторы, крюки, предупредительные плакаты, подтягивают провисшие провода, очищают от ржавчины и покрывают антикоррозийной смазкой все места присоединения заземляющих спусков. Проверку древесины на загнивание проводят 1 раз в 3 года и совмещают с верховым осмотром. Глубина загнивания определяется как среднеарифметическое из нескольких замеров. Опора или приставка считается непригодной для дальнейшей эксплуатации, если глубина прогнивания по радиусу бревна более 3 см при диаметре бревна 25 см и более.
Проверка состояния железобетонных приставок с выборочным вскрытием грунта производится 1 раз в 6 лет, начиная с четвертого года эксплуатации. Проверяется отсутствие поперечных или косых трещин, мест обнажения металлической арматуры, отколов бетона и т. д.
С течением времени из-за непостоянства удельного сопротивления грунта, наличия влаги в почве изменяется сопротивление заземляющих устройств, поэтому их тоже осматривают.
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 1996Содержание
| 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 |
1. ВВЕДЕНИЕ
Своевременное проведение технического обслуживания и ремонта оборудования и линейных сооружений является одним из элементов системы планово-предупредительных ремонтов (ППР), обеспечивающей надежное функционирование распределительных электрических сетей. При техническом обслуживании и ремонте должна применяться система контроля качества, обеспечивающая выполнение работ в соответствии с требованиями нормативно-технических документов, перечень которых приводится в приложении 1 к настоящим Методическим рекомендациям. Работы должны выполняться с соблюдением требований правил техники безопасности и пожарной безопасности. Методические рекомендации определяют порядок проведения организационных и технических мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ. На их основании на коммунальных энергетических предприятиях (предприятиях электрических сетей) могут быть составлены местные инструкции, учитывающие конкретные условия эксплуатации и применяемые методы работ. В тексте Методических рекомендаций использованы нижеприводимые термины, их определения и сокращения.|
Термины, сокращения |
Определения |
ТП | Трансформаторные подстанции типа МТП, КТП, КТПП, ЗТП напряжением 6-10/0,4 кВ и распределительные пункты 6-10 кВ | Нормативно-техническая документация по ТП | Действующие директивные документации по проектированию, сооружению и эксплуатации ТП, техническая документация по ТП | Дефект элемента ТП | Несоответствие элемента ТП требованиям, установленным нормативно-технической документацией, не приводящее к немедленному автоматическому отключению ТП или ее части | Повреждение элемента (части) ТП | Событие, заключающееся в полной потере работоспособного состояния элемента (части) ТП и приводящее к немедленному автоматическому отключению ТП или ее части, разрушению этого элемента или части ТП | Техническое состояние ТП | Качественная или количественная оценка, определяемая совокупностью дефектов элементов, частей ТП, зарегистрированных в процессе технического обслуживания | ПЭС | Предприятие электрических сетей | РЭС | Район электрических сетей (структурная единица ПЭС) |
2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ОРГАНИЗАЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТП
2.1. Основными видами эксплуатационных работ, выполняемых на ТП, являются техническое обслуживание и ремонт. 2.2. Техническое обслуживание состоит из комплекса мероприятий, направленных на предохранение ТП, их элементов и частей от преждевременного износа. 2.3. Ремонт ТП, их элементов и частей заключается в проведении комплекса мероприятий по поддержанию или восстановлению первоначальных эксплуатационных показателей и параметров ТП, их элементов и частей. При ремонтах изношенные (дефектные) элементы и оборудование заменяются равноценными или более совершенными по своим характеристикам. 2.4. При техническом обслуживании и ремонте производятся в плановом порядке выявление и устранение дефектов и повреждений. Дефекты и повреждения ТП, их элементов и частей, непосредственно угрожающие безопасности населения и обслуживающего персонала возникновением пожара, должны устраняться незамедлительно. 2.5. Техническое обслуживание и ремонт ТП, как правило, следует совмещать с аналогичными работами на отходящих линиях электропередачи 0,38 кВ. 2.6. В ПЭС (РЭС) для проведения ремонтов ТП рекомендуется создавать специализированные подразделения по ремонту строительной части ТП, по ремонту оборудования ТП согласно РДТП 34-38-046-87 "Индустриализация ремонта оборудования распределительных электросетей 0,38-20 кВ" и по испытаниям. 