1. Введение
Электроэнергетика играет особую роль в развитии государства. Это ключевая стратегическая отрасль, обуславливающая устойчивое социально-экономическое развитие многоотраслевой экономики, подъем благосостояния и качества жизни граждан. Мощная энергетика способствует утверждению международного статуса государства и формированию его внешнеполитического потенциала.
Поэтому, краеугольным камнем в фундаменте независимости государства и основой его устойчивого развития является самообеспеченность электроэнергетическими ресурсами – возможность полного удовлетворения внутренних потребностей в электрической энергии. В настоящее время сохраняется зависимость Казахстана от перетоков электроэнергии из России и Средней Азии и их монопольного завышения тарифов.
В дореформенный период отчетно-статистические показатели выполнения годовых и квартальных народнохозяйственных государственных и республиканских планов начинается с отрасли «электроэнергетика», что свидетельствует о ее важности и роли в развитии общества.
Одним из слагаемых единого технологического комплекса – системы электроснабжения (генерация электроэнергии – ее передача – распределение) является распределительная сеть, представляющая собой совокупность распределительных линий электропередачи, распределительных и потребительских трансформаторных подстанций напряжением 110, 35 и 10 кВ. От работоспособного состояния этого конечного элемента зависит эффективность работы всей системы энергоснабжения – своевременная и полнообъемная выдача потребителям электроэнергии, соответствующей стандарту качества, производимой на электростанциях или поступающей в страну по импорту.
Система электроснабжения является важнейшим элементом производственной и социальной инфраструктур национальной экономики. Она носит глобальный характер, обеспечивая нормальное функционирование и развитие всех сфер экономики, жизнедеятельности населения, социальный прогресс и повышение качества жизни граждан.
Электроэнергетика Казахстана являлась крупной составляющей (фрагментом) Единой энергетической системы (ЕЭС) Советского Союза. Поэтому принятие генеральных решений по формированию электроэнергетической отрасли происходило во взаимосвязи с сопредельными республиками, с учетом их возможностей и потребностей на основе кооперации. После разрушения единого энергетического пространства СНГ, разрыва тесных научно – производственных и экономических связей между республиками Казахстан остался с разбалансированной электроэнергетикой. Появился разрыв между потребностью в электроэнергии и возможностями ее производства на собственных электростанциях, составляющих многие миллиарды киловатт-часов в год.
В 1990 г., последнему году перед началом распада экономики СССР, мощность электростанций республики превысила 18 млн. кВт, а общее потребление электроэнергии Казахстана составило 104,8 млрд. кВт*ч, из которых 87,4 млрд. кВт*ч было произведено на собственных электростанциях.
Электроэнергетика республики характеризовалась достаточно высокими экономическими показателями. В 1990 г. потребление электроэнергии в расчете на одного жителя (электровооруженность) составило 6450 кВт*ч в год (третье место среди союзных республик). Отдача в рублях с единицы основных производственных фондов была на 17% выше аналогичного показателя в целом по Казахстану. Среднегодовое число часов использования установленной мощности на всех типах электростанций республики составило 5148, в том числе на тепловые – 5412.
Начавшаяся в республике перестройка обусловила, как и на всем постсоветском пространстве, расстройство системы денежного обращения, глубокую инфляцию и падение жизненного уровня. Двух кратный спад производства внутреннего валового продукта (ВВП), сокращение платежеспособного спроса и разбалансированность экономики уменьшили к 1999 г. (в сравнении с 1990 г.) суммарное потребление электроэнергии более, чем в два раза – до 50,74 млрд. кВт*ч. Соответственно загрузка электростанций республики снизилась до 53% от установленной генерирующей мощности. Наряду с этим, из-за электрической изолированности или слабых республиканских межсистемных связей, отдельные энергоузлы, зависимые от импорта электроэнергии, испытывают большую напряженность энергобалансов, ограничивают в электроснабжении ответственных потребителей.
Из-за хронических неплатежей потребителей за полученную электроэнергию, повсеместного распространения бартерных сделок: купля – продажа электроэнергии энергетические предприятия испытывают постоянную острую нехватку оборотных средств и инвестиционного капитала. Полное прекращение бюджетного финансирования ликвидировало инновационную деятельность. По указанным причинам приостановлено обновление основных производственных фондов. Свернута ранее разработанная республиканская программа реконструкции и технического перевооружения распределительных сетей республики. Прекращены работы по автоматизации и телемеханизации распределительных сетей. В крайне ограниченном объеме проводятся обязательные регламентные профилактические и ремонтные работы и мероприятия. Естественный процесс физического старения эксплуатируемых электросетевых объектов и их моральный износ, не компенсируемый вводом новых взамен пришедших в негодность (воспроизводством основных фондов), чреват катастрофическими последствиями, как для потребителей, так и для ее производителей.
2. Организация и структура управления
Закрытое акционерное общество “Восточно-Казахстанская региональная энергетическая компания” было образовано 1 апреля 1999 года. Созданное на базе ОАО “РЭК Алтайэнерго” компания осуществляет распределение, вырабатываемой на электростанциях электроэнергии по районам ВКО.
Организационная структура ЗАО “ВК РЭК”, представленная на рисунке 1.1., отображает подразделения и службы, входящие в состав компании.
Высшим органом в ЗАО является общее собрание его акционеров, компетенция которого определяется законодательными актами. Посредством собрания акционеров был создан совет директоров, который осуществляет общее руководство деятельностью общества, за исключением решения вопросов, отнесенных к исключительной компетенции общего собрания акционеров. Во главе совета директоров стоит председатель, который координирует его деятельность.
Исполнительная власть в ЗАО “ВК РЭК” принадлежит Президенту, который осуществляет текущее руководство деятельностью акционерного общества и подотчетен совету директоров и общему собранию акционеров. Помощник президента отвечает за связи с общественностью, а также планирует график работы президента.
Вице президент – непосредственно руководит предприятием, несет ответственность перед президентом.
Главный инженер – организовывает работу предприятия в части ремонта и надлежащей эксплуатации технических оборотных средств. В непосредственном подчинении:
Служба подстанций - Служба подстанций является самостоятельным производственным структурным подразделением. Служба подстанций подчиняется непосредственно главному инженеру. Назначение службы – обеспечение надежной и экономичной работы оборудования подстанций 35 кВ и выше. Служба выполняет оперативное и ремонтное обслуживание оборудования подстанций, осуществляет внедрение нового оборудования всех подстанций ,закрепленных за службой.
