3.2.2.2. Требования, предъявляемые к крун-10 кВ:

- температурный режим;

- взрыво и пожаробезопасность;

- удобство обслуживания.

В КРУН-10 кВ установлены вакуумные выключатели серии BB/TEL -10-12,5/630-У2 (или на ток 1000А BB/TEL-10-12,5/1000-У2), BB/TEL -10-20/630-У2 и масляные выключатели серии ВК-10-630-20-У2.

Комплектные распределительные устройства.

ПС 110/ 10кВ «Ольховка» КРУН-10 кВ I СШ-10 кВ.

Наименование параметра	Технические данные
	Шкаф ввода В-10-Т-1 Яч. №17	Шкаф ТН-1-10 яч.№ 15	Шкаф питания потребителей яч. №13	Шкаф питания потребителей яч. №11	Шкаф питания потребителей яч. №9	Шкаф питания потребителей яч. №7	Шкаф питания потребителей яч. №5	Шкаф питания потребителей яч. №3	Шкаф СВ-10 яч.№1
Тип КРУ	К-47	К-47	К-47	К-47	К-47	К-47	К-59 У1	К-59 У1	К-59 У1
Год выпуска	1985/1985	2002/2003	1985/1985	1985/1985	1985/1985	1985/1985	1999/2003	1999/2003	1999/2003
Ном. напряжение, кВ	10	10	10	10	10	10	10	10	10
Ном. ток сборных шин, А	2000	-	630	630	630	630	630	630	1000
Тип выключателя	ВВ/TEL-10 -12,5/1000-У2-36	-	ВВ/TEL-10 -12,5/1000-У2	ВК -10-630-20 У2	ВК -10-630-20 У2	ВК -10-630-20 У2	ВВ/TEL-10 -12,5/630-У2	ВВ/TEL-10 -12,5/630-У2	ВВ/TEL-10 -12,5/1000-У2-047
Год выпуска/Завод.№	2007/389746	2002/2003	2001/2237	1985/-	1985/3686	1987/9819	1999/77	1999/-	2007/388843
					3567	3588	7766	8767	3570
Завод изготовитель	Филиал «РК Таврида Электрик» ОЭМЗ	-	ООО«Таврида Электрик»	Ровенский завод	Ровенский завод	Ровенский завод	«РК Таврида Электрик» ОЭТЗ	«РК Таврида Электрик» ОЭТЗ	ООО«Таврида Электрик»
Ном. Напряжение, кВ	10	-	10	10	10	10	10	10	10
Ном. Ток, А	1000	-	1000	630	630	630	630	630	1000
Ном. Ток откл., кА	12,5	-	12,5	20	20	20	12,5	12,5	12,5
Тип привода	Встр.эл.маг.	-	Встр.эл.маг.	Встр.Пружин.	Встр.Пружин.	Встр.Пружин.	Встр.эл.маг.	Встр.эл.маг.	Встр.эл.маг.
Ном. Напряжение вкл. Эл. Магнита, В	220	-	220	220	220	220	220	220	220
Род тока	Перемен.	-	Перемен.	Перемен.	Перемен.	Перемен.	Перемен.	Перемен.	Перемен.
Iном вкл.эл.магнита, А	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Iном откл.эл.магнита, А	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Блок управления (БУ)	BU/TEL-110/220-12-03А	-	BU/TEL-220-05А	-	-	-	-	-	BU/TEL-110/220-12-03А
Завод №. БУ	№93916400	-	№11611820	-	-	-	-	-	№93918632
Тип трансформаторов:
тока	ТЛМ-10 ТЛМ-10	-	ТЛМ-10 ТЛМ-10	ТЛМ-10 ТЛМ-10	ТЛМ-10 ТЛМ-10	ТЛМ-10 ТЛМ-10	ТЛМ-10 ТЛМ-10	ТЛК-10 ТЛК-10	ТЛМ-10 ТЛМ-10
напряжения		НАМИ-10-66 У2	-	-	-	-	-	-	-
СН	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Коэфф.трансформации	400/5 400/5	10/0,1	100/5 100/5	100/5 100/5	100/5 100/5	100/5 100/5	100/5 100/5	200/5 200/5	300/5 300/5 300/5
Тип разрядника,ОПН	ОПН-РТ-TEL-10/11,5 УХЛ2	РВО-10	-	-	-	-	-	-	ОПН-РТ-TEL-10/11,5 УХЛ2
Завод-изготоовтель	ООО»Таврида –Электрик»	-	-	-	-	-	-	-	ООО»Таврида –Электрик»
Завод.№ А/В/С- год выпуска	66300/66301/66302 - 2007	-	-	-	-	-	-	-	66300/66301/66302 - 2007
Тип предохранителя	-	ПКН-10	-	-	-	-	-	-	-
Вес трансформатора, кг	-	110	-	-	-	-	-	-	-
Вес масла, кг	-	-	-	-	-	-	-	-	-