2.7. Бригады по централизованному техническому обслуживанию и ремонту ТП должны быть оснащены механизмами, автотранспортом, такелажными приспособлениями, инструментом, защитными средствами, средствами связи, технической документацией, производственными, должностными инструкциями и инструкциями по безопасному производству работ. 2.8. Внесение изменений в конструкцию ТП и комплектующего оборудования, снижающих эксплуатационные показатели, не допускается. : Технически обоснованные изменения конструкции ТП, не снижающие эксплуатационных показателей, могут осуществляться по решению главного инженера ПЭС. 2.9. При эксплуатации ТП все виды работ, необходимых для технического обслуживания, ремонта и реконструкции, должны проводиться в пределах охранных зон, регламентированных "Правилами охраны электрических сетей".3. ПЛАНИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТОВ ТП
3.1. В качестве объекта планирования технического обслуживания и ремонта, как правило, следует принимать ТП или ряд ТП одного направления (фидера). 3.2. Для обеспечения планирования работ по техническому обслуживанию и ремонту ТП рекомендуется составлять: 3.2.1. Многолетний (на 6 лет) план-график технического обслуживания (приложение 2); 3.2.2. Годовой план-график технического обслуживания и ремонтов ТП (приложение 3); 3.2.3. План-график отключений ТП на месяц (приложение 4); 3.2.4. Отчет по техническому обслуживанию и ремонтам ТП за месяц (приложение 5). 3.3. Многолетний и годовой планы-графики технического обслуживания составляются в соответствии с настоящими Методическими рекомендациями. Указанные план-графики следует согласовывать с план-графиками технического обслуживания отходящих от ТП линий 0,38 кВ. 3.4. Годовой план-график ремонтов ТП составляется на основании многолетнего план-графика и оценки технического состояния ТП с учетом категорийности потребителей, планов реконструкции, условий эксплуатации, обеспеченности трудовыми, материальными и финансовыми ресурсами. В графике обязательно должны предусматриваться ремонты объектов систем жизнеобеспечения городов и населенных пунктов (теплоснабжение, водоснабжение и др.). 3.5. Рекомендуемая периодичность ремонтов ТП - не реже одного раза в 6 лет. 3.6. Каждый год рекомендуется составлять два годовых план-графика ремонтов ТП: один - для ТП, ремонт которых необходим в планируемом году, второй - для ТП, ремонт которых намечается в году, следующем за планируемым (корректируется в следующем году). 3.7. Для ТП, ремонт которых намечается в планируемом году, на основании листков осмотра и журнала дефектов, составляются ведомости ремонтных работ (приложение 6). В ведомости ремонтных работ также должен быть учтен среднестатический объем внеочередных ремонтов ТП, аварийно выходящих из строя. 3.8. По ведомостям ремонтов ТП выполняются расчеты материальных ресурсов и трудозатрат, потребности в транспорте и спецмеханизмах и составляются сметы, спецификации на объекты ремонта, указанные в плане-графике. 3.9. Для ТП, ремонт которых намечается в году, следующем за планируемым, составляются ведомости на необходимое оборудование и материалы. 3.10. Месячный план-график отключений ТП составляется на основании годового плана-графика ремонтов ТП (для ТП, размещенных в сельской местности, учитывается сезонность сельскохозяйственных работ) и, по возможности, согласовывается с намечаемыми к отключению потребителями. 3.11. Работы по испытанию электрооборудования ТП рекомендуется планировать в сроки, совпадающие с проведением ремонта соответствующих ТП. Испытания электрооборудования могут выполняться только лабораториями, аттестованными и зарегистрированными в порядке, установленном Главгосэнергонадзором России (информационное письмо от 22.01.91 № 94-6/3-ЭТ).4. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ТП
4.1. К техническому обслуживанию ТП относятся работы, перечисленные в табл. 1.Таблица 1. Перечень работ по техническому обслуживанию ТП|
Наименование работ |
Периодичность проведения |
Примечание |
Очередные осмотры |
