Особенности эксплуатации основного оборудования подстанции "Ивановская-1" ОАО "Ивэнерго"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Ленина

Кафедра электрических систем

Отчёт по производственной практике

Особенности эксплуатации основного оборудования подстанции "Ивановская-1" ОАО "Ивэнерго"

Содержание

Введение

1. Характеристики основного оборудования ПС

1.1 Трансформаторы

1.2 Трансформаторы напряжения

1.3 Выключатели

1.4 Воздушные линии электропередачи

1.5 Распределительные устройства

2. Особенности эксплуатации основного оборудования подстанции

2.1 Силовые трансформаторы

2.2 Трансформаторы напряжения

2.3 Выключатели

2.4 Воздушные линии электропередачи

2.5 Распределительные устройства

3. Регулирование напряжения на понижающих подстанциях

4. Системы учета электрической энергии

5. Охрана труда, техника безопасности и мероприятия по защите

окружающей среды

5.1 Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации

электроустановок

5.2 Техника безопасности

Список литературы

Введение

Общие сведения об объекте.

Подстанция 110/35/6 кВ “Ивановская-1” (далее ПС “ИВ-1”) построена в 1930 году. Расположена на юго-западе Иванова и входит в системообразующую сеть 110 кВ Ивановской энергетической системы и является основным питающим центром для объектов юго-запада и запада города. Ивановская область испытывает дефицит в выработке электроэнергии. Основным источником питания города служит Костромская ГРЭС. При этом небольшое по сравнению с КГРЭС количество энергии приходит с ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3.

ПС “Ив-1” состоит из ОРУ-110 кВ, ОРУ-35 кВ, КРУН (2, 3, 4 секции) и ЗРУ (1 секция) 6 кВ. На ПС установлены трансформаторы типов: ТДН 10000 110/6 (Т-1), ТДТН 25000 110/35/6 (Т-2), ТРДН 25000 110/6/6 (Т-3), ТДН 10000 110/6 (Т-4), а также трансформаторы собственных нужд ТМ-250 6/0.4 и ТМ-180/6. Основные здания, входящие в состав подстанции: двухэтажное здание подстанции, двухэтажное здание ТМХ, трансформаторная вышка.

Основными потребителями подстанции являются: ОАО “Полет” (парашютный завод), ЗАО “Железобетон”, ОАО “Ивановорыба”, ОАО “САН ИнБЕВ” (пивоваренный завод), ЗАО “Ивановомебель”, МУП “Ивановская городская электрическая сеть”.

трансформатор распределительный электрический подстанция

1. Характеристики основного оборудования подстанции

1.1 Трансформаторы

Силовые трансформаторы предназначены для преобразования электроэнергии переменного тока с одного напряжение на другое.

На ПС Ив-1 установлены силовые трансформаторы типов: ТДН 10000 110/6, ТДТН 25000 110/35/6, ТРДН 25000 110/6/6, ТДН 10000 110/6, а также трансформаторы собственных нужд ТМ-250 6/0.4, ТМ-180/6.

1. Т - 1: Заводской № - 77778;

Марка трансформатора - ТДН 10000 110/6;

Год изготовления - 1969;

Номинальная мощность в кВА - 10000;

Номинальное напряжение в кВ - 110/6;

Схема обмоток - Y₀/ Д - 11;

Напряжение КЗ, % - 10,7;

Ток холостого хода, % - 0,7;

Потери в стали - 14 кВ;

Потери в меди - 60 кВ;

Вес с маслом - 39200 кг;

Вес масла - 12900 кг;

Защита трансформатора - газовая защита, диф. защита, защита от перегрузки, защита от перегрева, защита максимального тока и минимального напряжения;

Способ охлаждения - масляное охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла.

2. Т - 2:

Заводской № - 148120;

Марка трансформатора - ТДТН 25000 110/35/6;

Рис.1.1 Силовой трансформатор ТДТН 25000 110/35/6.

Год изготовления - 1992;

Номинальная мощность в кВА - 25000;

Номинальное напряжение в кВ - 110/35/6;

Схема обмоток - Y₀/Y/Д - 0-11;

Напряжение КЗ, % - ВН-СН: 10,1; ВН-НН: 18,34 СН-НН: 6,87;

Ток холостого хода, % - 0,6;

Вес с маслом -64200 кг;

Вес масла - 19920кг;

Защита трансформатора - газовая защита, диф. защита, защита от максимального тока;

Способ охлаждения - масляное охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла.

3. Т - 3:

Заводской № - 10637;

Марка трансформатора - ТРДН 25000 110/6/6;

Рис.1.2 Силовой трансформатор ТРДН 25000 110/6/6.

Год изготовления - 1979;

Номинальная мощность в кВА - 25000;

Номинальное напряжение в кВ - 110/6/6;

Схема обмоток - Y₀/Д- Д - 11-11;

Напряжение КЗ, % - 11;

Ток холостого хода, % - 0,5;

Потери в стали - 27 кВт;

Потери в меди - 120 кВт;

Защита трансформатора - газовая защита, диф. защита, защита от максимального тока;

Способ охлаждения - масляное охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла.

4. Т - 4:

Заводской № - 77778;

Марка трансформатора - ТДН 10000 110/6;

Год изготовления - 1969;

Номинальная мощность в кВА - 10000;

Номинальное напряжение в кВ - 110/6;

Схема обмоток - Y₀/ Д -11;

Напряжение КЗ, % - 10,5;

Ток холостого хода, % - 0,7;

Потери в стали - 14 кВ;

Потери в меди - 60 кВ;

Вес с маслом - 39200 кг;

Вес масла - 12900 кг;

Защита трансформатора - газовая защита, диф. защита, защита от перегрузки, защита от перегрева, защита максимального тока и минимального напряжения;

Способ охлаждения - масляное охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла.

5. ТСН - 2:

Марка трансформатора - ТМ-180/6;

Номинальная мощность в кВА - 180;

Номинальное напряжение в кВ -6;

Схема обмоток - Y₀/Y - 12;

Напряжение КЗ, % - 4,5;

Ток холостого хода - 2,4;

Потери в стали - 0,54 кВт;

Потери в меди - 3,1 кВт;

Защита трансформатора - газовая защита, диф. защита;

Способ охлаждения - естественное масляное охлаждение.