СН и ТБ - основная задача – контроль за обеспечением бесперебойного электроснабжения потребителей, организация безопасных условий труда работников электросетей. Служба осуществляет работу с персоналом на предприятии, контроль за выполнением правил технической эксплуатации, правил и норм по охране труда, правил пожарной безопасности. Участвует в расследовании нарушений в работе эл. сетей, контролирует своевременное оформление результатов расследования.
Диспетчерская служба - Назначение службы – осуществление круглосуточного оперативно-диспетчерского управления сетями с целью обеспечения бесперебойного и надежного снабжения потребителей электрической энергией. Разработка и осуществление мероприятий по повышению надежности эл. снабжения потребителей.
Служба осуществляет оперативно-диспетчерское обслуживание основного производственного процесса в электрических сетях – передачу и распределение электрической энергии. Служба осуществляет разработку режимов и мероприятий по снижению расхода электроэнергии на ее транспорт в электрических сетях. Диспетчерская группа осуществляет своевременное обнаружение и оперативное устранение возникающих отклонений режимов от заданных параметров, локализация и оперативное устранение различных повреждений элементов электрических сетей, а также производство плановых оперативных переключений. Обеспечение качества электроэнергии по напряжению электрического тока.
Отдел кадров - основными задачами отдела кадров является претворение в жизнь решений Правительства по вопросам работы с кадрами, осуществления контроля за соблюдением порядка назначения, перемещения на руководящие и инженерно-технические должности.
Отдел кадров определяет потребность в трудовых ресурсах и принимает меры по обеспечению дополнительной потребности. Осуществляет учет трудового стажа работников.
Планово-экономический отдел - Основная задача отдела – руководство работой по экономическому планированию на предприятии, направленному на организацию рациональной хозяйственной деятельности, выявление и использование резервов производства с целью достижения наиболее экономической эффективности. В задачу отдела входит организация труда и заработной платы, обеспечение повышения производительности труда и правильного расходования з/платы. Организация комплексного экономического анализа деятельности предприятия и участие в разработке мероприятий по ускорению темпов роста производительности труда, эффективному использованию производственных мощностей, материальных и трудовых ресурсов, повышению рентабельности производства.
Отдел материально-технического снабжения - осуществляет снабжение предприятия товарами и материалами, необходимыми для нормальной и эффективной работы.
В итоге ЗАО «ВК РЭК» - это:
Площадь обслуживания – 97500 км²
Количество потребителей – 274049
Пиковая нагрузка – 275 МВт
Количество подразделений – 25
В том числе филиалов – 15
Численность персонала – 1813 чел.
ПС 35кВ и выше – 166 шт.
ПС 35/0,4кВ – 8 шт.
ПС 35/6-10кВ – 92 шт.
ПС 110кВ – 65 шт.
ПС 220кВ – 1 шт.
Протяженность ЛЭП – 8,8 тыс. км
Воздушные:
0,4кВ – 6,6 тыс. км
6-10кВ – 6,8 тыс. км
35кВ – 1,9 тыс. км
110кВ – 1,7 тыс. км
Кабельные:
0,4кВ – 0,6 тыс. км
6-10кВ – 0,6 тыс. км
ТП, КТП – 4368 шт.
3. Характеристика трансформатора установленного в ТП- 1- 26.
На ТП-26-1 установлен трансформатор типа ТМ-320/6 – трансформатор трехфазный трехобмоточный с естественным масляным охлаждением мощностью 320 кВА. Обмотки этого трансформатора имеют схемы соединения: звезда выведенной нейтралью, звезда с выведенной нейтралью и треугольник. Соединение в звезду отмотки ВН позволяет выполнить внутреннюю изоляцию из расчета фазной ЭДС, т.е. в 3 раз меньше линейной. Обмотка НН соединенная в треугольник позволяет уменьшить сечение обмотки, рассчитав ее на фазный ток I/ 3. В этом трансформаторе охлаждение естественной циркуляцией масла это охлаждение применяется, так как трансформатор средней мощности. Основными частями трансформатора являются бак с радиаторами, магнитопровод с обмотками и масло. Бак выполняют из листовой стали. Дно и крышку трансформатора делают из более толстой стали. Крышку соединяют с верхом бака болтами или сваркой. В баке располагают внутреннюю часть трансформатора, содержащую магнитопровод с надетыми на него обмотками.
Обмотки выполняют из электротехнической меди прямоугольного или круглого сечения. Витки обмоток изолируют тонкой кабельной бумагой. От магнитопровода, друг от друга и от стенок бака обмотки изолируют при помощи цилиндров из изолирующего материала. Концы обмоток выводят из бака через фарфоровые изоляторы, расположенные на крышке бака трансформатора.
Бак заливают трансформаторным маслом. Масло служит для отвода тепла, выделяющегося в обмотках и магнитопроводе трансформатора, в окружающий его воздух. Кроме того, масло используется для изоляции токоведущих частей между собой и от бака.
Радиаторы служат для увеличения поверхности охлаждения трансформатора и подключаются к баку при помощи патрубков со специальными радиаторными кранами.
Расширитель обеспечивает постоянное заполнение бака маслом, и уменьшают поверхность соприкосновения масла с воздухом. У расширителя имеется отверстие для всасывания и вытеснения воздуха при изменении уровня содержащегося в нем масла. Расширитель обычно имеет цилиндрическую форму и укрепляется на кронштейне, установленном на крышке трансформатора. С трансформатором расширитель соединяется трубопроводом.
Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать определенный уровень напряжения на шинах подстанций. В электрических сетях предусматривается способы регулирования напряжения, одним из которых является изменение коэффициента трансформации трансформаторов. Обмотки трансформаторов снабжаются дополнительными ответвлениями, с помощью которых можно изменять коэффициент трансформации. Переключение ответвлений может происходить без возбуждения (ПБВ), т.е. после отключения всех обмоток от сети или под нагрузкой (РПН). Устройство ПБВ позволяет регулировать напряжение в пределах +5% для чего трансформаторы небольшой мощности кроме основного вывода имеют два ответвления от обмотки высшего напряжения: +5% и –5%. Если трансформатор работал на основном выводе о и необходимо повысить напряжение на вторичной стороне U2, то, отключив трансформатор, производят переключение на ответвление –5% уменьшая тем самым число витков W1. Регулирование под нагрузкой позволяет переключить ответвления обмотки трансформатора без разрыва цепи. Устройство РПН предусматривает регулирование напряжения в различных пределах в зависимости от мощности и напряжения трансформатора.