КРУН-10 кВ серии К-47 и К-59 предназначен для эксплуатации:

– при верхнем значении температуры окружающего воздуха от плюс 5°С до плюс 40°С.

Комплектные распределительные устройства.

ПС 110/ 10кВ «Ольховка» КРУН-10 кВ II СШ-10 кВ.

				Техн.данные
Наименование параметра	Шкаф СР-10 Яч. №2	Шкаф питания потребителей яч. №4	Шкаф ОВ-10 яч. №6	Шкаф питания потребителей яч. №8	Шкаф ТН-2-10 яч.№ 10	Шкаф ввода В-10-Т-2 яч. №12	Шкаф питания потребителей яч. №14	Шкаф В-10-РПГ-110 яч. №16
Тип КРУ	К-47	К-47	К-47	К-47	К-47	К-47	К-47	К-47
Год изгот./ввода	1985/1985	1985/1985	1985/1985	1985/1985	2002/2003	1985/1985	1985/1985	1985/1985
Ном. Напряжение, кВ	10	10	10	10	10	10	10	10
Ном. Ток сборных шин, А	-	630	630	630	-	1600	630	630
Тип выключателя	-	ВК -10-630-20 У2	ВВ/TEL-10 -12,5/1000-У2-047	ВК -10-630-20 У2	-	ВВ/TEL-10 -12,5/1000-У2-047	ВК -10-630-20 У2	ВВ/TEL-10 -20/630-У2
Год выпуска/Завод.№	1985/198	1985	2007/	1985	2002/-	2007/38837	19851992/2003	-
Год ввода		9830	4518	3687			3003
Завод изготовитель	-	Ровенский завод	Филиал «РК Таврида Электрик» ОЭМЗ	Ровенский завод	-	ООО«Таврида Электрик»	Ровенский завод	«РК Таврида Электрик» ОЭТЗ
			389559				3003
Ном. напряжение, кВ	-	10	10	10	-	10	10	10
Ном. ток, А	-	630	1000	630	-	1000	630	630
Ном. ток откл., кА	-	20	12,5	20	-	12,5	20	20
Тип привода	-	Встр.Пружин.	Встр.эл.маг.	Встр.Пружин.	-	Встр.эл.маг.	Встр.Пружин.	Встр.эл.маг.
Ном. Напряжение вкл. Эл. Магнита, В	-	220	220	220	-	220	220	220
Род тока	-	Перемен.	Перемен.	Перемен.	-	Перемен.	Перемен.	Перемен.
Iном вкл.эл.магнита, А	-	-	-	-	-	-	-	-
Iном откл.эл.магнита, А	-	-	-	-	-	-	-	-
Блок управления (БУ)	-	-	-	-	-	BU/TEL-110/220-12-03А	-	-
Завод №. БУ	-	-	-	-	-	№93916400	-	-
Тип трансформаторов:
тока	-	ТЛМ-10 ТЛМ-10	ТЛМ-10 ТЛМ-10	ТЛМ-10 ТЛМ-10	-	ТЛМ-10 ТЛМ-10	ТЛМ-10 ТЛМ-10	ТЛМ-10 ТЛМ-10
напряжения	-	-	-	-	НАМИ-10-66-У2	-	-	-
СН	-	-	-	-	-	-	-	-
Коэфф.трансформации	-	100/5 100/5	150/5 150/5	200/5 200/5	10/0,1	600/5 600/5	100/5 100/5	100/5 100/5
Тип разрядника,ОПН	-	-	ОПН-РТ-TEL-10/11,5 УХЛ2		РВО-10	ОПН-РТ-TEL-10/11,5 УХЛ2	-	-
Завод-изготоовтель	-	-	ООО»Таврида –Электрик»	-	-	ООО»Таврида –Электрик»	-	-
Завод.№ А/В/С- год выпуска	-	-	66615/66616/66617 - 2007	-	-	66709/66710/66711 - 2007	-	-
Тип предохранителя	-	-	-	-	ПКН-10	-	-	-
Вес трансформатора, кг	-	-	-	-	110	-	-	-
Вес масла, кг	-	-	-	-	-	-	-	-