1. Осмотр ТП электромонтерами | Один раз в год | Заполняется листок осмотра | 2. Осмотр инженерно-техническим персоналом выборочного числа ТП | Один раз в год | Заполняется листок осмотра | 3. Осмотр ТП, включенных в годовой план-график ремонтов, инженерно-техническим персоналом | В течение года, предшествующего году проведения ремонта ТП | Внеочередные осмотры | 4. Осмотр после стихийных явлений (осматриваются все ТП, находящиеся В зоне стихийных явлений) | По окончании внеочередного ремонта или на следующий день | Заполняется листок осмотра | 5. Осмотр ТП после каждого случая: | срабатывания выключателей ТП на отключение КЗ (включение на КЗ) | При устранении причины и последствия или на следующий.день | Заполняется листок осмотра | перегорания предохранителей | При замене патрона с плавкой вставкой | 6. Осмотр жизненно важных объектов (ЖВО) | Перед началом отопительного сезона Проверки | По результатам осмотра составляется ведомость ремонтных работ | 7. Проверка строительной части ТП | В процессе осмотра (п.3) | Заполняется листок осмотра | 8. Проверка целостности заземления ТП | Тоже | Тоже | Измерения | 9. Измерения токовой нагрузки на вводах 0,4 кВ силового трансформатора и отходящих линий | 2 раза в год (в периоды минимальных и максимальных нагрузок) | Заполняются ведомости измерений | 10. Измерение напряжения на шинах 0,4 кВ | Совмещается с замерами нагрузок | Тоже | 11. Измерение уровня тока КЗ или сопротивления цепи "фаза-нуль" отходящих линий 0,4 кВ | По мере необходимое ти, но не реже 1 раза в 6 лет | Тоже | Испытания, измерения | 12. Измерение сопротивления изоляции РУ 6-20 кВ и 0,4 кВ | В сроки проведения ремонта ТП, но не реже 1 раза в 6 лет | Заполняется журнал испытаний оборудования ТП | 13. Измерение сопротивления вентильных разрядников | Тоже | Тоже | 14. Измерение тока проводимости вентильных разрядников | Тоже | Тоже | 15. Измерение сопротивления заземления или напряжения прикосновения к оболочкам и заземленным элементам | В сроки проведения ремонта ТП, один раз в 6 лет | Заполняется журнал испытаний оборудования ТП | 16. Измерение сопротивления изоляции обмоток силовых трансформаторов | 1 раз в 3 года | Тоже | 17. Испытание оборудования и изоляции 6-10 кВ повышенным напряжением промышленной частоты 50 гЦ | 1 раз в 6 лет 1 раз в 6 лет | Тоже То же | 18. Испытание трансформаторного масла силовых трансформаторов мощностью более 630 кВа | Тоже | То же | 19. Проверка релейной защиты | 1 раз в 3 года | Тоже | Отдельные работы | 20. Очистка изоляции оборудования ТП, аппаратов, баков и арматуры от пыли и грязи | По мере необходимости | 21. Зачистка, смазка и затяжка контактных соединений | Тоже | 22. Устранение разрегулировки механизмов приводов и контактной части выключателей и разъединителей (выключателей нагрузки) | Тоже | 23. Текущий ремонт трансформатора | 1 раз в 3 года | 24. Смазка шарнирных соединений и трущихся поверхностей оборудования | По мере необходимости | 25. Доливка свежего масла в маслонаполненные аппараты и оборудование, замена селикагеля | То же | 26. Обновление и замена диспетчерских надписей, мнемонических схем, предупредительных плакатов и знаков безопасности в РУ 0,4-10 кВ | То же | 27. Замена плавких вставок предохранителя | При изменении режимов работы сети и параметров защищаемого оборудования, при перегорании плавких вставок | 28. Вырубка кустарников в охранной зоне ТП, обрезка сучьев | По мере необходимости | 29. Восстановление отмостки основания ТП | Тоже | 30. Ремонт крыши ТП | То же |
5. ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ТП
5.1. Оценку технического состояния ТП следует организовать и проводить в ПЭС (РЭС) согласно "Указаниям по учету и анализу в энергосистемах технического состояния распределительных сетей напряжением 0,38-20 кВ с воздушными линиями электропередачи" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1990), "Методическим указаниям по комплексной качественной оценке технич еского состояния распределительных сетей напряжением 0,38-20 кВ с воздушными линиями электропередачи". РД 34.20.583-91 (М.: СПО ОРГРЭС, 1993) и настоящим Методическим рекомендациям. 5.2. При оценке технического состояния ТП рекомендуется представлять их следующими условными ремонтными единицами (УРЕ): - однотрансформаторная ТП (МТП, КТП, ЗТП); - однотрансформаторная секция в составе многотрансформаторной ТП (КТП, ЗТП); - секция (шкаф) распределительного пункта 10 кВ из элементов КРУ (КРУН). 5.3. Показатели оценки технического состояния ТП, состояния ТП, состоящих из нескольких УРЕ должны определяться как сумма соответствующих показателей по этим УРЕ. Комплексную качественную оценку технического состояния УРЕ рекомендуется определять по составляющим их элементам: -оболочка шкафа, камеры, отсека; -основное оборудование. Для оболочек шкафов, камер и отсеков УРЕ следует определять как корпуса РУ 6-20 кВ КТП, а для основного оборудования - как для силового трансформатора КТП. По этим элементам УРЕ должны применяться соответствующие значения весовых коэффициентов. 5.4. Ежегодно инженерно-техническим персоналом ПЭС (РЭС) следует определять техническое состояние каждой ТП и назначать плановый срок их ремонта, а по ТП, намеченным к ремонту в планируемом году, определять объем ремонтных работ для составления ведомости ремонтов.6. ПРОВЕДЕНИЕ РЕМОНТОВ ТП