Газовая защита устанавливается на трансформаторах и реакторах с масляным охлаждением, имеющих расширители. Действие газовой защиты основано на том, что всякие, даже незначительные, повреждения, а также повышенные нагревы внутри бака трансформатора вызывают разложение масла и органической изоляции, что сопровождается выделением газа. Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения. Поэтому защита выполняется так, чтобы при медленном газообразовании подавался предупредительный сигнал, а при бурном газообразовании, что имеет место при коротких замыканиях, происходило отключение поврежденного трансформатора. Кроме того, газовая защита действует на сигнал и на отключение или только на сигнал при опасном понижении уровня масла в баке трансформатора. Газовая защита является универсальной и наиболее чувствительной защитой трансформаторов от внутренних повреждений. Она реагирует на такие опасные повреждения как замыкания между витками обмоток, на которые не реагируют другие виды защит, из-за недостаточного значения тока при этом виде повреждения.
Нейтралями электроустановок называют общие точки обмотки генераторов или трансформаторов, соединенные в звезду. Вид связи нейтралей трансформаторов с землей. В значительной степени определяет уровень изоляции электроустановок и выбор коммутационной аппаратуры, значения перенапряжений и способы их ограничения, токи при однофазных замыканиях на землю, условия работы релейной защиты и безопасности. В зависимости от режима нейтрали электрические сети разделяют на четыре группы:
1) сети с незаземленными (изолированными) нейтралями;
2) сети с резонансно-заземленными (изолированными) нейтралями;
3) сети с эффективно-заземленными нейтралями;
4) сети с глухозаземленными нейтралями.
4. Порядок включения и отключения силовых трансформаторов (АТ).
Перед включением трансформатора в сеть из резерва или после ремонта производится осмотр, как самого трансформатора, так и всего включаемого с ним оборудования. При этом проверяются уровень масла в расширители и вводах трансформатора; исправность и пусковое положение оборудования системы охлаждения; правильное положение указателей переключателей напряжения; положение заземляющего разъединителя и состояние разрядников в нейтрали; отключен ли дугогасящий реактор; состояние фарфоровых изоляторов и покрышек вводов, а также шинопроводов и экранированных токопроводов. Если трансформатор находился в ремонте, то обращается внимание на чистоту рабочих мест, отсутствие закороток, защитных заземлений и посторонних предметов на трансформаторе и оборудовании трансформатора. Включение трансформатора в сеть производится толчком на полное напряжение со стороны питания. Включение часто сопровождается сильным броском тока намагничивания. Однако автоматического отключения трансформатора дифференциальной токовой защитой при этом не происходит, так как она отстраивается от тока намагничивания при первом опробовании трансформатора напряжением, что позволяет избежать ложных срабатываний ее при всех последующих включениях. Включение на полную нагрузку разрешается при любой отрицательной температуре воздуха трансформаторов с системами охлаждения Н и Д и не ниже -250С трансформаторов с системами охлаждения ДЦ и Ц. Если температура воздуха, а следовательно, и масла в трансформаторе окажется ниже указанной, ее поднимают включением трансформатора на холостой ход или под нагрузку не более 50% номинальной. Повышение вязкости масла в зимнее время учитывается при включении в работу не только самого трансформатора, но и его охлаждающих устройств. Циркуляционные насосы серии ЭЦТ надежно работают пи температуре перекачиваемого масла не ниже -250С, а серии ЭЦТЭ – не ниже –200С. Поэтому при включении трансформаторов в работу циркуляционные насосы систем охлаждения включаются лишь после предварительного нагрева масла до указанных значений температур. Во всех остальных случаях насосы принудительной циркуляции масла должны автоматически включаться в работу одновременно с включением трансформатора в сеть. Вентиляторы охладителей при низких температурах масла должны включаться в работу, когда температура масла достигает 450С.
5. Система измерений на электростанциях и подстанциях и РЗ автотрансформаторов.
Контроль за режимом работы основного вспомогательного оборудования на электростанциях и подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов. В зависимости от характера объекта и структуры его управления объем контроля, и место установки контрольно-измерительной аппаратуры могут быть различными. Приборы могут устанавливаться на главном щите управления и центральном щите на электростанциях с блоками генератор-трансформатор и на местных щитах. Наибольшее количество измерительных приборов необходимо в цепи мощных генераторов, где осуществляется контроль за нагрузкой во всех фазах, за активной и реактивной мощностью, ведется учет выработанной электроэнергии, а также контролируются ток и напряжение в цепи ротора и в цепи возбудителя. Кроме показывающих приборов устанавливаются регистрирующие приборы; ваттметры в цепи статора генератора для контроля за активной мощностью, амперметры и вольтметры. Кроме того, в цепи каждого генератора предусматриваются датчики активной и реактивной мощности, которые передают значение измеряемого параметра к суммирующим ваттметру и варметру на центральный и главный щиты управления, к устройствам телемеханики. Также на подстанциях устанавливаются осциллографы, записывающие фазные напряжения трех фаз, токи трех фаз, напряжение нулевой последовательности и т.д. На линиях высокого напряжения устанавливаются приборы, фиксирующие параметры, необходимые для определения места повреждения (ФНП). Если объект, в цепях которого необходимо контролировать ток, мощность или другие величины, находятся далеко от щита управления, то сопротивление проводов от приборов до измерительных трансформаторов будет настолько большим, что погрешность измерения возрастет до недопустимого значения. В этом случае используются измерительные преобразователи токи, активной и реактивной мощности. Измерительный преобразователь включается в цепь измеряемого параметра через трансформаторы тока и напряжения, а на выходе он дает постоянный ток, который линейно зависит от измеряемого параметра. Приборы синхронизации устанавливаются при возможности синхронизации. Применение измерительных преобразователей дает следующие преимущества перед традиционным подключением измерительных приборов непосредственно к трансформаторам тока и напряжения: уменьшается нагрузка трансформаторов тока и напряжения; создается возможность непрерывного ввода информации в ЭВМ; уменьшается сечение контрольных кабелей; легко осуществляется измерение по вызову; для всех измерений применяется простейший прибор – миллиамперметр.