6. ТСН - 3:

Марка трансформатора - ТМ-250 6/0.4;

Номинальная мощность в кВА - 250;

Номинальное напряжение в кВ - 6/0.4;

Схема обмоток - Y₀/Y- 12;

Напряжение КЗ, % - 4,7;

Ток холостого хода - 2,3;

Потери в стали - 1,05 кВт;

Потери в меди - 3,7 кВт;

Защита трансформатора - газовая защита, диф. защита;

Способ охлаждения - естественное масляное охлаждение.

1.2Трансформаторы напряжения

Трансформаторы напряжения предназначены для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100/v3 эВ и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

На ПС Ив-1 стоят трансформаторы напряжения типов: НКФ-110, НОМ-35, НТМИ-10, НАМИ-6.

1. НКФ-110

Типовое обозначение расшифровывается следующим образом:

Н - трансформатор напряжения;

К - каскадный;

Ф - в фарфоровой покрышке;

110 - класс напряжения, кВ.

Трансформатор НКФ-110 имеет двухстержневой магнитопровод, на каждом стержне которого расположена обмотка ВН, рассчитанная на U_ф/2. так как общая точка обмотки ВН соединена с магнитопроводом, то он по отношению к земле находится под потенциалом U_ф/2. Обмотки ВН изолируются от магнитопровода также на U_ф/2. Обмотки НН (основная и дополнительная) намотаны на нижнем стержне магнитопровода. Для равномерного распределения нагрузки по обмоткам ВН служит обмотка связи П. Такой блок, состоящий из магнитопровода и обмоток, помещается в фарфоровую рубашку и заливается маслом.

Рис.1.3 Трансформатор напряжения НКФ-110: а - схема; б - конструкция: 1 - ввод высокого напряжения; 2 - маслорасширитель; 3 - фарфоровая рубашка; 4 - основание; 5 - коробка вводов НН.

2. НОМ-35

Типовое обозначение расшифровывается следующим образом:

Н - трансформатор напряжения;

О - однофазный;

М - маслонаполненный;

35 - класс напряжения, кВ.

Такие трансформаторы имеют два ввода ВН и два ввода НН, их можно соединить по схемам открытого треугольника, звезды, треугольника. В этих трансформаторах обмотки залиты маслом, которое служит для изоляции и охлаждения.

Рис.1.4 Трансформаторы напряжения однофазные масляные: а - типа НОМ-35; б - типа ЗНОМ-35; 1 - ввод высокого напряжения; 2 - коробка вводов НН; 3 - бак.

3. НТМИ-10

Типовое обозначение расшифровывается следующим образом:

Н - трансформатор напряжения;

Т - трехфазный;

М - маслонаполненный;

И - возможность контроля изоляции;

10 - класс напряжения, кВ.

Трансформаторы напряжения типа НТМИ изготавливаются групповыми, т.е. состоящими из трех однофазных трансформаторов. В эксплуатации находятся также трехфазные трехобмоточные трансформаторы напряжения старой серии, которые выпускались с бронестержневыми магнитопроводами (три стержня и два боковых ярма). Основные вторичные обмотки защищены трехполюсными автоматическими выключателями. Дополнительные вторичные обмотки, соединенные в разомкнутый треугольник, обычно служат для сигнализации о замыкании фазы на землю.



Рис.1.5 Схема соединения обмоток трансформатора НТМИ-10.

4. НАМИ-6

Типовое обозначение расшифровывается следующим образом:

Н - трансформатор напряжения;

А - антирезонансный;

М - маслонаполненный;

И - возможность контроля изоляции;

6 - класс напряжения, кВ.

Трансформатор имеет четыре магнитопровода, для того чтобы при однофазном коротком замыкании на землю магнитные потоки нулевой последовательности замыкались по магнитопроводу, а не по баку. Эти трансформаторы имеют повышенное активное сопротивление обмоток, что приводит к быстрому затуханию феррорезонансных колебаний в сети.

1.3 Выключатели

Выключатель - коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока. На ПС “Ив-1” применяются выключатели типов МКП-110, МКП-35, ВМП-10, ВКЭ-10, ВМГ-10, BB-TEL-10, ВК-10.

1. Выключатель высоковольтный трехполюсный типа МКП-110М/600, предназначен для установки в сети 110 кВ переменного тока частотой 50 Гц в мощных энергетических системах. Выключатель является быстродействующим коммутационным аппаратом, состоящим из трех отдельных полюсов. Управление осуществляется общим для трех полюсов приводом.



Рис.1.6 Выключатель высо-ковольтный трехполюсный типа МКП-110М/600.

Завод изготовитель - Уралэлектроаппарат;

Заводской № - 5411;

Вес с маслом - 18330 кг;

Вес масла - 8500 кг;

Число полюсов в баке - один;

Отключение - дистанционное, ручное;

Включение - дистанционное;

Привод - ШПЭ-33;

Номинальный ток - 600 А;

Номинальное напряжение - 110 кВ;

Разрываемая мощность - 3500 МВА.

Также применяются выключатели серии МКП на напряжение 35 кВ переменного тока частотой 50 Гц.

Вес с маслом - 3400 кг;

Вес масла - 800 кг;

Число полюсов в баке - один;

Отключение - дистанционное, ручное;

Включение - дистанционное;

Номинальный ток - 1000 А;

Номинальное напряжение - 35 кВ.

2. Выключатель маломасляный горшковый ВМГ-10. Масло в этих выключателях в основном служит дугогасящей средой и только частично изоляцией между разомкнутыми контактами. Изоляция токоведущих частей друг от друга и от заземленных конструкций осуществляется фарфором или другими твердыми изолирующими материалами. Контакты выключателей для внутренней установки находятся в стальном бачке (горшке).

Рис.1.7 Конструктивные схемы выключателей ВМГ-10: 1 - дугогасительные контакты; 2 - дугогасительная камера; 3 - неподвижные контакты.

3. Выключатель подвесной масляный ВПМ-10. В этих выключателях корпус крепится на фарфоровых изоляторах к общей раме для всех трех полюсов. В каждом полюсе предусмотрен один разрыв и дугогасительная камера. При больших номинальных тока обойтись одной парой контактов трудно, поэтому предусматривают рабочие контакты снаружи выключателя, а дугогасительные - внутри металлического бачка.