КРУН-10 кВ серии К-47 и К-59 предназначен для эксплуатации:

– при верхнем значении температуры окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 45°С.

ПС-110/10 кВ «Ольховская», входит в состав Камышинских ЭС ОАО «МРСК Юга» - «Волгоградэнерго». Волгоградская энергосистема расположена в низовьях Волги на расстоянии 950 км к юго-востоку от Москвы. Филиал ОАО "МРСК Юга" - "Волгоградэнерго" – основной поставщик электроэнергии и тепла в Волгоградской области. Промышленный сектор, пользующийся услугами волгоградских энергетиков, включает в себя предприятия по переработке нефти и газа, химические, металлургические, а также машиностроительные заводы. Услугами "Волгоградэнерго" пользуются население и сельское хозяйство, которые составляют значительную часть потребления.В настоящее время «Волгоградэнерго» включает в себя 6 производственных отделений электрических сетей.

1.4.ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ.

1.4.1. При техническом обслуживании оборудования ПС выполняются виды работ

Наименование работы	Сроки проведения
1. Осмотр оборудования и сооружений оперативным персоналом: - на объектах без постоянного дежурного персонала;	– не реже 1 раза в месяц;
2. Внеочередной осмотр	После непредвиденного отключения обору-дования; при неблагоприятной погоде (сильный туман, мокрый снег, гололед, и т.п) или усиленном загрязнении на ОРУ, а также после отключения оборудования при коротком замыкании.
3. Контроль административно-техническ-им персоналом РЭС, СПС	По графику утвержденному главным ин-женером.(персоналом РЭС- 1раз в месяц; персоналом СПС -1раз в 6 месяцев)
4. Испытания, контроль параметров и изоляционных характеристик оборудования	В соответствии с СО 34.45-51.300-97 (РД34.45-51.300-97) «Объем и нормы испы-таний электрооборудования».
5. Опробование работы коммутационных аппаратов и приводов в межремонтный период	- После выполнения ремонтов; - В соответствии с графиком (ОД-КЗ 1раз в6 месяцев, выключатели 1раз в 6 месяцев если в указанный период не отключались от защит).
6. Профилактические работы, включая отбор проб масла, доливка масла, замена силикагеля, чистка загрязненной изоляции оборудования, ошиновка распред-устройств, смазка трущихся и вращающихся узлов и элементов, промывка и проверка маслоотводов и маслосборных устройств, работы уровнемеров, сезонный натяг и расслабление пружин приводов.	2 раза в год (в соответствии с утвержденным годовым графиком). Сроки могут быть увеличены главным инженером филиала в зависимости от условий эксплуатации и состояния оборудования.
7. Проверка состояния цепей и контактных соединений между заземляемыми элементами, а также соединений естественных заземлителей с заземляющими устройствами, измерение сопротивления заземляющего устройства.	По графику утвержденному главным инженером филиала, но не реже 1 раза в 12 лет, после выполнения каждого ремонта и реконструкции заземляющего устройства

Порядок подготовки к пуску, порядок пуска, останова и обслуживания трансформаторов во время нормальной эксплуатации и при нарушениях в работе:

Включение в сеть трансформатора производят со стороны питания, т.е. со стороны высшего напряжения (ВН) толчком на полное напряжение.

