Перейти к содержимому

Осмотр ктп требования безопасности

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.
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.

Читайте так же:  Образец приказа на лимит кассы рб

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.

Законодательная база Российской Федерации

Бесплатная консультация
Федеральное законодательство

  • Главная
  • "ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ОХРАНЕ ТРУДА ДЛЯ ЭЛЕКТРОМОНТЕРА ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ. ТИ Р М-069-2002" (утв. Минтрудом РФ 02.08.2002, Минэнерго РФ 25.07.2002)
  • М., Издательство НЦ ЭНАС, 2002

Обходы и осмотры ВЛ, ТП, РП

4.53. Не разрешается проводить какие-либо ремонтные и восстановительные работы, а также подниматься на распределительные пункты (РП), трансформаторные подстанции (ТП) и опоры ВЛ при обходах и осмотрах.

4.54. В труднопроходимой местности (болота, водные преграды, горы, лесные завалы и т.п.) и в условиях неблагоприятной погоды (дождь, снегопад, сильный мороз и т.п.), а также в темное время суток осмотр ВЛ должны выполнять два работника, имеющие группу II. В остальных случаях осматривать ВЛ может один работник, имеющий группу II.

Не разрешается идти под проводами при осмотре ВЛ в темное время суток. При поиске повреждений осматривающие ВЛ должны иметь при себе предупреждающие знаки или плакаты.

4.55. На ВЛ напряжением 6 - 35 кВ нельзя приближаться на расстояние менее 8 м к лежащему на земле проводу или к железобетонным опорам при наличии признаков протекания тока замыкания на землю (испарение влаги из почвы, возникновение электрической дуги на стойках и в местах заделки опоры в грунт и др.).

В целях предотвращения приближения к оборванному проводу людей и животных вблизи такого провода следует организовать охрану, установить предупреждающие знаки или плакаты, сообщить о происшедшем в район электросетей.

Осмотр электроустановок подстанций оперативным персоналом

Одна из обязанностей электротехнического оперативного персонала – это осмотр оборудования электроустановок. Для чего нужно производить осмотр оборудования? Во-первых, для своевременного обнаружения технических неисправностей, замечаний в работе оборудования, а также своевременной локализации и ликвидации аварийной ситуации.

Оперативный персонал при производстве осмотра того или иного элемента оборудования электроустановки должен знать на что обращать внимание и какие признаки являются не характерными для нормальной работы оборудования. В данной статье рассмотрим основные правила осмотра, когда необходимо производить осмотры, а также особенности осмотра основных элементов оборудования электроустановок.

Осмотр оборудования электроустановок производит персонал, который прошел соответствующее обучение по вопросам охраны труда, пожарной безопасности, а также знающий инструкции по обслуживанию оборудования и другие нормативные документы. Для осмотра электроустановок, персонал должен иметь III группу по электробезопасности.

Как правило, осмотр электроустановок с постоянным обслуживающим персоналом осуществляется не менее двух раз в сутки. Если на подстанции нет постоянного обслуживающего персонала, то осмотр осуществляет один раз в сутки.

Периодический осмотр оборудования электроустановок подстанции производится по утвержденному маршруту. То есть персонал осматривает оборудование в строгой последовательности, двигаясь по территории энергообъекта по установленным маршрутам.

Помимо плановых осмотров оборудования производятся так называемые внеочередные осмотры. Дополнительные или внеочередные осмотры производятся в следующих случаях:

при неблагоприятных погодных условиях: при тумане, во время мокрого снега, дождя, бури, загрязнения, гололеда;

после грозы. В данном случае производится осмотр оборудования открытых распределительных устройств, в частности разрядников и ограничителей напряжения на предмет работы во время грозы по установленным регистраторам срабатывания;

при возникновении аварийной ситуации. Например, после автоматического отключения оборудования первое, что следует сделать – это осмотреть отключившееся оборудование на предмет наличия повреждений и других замечаний в работе (выброс масла, не отключившийся выключатель, посторонние шумы, запах гари и др.);

в ночное время для выявления нагрева контактных соединений, разрядов и коронации оборудования. В данном случае осмотр производится не менее двух раз в месяц в ночное время преимущественно во влажную погоду, например, после дождя или при сильном тумане.

Результаты осмотра оборудования фиксируются в оперативной документации электроустановки. Персонал после производства осмотра оборудования делает соответствующую запись в оперативный журнал и сообщает о результатах вышестоящему оперативному персоналу – дежурному диспетчеру.