Для защиты автотрансформаторов, при их повреждении и сигнализации, о нарушении нормальных режимов работы применяются следующие типы защит: дифференциальная – для защиты при повреждениях обмоток, вводов и ошиновки; токовая отсечка мгновенного действия – для защиты автотрансформатора при повреждениях ошиновки, вводов и части обмотки со стороны источника питания; газовая – от внутренних повреждений. В обмотках автотрансформаторов могут возникать КЗ между фазами, одной или двух фаз на землю, между витками одной фазы и замыкания между обмотками разных напряжений.
6. Перечень установленного оборудования на ПС 35/10 кВ №32 п.Меновное.
диспетчерское наименование |
Л-7 |
Л-5 |
Л-1 |
Ввод Т-1 |
ТСН-1 |
Л-14 |
ТН-10-I |
СВ-10 |
ТН-10-II |
Л-4 |
Л-15 |
Ввод Т-1 |
Л-6 |
ТСН-2 |
направление ЛЭП |
Профилакторий |
КНС-31 |
Левый берег,ТОО Эскор,промзона |
|
ТМ-25кВА 10/0,4кВ ПКТ-10 |
база ЛБ РЭС |
НТМИ-10 РВП-10 ПКН-001-10У3 |
|
НТМИ-10 РВП-10 ПКН-001-10У3 |
Левый берег,Ука РЭЧ,промзона |
п.Меновное,с/о, в/часть |
|
КНС-31 |
ТМ-40 кВА 10/0,4 кВ ПКТ-10 |
Наименование ЛЭП с которой кольцуется |
|
с Л-6 ПС32 |
с Л-4 ПС32 |
|
с Л-15 ПС Левоб. |
с Л-1 ПС 32 |
Л-15 РП-Акимовка Л-611 ПС-26 |
с Л-5 ПС32 |
||||||
|
||||||||||||||
ТТ |
100/5 |
100/5 |
150/5 |
300/5 |
|
150/5 |
200/5 |
200/5 |
150/5 |
300/5 |
100/5 |
Силовые трансформаторы
РЭС |
ПС |
Uном, кВ |
Дисп.наим.оборуд. |
Тип трансформатора |
Секция шин ( 1 или 2,3 и т.д.) |
Sном, кВА |
Заводской номер |
Завод-изготовитель |
Год изготовления |
Год ввода в эксплуатацию |
Инвентарный номер |
Первоначальная стоимость, тг |
Uном ВН,кВ |
Uном НН,кВ |
Iном. ВН, А |
Iном НН, А |
Iхх, % |
Pхх,кВт |
Pкз,кВт |
Uкз ВH,% |
Cхема и группа соединений |
Состояние нейтрали |
Тип РПН, привода |
Тип ТЭН привода РПН |
Тип и состояние АРКТ |
Способ регулирования напряжения |
Тип ввода ВН |
Тип ввода НН |
Тип газового реле |
Тип струйного реле |
Тип двигателя РПН |
Тип встроенных ТТ ВН |
Коэффициент трансформации |
Масса полная, кг |
Масса масла, кг |
Масса выемной части, кг |
Масса транспорная, кг |
Левобережный |
пс №32
|
35/10 |
Т-1 |
ТМ-4000/35/10 |
1 |
4000 |
2861 |
БЗСТ |
1987 |
1980 |
18022 |
5 101 825,00 |
35 |
10 |
66 |
220 |
3,5 |
6,9 |
23,5 |
8,39 |
Ун/Д-11 |
изолирован |
РНТА-35/320У-1 |
ТЭН-200Д16/1,6С220 |
АРТ-1Н в работе |
АВТ |
ИПТ35/630Б УХЛТ1 черт.2ИВ.813.014 |
ИПТ-6-10/630А УХЛТ1ЧЕР 2ИВ8 |
ВF80/Q ГДР |
URF-25/10 |
АОЛ-22-4Н |
ТВ-35.20У2 |
30 |
16300 |
5280 |
7240 |
14900 |
Левобережный |
Т-2 |
ТМ-4000/35/10 |
2 |
4000 |
1117 |
БЗСТ |
1979 |
1981 |
18023 |
5 101 825,00 |
35 |
11 |
66 |
220 |
3,5 |
6,7 |
23,5 |
8,39 |
Ун/Д-11 |
изолирован |
РНТА-35/320У-1 |
ТЭН-200Д16/1,6С220 |
АРТ-1Н в работе |
АВТ |
ИПТ35/630Б УХЛТ1 черт.2ИВ.813.014 |
ИПТ-6-10/630А УХЛТ1ЧЕР 2ИВ8 |
ВF80/Q ГДР |
URF-25/10 |
АОЛ-22-4Н |
ТВ-35.20У2 |
30 |
13090 |
4100 |
5540 |
13090 |
ТСН,ТСР Трансформаторы собственных нужд
РЭС |
ПС |
Uном, кВ |
Дисп.наим.ТСН, ТСР |
Тип трансформатора |
Sном, кВА |
Uном ВН,кВ |
Левобережный
|
пс №32
|
35/10 |
ТСН-1 |
ТМ |
25 |
10 |
ТСН-2 |
ТМ |
40 |
10 |
Предохранители
РЭС |
ПС |
Uном, кВ |
Секция шин |
Дисп.наим.предохранителя |
Тип предохранителя |
Iном плавкой вставки |
Тип патрона |
Инвентарный номер |
Дата последнего ТР ( ТО) |
Левобережный |
пс №32 |
35/10
|
1 |
ПК-ТН-10-1 |
ПКТ-101-7,2-10-20У3 |
5 |
ПТ 1.1-10-8-20У3 |
18035 |
2006 |
2 |
ПК-ТН-10-2 |
ПКТ-101-7,2-10-20У3 |
5 |
ПТ 1.1-10-8-20У3 |
18035 |
2006 |
|||
1 |
ПК-10-ТСН-1 |
ПКТ-101-7,2-10-20У3 |
10 |
ПТ 1.1-10-8-20У3 |
18035 |
2006 |
|||
2 |
ПК-10-ТСН-2 |
ПКТ-101-7,2-10-20У3 |
10 |
ПТ 1.1-10-8-20У3 |
18035 |
2006 |
Трансформаторы напряжения
РЭС |
ПС |
Uном, кВ |
Секция шин |
Дисп. наименование ТН |
Тип трансформатора напряжения |
Количество трансформаторов |
Класс точности |
Номинальная мощность основной обмотки, ВА |
Номинальная мощность доп. Обмотки, ВА |
Вес, кг |
Год ввода в эксплуатацию |
Инвентарный номер |