Рис.1.8 Конструктивные схемы выключателей ВМП-10: 1 - дугогасительные контакты; 2 - дугогасительная камера; 3 - неподвижные контакты; 4 - рабочие контакты.

4. Маломаслянные выключатели колонкового типа ВК-10 с пружинным приводом и ВКЭ-10 с электромагнитным приводом предназначены для применения в РУ внутренней и наружной установки.

Рис.1.9 Конструктивные схемы выключателей ВК-10: 1 - дугогасительные контакты; 2 - дугогасительная камера; 3 - неподвижные контакты.

5. Выключатель вакуумный BB-TEL производственного объединения "Таврида-электрик". Выключатель состоит из трех полюсов на одном основании. Электромагнитный привод обеспечивает дистанционное управление выключателем. Выключатели данной серии применяются для замены выключателей в ячейках КРУ.

Рис.1.10 Конструктивная схема полюса вакуумного выключателя BB-TEL: 1 - неподвижный контакт ВДК; 2 - вакуумная камера (ВДК); 3 - подвижный контакт ВДК; 4 - гибкий токосъем; 5 - тяговый изолятор; 6 - пружина поджатия; 7 - кольцевой магнит; 8 - якорь; 9 - отключающая пружина; 10 - катушка; 11 - вал; 12 - постоянный магнит; 13 - герконы (контакты для внешних вспомогательных цепей)



1.4 Воздушные линии электропередачи

Подстанция имеет связь с другими энергетическими объектами линиями 110, 35, 6 кВ. Перечень оборудования, установленного на линиях 110 кВ Ив-1 и Минеевская приведен в таблицах 1.1. и 1.2.

1. ВЛ Ив-1 110 кВ:

Таблица 1.1

Оборудование	Тип	З-д изгот-ль	Год изгот-ния	Год уст-ки	Ном. ток, А	Ном. напряжение, кВ	Привод
1. Разъединитель 1 с.ш.	РПНД	-	-	1972	600	110	-
2. Разъединитель 2 с.ш.	Гориз. поворот.	Мет.- Виккерс.	1930	1931	400	110	фирмен.
3. Заземляющие ножи	Фирмен.	Мет.- Виккерс.	1930	1931	-	-	-
4. Заземл. ножи в стор. ВЛ	Кустарн.	Мех. мастер.	1959	1959	-	-	-
5. В-ч заградитель	КЗ - 500	-	-	-	-	-	-
6. В-ч конденсатор	СМ - 70	-	-	-	-	-	-
7. В-ч защита	РЗ - 600	-	-	-	-	-	-
8. Изоляторы	СТ - 110 ИШД - 35	-	-	-	-	-	-

2. ВЛ Минеевская 110 кВ:

Таблица 1.2

Оборудование	Тип	З-д изгот-ль	Год изгот-ния	Год уст-ки	Ном. ток, А	Ном. напря-жение, кВ	Привод
1. Разъединитель ЛР	Гориз. поворот.	Мет.- Виккерс.	1930	1931	400	110	фирмен.
2. Разъединитель ШР 1 с.ш.	Гориз. поворот.	Мет.- Виккерс.	1930	1931	400	110	фирмен.
2. Разъединитель ШР 1 с.ш.	Гориз. поворот.	Мет.- Виккерс.	1930	1931	400	110	фирмен.
4. Заземл. ножи	-	Мет.- Виккерс.	1930	1931	-	-	-
5. В-ч заградитель	КЗ - 500 РЗ - 600	-	-	-	-	-	-
6. В-ч конденсатор	СМ - 70	-	-	-	-	-	-
7. Ошиновка	М-120 мм2	-	-	-	-	-	-
8. Изоляторы	FKR-110	Мет.- Виккерс.	-	-	-	-	-

1.5 Распределительные устройства

Электроустановки, предназначенные для приема и распределения электрической энергии, содержащие электрические аппараты, шины и вспомогательные устройства.

1. ОРУ 110 и 35 кВ.

Открытое распределительное устройство обеспечивает надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения.

Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ выбирается в соответствии с требованиями ПУЭ.

По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Шины могут быть гибкими из многопроволочных проводов или из жестких труб. Гибкие шины крепятся с помощью подвесных изоляторов на порталах, а жесткие - с помощью опорных изоляторов на железобетонных или металлических стойках.

Применение жесткой ошиновки позволяет отказаться от порталов и уменьшить площадь ОРУ.

Под силовыми трансформаторами, баковыми выключателями 110 кВ и выше предусматривается маслоприемник, укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см, и масло стекает в аварийных случаях в маслосборники. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводы прокладывают в лотках из железобетонных конструкций без углубления их в почву или в металлических лотках, подвешенных к конструкциям ОРУ.

2. КРУН (2, 3, 4 секции) 6 кВ.

Комплектные распределительные устройства наружной установки предназначены для открытой установки вне помещения. КРУН состоят из металлических шкафов со встроенными в них аппаратами, приборами, устройствами защиты и управления.

Шкафы КРУН имеют уплотнения, обеспечивающие защиту аппаратуры от загрязнения и атмосферных осадков. КРУН могут иметь стационарную установку выключателя или выкатную тележку с выключателями.

На ПС “Ив-1” установлены КРУН типов К-47 (3,4 с.ш.) и К-III (2 с.ш.).

2. Особенности эксплуатации основного оборудования подстанции

2.1 Силовые трансформаторы

При эксплуатации трансформаторов должны соблюдаться нагрузки, напряжения и температура в пределах заданных норм, поддерживаться характеристики масла в нормированных пределах, содержаться в исправном состоянии устройства охлаждения, регулирования напряжения и др.

Высокорасположенные (3 м и выше) части трансформаторов должны осматриваться со стационарных лестниц с соблюдением правил ПТБ.

Устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) трансформаторов должны быть в работе и, как правило, с автоматическим управлением. Их работа должна контролироваться по показаниям счетчиков числа операций. Переключение устройства РПН трансформаторов вручную запрещено.