6.1. Перед выводом ТП в ремонт должны быть выполнены все необходимые подготовительные работы и согласования с заинтересованными службами ПЭС и сторонними организациями. 6.2. К началу ремонта к ТП должны быть доставлены необходимые материалы, оборудование и спецмеханизмы. Всем участникам ремонтных работ на объекте не позднее чем за день необходимо ознакомиться с характером и объемом предстоящих работ и условиями их проведения. 6.3. При ремонтах ТП могут выполняться следующие работы: 6.3.1. Демонтаж и замена поврежденных элементов разъединителей, выключателей нагрузки и их приводов, тяг к приводам разъединителей, устройств блокировки, устройств компенсации реактивной мощности. 6.3.2. Демонтаж и замена поврежденных полюсов масляных, вакуумных выключателей, разрядников, предохранителей, измерительных трансформаторов, низковольтных автоматических выключателей. 6.3.3. Демонтаж и замена поврежденных (перегруженных) силовых трансформаторов. 6.3.4. Демонтаж и замена проводов 0,4 кВ внутри и снаружи ТП. 6.3.5. Демонтаж и замена поврежденной изоляции вводов, изоляции сборных шин 0,4-10 кВ, ремонт кабельных муфт. 6.3.6. Замена и ремонт средств связи, релейной защиты и автоматики. 6.3.7. Ремонт зданий - стен, пола, кабельных приямков, перекрытий, дверей, кровли, фундаментов. 6.3.8. Замена и ремонт стоек, приставок, лежней, траверс, бандажей, узлов крепления и сочленения, площадок, поручней, лестниц, кронштейнов МТП и КТП. 6.3.9. Ремонт заземляющих устройств, восстановление и усиление контуров заземления и заземлителей. 6.3.10. Работы по техническому обслуживанию, по срокам проведения совпадающие с ремонтом ТП. 6.4. Ремонт ТП должен проводиться по технологическим картам и, в необходимых случаях, по проектам организации ремонтных работ. 6.5. Ремонтные работы по их окончании принимаются и оцениваются по качеству выполнения. Оценку качества работ необходимо производить комиссией, назначаемой распоряжением по ПЭС (РЭС), с составлением акта-отчета о ремонте (приложение 8). 6.6. Ремонт считается выполненным, если полностью завершены все работы, предусмотренные в ведомости ремонтов ТП. Утвержденный отчет о выполненном ремонте является основанием для отражения затрат и списания материалов, оборудования, горюче-смазочных материалов.7. ВЕДЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ПО ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ТП
7.1. В ПЭС (РЭС) должна вестись техническая документация, указанная в табл. 2.Таблица 2. Перечень рекомендуемой технической документации по эксплуатации ТП|
Техническая документация |
Срок хранения |
1. Документация по приемке ТП в эксплуатацию | 2. Эксплуатационный паспорт | Тоже | 3. Листок осмотра ТП | До очередного ремонта | 4. Ведомость измерения нагрузок и напряжений ТП | 5 лет | 5. Журнал дефектов ТП | В течение всего срока эксплуатации ТП | 6. Журнал регистрации результатов испытаний оборудования | Тоже |
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
ПЕРЕЧЕНЬ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ, ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТП
1. Правила устройства электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 1986. 2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. М.: Энергоатомиздат, 1989. 3. Сборник директивных материалов Главтехуправления Минэнерго СССР (электротехническая часть). М.: Энергоатомиздат, 1985. 4. Нормы испытания электрооборудования. М.: Атомиздат, 1978. 5. Правила охраны электрических сетей напряжением свыше 1000 В. М.: Энергоатомиздат, 1985. 6. Правила охраны электрических сетей напряжением до 1000 В. М.: Энергоиздат, 1973. 7. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 1987. 8. Правила эксплуатации электроустановок потребителей. М.: Энергоатомиздат, 1992. 9. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. М.: Энергосервис, 1994. 10. Сборник правил и инструкций, применяемых при эксплуатации электроустановок потребителей. М.: Энергосервис, 1995. 11. Сборник правил и инструкций, применяемых при эксплуатации электроустановок потребителей. Часть 11". М.: Энергосервис, 1995. 12. Правила применения и испытания средств защиты, используемых в электроустановках. Технические требования к ним (9 издание). М.: Энергоатомиздат, 1993. 13. Нормы времени на ремонт и техническое обслуживание воздушных и кабельных линий, трансформаторных подстанций и распределительных пунктов 0,4-20 кВ, М.: СПО Союзтехэнерго, 1985. 14. Типовые нормы времени на капитальный текущий ремонт и обслуживание электрических сетей, электроэнергетических устройств и оборудования. М.: ЦНИИС, 1990. 15. Ведомственные укрупненные единичные расценки на ремонт и техническое обслуживание электрических сетей энергопредприятий Минэнерго СССР. Вып. 2. М.: СПО Союзтехэнерго, 1988. 