Дата последнего КР |
Дата последнего ТР ( ТО) |
Левобережный |
пс №32 |
35/10 |
|
ТН-359 |
НОМ-35 |
3 |
0,5 |
150 |
|
10 |
1969 |
18021 |
2008 |
2007 |
|
ТН-63 |
НОМ-35 |
3 |
0,5 |
150 |
|
10 |
1969 |
18021 |
2008 |
2007 |
|||
1 |
ТН-10-1 |
НТМИ-10-66У3-1 |
1 |
0,5 |
120 |
300 |
80 |
1969 |
18021 |
2008 |
2007 |
|||
2 |
ТН-10-2 |
НТМИ-10-66У3-1 |
1 |
0,5 |
120 |
300 |
80 |
1969 |
18021 |
2008 |
2007 |
Разрядники
РЭС |
ПС |
Uном, кВ |
Секция шин |
Дисп. наименование разрядника |
Тип разрядника |
Количество элементов |
Год ввода в эксплуатацию |
Инвентарный номер |
Год последнего ТР (ТО) |
Левобережный |
ПС 35/10кВ №32 |
35 |
1 |
РВС-Л-359 |
РВС-35 |
3 |
1969 |
18021 |
2008 |
|
|
35 |
1 |
РВС-35-1 |
РВС-35 |
3 |
1969 |
18021 |
2008 |
|
|
10 |
1 |
РВП-10-1 |
РВП-10 |
3 |
1969 |
18021 |
2008 |
|
|
35 |
1 |
РВС-Л-63 |
РВС-35 |
3 |
1969 |
18021 |
2008 |
|
|
35 |
1 |
РВС-35-2 |
РВС-35 |
3 |
1969 |
18021 |
2008 |
|
|
10 |
1 |
РВП-10-2 |
РВП-10 |
3 |
1969 |
18021 |
2008 |
Трансформаторы тока
РЭС |
ПС |
Uном, кВ |
Секция шин |
Дисп. наименование ТТ |
Тип трансформатора тока |
Количество трансформаторов тока |
I ном, А обмоток |
Завод-изготовитель |
Год ввода в эксплуатацию |
Инвентарный номер |
Дата последнего ТР(ТО) |
Левобережный |
ПС35/10 кВ №32 |
10 |
1 |
МВ-10-Т-1 |
ТПЛ-10 |
2 |
300/5 |
ОАО "Самарский тран-р" |
1969 |
18021 |
2008 |
|
|
10 |
1 |
МВ-5 |
ТПЛ-10 |
2 |
100/5 |
ОАО "Самарский тран-р" |
1969 |
18021 |
2008 |
|
|
10 |
1 |
МВ-1 |
ТПЛ-10 |
2 |
150/5 |
ОАО "Самарский тран-р" |
1969 |
18021 |
2008 |
|
|
10 |
1 |
МВ-7 |
ТПЛ-10 |
2 |
100/5 |
ОАО "Самарский тран-р" |
1969 |
18021 |
2008 |
|
|
10 |
1 |
МВ-15 |
ТПЛ-10 |
2 |
100/5 |
ОАО "Самарский тран-р" |
1969 |
18021 |
2008 |
|
|
10 |
|
СВ-10 |
ТПЛ-10 |
2 |
200/5 |
ОАО "Самарский тран-р" |
1969 |
18021 |
2008 |
|
|
10 |
2 |
МВ-10-Т-2 |
ТПЛ-10 |
2 |
300/5 |
ОАО "Самарский тран-р" |
1969 |
18021 |
2008 |
|
|
10 |
2 |
МВ-4 |
ТПЛ-10 |
2 |
200/5 |
ОАО "Самарский тран-р" |
1969 |
18021 |
2008 |
|
|
10 |
2 |
МВ-6 |
ТПЛ-10 |
2 |
100/5 |
ОАО "Самарский тран-р" |
1969 |
18021 |
2008 |
|
|
10 |
2 |
МВ-14 |
ТПЛ-10 |
2 |
150/5 |
ОАО "Самарский тран-р" |
1969 |
18021 |
2008 |
Сборные шины
РЭС |
ПС |
Uном, кВ |
Дисп.наим.сборных шин |
Тип сборных шин (сечение) |
Тип подвесной изоляции |
Инвентарный номер |
Дата последнего ТР (ТО) |
Левобережный |
пс №32 |
35 |
СШ-35-1 |
АС-50*210 |
ПС-70Д |
18021 |
|
|
|
10 |
СШ-10-1 |
А 60* 6 870 |
|
18021 |
2007 |
|
|
10 |
СШ-10-II |
А 60* 6 870 |
|
18021 |
2007 |
Выключатели
РЭС |
ПС |
Uном, кВ |
Секция шин ( 1 или 2,3 и т.д.) |
Дисп.наим.выключателя |
Тип выключателя |
Назначение выключателя |
Тип привода |
U,В оперативного тока |
Тип вводов |
Тип встроенных ТТ |
Коэффициенты трансформации ТТ |
Вес встроенных ТТ, кг |
Вес масла, кг |
Количество ТЭН в баке ВМ |
Тип ТЭН в баке ВМ |
Количество ТЭН привода ВМ |
Тип ТЭН привода ВМ |
Завод-изготовитель |
Год ввода в эксплуатацию |
Инвентарный номер |
Дата последнего КР |
Дата последнего ТР (ТО) |
Левобережный |
ПС 35/10 №32 |
35 |
|
МВ-359 |
ВМ-35-600-10 |
отходящая линия |
ПП-67 |
220 |
ИПТ-35/630А УХЛТ1 |
ТВ-35 |
150/5 |
15 |
300 |
2 |
ТЭН-85А13/0,6С220 |
1 |
ТЭН-60А13/0,6С220 |
ОАО Уралтяжмаш |
1970 |
18021 |
2008 |
2007 |
|
|
35 |
I |
МВ-35-Т-1 |
ВМ-35-600-10 |
ввод |
ПП-67 |
220 |
ИПТ-35/630А УХЛТ1 |
ТВ-35 |
100/5 |
15 |
230 |
2 |
ТЭН-85А13/0,6С220 |
1 |
ТЭН-60А13/0,6С220 |
ОАО Уралтяжмаш |
1970 |
18021 |
2008 |
2007 |
|
|
35 |
|
МВ-63 |
ВМ-35-600-11 |
отходящая линия |
ПП-68 |
220 |
ИПТ-35/630А УХЛТ1 |
ТВ-35 |
150/5 |
15 |
300 |
2 |
ТЭН-85А13/0,6С220 |
1 |
ТЭН-60А13/0,6С220 |
ОАО Уралтяжмаш |
1970 |
18021 |
2008 |
2007 |
|
|
35 |
|
МВ-35-Т-2 |
С-35-630-10У1 |
ввод |
ПП-67 |
220 |
ИПТ-35/630А УХЛТ1 |
ТВ-35 |
100/5 |
15 |
230 |
2 |
ТЭН-85А13/0,6С220 |
1 |
ТЭН-60А13/0,6С220 |
ОАО Уралтяжмаш |
1970 |
18021 |
2008 |
2007 |
|
|
10 |
I |
ВВ-7 |
ЗАН5 ''SIEMENS'' |
отходящая линия |