На трансформаторах с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла (система охлаждения Д) электродвигатели вентиляторов должны автоматически включаться при достижении температуры масла 55 ⁰С или номинальной нагрузки независимо от температуры масла и отключаться при снижении температуры масла до 50 ⁰С, если при этом ток нагрузки менее номинального.

Масло в расширителе неработающего трансформатора должно быть на уровне отметки, соответствующей температуре масла в трансформаторе.

При номинальной нагрузке температура верхних слоев масла у трансформатора с охлаждением Д должна быть не выше 95 ⁰С.

Допускается продолжительная работа трансформаторов (при мощности не более номинальной) при напряжении на любой ответвлении обмотки на 10% выше номинального для данного ответвления. При этом напряжение на любой обмотке должно быть не выше наибольшего рабочего.

Для масляных трансформаторов допускается длительная перегрузка по току любой обмотки на 5 % номинального тока ответвления, если напряжение на ответвлении не превышает номинального.

Кроме того, для трансформаторов в зависимости от режимов работы допускаются систематические перегрузки, значение и длительность которых регламентируется типовой инструкцией по эксплуатации трансформаторов и инструкциями заводов-изготовителей.

В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах:

Масляные трансформаторы:

перегрузка по току, % 30 45 60 75 100

длительность перегрузки, мин 120 80 45 20 10

Допускается перегрузка масляных трансформаторов сверх номинального тока 40 % общей продолжительностью не более 6 часов в сутки в течение 5 суток подряд при полном использовании всех устройств охлаждения трансформатора.

При аварийном отключении устройств охлаждения условия работы трансформаторов определяются требованиями заводской документации.

Включение трансформаторов с системой охлаждения Д на номинальную нагрузку допускается при любой отрицательной температуре воздуха.

Переключающие устройства РПН трансформаторов разрешается включать в работу при температуре верхних слоев масла минус 20 ⁰С и выше (для погруженных резисторных устройств РПН) и минус 45 ⁰С и выше (для устройств РПН с токоограничивающими реакторами). Эксплуатация устройств РПН должна быть организована в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей.

Трансформаторы 110 и 220 кВ с испытательным напряжением нейтрали соответственно 100 и 200 кВ могут работать с разземленной нейтралью при условии ее защиты разрядником. При обосновании расчетами допускается работа с разземленной нейтралью трансформаторов 110 кВ с испытательным напряжением нейтрали 85 кВ, защищенной разрядником.

Трансформаторы мощностью 1 МВА и более должны эксплуатироваться с системой непрерывной регенерации масла в термосифонах или адсорбционных фильтрах.

Масло в расширителе трансформаторов должно быть защищено от непосредственного соприкосновения с окружающим воздухом.

У трансформаторов, оборудованных специальными устройствами, предотвращающими увлажнение масла, эти устройства могут быть постоянно включены, не зависимо от режима работы трансформатора.

Включение в сеть трансформатора должно осуществляться толчком на полное напряжение.

Осмотр трансформаторов без их отключения должен производится в следующие сроки:

а) в установках с постоянным дежурством персонала:

- главных трансформаторов электростанции и подстанции, основных и резервных трансформаторов собственных нужд - 1 раз в сутки;

- остальных трансформаторов -1 раз в неделю;

б) в установках без постоянного дежурства персонала - не реже 1 раза в месяц, в трансформаторных пунктах - не реже 1 раза в 6 месяцев.

Текущие ремонты трансформаторов должны производиться в зависимости от их состояния и по мере необходимости.

Капитальные ремонты должны производиться в зависимости от результатов испытания и их состояния.



2.2 Трансформаторы напряжения

По принципу устройства, схеме включения и особенностям работы трансформаторы напряжения мало чем отличаются от силовых трансформаторов. Однако по сравнению с последними мощность их не превышает десятков или сотен вольт-ампер. При малой мощности режим работы трансформаторов напряжения приближается к режиму холостого хода. Размыкание вторичной обмотки трансформаторов напряжения не приводит к опасным последствиям.

На напряжение 35 кВ и ниже трансформаторы напряжения. Как правило, включаются через предохранители для того, чтобы при повреждении трансформатора напряжения он не стал причиной развития аварии. На напряжение 110 кВ и выше предохранители не устанавливаются, так как согласно имеющимся данным повреждения таких трансформаторов напряжения происходят редко.

Включение и отключение трансформаторов напряжения производится разъединителями.

Для защиты трансформаторов напряжения от токов короткого замыкания во вторичных цепях устанавливаются съемные трубчатые предохранители или автоматические выключатели максимального тока. Предохранители устанавливают в том случае, если трансформатор напряжения не питает быстродействующих защит, так как эти защиты могут ложно подействовать при недостаточно быстром перегорании плавкой вставки. Установка же автоматов обеспечивает эффективное срабатывание специальных блокировок, выводящих из действия отдельных видов защит при обрыве цепей напряжения.

Для безопасного обслуживания вторичных цепей в случае пробоя изоляции и попадании вторичного напряжения на вторичную обмотку один из зажимов вторичной обмотки или нулевая точка присоединяются к заземлению. В схемах соединения вторичных обмоток в звезду наиболее часто заземляется не нулевая точка, а начало обмотки фазы b. Это объясняется стремлением сократить на 1/3 число переключающих контактов во вторичных цепях, т.к. заземленная фаза может подаваться на реле помимо рубильников и вспомогательных контактов разъединителей.

При использовании трансформаторов напряжения для питания оперативных цепей переменного тока допускается заземление нулевой точки вторичных обмоток через пробивной предохранитель, что вызывается необходимостью уровня повышения изоляции оперативных цепей.

На время производства работ непосредственно на трансформаторе напряжения и на его ошиновке правилами безопасности предписывается создание видимого разрыва не только со стороны ВН, но также и со стороны вторичных цепей, чтобы избежать появления напряжения на первичной обмотке за счет обратной трансформации напряжения от вторичных цепей, питающихся от какого-либо другого трансформатора напряжения. Для этого во вторичных цепях трансформатора напряжения устанавливаются рубильники или используются съемные предохранители. Отключение автоматов, а также разрыв вторичных цепей вспомогательными контактами разъединителей не обеспечивает видимого разрыва цепи и поэтому считается недостаточным.