Если во время производства осмотра оборудования были обнаружены какие-то замечания, дефекты, то необходимо об этом записать в оперативном журнале, а также в журнале дефектов оборудования. После этого дежурный персонал сообщает об обнаруженных замечаниях не только диспетчеру, но и вышестоящему руководству (ИТР предприятия) для планирования работ по устранению возникших нарушений в работе оборудования.

В некоторых случаях, например, при обнаружении аварии, которая может угрожать безопасности людей и целостности оборудования, оперативный персонал должен принять самостоятельно незамедлительные меры по устранению возникшей опасности.

Во всех остальных случаях, при обнаружении замечаний в работе оборудования оперативный персонал сначала ставит в известность вышестоящий персонал, а затем под его руководством осуществляет ликвидацию возникшей аварийной ситуации.

Теперь рассмотрим, на что следует обращать внимание при осмотре того или иного элемента оборудования электроустановки, в частности электрической распределительной подстанции.

Автотрансформаторы и трансформаторы

Первое, на что следует обратить внимание при осмотре данных элементов оборудования – это отсутствие посторонних шумов в работе трансформатора (автотрансформатора). Наличие нехарактерных для нормальной работы трансформатора звуков, потрескиваний свидетельствует о возможной неисправности того или иного конструктивного элемента.

Заземление действующего электрооборудования – это одна из основных мер защиты оперативного персонала от поражения электрическим током. Поэтому, прежде чем приблизиться к работающему (авто) трансформатору, необходимо убедиться в наличии и целостности заземляющей шины.

Необходимо также проверить уровень масла в баке трансформатора и РПН. Как правило, уровень масла на маслоуказателе должен примерно соответствовать температуре окружающей среды. При этом необходимо учитывать текущую нагрузку трансформатора. Уровень масла в трансформаторе, работающем на холостом ходу, должен соответствовать средней температуре окружающей среды.

Если трансформатор нагружен, то его уровень масла, как правило, несколько выше температуры окружающей среды, так как при работе трансформатора под нагрузкой происходит нагрев его обмоток и соответственно его охлаждающей среды, то есть трансформаторного масла.

Помимо маслоуказателя, устанавливаемого на расширителе бака трансформатора и РПН, устанавливаются термометры, указывающие температуру верхних и нижних слоев масла. Показания данных термометров также фиксируются при осмотре трансформатора.

Допустимые значения данных термометров указываются в паспорте силового трансформатора (автотрансформатора), а также оговариваются в технической документации по обслуживанию электроустановок, в частности в правилах технической эксплуатации электрооборудования электростанций и сетей.

Во время осмотра необходимо проверить работоспособность системы охлаждения трансформатора (автотрансформатора). Как правило, в период высоких температур организовывают дополнительные осмотры с целью своевременного обнаружения нарушений в работе трансформатора (автотрансформатора), некорректной работы системы охлаждения.

Если автоматическое включение системы охлаждения не работает, ее необходимо включать вручную при достижении определенного значения температуры трансформаторного масла и нагрузки. Например, автоматическое включение системы обдува силового трансформатора с системой охлаждения Д производится при достижении температуры верхних слоев масла значения 550 или в случае нагрузки трансформатора до номинального значения. Поэтому оперативный персонал должен контролировать показания термометров трансформатора, а также уровень нагрузки и при необходимости своевременно включать в работу систему обдува.

Кроме вышесказанного, следует обратить внимание на следующие моменты:

целостность и отсутствие загрязнений изоляции вводов трансформатора;

давление масла в маслонаполненных вводах;

отсутствие нагрева контактных соединений;

целостность предохранительного клапана выхлопной трубы;

состояние силикагеля в воздухоосушительных устройствах;

отсутствие внешних повреждений, в частности течи масла на баке трансформатора, а также элементах системы охлаждения;

наличие первичных средств пожаротушения и соответствие их требованиям нормативных документов по пожарной безопасности.

Трансформаторы тока и напряжения

При осмотре трансформаторов тока и трансформаторов напряжения всех классов напряжения следует обращать внимание на следующее:

уровень масла и отсутствие течи масла для масляных, давление элегаза для элегазовых ТН и ТТ;

отсутствие внешних признаков повреждения изоляции вводов, корпуса, а также цепей вторичной коммутации;

отсутствие посторонних шумов и потрескиваний.