16. Типовые Карты организации труда на основные виды работ по капитальному ремонту и техническому обслуживанию электрических сетей напряжением 0,38-10 кВ. Госплан КазССР, 1985. 17. Заводские инструкции по эксплуатации электрооборудования, применяемого в трансформаторных подстанциях 6-10/0,4 кВ и распределительных пунктах 6-20 кВ. 18. Нормы расхода материалов и изделий на ремонт и техническое обслуживание комплектных трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4 кВ и мачтовых трансформаторных подстанций напряжением 6-20/0,4 кВ. М.: СПО Союзтехэнерго, 1985. 19. Нормы аварийного страхового запаса запасных частей мачтовых и комплектных трансформаторных подстанций 6-20/0,38 кВ. М.: Союзтехэнерго, 1986. 20. Методические указания по определению потребности в механизмах для эксплуатации и ремонта коммунальных электрических и тепловых сетей. М.: 1996. 21. Методические указания по наладке и техническому обслуживанию автоматических выключателей серии АБ 2000, А 3100. М.: СПО ОРГРЭС, 1991. 22. Методические указания по наладке и техническому обслуживанию автоматических выключателей серии А 3700. М.: СПО Союзтехэнерго, 1981. 23. Методические указания по наладке и эксплуатации автоматических выключателей серии ABM . M .: СПО Союзтехэнерго, 1978. 24. Методические. указания по эксплуатации автоматических выключателей серии АП 50. М.: СПО ОРГРЭС, 1975. 25. Рекомендации по методам технического обслуживания автоматических выключателей присоединений 0,4 кВ и средств релейной защиты присоединений 6/35 кВ с использованием комплектных устройств серии "САТУРН". М.: СПО ОРГРЭС, 1994. 26. Методические указания по расчету токов короткого замыкания в сети напряжением до 1 кВ электростанций и подстанций с учетом влияния электрической дуги. М.: СПО ОРГРЭС, 1993. 27. Нормы расхода материалов и изделий на капитальный и текущий ремонты комплектных трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4 кВ и мачтовых трансформаторных подстанций напряжением 6-20/0,4 кВ. НР-34-70-80-85. Союзтехэнерго, 1985. 28. Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий. РД 34.03.301-87 (ППБ 139-87). Энергоатомиздат, 1988. 29. Типовая инструкция по охране труда для электромонтера по обслуживанию подстанций. РД 34.03.121-87. Союзтехэнерго, 1988.ПРИЛОЖЕНИЕ 2
МНОГОЛЕТНИЙ ПЛАН-ГРАФИК ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ ТП, РП 6-10/0,4 кВ
ПЭС по РЭС "Утверждаю" Главный инженер|
Время проведения (годы) |
Наименование работ |
Наименование объекта |
Объем работ (физ.объем/план) |
19____ | 19____ | 19____ |
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
ГОДОВОЙ ПЛАН-ГРАФИК ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТОВ ТП, РП 6-10/0,4 кВ
ПЭС по РЭС на год "Утверждаю" Главный инженер Начальник РЭССогласовано (ПТО ПЭС)ПРИЛОЖЕНИЕ 4
Согласовано Утверждаю Главный инженер ПЭСПЛАН-ГРАФИК ОТКЛЮЧЕНИЙ ТП 6-10 кВ
по____________РЭС на_____________19___г. (месяц)|
Наименование объекта номер ТП, вид работ |
Примеча ние |
продолжительность |
продолжительность |
ПРИЛОЖЕНИЕ 5
ОТЧЕТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ТП 6-10/0,4 кВ
ПЭС__________________ РЭС______________ за _________ месяц, год|
Наименование работ |
Един. изм. |
План на год |
Выполнен, с начала года |
План камее. |
Выполнен. за мес. |
Подтверждающий документ |
ПРИЛОЖЕНИЕ 6
ВЕДОМОСТЬ РЕМОНТНЫХ РАБОТ НА ТП 6-10/0,4 кВ
|
Наименование элемента, номер ТП, тип |
Расчетный код |
Номер ведомости |
Номер листа |
Наименование (код) работы |
замена силового трансформатора |
замена выключателя |
замена разъединителя |
замена РУНН |
замена разрядника |
замена изолятора |
ПРИЛОЖЕНИЕ 7
ПЕРЕЧЕНЬ ДЕФЕКТОВ ТП
1. Строительная часть 1.1. Деревянная стойка: загнивание; растрескивание; обгорание; излом 1.2. Деревянная приставка: загнивание; растрескивание; обгорание; излом 1.3. Деревянные траверсы, поперечины: загнивание; растрескивание 1.4. Бандаж: ослабление; коррозия 1.5. Ослабление стяжки траверсы со стойкой 1.6. Повреждение заземляющего спуска 1.7. Железобетонная приставка: оголение арматуры, растрескивание; излом 1.8. Прогиб деревянной стойки сверх допустимых значений 1.9. Прогиб железобетонной стойки сверх допустимых значений, 1.10. Железобетонная стойка: растрескивание; наклон сверх допустимых значений; излом 1.11. Повреждение хомута, узла крепления подкоса 1.12. Повреждение оголовника 1.13. Металлическая траверса: коррозия; разрушение; прогиб 1.14. Подтраверсник: загнивание; растрескивание 1.15. Коррозия кронштейна привода разъединителя 1.16. Коррозия кронштейна разрядника 1.17. Поперечина: загнивание; растрескивание 1.18. Коррозия тяги привода разъединителя 1.19. Повреждение кронштейна привода разъединителя 