2.3 Выключатели

Выключатели и их приводы должны быть оборудованы указателями отключенного и включенного положений.

На выключателях со встроенным приводом или с приводом, расположенным в непосредственной близости от выключателя и не отделенным от него сплошным непрозрачным ограждением (стенкой), допускается установка одного указателя - на выключателе или на приводе. На выключателях, наружные контакты которых ясно указывают включенное положение, наличие указателя на выключателе и встроенном или не отгороженном стенкой приводе необязательно.

У воздушных выключателей должна периодически проверяться бесперебойность вентиляции внутренних полостей изоляторов (для выключателей, имеющих указатели).

Периодичность проверок должна быть установлена на основании рекомендаций заводов-изготовителей.

Сжатый воздух, используемый в воздушных выключателях и приводах других коммутационных аппаратов, должен быть очищен от механических примесей с помощью фильтров, установленных в распределительных шкафах каждого воздушного выключателя или на питающем привод каждого аппарата воздухопроводе.

После окончания монтажа воздухоприготовительной сети перед первичным наполнением резервуаров воздушных выключателей и приводов других аппаратов должны быть продуты все воздухопроводы.

Для предупреждения загрязнения сжатого воздуха в процессе эксплуатации должны проводиться продувки:

а) магистральных воздухопроводов при плюсовой температуре окружающего воздуха -- не реже 1 раза в 2 месяц;

б) резервуаров воздушных выключателей -- после текущих и средних ремонтов, а также при нарушении режимов работы компрессорных станций.

Ремонт выключателей должен производиться:

а) масляных - 1 раз в 6-8 лет при контроле характеристик выключателя с приводом в межремонтный период;

б) воздушных - 1 раз в 4-6 лет.



2.4 Воздушные линии электропередачи

При эксплуатации воздушных линий электропередачи (ВЛ) должны проводиться техническое обслуживания и ремонт, направленные на обеспечение их надежной работы.

При техническом обслуживании должны проводиться работы по предохранению элементов ВЛ от преждевременного износа путем проведения технических проверок и измерений, устранения повреждений и неисправностей.

При капитальном ремонте ВЛ должен быть выполнен комплекс мероприятий, направленных на поддержание или восстановление первоначальных эксплуатационных характеристик ВЛ в целом или отдельных ее элементов путем ремонта деталей и элементов или замены их новыми, повышающими их надежность и улучающими эксплуатационные характеристики линии.

Техническое обслуживание и ремонтные работы должны быть организованы, как правило, комплексно путем проведения всех необходимых работ одновременно с максимально возможным сокращением продолжительности отключения ВЛ. Они могут проводиться с отключением линии, одной фазы (пофазный ремонт) и без снятия напряжения.

Антикоррозийное покрытие неоцинкованных металлических опор и металлических деталей железобетонных и деревянных опор, а также стальных тросов и оттяжек опор должно восстанавливаться по мере необходимости по распоряжению главного инженера энергопредприятия.

При эксплуатации ВЛ должны быть организованы их периодические и внеочередные осмотры. Периодичность осмотров каждой ВЛ по всей длине должна быть не реже одного раза в год. Кроме того, не реже одного раза в год инженерно-техническим персоналом должны проводиться выборочные осмотры отдельных участков линий, включая все линии (участки), подлежащие капитальному ремонту.

Верховые осмотры с выборочной проверкой проводов и тросов в зажимах и дистанционных распорках на ВЛ напряжением 35 кВ и выше или их участках, имеющих срок службы 20 лет и более, или проходящих в зонах интенсивного загрязнения, а также по открытой местности должны производиться не реже 1 раза в 5 лет; на остальных ВЛ 35 кВ и выше не реже 1 раза в 10 лет.

На ВЛ 0,38 - 20 кВ верховые осмотры должны проводиться при необходимости.

Внеочередные осмотры ВЛ или их участков должны проводиться :

а) при образовании на проводах и тросах гололеда, при пляске проводов, во время ледохода или разлива рек, при лесных и степных пожарах, а также после других стихийных бедствий;

б) после автоматического отключения ВЛ релейной защитой.

Капитальный ремонт ВЛ на железобетонных и металлических опорах должен выполняться не реже 1 раза в 10 лет, ВЛ на опорах деревянными деталями - не реже 1 раза в 5 лет.

На ВЛ напряжением выше 1000 В, подверженных интенсивному гололедообразованию, должна осуществляться плавка гололеда электрическим током.

Для дистанционного определения мест повреждения ВЛ напряжением 110 кВ и выше, а также мест междуфазовых замыканий на ВЛ 6-35 кВ должны быть установлены специальные приборы. На ВЛ напряжением 6-35 кВ с отпайками должны быть установлены указатели поврежденного участка.

В целях своевременной ликвидации аварийных повреждений на ВЛ на предприятиях электрических сетей должен храниться аварийный запас материалов и деталей согласно установленным нормам.



2.5 Распределительные устройства

Электрооборудование распределительных устройств (РУ) всех видов и напряжений по номинальным данным должно удовлетворять условиям работы как при номинальных режимах, так и при коротких замыканиях, перенапряжениях и перегрузках.

Персонал, обслуживающий РУ, должен располагать схемами и указаниями по допустимым режимам работы электрооборудования в нормальных и аварийных условиях.

Класс изоляции электрооборудования должен соответствовать номинальному напряжению сети, а устройства защиты от перенапряжений -- уровню изоляции электрооборудования.

При расположении электрооборудования в местностях с загрязненной атмосферой на стадии проектирования и эксплуатации должны быть осуществлены меры, обеспечивающие надежную работу изоляции: в открытых распределительных устройствах (ОРУ) - усиление, обмывка, очистка, покрытие гидрофобными пастами; в закрытых распределительных устройствах (ЗРУ) - защита от проникновения пыли и вредных газов; в комплектных распределительных устройствах наружной установки (КРУН) - герметизация шкафов и обработка изоляции гидрофобными пастами.

Температура воздуха внутри помещений ЗРУ в летнее время должна быть не более 40°С. В случае ее превышения должны быть приняты меры к понижению температуры оборудования или охлаждению воздуха.

Должны быть приняты меры, исключающие попадание животных и птиц в помещение ЗРУ, камеры КРУ и КРУН.