Элегазовые, масляные и вакуумные выключатели

Общие моменты, на которые следует обратить внимание при осмотре высоковольтных выключателей, не зависимо от их типа:

Читайте так же:  Лицензия на 5 компьютеров

целостность и отсутствие загрязнения изоляции вводов;

отсутствие нагрева контактных соединений;

отсутствие шумов и потрескиваний внутри бака (полюса) выключателя;

работоспособность обогрева шкафов приводов и бака выключателя (в период низких температур);

наличие и целостность заземляющей шины бака выключателя;

целостность цепей вторичной коммутации выключателя;

соответствие указателей положения выключателя фактическому их состоянию.

При осмотре масляного выключателя, кроме вышеперечисленного, следует обращать внимание на уровень масла в баке выключателя, а также его цвет. Как правило, трансформаторное масло светлое, желтоватое. Если масло темное, то оно подлежит замене, так как такое масло не обеспечивает в полной мере своих изоляционных и дугогасительных характеристик. Уровень масла в баке выключателя должен примерно соответствовать средней температуре окружающей среды.

При осмотре элегазовых выключателей следует обращать внимание на давление элегаза. В паспортных данных к выключателю, как правило, приводится график зависимости давления элегаза в выключателе от температуры окружающей среды (номинальная кривая плотности). Поэтому при осмотре оборудования, в том числе элегазового выключателя, необходимо фиксировать текущую температуру воздуха. На основании полученных данных делается вывод о соответствии фактического давления элегаза в выключателе номинальному давлению для данного значения температуры окружающей среды.

При осмотре разъединителей всех классов напряжения необходимо обращать внимание на следующие моменты:

целостность опорных и тяговых изоляторов, отсутствие сильных загрязнений изоляционного покрытия;

целостность заземляющего контура, гибких связей;

при наличии обогрева привода – его работоспособность в период низких температур;

отсутствие видимых повреждений конструктивных элементов разъединителя, привода.

Осмотр щитов, установок, панелей защит

При выполнении осмотра оборудования подстанции одним из этапов является осмотр оборудования общеподстанционного пункта управления (щита управления). В данном случае осматриваются щиты постоянного и переменного тока, панели защит, автоматики и управления элементами оборудования, аккумуляторная батарея, зарядные устройства, шкафы связи, телемеханики, учета электрической энергии.

При осмотре щитов переменного и постоянного тока следует обращать внимание на положение автоматических выключателей, рубильников, уровни напряжения на шинах, отсутствие посторонних сигналов.

При осмотре панелей защит оборудования следует обращать внимание на следующее:

соответствие положения переключающих устройств фактической схеме подстанции в соответствии с картой переключающих устройств того или иного присоединения;

отсутствие посторонних сигналов;

включенное положение автоматических выключателей, которые осуществляют питание защитных устройств.

Кроме того, при осмотре шкафов оборудования оперативный персонал фиксирует необходимые данные в соответствующие журналы и при необходимости выполняет проверку работы устройств и замеры основных электрических величин. Например, снятие показаний амперметров, ваттметров, вольтметров, проверка работоспособности защиты линий электропередач (обмен высокочастотными сигналами), фиксация значения дифференциального тока устройств ДЗШ подстанции и др.

При ежедневном осмотре аккумуляторной батареи производится замер напряжения на контрольных элементах (банках), плотность электролита (на свинцово-кислотных батареях). Осматривают также зарядные устройства АБ, фиксируют значение напряжения на батарее и ток подзаряда. При выполнении осмотра аккумуляторной батареи необходимо обеспечивать все необходимые меры безопасности, предусмотренные инструкцией по обслуживанию АБ того или иного типа. Кроме того следует проверять работоспособность системы приточно-вытяжной вентиляции и обогрева помещения аккумуляторной батареи.

В заключении следует отметить, что осмотр электроустановок подстанций необходимо осуществлять в соответствии с требованиями правил безопасной эксплуатации электроустановок и с применением необходимых индивидуальных средств защиты.

ОСМОТРЫ ОБОРУДОВАНИЯ ТП.