1.20. Повреждение кронштейна разрядника 1.21. Повреждение тяги привода разъединителя 1.22. Рама разъединителя: перекос; коррозия; повреждение 1.23. Площадки обслуживания: повреждение; коррозия 1.24. Фундаментная стойка, лежня: разрушение; оголение арматуры; растрескивание 1.25. Повреждение опорной рамы КТП, КРУН 1.26. Контур заземления: повреждение; сопротивление выше нормы 1.27. Повреждение запорных устройств 1.28. Двери ТП: повреждение; коррозия 1.29. Шкафы, короба КРУН: внешние повреждения: коррозия 1.30. Повреждение фундамента ТП 1.31. Повреждение уплотнений, гидроизоляции фундамента 1.32. Повреждение стеновых панелей 1.33. Повреждение крыши здания ТП 1.34. Повреждение приямков, кабельных каналов ТП 1.35. Повреждение пола ТП 1.36. Коррозия закладных деталей здания ТП 1.37. Отсутствие нумерации, диспетчерских обозначений, предупредительных плакатов 1.38. Коррозия защитного кожуха, короба, сетчатого ограждения 1.39. Повреждение защитного кожуха, короба, сетчатого ограждения 1.40. Повреждение кронштейнов, штырей устройств вывода 1.41. Повреждение маслоприемника 1.42. Повреждение освещения ТП, РП 1.43. Повреждение ограды 1.44. Повреждение отмостки 1.45. Загромождение охранной зоны 1.46. Повреждение средств пожарной безопасности 1.47. Отсутствие или повреждение защитных средств2. РУ 6-10КВ 2.1. Отсутствие нумерации, диспетчерских обозначений 2.2. Отсутствие цветного обозначения шин 2.3. Наброс, наличие посторонних предметов у токоведущих частей. 2.4. Штыревые изоляторы: сколы; загрязнения; разрушение 2.5. Проходные изоляторы: сколы; загрязнения; разрушение 2.6. Опорные изоляторы: сколы; загрязнения; разрушение 2.7. Изоляторы муфты кабеля: сколы; загрязнения; разрушение 2.8. Повреждение уплотнения проходного изолятора 2.9. Повреждение корпуса муфты кабеля 2.10. Повреждение контактов разъединителя, выключателя нагрузки 2.11. Повреждение контактов предохранителя 2.12. Повреждение оболочки плавкой вставки предохранителя 2.13. Наличие нестандартной плавкой вставки предохранителя 2.14. Повреждение тяги привода разъединителя, выключателя нагрузки 2.15. Повышенный нагрев болтовых соединений ошиновки 2.16. Повреждение ошиновки 2.17. Повреждение трансформатора тока 2.18. Повреждение трансформатора напряжения 2.19. Повреждение привода выключателя 2.20. Повреждение полюса выключателя 2.21. Повреждение блокировки разъединителя, выключателя нагрузки 2.22. Повреждение блокировки выключателя (масляного, вакуумного) 2.23. Повреждение вентильного разрядника 2.24. Течь масла из маслонаполненного выключателя 2.25. Течь масла из трансформатора напряжения 2.26. Понижение масла в маслонаполненном аппарате 2.27. Повреждение устройства РЗиА 2.28. Повреждение устройства подогрева аппаратов 2.29. Повреждение компенсирующего устройства3. Силовой трансформатор 6-10 кВ 3.1. Повреждение ввода 6-10 кВ 3.2. Течь масла 3.3. Повреждение корпуса трансформатора 3.4. Повышенный шум трансформатора 3.5. Повреждение ввода 0,4-0,23 кВ 3.6. Повреждение устройства регулирования напряжения 3.7. Повреждение термометра 3.8. Повреждение бака расширителя 3.9. Загрязнение корпуса трансформатора 3.10. Загрязнение ввода 0,23-10 кВ 3.11. Повреждение опорной части трансформатора 3.12. Повреждение указателя уровня масла 3.13. Дефект контакта ввода 0,4-10 кВ 3.14. Обрыв в цепи заземления корпуса 3.15. Обрыв (отсоединение) шины нейтрали 3.16. Изменение цвета силикагеля 3.17. Повреждение устройства регулирования нагрузки 3.18. Длительная нагрузка сверх допустимой 3.19. Недостаточный уровень масла4. РУ 0,4 кВ 4.1. Отсутствие нумерации, диспетчерских обозначений 4.2. Отсутствие цветного обозначения шин 4.3. Наброс, наличие посторонних предметов у токоведущих частей 4.4. Скол опорного, проходного изолятора (втулки) 4.5. Загрязнение опорного, проходного изолятора 4.6. Разрушение опорного, проходного изолятора 4.7. Разрушение покрытия изолированного провода 4.8. Повреждение контактов рубильника 4.9. Повреждение контактов предохранителя 4.10. Повреждение оболочки плавкой вставки предохранителя 4.11. Наличие нестандартной плавкой вставки предохранителя 4.12. Повреждение рукоятки, тяги рубильника (выключателя) 4.13. Повышенный нагрев болтовых соединений шин 4.14. Повреждение шин 4.15. Повреждение трансформатора тока 4.16. Повреждение выключателя 4.17. Повреждение разрядника 4.18. Загрязнение изоляции разрядника 4.19. Повреждение счетчика электроэнергии 4.20. Повреждение устройства автоматики (АВР, АПВ и т. д.) 4.21. Повреждение конденсатора 4.22. Повреждение батареи конденсатора 4.23. Повреждение устройства включения уличного освещения 4.24. Повреждение устройств подогрева аппаратуры 4.25. Повреждение кабельной муфты кабельного вводаПРИЛОЖЕНИЕ 8