Покрытие полов должно быть таким, чтобы не происходило образования цементной пыли.

Между деревьями и токоведущими частями РУ должны быть расстояния, при которых исключена возможность перекрытия.

Кабельные каналы и наземные лотки ОРУ и ЗРУ должны быть закрыты несгораемыми плитами, а места выхода кабелей из кабельных каналов, туннелей, этажей и переходы между кабельными отсеками должны быть уплотнены несгораемым материалом.

Туннели, подвалы, каналы должны содержаться в чистоте, а дренажные устройства обеспечивать беспрепятственный отвод воды.

В РУ должны находиться переносные заземления, средства по оказанию первой помощи пострадавшим от несчастных случаев, защитные и противопожарные средства.

Для РУ, обслуживаемых оперативно-выездными бригадами (ОВБ), переносные заземления, средства по оказанию первой помощи и защитные средства могут находиться у ОВБ.

Шкафы с аппаратурой устройств релейной защиты и автоматики, связи и телемеханики, шкафы управления и распределительные шкафы воздушных выключателей, а также шкафы приводов масляных выключателей, отделителей, короткозамыкателей и двигательных приводов разъединителей, установленные в РУ, в которых температура окружающего воздуха может быть ниже допустимого значения, должны иметь устройства электроподогрева.

Осмотр оборудования РУ без отключения от сети должен быть организован:

а) на объектах с постоянным дежурством персонала: не реже 1 раза в 3 сутки; в темное время суток для выявления разрядов, коронирования -- не реже 1 раза в месяц;

б) на объектах без постоянного дежурства персонала - не реже 1 раза в месяц, а в трансформаторных и распределительных пунктах - не реже 1 раза в 6 месяцев.

При неблагоприятной погоде (сильный туман, мокрый снег, гололед и т.п.) или усиленном загрязнении на ОРУ должны быть организованы дополнительные осмотры.

Обо всех замеченных неисправностях должны быть произведены записи, а на предприятиях электросетей, кроме того, должно быть сообщено вышестоящему инженерно-техническому персоналу.

Неисправности должны быть устранены в кратчайший срок.

3. Регулирование напряжения на понижающих подстанциях

По конструктивному выполнению различают два типа трансформаторов понижающих подстанций: а) с переключением регулировочных ответвлений без возбуждения, т. е. с отключением от сети (сокращенно "трансформаторы с ПБВ"); б) с переключением регулировочных ответвлений под нагрузкой (сокращенно "трансформаторы с РПН"). Обычно регулировочные ответвления выполняются на стороне высшего напряжения трансформатора, которая имеет меньший рабочий ток. При этом облегчается работа переключающего устройства.

Трансформаторы без регулирования под нагрузкой

(ПБВ) в настоящее время изготовляют с основным и четырьмя дополнительными ответвлениями. Основное ответвление имеет напряжение, равное номинальному напряжению первичной обмотки трансформатора U_В.НОМ. Для понижающих трансформаторов U_В.НОМ равно номинальному напряжению сети U_НОМ.С, к которой присоединяется данный трансформатор (6, 10, 20 кВ). При основном ответвлении коэффициент трансформации трансформатора называют номинальным. При использовании четырех дополнительных ответвлений коэффициент трансформации отличается от номинального на +5, +2,5, --2,5 и --5 %. Вторичная обмотка трансформатора является центром питания сети, подключенной к этой обмотке. Поэтому номинальное напряжение вторичной обмотки трансформаторов выше номинального напряжения сети: на 5% - для трансформаторов небольшой мощности, на 10% - для остальных трансформаторов. Предположим, что к первичной обмотке при использовании основного ответвления подведено напряжение, равное U_НОМ.С, и на стороне НН при холостом ходе напряжение равно 1,05 U_НОМ.С. При этом добавка напряжения равна 5 %. Изменяя ответвления трансформатора с ПБВ, можно получить добавки напряжения, округленные значения которых приведший ниже:

Ответвление первичной обмотки, % +5 +2,5 0 -2,5 -5

Напряжение на стороне НН

при холостом ходе (U_T/ U_НОМ.С) 1 1,025 1,05 1,075 1,1

Добавка напряжения, % 0 +2,5 +5 +7,5 10

Чтобы переключить регулировочное ответвление в трансформаторе с ПБВ, требуется отключить его от сети. Такие переключения производятся редко, при сезонном изменении нагрузок. Поэтому в режиме наибольших и наименьших нагрузок в течение суток (например, днем и ночью) трансформатор с ПБВ работает на одном регулировочном ответвлении и соответственно с одним и тем же коэффициентом трансформации. При этом нельзя осуществить требование встречного регулирования.

Встречное регулирование можно осуществлять, только изменяя U_отв и коэффициент трансформации в течение суток, т. е. переходя от режима наибольших нагрузок к режиму наименьших.

Трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой, со встроенным устройством РПН отличаются от трансформаторов с ПБВ наличием специального переключающего устройства, а также увеличенным числом ступеней регулировочных ответвлений и диапазоном регулирования. Например, для трансформаторов с номинальным напряжением основного ответвления обмотки ВН, равным 115кВ, предусматриваются диапазоны регулирования + 16 % при 18 ступенях регулирования по 1,78 % каждая.

Рис. 3.1 Схема обмоток трансформатора с РПН.

На рис. 3.1. изображена схема обмоток трансформатора с РПН. Обмотка ВН этого трансформатора состоит из двух частей: нерегулируемой а и регулируемой б. На регулируемой части имеется ряд ответвлений к неподвижным контактам 1, 4. Ответвления 1, 2 соответствуют части витков, включенных согласно с витками основной обмотки (направление тока указано на рис. 3.1. стрелками). При включении ответвлений 7, 2 коэффициент трансформации трансформатора увеличивается. Ответвления 5, 4 соответствуют части витков, соединенных встречно по отношению к виткам основной обмотки. Их включение уменьшает коэффициент трансформации, так как компенсирует действие части витков основной обмотки. Основным выводом обмотки ВН трансформатора является точка О. Число витков, действующих согласно и встречно с витками основной обмотки, может быть неодинаковым. На регулируемой части обмотки имеется переключающее устройство, состоящее из подвижных контактов в и г, контактов К1 и К2 и реактора Р. Середина обмотки реактора соединена с нерегулируемой частью обмотки а трансформатора. Нормально ток нагрузки обмотки ВН распределяется поровну между половинами обмотки реактора. Поэтому магнитный поток мал и потеря напряжения в реакторе также мала.