Трансформаторы. При осмотре трансформаторов проверяют: состояние кожухов, фланцевых соединений маслопроводов системы охлаждения, бака и других частей, отсутствие течи масла и механических повреждений; исправность действия системы охлаждения маслосборочных устройств и нагрев трансформаторов; наличие масла в маслонаполненных вводах и уровень масла в расширителе, который должен соответствовать температурной отметке; целостность и исправность измерительных приборов (манометров, термосигнализаторов и термометров) и их показания, а также маслоуказателей, газовых реле и т.п.; состояние маслоочистительных устройств и непрерывной регенерации масла, термосифонных фильтров и влагопоглощающих патронов; исправность устройств сигнализации и пробивных предохранителей; состояние изоляторов (отсутствие трещин, сколов фарфора, загрязнение и т.п.) и ошиновки кабеля; отсутствие нагрева контактных соединений; отсутствие постоянного шума.

При обнаружении сильного неравномерного шума и потрескивания внутри трансформатора, возрастающего нагрева при нормальной нагрузке охлаждения, выброса масла из расширителя, понижения уровня масла ниже установленного трансформатор необходимо тоключить.

Выключатели.При визуальном осмотре выключателей устанавливают действительное положение (отключенное или выключенное) выключателя, целостность изоляторов и тяг, отсутствие течи и выброса масла, соответствие его уровня допустимому значению по шкале указателя уровня. В воздушных выключателях проверяют также целостность дугогасительных систем, резиновых прокладок в соединениях изоляторов, дугогасительных камер и т.д. При осмотрах и обслуживании приводов производят их очистку от пыли и грязи, проверяют надежность креплений шарнирных соединений, состояние контактов и пружин, состояние поверхностей защелок кулачков, зацепления собачек. Важное значение в работе привода имеет смазка трущихся частей или элементов.

Разъединители.При осмотре внимание уделяют состоянию контактных соединений и изоляции этих аппаратов. При обнаружении цветов побежалости на поверхности контактов проверяют температуру их нагрева с помощью термосвечей или электротермометра. При повышении допустимой температуры разъединители выводят в ремонт.

Реакторы.При осмотре проверяют состояние бетонных колонок и крепления в них анкерных болтов. На колонках не допускаются трещины, сколы, нарушения лакового покрова. Небольшие трещины заделывают асфальтным лаком, а большие – чистым цементным раствором. Фарфоровые изоляторы не должны иметь сколов, трещин, нарушений армировки, изоляции витков обмоток.

Конденсаторные установки.Осмотр конденсаторных установок выполняют не реже 1 раза в 1 месяц. Для установок мощностью 500 квар и не реже 1 раза в декаду – для установок выше 500 квар. Во время осмотров проверяют: состояние изоляторов; температуру окружающего воздуха; отсутствие вспучивания корпусов конденсаторов и следов вытекания пропитывающей жидкости; целостность плавки вставок у предохранителей; значение тока и равномерность нагрузки отдельных фаз батареи; исправность цепи разрядного устройства; наличие и исправность средств защиты, блокировок; значение напряжения на шинах конденсаторной установки. Эксплуатацию конденсаторной установки прекращают в следующих случаях: при повышении напряжения более 110% от номинального; превышении температуры окружающего воздуха выше допустимой для конденсаторов данного типа; при вспучивании стенок конденсатора более 10 мм; течи пропиточной жидкости; повреждении изоляторов; увеличении тока батареи более чем на 30% номинального значения и неравномерности нагрузки фаз более 10% среднего значения тока.

Конденсаторы после отключения сохраняют опасный для людей заряд. Поэтому к конденсаторам присоединяют разрядные устройства. В установках выше 1000 В между резисторами и конденсаторами не должно быть коммутационных аппаратов. Перед отключением конденсаторной установки каждый раз проверяют исправность разрядного устройства. При выполнении работ с прикосновением к конденсаторам независимо от разрядного устройства производят их контрольный разряд металлическим стержнем, надежно закрепленным на изолирующей штанге. Повторное включение конденсаторной батареи может быть произведено не ранее, чем через 5 минут при напряжении выше 660 В и не ранее чем через 1 минуту при более низком напряжении.

Аккумуляторные батареи.Во время осмотра проверяют состояние корпусов аккумуляторов и качество межэлементных соединений (отсутствие вмятин, трещин, сколов и т.п.); уровень электролита. Пластины в элементах должны быть покрыты электролитом на 10-15 мм выше верхнего края пластин, чтобы не происходило сульфатации (белого налета), коробления и короткого замыкания. В стеклянных сосудах следят за уровнем шлама – расстояние между нижним краем пластин и шламом должно быть не менее 10 мм. Напряжение, плотность и температуру электролита каждого элемента батареи измеряют не реже 1 раза в 1 месяц. При измерении напряжения следят за тем, чтобы в батарее было не более 5% отстающих элементов, напряжение которых в конце разряда отличается более чем на 1-1,5 % от среднего напряжения. Плотность и температура электролита в конце заряда и разряда должны соответствовать заводским данным.