(Лицевая сторона) УтверждаюГлавный инженер
АКТ-ОТЧЕТ О РЕМОНТЕ ТП
_____________________________________________________________________________ (наименование и номер ТП) Комиссия в составе ___________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ составила настоящий акт о том, что_____________________________________ 19 _____ г. бригада_____________ выполнила следующие работы по ремонту___________________ _____________________________________________________________________________ (наименование и номер ТП)|
Наименование работ |
Единица измерения |
Количество |
Характеристики электрооборудования |
|
Наименование оборудования и материалов |
Единица измерения |
Количество |
Примечание |
ПРИЛОЖЕНИЕ 9
ПЕРЕЧЕНЬ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ПО ТП, ПРИНИМАЕМЫМ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ
1. Утвержденная проектно-техническая документация ТП 2. Исполнительная техническая документация ТП (или ведомость отклонений от проекта) 3. Акты на скрытые работы 4. Схема контура заземления и заземляющих устройств 5. Протоколы измерения сопротивления контура заземления 6. Заводская техническая документация на комплектующее ТП оборудование (включая технические паспорта основного электрооборудования) 7. Протоколы наладки, измерений и испытаний электрооборудования ТП; проведенных строительно-монтажной организацией 8. Акт разграничения ТП по балансовой принадлежности и экс- 9. Акт на устройство кровли 10. Инвентарная ведомость электрооборудования 11. Перечни противопожарных средств и защитных средств ТППРИЛОЖЕНИЕ 10
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ПАСПОРТ ТП
Общие данные|
Наименование |
Дата ввода в эксплуатацию | Балансовая принадлежность | Основной потребитель | 1 | 2 | 3 | Показатели надежности потребителя | 1 | 2 | 3 | Сезонность потребителя | 1 | 2 | 3 | Питающая линия | Основная | Резервная |
|
Заводской № тр-ра |
Мощность |
Группа соедин. |
Положение анцапф |
Дата записи |
| Начальник РЭС | |||
| Составил | №№ | ||
| Проверил | ТП | ||
| Паспорт составлен | |||
| Начальник РЭС | |||
| Составил | №№ | Инвентаризационная карточка основных фондов | |
| Проверил | ТП | ||
| Паспорт составлен | |||
| "_____"_______________19___ г. | |||
|
Контур ТП/разъединит. |
Трансформаторы |
Разрядники 10 и 0,4 кВ |
результат измерения |
№ трансф. |
результат измерения |
результат измерения |
результат измерения |
заключен. |
заключен. |
заключен. |
заключен. |
ПРИЛОЖЕНИЕ 11
КАРТОЧКА ТИПОВОЙ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ТП (ПРИМЕР ЗАПОЛНЕНИЯ ДЛЯ КТП 10/0,4 кВ, 25 кВА)
|
Принципиальная электрическая схема |
Наименование аппарата |
номинальный ток, А |
количество шт. |
Разъединитель | Разрядник | Предохранитель | Трансформатор силовой | Счетчик | Рубильник | Разрядник | Сопротивление | Переключатель | Лампа | Предохранитель | Розетка штепсельная | Переключатель | Трансформатор тока | Предохранитель | Переключатель | Реле промежуточное | Выключатель автомат. | Выключатель автомат. | Выключатель автомат. | Выключатель автомат. | Выключатель конечный | Фотосопротивление | Изоляция разъединит. | Изоляция разъединит. | Проходной изолятор |
|
Наименование аппарата |
Схема пересмотра по состоянию: на ТП № |
Разъединитель | Разрядник | Предохранитель | Трансформатор силовой | Счетчик | Рубильник | Разрядник | Сопротивление | Переключатель | Лампа | Предохранитель | Розетка штепсельная | Переключатель | Трансформатор тока | Предохранитель | Фотореле | Переключатель | Реле промежуточное | Выключатель автоматический 1 | Выключатель автоматический 2 | Выключатель автоматический 3 | Выключатель автоматический 4 | Выключатель конечный | Фотосопротивление | Изоляция разъединителя | Привод | Проходной изолятор | Отступления от типового проекта |
ПРИЛОЖЕНИЕ 12
ЛИСТОК ОСМОТРА ТП 6-10/0,4 кВ
РЭС ___________________ Мастерский участок ____________________________________ Населенный пункт _____________________________________________________________ Вид осмотра __________________________________________________________________ (очередной, внеочередной) _____________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ Номер ТП 6-10/0,4 кВ Наименование дефекта Примечание _____________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ Осмотр произвел______________________ Листок осмотра принял ___________________ПРИЛОЖЕНИЕ 13
ВЕДОМОСТЬ ИЗМЕРЕНИЙ ТОКОВ НАГРУЗКИ И КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ И НАПРЯЖЕНИЯ ТП 6-10/0,4 кВ
______________РЭС ТП №________________ тр-р №_____________________|
Дата и время измерения |
Ток КЗ, кА |
Напряжение, В |
|
на вводах тр-ра, 0,4 кВ |
на шинах РУ 0,4 кВ |