2.5.2. В случае автоматического отключения трансформатора действием защит от внутренних повреждений трансформатор можно включить в работу только после осмотра, испытаний, анализа газа, масла и устранения выявленных нарушений.

В случае отключения трансформатора защитами, действие которых не связано с его повреждением, он может быть включен вновь без проверок.

2.5.3. При срабатывании газового реле на сигнал должен быть произведен наружный осмотр трансформатора, отобран газ из реле на анализ и проверки на горючесть.

2.5.3.1. Если газ в реле негорючий, отсутствуют признаки повреждения трансформатора, а его отключение вызвало недоотпуск электроэнергии, трансформатор может быть немедленно включен в работу до выяснения причины срабатывания газового реле на сигнал.

3.1.1.2.Обслуживание элегазовых выключателей.

При обслуживание элегазовых выключателей, находящихся под напряжением в первую очередь надо обращать внимание на общее состояние выключателей, а также обязательно проверять показание сигнализатора давления, которое должно соответствовать:

- давление заполнения  0,50 МПа (5 кГс/см2);

- давление, при котором необходимо пополнить колонны элегазом  0,45 МПа (4,5 кГс/см2) (сделать запись в Журнале дефектов);

- давление, при котором срабатывает предупредительная сигнализация  0,44 МПа (4,4кГс/см2) (сообщить ДД КЭС);

- давление, при котором запрещается оперировать выключателем  0,42 МПа (4,2 кГс/см2) (выключатель немедленно вывести в ремонт).

3.1.1.2.1. В случае снижения показания сигнализатора давления в выключателе ниже допустимого отключение выключателя должно производиться только после снятия напряжения с выключателя с разборкой схемы разъединителями.

3.1.1.2.2. Включение и отключение устройств подогрева выключателя 110 кВ производиться централизовано в зависимости от температуры окружающей среды в районе ПС:

- первая ступень (по одному ТЭНу 400Вт из каждого блока) включается при понижении температуры окружающего воздуха до минус 15 ÷ 20˚ С;

- на полную мощность обогрев включается при понижении температуры окружающего воздуха до минус 35 ÷ 40˚ С;

Автоматическое включение основного обогрева обеспечивается при температуре в шкафу привода +1±1°С и отключение при температуре +8 ±2°С.

3.1.1.2.3 Если в туман или изморозь имеется сильное коронирование поверхности вводов, это свидетельство о наличии загрязнения и необходимости чистки изоляции вводов.

3.1.1.2.4. При отказе выключателя на его включение или отключение необходимо:

- проверить целостность предохранителя или включенное положение автоматического выключателя в цепи управления выключателем или в цепи включающего электромагнита;

- при погасании зеленой или красной лампы сигнализации положения выключателя необходимо проверить исправность предохранителей (автоматических выключателей) цепей управления и самой лампы и заменить неисправный элемент.

Если дежурный своими действиями не смог выявить и устранить неисправность, то он должен сообщить об этом ДД КЭС.

3.1.1.2.5. Дежурный персонал должен вести в "Журнале учета аварийных отключений выключателей" и в" Журнале учета отключений КЗ выключателей" количество операций, произведенных выключателем каждого присоединения. При достижении предельного количества отключений вывести АПВ, оформить аварийный дефект в "Журнале дефектов оборудования ", сообщить об этом ДД КЭС, ознакомить под роспись мастера и вывести в кратчайшие сроки элегазовый выключатель во внеочередной ремонт.

3.1.1.2.6. Дежурный обязан убедиться в исправности действия выключателя и его привода, прошедших ремонт, опробовать выключатель без напряжения на включение–отключение, а именно убедиться в:

- четкости включения и отключения выключателя при дистанционном управлении и при действии релейной защиты;

- исправности сигнализации;

- отсутствии на изоляции ветоши, ключей, шунтирования проводов вторичной коммутации;

- целостности уплотнений.

. Порядок обслуживания разъединителей, отделителей и короткозамыкателей во время нормальной эксплуатации и при нарушениях в работе:

3.1.2.3.1. Персонал, обслуживающий разъединители, отделители и короткозамыкатели должен отчетливо представлять их устройство, назначение и принцип действия.