Средства защиты и управления.В соответствии с действующими нормативными документами (ПЭУ, ПТЭ, отраслевыми ПБ и др.) в электроустановках применяют довольно большое число разнообразных по назначению, принципу действия, схемному и конструктивному исполнениям реле защит, устройства автоматики, управления, измерения, телемеханики и сигнализации (РЗиА), в том числе современные микропроцессорные блоки. Эти устройства должны обеспечивать высокую надежность и безопасность, достаточную чувствительность и быстроту действия, избирательность (селективность) действия и помехоустойчивость. Осмотр и периодичную проверку действия (срабатывания) этих устройств выполняют специализированные организации или подготовленный оперативный персонал в соответствии со специальными или местными инструкциями. Реле и устройства защиты, автоматики и телемеханики должны быть опломбированы, вскрывать их разрешается только специально назначенному персоналу. При осмотрах особое внимание обращают на соответствие установок, наличие оперативного тока, состояние контактов выходных реле, правильность положения переключающих устройств в соответствии со схемами и режимами работы электрооборудования, наличие пломб и др. Проверку действия устройств защитного отключения проводят не реже 1 раза в квартал. При выполнении этих работ принимают меры предосторожности против возможного ошибочного отключения оборудования.

Все случаи срабатываний, неправильной работы или отказов устройств РЗиА должны быть тщательно проанализированы обслуживающим персоналом и приняты дополнительные меры, исключающие их неправильную работу. После отказа или неправильного срабатывания этих устройств проводят дополнительную их проверку по специальной программе.

Важное значение для обеспечения надежной, экономичной и безопасной работы ТП и РУ имеет своевременное и качественное выполнение ревизий, наладок, профилактических испытаний и ремонтов их электрооборудования. Сроки проведения указанных работ определяет ответственное за электрохозяйство лицо на основании требований ПТЭ, отраслевой системы ППР и инструкций заводов-изготовителей. При этом учитывают данные эксплуатации по отказам, закономерностям износов, необходимости чисток и т.д. Тяжелые условия эксплуатации электрооборудования на угольных шахтах (повышенные запыленность и влажность, агрессивность атмосферы и др.), а также высокие требования по бесперебойности электроснабжения электроустановок, особенно обеспечивающих безопасность работ в шахтах (ЦПП, вентиляторы, подъемы и т.д.), обуславливают необходимость проведения ревизий, наладок и испытаний поверхностных подстанций не реже 1 раза в 2 года. Подробно порядок, объемы и методы производства этих работ изложены в Руководстве по ревизии, наладке и испытанию поверхностных подстанций шахт и резервов.

Читайте так же:  Требования к договору на проведение оценки

Эксплуатация трансформаторного масла.Надежность работы маслонаполненного электрооборудования в значительной степени определяется хорошим качеством трансформаторного масла. Его оценивают предельно допустимыми показателями, характеризующими: пробивное напряжение; содержание механических примесей, взвешенного угля, водорастворимых кислот и щелочей; снижение температуры вспышки; тангенс угла диэлектрических потерь; влаго - и газосодержащие; кислотное число; вязкость и др.

В процессе эксплуатации электрооборудования трансформаторное масло теряет свои первоначальные свойства. Под влиянием кислорода воздуха масло окисляется, чему способствует высокая температура и солнечный свет. Повышение кислотности оказывает отрицательное влияние на разрушение изоляции и служит катализатором дальнейшего окисления масла. По мере старения масла увеличиваются его плотность, вязкость количество механических примесей и т.д. В результате увеличения вязкости ухудшается циркуляция масла, что затрудняет охлаждение электрооборудования. Наличие механических примесей может вызвать короткое замыкание между токоведущими частями. Ухудшение химических и механических свойств масла приводит к снижению пробивного напряжения и к повышению диэлектрических потерь в масле.