Допустим, что требуется переключить устройство с ответвления 2 на ответвление 1. При этом отключают контактор К1, переводят подвижный контакт в на контакт ответвления 1 и вновь включают контактор К1. Таким образом, секция 1, 2 обмотки оказывается замкнутой на обмотку реактора Р. Значительная индуктивность реактора ограничивает уравнительный ток, который возникает вследствие наличия напряжения на секции 1, 2 обмотки. После этого отключают контактор К2, переводят подвижный контакт г на контакт ответвления 1 и включают контактор К2.

С помощью РПН можно менять ответвления и коэффициент трансформации под нагрузкой в течение суток, выполняя, таким образом, принципы встречного регулирования.

4. Системы учета электрической энергии

Учет активной электроэнергии на подстанции должен обеспечивать определение количества энергии:

1)потребленной на собственные и хозяйственные нужды подстанции;

2)отпущенной потребителям по линиям, отходящим от шин подстанции непосредственно к потребителям;

3)переданной в другие энергосистемы или полученной от них.

Учет выработанной, а также отпущенной потребителям электроэнергии для денежного расчета за нее называется расчетным учетом электроэнергии.

Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанции энергосистемы устанавливаются:

- для каждой отходящей линии электропередачи, принадлежащей потребителям;

- для межсистемных линий электропередачи - по два счетчика со стопорами, учитывающих отпущенную и полученную электроэнергию; при наличии ответвлений от этих линий в другие энергосистемы - по два счетчика со стопорами, учитывающих полученную и отпущенную электроэнергию, на вводах в подстанции этих систем;

- на трансформаторах СН;

- для линий хозяйственных нужд или посторонних потребителей (поселок и т. п.), присоединенных к шинам СН.

Также учет электроэнергии может производиться с применением измерительных трансформаторов.

Учет для контроля расхода электроэнергии внутри электростанции подстанции, предприятий, в зданиях, квартирах и т. п. называется техническим учетом электроэнергии.

Счетчики активной электроэнергии для технического учета устанавливают на подстанциях напряжением 35 кВ и выше энергосистем; на сторонах среднего и низшего напряжений силовых трансформаторов; на каждой отходящей линии электропередачи 6 кВ и выше, находящейся на балансе энергосистемы.

Учет реактивной электроэнергии должен обеспечивать возможность определения количества реактивной энергии, полученной потребителем от электроснабжающей организации или переданной ей, только в том случае, если по этим данным производятся расчеты или контроль соблюдения заданного режима работы компенсирующих устройств.

Расчетные счетчики реактивной электроэнергии должны устанавливаться:

- на тех же элементах схемы, на которых установлены счетчики активной электроэнергии для потребителей, рассчитывающихся за электроэнергию с учетом разрешенной к использованию реактивной мощности;

- на присоединениях источников реактивной мощности потребителей, если по ним производится расчет за электроэнергию, выданную в сеть энергосистемы, или осуществляется контроль заданного режима работы.

Если со стороны предприятия с согласия энергосистемы производится выдача реактивной электроэнергии в сеть энергосистемы, необходимо устанавливать два счетчика реактивной электроэнергии со стопорами в тех элементах схемы, где установлен расчетный счетчик активной электроэнергии. Во всех других случаях должен устанавливаться один счетчик реактивной электроэнергии со стопорами.

Для предприятия рассчитывающегося с энергоснабжающей организацией по максимуму разрешенной реактивной мощности, следует предусматривать установку счетчика с указателем максимума нагрузки, при наличии двух и более пунктов учета - применение автоматизированной системы учета электроэнергии.

Счетчики реактивной электроэнергии для технического учета следует устанавливать на сторонах среднего и низшего напряжения силовых трансформаторов подстанций 35 кВ и выше энергосистем.

В таблице представлено несколько устройств учета электроэнергии, расположенных непосредственно на ПС “Ив-1”:

Таблица 4.1

№	Тип счетчика	Вид измеряемой эл.энергии	Номинальное напряжение, В	Номинальный ток, А	Год изготовления	Класс точности
1.	ЦЭ6803В	Актив.	2 х 100	5	2000	2
2.	СЭТАП	Актив.	3 х 1000/57,5	3 х (5-7,5)	2001	1
3.	СЭТ-4ТМ.02.2	Актив. и реактив.	3 х 57,7/100	5 (7,5)	2003	2

5. Охрана труда, техника безопасности и мероприятия по защите окружающей среды

5.1 Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации электроустановок

На территории Российской Федерации действуют "МЕЖОТРАСЛЕВЫЕ ПРАВИЛА по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок". Данные Правила составлены Госэнергонадзором Минэнерго России и РАО "ЕЭС России" по заданию Министерства труда и социального развития Российской Федерации и Министерства энергетики Российской Федерации и введены в действие с 1 июля 2003 г (последнее издание с изменениями).

В Правилах приведены требования к персоналу, производящему работы в электроустановках, определены порядок и условия производства работ, рассмотрены организационные и технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ, испытаний и измерений в электроустановках всех уровней напряжения.

Настоящие Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок распространяются на работников организаций независимо от форм собственности и организационно-правовых форм и других физических лиц, занятых техническим обслуживанием электроустановок, проводящих в них оперативные переключения, организующих и выполняющих строительные, монтажные, наладочные, ремонтные работы, испытания и измерения.

Требования к персоналу.

Работники, принимаемые для выполнения работ в электроустановках, должны иметь профессиональную подготовку, соответствующую характеру работы. При отсутствии профессиональной подготовки такие работники должны быть обучены (до допуска к самостоятельной работе) в специализированных центрах подготовки персонала (учебных комбинатах, учебно-тренировочных центрах и т.п.).

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

Проверка состояния здоровья работника проводится до приема его на работу, а также периодически, в порядке, предусмотренном Минздравом России. Совмещаемые профессии должны указываться администрацией организации в направлении на медицинский осмотр.