|
220 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
18021 |
2003 |
2007 |
|
|
10 |
I |
МВ-5 |
ВМГ-133-600-20 |
отходящая линия |
ПП-67 |
220 |
|
|
|
|
10 |
|
|
1 |
ТЭН-60А13/0,6С220 |
ОАО Уралтяжмаш |
1970 |
18021 |
2002 |
2007 |
|
|
10 |
I |
МВ-1 |
ВМГ-133-600-20 |
отходящая линия |
ПП-67 |
220 |
|
|
|
|
10 |
|
|
1 |
ТЭН-60А13/0,6С220 |
ОАО Уралтяжмаш |
1970 |
18021 |
2002 |
2007 |
|
|
10 |
I |
МВ-10-Т-1 |
ВМГ-133-600-20 |
ввод |
ПП-67 |
220 |
|
|
|
|
10 |
|
|
1 |
ТЭН-60А13/0,6С220 |
ОАО Уралтяжмаш |
1970 |
18021 |
2002 |
2007 |
|
|
10 |
I |
МВ-14 |
ВМГ-133-600-20 |
отходящая линия |
ПП-67 |
220 |
|
|
|
|
10 |
|
|
1 |
ТЭН-60А13/0,6С220 |
ОАО Уралтяжмаш |
1970 |
18021 |
2002 |
2007 |
|
|
10 |
II |
СВ-10 |
ВМГ-133-600-20 |
секционный |
ПП-68 |
220 |
|
|
|
|
10 |
|
|
1 |
ТЭН-60А13/0,6С220 |
ОАО Уралтяжмаш |
1970 |
18021 |
2002 |
2007 |
|
|
10 |
II |
МВ-4 |
ВМГ-133-600-20 |
отходящая линия |
ПП-67 |
220 |
|
|
|
|
10 |
|
|
1 |
ТЭН-60А13/0,6С220 |
ОАО Уралтяжмаш |
1970 |
18021 |
2002 |
2007 |
|
|
10 |
II |
МВ-15 |
ВМГ-10-630-20 |
отходящая линия |
ПП-67 |
220 |
|
|
|
|
10 |
|
|
1 |
ТЭН-60А13/0,6С220 |
ОАО Уралтяжмаш |
1970 |
18021 |
2002 |
2007 |
|
|
10 |
II |
МВ-10-Т-2 |
ВМГ-10-630-20 |
ввод |
ПП-67 |
220 |
|
|
|
|
10 |
|
|
1 |
ТЭН-60А13/0,6С220 |
ОАО Уралтяжмаш |
1970 |
18021 |
2002 |
2007 |
|
|
10 |
II |
МВ-6 |
ВМГ-10-630-21 |
отходящая линия |
ПП-68 |
220 |
|
|
|
|
10 |
|
|
1 |
ТЭН-60А13/0,6С220 |
ОАО Уралтяжмаш |
1970 |
18021 |
2002 |
2007 |
Разъединители
РЭС |
ПС |
Uном, кВ |
Секция шин |
Дисп.наим. разъединителя |
Тип разъединителя |
Тип привода |
Количество заземляющих ножей, шт |
Тип опорных изоляторов |
Количество опорных изоляторов |
Завод-изготовитель |
Год ввода в эксплуатацию |
Инвентарный номер |
Левобережный |
ПС 35/10 №32 |
35 |
1 |
Р-ТН-359 |
РНДЗ-2-35/1000 |
ПРН-220 |
2 |
ИОС-35-600УХЛ1 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
35 |
2 |
Р-ТН-63 |
РНДЗ-2-35/1000 |
ПРН-221 |
2 |
ИОС-35-600УХЛ1 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
35 |
1 |
ЛР-359 |
РНДЗ-2-35/1000 |
ПРН-222 |
2 |
ИОС-35-600УХЛ1 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
35 |
2 |
ЛР-63 |
РНДЗ-2-35/1000 |
ПРН-223 |
2 |
ИОС-35-600УХЛ1 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
35 |
1 |
ШР-359 |
РНДЗ-1-35/1000 |
ПРН-220 |
1 |
ИОС-35-600УХЛ1 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
35 |
1 |
ШР-35-Т-1 |
РНДЗ-1-35/1000 |
ПРН-220 |
1 |
ИОС-35-600УХЛ1 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
35 |
2 |
ШР-63 |
РНДЗ-1-35/1000 |
ПРН-220 |
1 |
ИОС-35-600УХЛ1 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
35 |
2 |
ШР-35-Т-2 |
РНДЗ-1-35/1000 |
ПРН-220 |
1 |
ИОС-35-600УХЛ1 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
10 |
1 |
ШР-7 |
РВ-10/400 |
ПР-10 |
1 |
Иоов-10-375 У3 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
10 |
1 |
ШР-5 |
РВ-10/400 |
ПР-10 |
1 |
Иоов-10-375 У3 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
10 |
1 |
ШР-1 |
РВ-10/400 |
ПР-10 |
1 |
Иоов-10-375 У3 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
10 |
1 |
ШР-10-Т-1 |
РВ-10/400 |
ПР-10 |
1 |
Иоов-10-375 У3 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
10 |
1 |
Р-10-ТСН-1 |
РВ-10/400 |
ПР-10 |
1 |
Иоов-10-375 У3 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
10 |
1 |
ШР-14 |
РВ-10/400 |
ПР-10 |
1 |
Иоов-10-375 У3 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
10 |
1 |
Р-ТН-10-1 |
РВ-10/400 |
ПР-10 |
1 |
Иоов-10-375 У3 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
10 |
1 |
СР-10-1 |
РВ-10/400 |
ПР-10 |
1 |
Иоов-10-375 У3 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
10 |
2 |
СР-10-II |
РВ-10/400 |
ПР-10 |
1 |
Иоов-10-375 У3 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
10 |
2 |
Р-ТН-10-II |
РВ-10/400 |
ПР-10 |
1 |
Иоов-10-375 У3 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
10 |
2 |
ШР-4 |
РВ-10/400 |