у дальнего потребителя |
название потребителя |
ПРИЛОЖЕНИЕ 14
Форма титульного листа Наименование ПЭС_____________ Наименование РЭС _____________ЖУРНАЛ РЕГИСТРАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЙ ОБОРУДОВАНИЯ ТП 6-10/0,4 кВ
______________________РЭС ТП 6-10/0,4 кВ_______________ Форма страницы диспетчерский номер мощностью ___________ тыс. кВ × АРезультаты измерений и испытаний
1. Силового трансформатора
|
Дата измерений, испытаний |
Заводской номер |
Сопротивление изоляции, МОм |
Состояние силикагеля |
Заключение, подпись |
установки |
ВН-корпус |
НН-корпус |
|||||||
|
Дата измерений, испытаний |
Заключение, подпись |
Напряжение противное, кВ |
Активное сопротивление элемента МОм |
Напряжение пробивное, кВ |
|||||||||||||
|
Дата измерений, испытаний |
Оборудование РУ 6-10 кВ |
Оборудование РУ 0,4 кВ |
Контур заземления |
Испытательное, кВ |
заключение, подпись |
Испытательное, кВ |
заключение, подпись |
сопротивление |
заключение, подпись |
основные |
вспомогательные |
основные |
вспомогательные |
ПРИЛОЖЕНИЕ 15
ЖУРНАЛ ДЕФЕКТОВ ТП 6-10/0,4 кВ
ПЭС ___________________________ РЭС ________________________________ Участок ________________________ Населенный пункт __________________ Форма страницыТехническое обслуживание трансформаторной подстанции (ТП) и ремонт являются основным видом эксплуатационных работ, которые выполняются на ТП.
Обслуживание ТП является обязательным и направлено на проведение комплекса мероприятий, направленных на сохранение работоспособности оборудования, защиты элементов подстанции от преждевременного износа, а так же восстановление эксплуатационных характеристик и параметров.
Техническое обслуживание трансформаторных подстанций производится согласно плановому порядку выявления и устранения повреждения и дефектов. При этом повреждение ТП и её элементов, угрожающее последствиями (безопасность населения, угроза возникновения пожара и т.п.) должно устраняться незамедлительно, в ближайшее время после выявления.
Сроки технического обслуживания ТП
Мероприятия по техническому осмотру и обслуживанию ТП должны быть запланированы. Для этого рекомендовано предусмотреть план работ:
- Многолетний план ТО с графиком обслуживания на 6 лет;
- План-график ТО на один год;
- График отключений ТП на месяц.
Пример установки электросчетчика
Каждый осмотр или работы на ТП предусматривают заполнение отчета по ремонту и техническому обслуживанию, с заполнением ведомости ремонтных работ.
В целях экономии ресурсов, обслуживание трансформаторных подстанций оптимально совмещать с работами на отходящих линиях 0,38 кВт.
Бригада, занимающаяся централизованным техническим обслуживанием ТП, должна быть укомплектована автотранспортом, такелажными механизмами и приспособлениями, необходимым инструментом и средствами защиты. Так же, ремонтная бригада должна иметь средства связи, техническую документацию и весь перечень должностных инструкций по обеспечению безопасности при производстве работ.
При производстве ремонтных, восстановительных и прочих мероприятий не допускается самовольного внесения изменений в конструкцию ТП. Все технические изменения, которые вносятся в конструкцию ТП, не должны снижать эксплуатационные показатели, кроме того, таки изменения осуществляются по решению главного инженера.
Цена обслуживания трансформаторных подстанций
При ремонте ТП составляется договор на обслуживание трансформаторной подстанции , предусматривающий выполнение работ по профилактике и ремонту. Стоимость обслуживание трансформаторных подстанций определяется исходя из состояния ТП, после выполнения процедуры оценки её технического состояния.
Как правило, затраты на обслуживание электрооборудования, находящегося на балансе какого-либо предприятия, слишком велики: если предприятие непрофильное, то содержать штат квалифицированных работников с требуемым допуском к электрооборудованию слишком накладно.
Текущее обслуживание должно производиться на постоянной основе, высококвалифицированным специалистом, способным обеспечить требуемое качество выполнения работ.Компания "10 Киловольт" предлагает нашим партнерам воспользоваться знаниями наших сотрудников, имеющих не только допуски работы с высоковольтной аппаратурой, но и требуемый опыт по обслуживанию, пусконаладке и обследованию трансформаторных подстанций.
Мы можем обеспечить полный комплекс работ по обслуживанию электросетей и эксплуатации трансформаторных подстанций. Надежность оборудования слагается не только из технических решений и применения современных материалов. Качественное обслуживание оборудования, системный подход и грамотность специалистов - гарантия работоспособности и долгого срока службы любого оборудования.
Загрузка...