С целью сохранения качества и свойств трансформаторного масла необходимо удаление продуктов его старения. Для этого в трансформаторах проводят непрерывную автоматическую регенерацию масла, которая заключается в циркуляции масла через адсорбент (силикагель), обладающий свойством поглощать из масла продукты его старения и воду. В результате применения регенерации замедляются процессы старения масла и происходит восстановление его качества. Непрерывную регенерацию масла осуществляют путем установки на трансформаторах термосифонных фильтров, заполненных силикагелем. Повышению стабильности способствует также применение трансформаторного масла с присадкой к ним антиокислителей, азотной защиты и др.

В процессе эксплуатации проводят испытание трансформаторного масла в сроки и объемах, определяемых ПТЭ: для трансформаторов мощностью выше 630 кВА, работающих с термосифонными фильтрами, - не реже 1 раза в 5 лет; в трансформаторах мощностью до 630 кВА проверка может не производиться. Масло трансформаторов, работающих без термосифонных фильтров, проверяют не реже 1 раза в 2 года.

В масляных выключателях испытания масла проводят отключения короткого замыкания. У малообъемных выключателей масло не испытывают, а заменяют свежим после 3-кратного отключения короткого замыкания. Для отбора проб масла используют стеклянные банки вместимостью 0,5-1 л с притертыми пробками. Перед набором масла маслопропускное отверстие и банки должны быть промыты маслом, предназначенным для анализа.

Если масло не удовлетворяет предъявленным требованиям, то должны быть выявлены причины его ухудшения и приняты меры по его восстановлению в зависимости от характера ухудшения качества масла одним из следующих способов: заменой силикагеля в адсорбных фильтрах; обработкой масла вакуумным сепаратором; обработкой масла гранулированным сорбентом и с помощью фильтра тонкой очистки.

Оперативные переключения.В процессе эксплуатации ТП и РУ возникает необходимость оперативных переключений; включений и отключения линий, трансформаторов, переключения в РУ и т.д. От четкости выполнения этих операций зависят бесперебойность электроснабжения потребителей, надежность и безопасность работы электроустановок.

К оперативным переключениям допускают лиц, имеющих требуемую квалификацию и утвержденных ответственными за электрохозяйство. Все работы выполняются этими лицами в соответствии с требованиями ПТЭ и установленным на предприятии порядком.

Переключения в ТП и РУ производят по устному или письменному распоряжению или с ведома вышестоящего персонала. О всех работах по переключению в обязательном порядке делают записи в оперативном журнале. Распоряжение о переключении должно содержать одно задание, предусматривающее операции, направленные на достижение одной цели, например: включение или отключение одного присоединения; вывод в ремонт сборных шин и т.д. Лица, участвующие в производстве переключений, должны четко представлять порядок и возможность выполнения всех операций с учетом состояния схемы и режима работы электрооборудования. С целью проверки правильности последовательности выполнения задаваемых операций при переключениях на щитах управления ТП и РУ должны применяться мнемонические схемы, схемы-макеты, оперативные схемы, а также утвержденные однолинейные схемы. Все изменения, происшедшие в электроустановках, немедленно вносят в эти схемы и доводят до сведения всех работников для которых знание их обязательно.

Все сложные переключения, проводимые более чем на одном присоединении в РУ выше 1000 В, должны выполняться по бланкам переключения двумя лицами: одно – непосредственно выполняет все операции, другое – контролирует последовательность и правильность их выполнения. В бланке записывают все производимые операции в порядке очередности выполнения, каждая под своим порядковым номером с новой строки. При выполнении работ бланк должен находиться в месте производства переключений.

Без бланков, но с записью в оперативном журнале единолично разрешается производить все простые и сложные переключения в РУ выше 1000 В при условии применения блокировочных устройств, полностью исключающих неправильные операции с разъединителями и заземляющими ножами.

При производстве переключений операции с коммутационными аппаратами, установленными в одной электрической цепи, выполняют в последовательности, определяемой назначением этих аппаратов и безопасностью операций для выполняющих переключения. Первой при отключении электрической цепи, имеющей выключатели, выполняют операцию его отключения, так как выключатель имеет систему дугогашения, обеспечивающую безопасное размыкание цепи под нагрузкой. Разъединители не предназначены для отключения-включения цепи под нагрузкой, поэтому перед их отключением убеждаются в отключенном положении выключателя.

Внеочередные осмотры проводятся:

При резком изменении температуры наружного воздуха. При каждом отключении трансформатора от действия газовой или дифференциальной защиты.