3.1.2.3.2.1. При периодических осмотрах разъединителей, отделителей и короткозамыкателей необходимо обращать внимание на:

- состояние изоляторов (чистоту поверхности, отсутствие трещин и сколов);

- состояние контактов и контактных соединений разъединителей, отделителей и короткозамыкателей, и их приводов;

- состояние всех покрытий;

- наличие смазки на открытых трущихся частях, резьбовых соединениях и на контактных частях;

- наличие и состояние диспетчерских наименований.

3.1.2.3.3. При обслуживании проверять:

- чистоту поверхности изоляторов, отсутствие трещин и сколов;

- состояние армировочных швов;

- наличие смазки на открытых трущихся частях, резьбовых соединениях и на контактных частях;

- наличие и состояние заземления разъединителя и привода;

- полное вхождение ножей в губки;

- отсутствие нагрева по потемнению и цветам побежалости;

- состояние тяг и приводов;

- наличие и состояние диспетчерских наименований.

3.1.2.3.4. После окончания ремонтных работ на разъединителях и отделителях необходимо дополнительно проверить:

- работу привода, отсутствие перекосов ножей, состояние контактов ошиновки и гибких связей;

- произвести пять контрольных включений и отключений разъединителя (отделителя) с целью проверки правильности вхождения в контакты главных и заземляющих ножей.

3.1.2.3.5. Запрещается производить плановые переключения разъединителями и отделителями при температуре наружного воздуха ниже минус 15^оС.

. Порядок обслуживания измерительных трансформаторов во время нормальной эксплуатации и при нарушениях в работе:

3.1.3.3.1. Персонал, обслуживающий измерительные трансформаторы, должен отчетливо представлять их устройство, назначение и принцип действия.

3.1.3.3.2. При периодических осмотрах измерительных трансформаторов необходимо обращать внимание на:

- отсутствие признаков внешних повреждений (обгорание контактов, трещин и сколов в фарфоре);

- состояние армировочных швов(или резиновых уплотнений);

- уровень масла в маслоуказателе;

- состояние заземляющей проводки;

- цвет индикаторного силикагеля;

- отсутствие течей и состояние резиновых прокладок;

- отсутствие разрядов и треска внутри трансформаторов напряжения;

- уплотнение дверей шкафов вторичных соединений и отсутствие щелей;

- состояние рубильников, предохранителей и автоматических выключателей, а также ряды зажимов.

При насыщении влагой окраска силикагеля–индикатора меняется с голубого цвета на розовый. При обнаружении увлажненного силикагеля в воздухоосушителе необходимо сделать запись в Журнале дефектов.

3.1.3.3.3. Важное значение имеет состояние внешней изоляции трансформаторов тока. Более 50% случаев повреждений трансформаторов тока с литой изоляцией происходит в результате перекрытий по загрязненной и увлажненной поверхности изоляторов.

3.1.3.3.4. Уровень масла в маслоуказателе ненагруженных трансформаторов тока серии ТФЗМ-110Б-IV-У1 и ТФНД-110 при температуре масла 20^˚ С должен находиться против красной черты маслоуказателя.

3.1.3.3.5. Уровень масла в маслоуказателе неработающего трансформатора напряжения серии НКФ-110 должен соответствовать температуре наружного воздуха.

3.1.3.3.6. После окончания всех ремонтных работ дежурный должен произвести осмотр рабочего места в части:

- завершения всех работ;

- отсутствие посторонних предметов;

- чистоты оборудования;

- чистоты рабочего места;

- необходимого уровня масла;

- наличие надписей;

- состояние релейной защиты и сигнализации;

- состояние заземляющей проводки.

3.1.3.3.7. При производстве оперативных переключений необходимо соблюдать установленную последовательность операций не только с аппаратами высокого напряжения, но и с вторичными цепями напряжения, чтобы избежать неправильной работы устройств защиты и автоматики.

. Обслуживание вакуумных выключателей.

3.2.3.2.1. Не допускается загрязнение поверхности опорных изоляторов.

3.2.3.2.2. В случае загрязнения поверхности опорных изоляторов необходимо очистить поверхность изоляторов спиртом только после снятия напряжения с выключателя и подводящих шин.