ПР-10 |
1 |
Иоов-10-375 У3 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
10 |
2 |
ШР-15 |
РВ-10/400 |
ПР-10 |
1 |
Иоов-10-375 У3 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
10 |
2 |
ШР-Т-2 |
РВ-10/400 |
ПР-10 |
1 |
Иоов-10-375 У3 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
10 |
2 |
ШР-6 |
РВ-10/400 |
ПР-10 |
1 |
Иоов-10-375 У3 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
10 |
2 |
Р-10-ТСН-2 |
РВ-10/400 |
ПР-10 |
1 |
Иоов-10-375 У3 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
10 |
1 |
ЛР-7 |
РВ-10/400 |
ПР-10 |
1 |
Иоов-10-375 У3 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
10 |
1 |
ЛР-5 |
РВ-10/400 |
ПР-10 |
1 |
Иоов-10-375 У3 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
10 |
1 |
ЛР-1 |
РВ-10/400 |
ПР-10 |
1 |
Иоов-10-375 У3 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
10 |
1 |
ЛР-14 |
РВ-10/400 |
ПР-10 |
1 |
Иоов-10-375 У3 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
10 |
2 |
ЛР-4 |
РВ-10/400 |
ПР-10 |
1 |
Иоов-10-375 У3 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
10 |
2 |
ЛР-15 |
РВ-10/400 |
ПР-10 |
1 |
Иоов-10-375 У3 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
10 |
2 |
ТР-10-Т-2 |
РВ-10/400 |
ПР-10 |
1 |
Иоов-10-375 У3 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
|
|
10 |
2 |
ЛР-6 |
РВ-10/400 |
ПР-10 |
1 |
Иоов-10-375 У3 |
6 |
ВеликолукскийЗВЭА |
1970 |
18021 |
Счетчики электроэнергии
РЭС |
ПС |
Наименование присоединения |
Наименование счетчика |
Тип счетчика ( инд. или электронный) |
Uном, В |
Класс точности |
Заводской номер |
Завод-изготовитель |
Левобережный |
ПС-32 |
МВ-10-Т-1 |
Меркурий-230 |
электронный |
100 |
|
417468 |
Россия |
|
|
Л-1 |
ТРИО |
электронный |
100 |
0,5 |
8493 |
ЛЭМЗ |
|
|
Л-5 |
ЦЭ6805В |
электронный |
100 |
0,5 |
2N18852 |
Россия |
|
|
Л-7 |
|
электронный |
100 |
|
|
Россия |
|
|
Л-15 |
ТРИО |
электронный |
100 |
|
8607 |
ЛЭМЗ |
|
|
ТСН-1 |
ЦЭ68003В |
электронный |
100 |
0,5 |
Б419133 |
Россия |
|
|
МВ-10-Т-2 |
Меркурий-230 |
электронный |
100 |
|
391598 |
Россия |
|
|
Л-4 |
ЦЭ6803В |
электронный |
100 |
0,5 |
2N16122 |
Россия |
|
|
Л-6 |
ЦЭ6805В |
электронный |
100 |
0,5 |
2906634 |
Россия |
|
|
Л-14 |
ЦЭ6803В |
электронный |
100 |
0,5 |
2N18034 |
Россия |
|
|
ТСН-2 |
ЦЭ6803 |
электронный |
100 |
0,5 |
3556 |
Россия |
|
|
Л-359 к шин |
|
|
|
|
|
|
|
|
Л-359 в лин |
|
|
|
|
|
|
7. Организация ремонта оборудования.
Планово-предупредительный ремонт (ППР) представляет собой комплекс работ, направленный на поддержание и восстановление работоспособности оборудования. Он включает межремонтное обслуживание, текущий средний и капитальный ремонт.
Межремонтное обслуживание носит профилактический характер. Оно состоит в проведении регулярной чистки и смазки оборудования, осмотре и проверке работы его механизмов, смене деталей с коротким сроком службы, устранении мелких неисправностей. Эти работы выполняются без останова оборудования, в порядке его текущей эксплуатации. Текущий ремонт – это комплекс ремонтных работ, проводимый в период между двумя очередными капитальными ремонтами. Текущий ремонт производится без демонтажа и в ряде случаев без вскрытия оборудования, но он требует кратковременного останова и вывода из работы оборудования со снятием напряжения. При текущем ремонте оборудования производится наружный осмотр, чистка, смазка, проверка работы механизмов, ремонт поломанных и изношенных деталей. Таким образом, текущий ремонт направлен на устранение отказов и неисправностей, возникающих в процессе работы электрооборудования. При среднем ремонте производится разборка отдельных узлов для осмотра, чистка деталей и устранения обнаруженных неисправностей, ремонт или замена быстроизнашивающихся деталей или узлов, не обеспечивающих нормальной эксплуатации оборудования до очередного капитального ремонта. Средний ремонт проводится с периодичностью не чаще 1 раза в год.