Испытание трансформаторного масла, находящегося в эксплуатации производится: Не реже 1 раза в 5 лет – для трансформаторов с термосифонными фильтрами, при S>630 кВА , 1 раза в 2 года – без термосифонных фильтров и при S 0 , при ширине их створки более 1,5 м снабжаться калиткой, если они используются как второй выход для персонала. Габаритные размеры ворот должны превышать на 200-350 мм размеры трансформатора или другого крупноблочного оборудования. Вместо ворот допускаются монтажные проемы в стенах для выкатки трансформаторов и другого электрооборудования. Если над дверью, воротами или выходами вентиляционным отверстием в помещении КТП имеется наружное окно, под ним по всей ширине двери предусматривается несгораемый козырек с вылетом 0,7 м. Длина козырька должна быть больше ширины двери не менее чем на 0,8 м в каждую сторону. При расположении окна на высоте более 4 м козырек не требуется.

При техническом обслуживании комплектных трансформаторных подстанций основным оборудованием, за которым нужно вести регулярное наблюдение и уход, являются силовые трансформаторы и коммутационная аппаратура распределительных щитов.

Завод-изготовитель несет ответственность за исправную работу КТП в течение 12 мес. со дня ввода их в эксплуатацию, но не более 24 мес. со дня отгрузки при условии соблюдения правил хранения, транспортировки и обслуживания.

Токи нагрузок при нормальной эксплуатации не должны превышать значений, указанных в заводских инструкциях. Ток в нейтрали у сухих трансформаторов не должен превышать 25% номинального тока фазы. В подстанциях с двумя резервирующими друг друга трансформаторами эксплуатационная нагрузка каждого трансформатора не должна превышать 80% номинальной. При аварийном режиме допускается перегрузка линий, отходящих от распределительных щитов, КТП, при защите их автоматами с комбинированными расцепителями.

Кроме показаний приборов о нагрузке герметизированных трансформаторов типов ТНЗ и ТМЗ судят по давлению внутри бака, которое при нормальной нагрузке не должно превышать 50 кПа по показанию мановакуумметра. При давлении 60 кПа срабатывает реле давления, выдавливания стеклянную диаграмму, при этом давление понижается до нуля. Резкое снижение внутреннего давления происходит и при потере герметичности трансформатора.

Если давление упало до нуля, проверяют целостность диафрагмы. Если она разбита, трансформатор отключают, выясняют причину, приведшую к срабатыванию реле давления, и при отсутствии повреждения (т.е. реле сработало от перегрузки) устанавливают новую диаграмму и включают трансформатор для контроля температуры в верхних слоях совтола или масла установлены термометрические сигнализаторы с действием на световой или звуковой сигнал при перегреве.

У трансформаторов, снабженных термосифонными фильтрами, во время эксплуатации контролируют нормальную циркуляцию масла через фильтр по нагреву верхней части его кожуха. Если в пробе масла обнаруживают загрязненность, фильтр перезаряжают. Для этого фильтр разбивают, очищают внутреннюю поверхность от грязи, шлама и промывают чистым сухим маслом. При необходимости заменяют сорбент. Сорбент, полученный в герметической таре, можно применить без сушки.

Контроль за осушителем сводится к наблюдению за цветом индикаторного силикагеля. Если большая часть его окрашивается в розовый цвет,- весь силикагель осушителя заменяют или восстанавливают нагревом его при 450-500 0 С в течение 2 ч, индикаторный силикагель – нагревом при 120 0 С до тех пор, пока вся масса не окрасится в голубой цвет (приблизительно через 15час.).

Удаление шлама и оксидной пленки с контактной системы переключателя ступеней рекомендуется производить не реже 1 в год прокручиванием переключателя до 15-20 раз по часовой стрелке.

Периодичность осмотров КТП устанавливается службой отдела Главного энергетика в зависимости от условий эксплуатации, интенсивности работы коммутационной аппаратуры распределительного щита, температуры окружающей среды, запыленности и т.п. Для механических цехов длительность промежутков между осмотрами 6 мес. Осмотр КТП производится при полностью снятом напряжении на вводе и отходящих линиях. При осмотрах проводят чистку от пыли и грязи всех устройств подстанции, проверяют болтовые соединения. При обнаружении обгораний контактные поверхности зачищают и восстанавливают антикоррозийное покрытие.

Дата добавления: 2014-12-18 ; просмотров: 1953 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