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

Персонал, обслуживающий электроустановки, должен пройти проверку знаний настоящих Правил и других нормативно-технических документов (правил и инструкций по технической эксплуатации, пожарной безопасности, пользованию защитными средствами, устройства электроустановок) в пределах требований, предъявляемых к соответствующей должности или профессии, и иметь соответствующую группу по электробезопасности. Персонал обязан соблюдать требования настоящих Правил, инструкций по охране труда, указания, полученные при инструктаже.

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

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

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

- верхолазные работы;

работы под напряжением на токоведущих частях:

- чистка, обмыв и замена изоляторов, ремонт проводов, контроль измерительной штангой изоляторов и соединительных зажимов, смазка тросов;

- испытания оборудования повышенным напряжением (за исключением работ с мегаомметром).

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

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

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

ГРУППЫ ПО ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТИ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОГО (ЭЛЕКТРОТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО) ПЕРСОНАЛА И УСЛОВИЯ ИХ ПРИСВОЕНИЯ

Таблица 5.1

Группа по электро-безопасности	Требования к персоналу
II	1. Элементарные технические знания об электроустановке и ее оборудовании. 2. Отчетливое представление об опасности электрического
	тока, опасности приближения к токоведущим частям. 3. Знание основных мер предосторожности при работах в электроустановках. 4. Практические навыки оказания первой помощи пострадавшим.
III	1. Элементарные познания в общей электротехнике. 2. Знание электроустановки и порядка ее технического обслуживания. 3. Знание общих правил техники безопасности, в том числе правил допуска к работе, правил пользования и испытаний средств защиты и специальных требований, касающихся выполняемой работы. 4. Умение обеспечить безопасное ведение работы и вести надзор за работающими в электроустановках. 5. Знание правил освобождения пострадавшего от действия электрического тока, оказания первой медицинской помощи и умение практически оказывать ее пострадавшему.
IV	1. Знание электротехники в объеме специализированного профессионально-технического училища. 2. Полное представление об опасности при работах в электроустановках. 3. Знание настоящих Правил, правил технической эксплуатации электрооборудования, правил пользования и испытаний средств защиты, устройства электроустановок и пожарной безопасности в объеме занимаемой должности. 4. Знание схем электроустановок и оборудования обслуживаемого участка, знание технических мероприятий, обеспечивающих безопасность работ. 5. Умение проводить инструктаж, организовывать безопасное проведение работ, осуществлять надзор за членами бригады. 6. Знание правил освобождения пострадавшего от действия электрическою тока, оказания первой медицинской помощи и умение практически оказывать ее пострадавшему. 7. Умение обучать персонал правилам техники безопасности, практическим приемам оказания первой медицинской помощи.
V	1. Знание схем электроустановок, компоновки оборудования технологических процессов производства. 2. Знание настоящих Правил, правил пользования и испытаний средств защиты, четкое представление о том, чем вызвано то или иное требование. 3. Знание правил технической эксплуатации, правил устройства электроустановок и пожарной безопасности в объеме занимаемой должности.
	4. Умение организовать безопасное проведение работ и осуществлять непосредственное руководство работами в электроустановках любого напряжения. 5. Умение четко обозначать и излагать требования о мерах безопасности при проведении инструктажа работников. 6. Умение обучать персонал правилам техники безопасности, практическим приемам оказания первой медицинской помощи.

5.2 Техника безопасности

Устройство, эксплуатация и ремонт оборудования, зданий и сооружений должен отвечать требованиям стандартов безопасности труда и ПТБ.

Средства защиты, приспособления и инструмент, применяемые при обслуживании оборудования, зданий и сооружений энергопредприятий, должны подвергаться осмотру и испытаниям в соответствии с действующими нормативно-техническими документами по охране труда.

Для рабочих и служащих энергопредприятия должны быть разработаны и утверждены руководителем инструкции по охране труда, устанавливающие правила выполнения работ в объеме, обязательном для работников на данной должности.

Каждый работник должен знать и строго выполнять требования безопасности труда, относящиеся к обслуживаемому оборудованию и организации труда на рабочем месте.

Весь производственный персонал электростанций, сетей, ремонтных и наладочных предприятий должен быть практически обучен приемам освобождения человека, попавшего под воздействие электрического тока, и оказания ему первой помощи, а также приемам оказания первой помощи при других несчастных случаях.

Каждый несчастный случай, а также другие нарушения требований безопасности труда должны быть тщательно расследованы, выявлены причины и виновники их возникновения и приняты меры к предупреждению повторения подобных случаев.

Ответственность за несчастные случаи, происшедшие на производстве, несут лица из административно-технического персонала, не обеспечившие безопасность труда, выполнение стандартов безопасности труда и не принявшие должных мер для предупреждения несчастных случаев, а также лица, непосредственно нарушившие требования безопасности или инструкции по охране труда.

В каждом цехе электростанции, на подстанциях, участках сетей, в лабораториях и других объектах, а также автомашинах выездных бригад должны бать аптечки или сумки первой помощи с постоянным запасом медикаментов и медицинских средств. Персонал должен быть обеспечен спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной защиты в соответствии с отраслевыми нормами.

Персонал, находящийся в помещениях с действующим энергооборудованием (за исключением щитов управления, релейных и им подобных), в закрытых и открытых распределительных устройствах, колодцах, камерах, каналах и туннелях электростанций, тепловых и электрических сетей, на строительной площадке и ремонтной зоне, а также при обслуживании линий электропередачи должен надевать защитные каски.

Список литературы

1. А.И. Кулешов, А.А. Братолюбов Программа сквозной практической подготовки студентов специальности 100200 "Электроэнергетические системы и сети".

2. Правила устройства электроустановок. Минэнерго СССР - 6-е издание - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 640 с.

3. Правила техники эксплуатации электрических станций и сетей. - М.: Энергия, 1977. - 288 с.

4. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001. - 216 с.

5. Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций. - М.: Издательский центр "Академия", 2005 - 448 с.

6. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 592 с., ил.

7. А.А. Филатов Оперативное обслуживание электрических подстанций. - М.: Издательство "Энергия", 1980 - 232 с., ил.

Размещено на Allbest.ru

...