При капитальном ремонте производятся вскрытие и ревизия оборудования с тщательным внутренним осмотром, измерениями, испытаниями и устранением обнаруженных неисправностей. Капитальный ремонт производится по окончании срока межремонтного периода, устанавливаемого для каждого вида оборудования. При капитальном ремонте заменяются или восстанавливаются все износившиеся детали, выполняется модернизация отдельных элементов и узлов оборудования. По окончании ремонта производятся сборка оборудования, наладка и испытания. Заключение о пригодности оборудования к эксплуатации делается на основании сравнения результатов испытаний с действующими нормами, результатами предыдущих испытаний, а также измерениями, полученными на однотипном оборудовании. Помимо планово-предупредительного ремонта в практике энергосистем встречаются аварийно-восстановительные и внеплановые ремонты. Задачей аварийно-восстановительного ремонта является ликвидация последствий аварий или устранение полученных повреждений, требующих немедленной остановки оборудования. При чрезвычайных обстоятельствах оборудование останавливается в ремонт без получения разрешения диспетчера. Внеплановые ремонты согласуются с диспетчером энергосистемы и оформляются соответствующей заявкой. Их проводят для устранения различных неполадок в работе оборудования, а также после использования им коммутационного ресурса. Планово-предупредительный ремонт воздушных линий предусматривает техническое обслуживание и капитальный ремонт. Техническое обслуживание включает в себя производство осмотров воздушных линий и их трасс проведение профилактических проверок и измерений, выполнение работ по устранению мелких повреждений и неисправностей. К профилактическим измерениям и проверкам на воздушных линиях относятся работы по измерению сопротивления заземления опор и тросов, по проверке электрической прочности подвесных изоляторов, загнивания деревянных деталей опор. Дефекты, обнаруженные при осмотре и проверках, устраняются при очередном капитальном ремонте. Повреждения аварийного характера устраняются немедленно. Капитальный ремонт воздушных линий является основным видом ремонта. Он производится комплексным методом, позволяющим выполнить одновременно все работы на линии при квалифицированном надзоре за их проведением и широком использовании средств механизации. Капитальный ремонт может производиться с отключением линии или только одной фазы, а также без снятия напряжения с линии с применением изолирующих устройств и приспособлений. Техническое обслуживание силовых кабельных линий предусматривает осмотры и обходы трасс и испытаний кабелей повышенным напряжением постоянного тока. Обнаруженные при осмотрах и испытаниях неисправности устраняются в кратчайший срок. Периодичность ППР для каждого вида оборудования устанавливается ПТЭ. Однако энергосистемам разрешается изменять периодичность ремонта в зависимости от состояния оборудования. Увеличение межремонтных периодов сокращает затраты и является значительным резервом экономии общественного труда. Преобладающей формой организации ППР на электрических станциях и в сетях является централизованный ремонт. При централизации ремонта все работы или главная часть их выполняются специализированными ремонтными цехами или предприятиями. На электростанциях, имеющих сравнительно небольшой штат ремонтного персонала, текущие и внеплановые ремонты производятся собственными силами, а для проведения капитальных ремонтов и реконструктивных работ привлекаются на договорных началах предприятия, выполняющие централизованные ремонты. Такая смешанная форма организации ремонтных работ оказывается более экономичной, чем первая. Капитальный ремонт основного оборудования планируется в целом по энергосистеме. Планирование заключается в составлении перспективных, годовых и месячных планов ремонта. Перспективные планы, предусматривающие объемы ремонтных работ, их продолжительность и трудозатраты составляются сроком на 5 лет. На их основе разрабатываются годовые планы ремонта, которые согласовываются с ОДУ и привлекаемыми к ремонту подрядными организациями. После утверждения годовых планов ремонта приступают к составлению графиков ремонта и проведению подготовительных мероприятий. Началом ремонта электрооборудования считается время отключения его от сети. Для руководства ремонтом назначается ответственное лицо, которое координирует работу всех ремонтных бригад, отвечает за качество ремонта, производственную дисциплину, сроки окончания работ, условия труда, ведет учет трудовых и материальных затрат. Ремонт ведется согласно проекту организации работ. При ремонте широко используются средства механизации. Их применение освобождает рабочих от тяжелого физического труда, сокращает время ремонта, снижает трудозатраты.
8. ТБ и противопожарные мероприятия при работе в действующих электрических установках.
8.1. Поражение человека электрическим током.
Поражение человека электрическим током может быть в виде электрического удара, когда нарушается нормальная деятельность органов движения, дыхания и кровообращения, и виде электрических травм, когда механически повреждаются ткани организма.
Поражение людей электрическим током возникают вследствие случайного прикосновения или опасного приближения к частям установки, находящимся под напряжением, а также прикосновения к конструктивным, металлическим частям установок, нормально находящимся без напряжения, оказывается под напряжением вследствие повреждения изоляции.
Электроустановки и электросети в отношении мер безопасности разделяются на следующие виды:
1) Электроустановки и электросети напряжением выше 1000 В с глухо-заземленной нейтралью.
2) Электроустановки в сети напряжением выше 1000 В с изолированной нейтралью.
3) Электроустановки и электросети напряжением до 1000 В с глухо-заземленной нейтралью источника питания.
4) Электроустановки и электросети напряжением до 1000 В с изолированной нейтралью.
При проектировании электроустановок принимаются меры по обеспечению электробезопасности. По назначению помещения разделяются на электропомещения и помещения других назначений. Электропомещениями называют помещения, в которых установлено эксплуатируемое электрооборудование и которые доступны только для персонала, имеющего необходимую квалификацию для обслуживания электроустановок. Доступность электропомещений только квалифицированному персоналу обеспечивается наличием замков у помещений, ключи от которых может получить только квалифицированный персонал. Квалифицированным персонал следует считать начиная с III группы.
8.2. Защитные мероприятия.
В производственных, служебных, торговых, бытовых и жилых помещениях меры защиты от случайного прикосновения к частям, находящимся под напряжением, в основном состоит: в расположении токоведущих частей электроустановки на недоступной высоте; в ограждении частей, находящихся под напряжением, в вывешивании предупредительных плакатов; в блокировках, снимающих напряжение при снятии ограждения.
В электропомещениях меры защиты от случайного прикосновения или опасного приближения к частям находящимся под напряжением, состоят:
а) в ограждении частей, находящихся под напряжением, или размещении их на определенной высоте;
б) в окраске токоведущих частей, снабжении устройств надписями, предупредительными и другими плакатами;
в) в применении защитных средств;
г) в организационных мероприятиях.
Расцветка фаз должна быть одинаковой во всех электроустановках, при этом фазы должны быть окрашены; фаза А – в желтый, фаза В – в зеленый и фаза С – в красный цвет. Все камеры РУ на всех этажах должны иметь четкие надписи, указывающие назначение данной камеры (ячейки). В электропомещениях в необходимых случаях должны быть размещены постоянные предупредительные плакаты. Защитными средствами в электроустановках называются приборы, аппараты, переносные и перевозимые приспособления и устройства, а также отдельные части устройств, приспособлений и аппаратов, служащие для защиты персонала, работающего на электроустановках, от поражения электрическим током, от воздействия электрической дуги и продуктов ее горения.