3.2.3.2.3. После отключения КЗ выключателем необходимо:

- осмотреть состояние и положение деталей выключателя, а также оборудование и изоляцию ячеек;

- определить правильность работы защиты и автоматики.

3.2.3.2.4. Дежурный обязан убедиться в исправности действия выключателя и его блока управления, прошедших ремонт, опробовать выключатель без напряжения на включение–отключение.

3.2.3.2.5. Включение выключателя после ремонта, следует проводить в следующей последовательности:

- В контрольном положении тележки произвести опробование работы выключателей, для чего:

а) подготовить привод к включению (блоки управления)

б) выключатель включить дистанционно и проверить положение его деталей и деталей привода;

в) при успешном включении выключатель отключить.

3.2.3.2.6. Для последующего включения выключателя в рабочем положении необходимо:

а) перевести тележку с выключателем в рабочее положение;

б) проверить положение и фиксацию аппаратов в рабочем положении;

в) если произошло недовключение выключателя, его необходимо немедленно отключить и принять меры для устранения дефекта;

е) при успешном включении подготовить выключатель для работы в цикле АПВ.

3.2.3.2.7. Дежурный персонал должен вести в "Журнале учета аварийных отключений " и в" Журнале учета отключений КЗ выключателей" количество операций, произведенных выключателем. При достижении предельного количества отключений вывести АПВ, оформить аварийный дефект в "Журнале дефектов оборудования ", ознакомить под роспись мастера и вывести по заявке вакуумный выключатель во внеочередной ремонт.

. ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА Т-1(Т-2)

Основными защитами от внутренних повреждений трансформатора являются:

- газовые защиты Т-1 (Т-2) и РПН Т-1 (Т-2);

- дифференциальная защита.

Кроме основных защит на трансформаторе имеются следующие защиты и автоматика:

- МТЗ-110кВ;

- МТЗ-10кВ;

- УРОК;

- перегруз на стороне 110кВ;

- перегрев масла;

- понижение уровня масла;

Панель №16Р Дифференциальная защита Т-1, Т-2

Панель разделена на две половины, на правой половине расположена дифференциальная защита Т-1, а на левой половине дифференциальная защита Т-2. Цепи защит Т-1, Т-2 запитаны через автоматы SF5 – «Оперативный ток защит Т-1», SF6 – «Оперативный ток защит Т-2», установленные на панели №2У –

«Управление, ОД-110кВ, В-10кВ Т-1(Т-2)».

При отключении автоматов SF5 – «Оперативный ток защит Т-1», SF6– «Оперативный ток защит Т-2» или при неисправности цепей управления срабатывает блинкер КН4 – «Неисправность цепей оперативного тока Т-1(Т-2)», а на панели №1У – «Центральная сигнализация» загорается табло HLA8(9) – «Неисправность опер. тока Т-1(Т-2)». Дифференциальная защита трансформатора Т-1(Т-2) вводится в работу накладкой SХ2 – «Диф. защита Т-1(Т-2)», имеющей два положения: «Отключена», «Включена». Работа дифференциальной защиты фиксируется блинкером КН3 – «Диф. защита Т-1(Т-2)». Дифференциальная защита действует без выдержки времени на включение КЗ-110кВ, отключение СВ-110кВ и ввода 10кВ. Зона работы дифференциальной защиты трансформатора ограничена трансформаторами тока, установленными в вводах 110кВ трансформатора и в ячейке В-10 Т-1(Т-2).

Токовые цепи диф. защиты подключены через блоки:

- SG1 – «Токовые цепи ДЗТ Т-1 от ТТ-110»;

- SG3 – «Токовые цепи ДЗТ Т-1 от ТТ-10»;

- SG1 – «Токовые цепи ДЗТ Т-2 от ТТ-110»;

- SG3 – «Токовые цепи ДЗТ Т-2 от ТТ-10».

Газовая защита трансформатора вводится в работу накладкой SХ1 – «Газовая защита Т-1(Т-2)», имеющей два положения: «Отключение», «Сигнал». Нормальное положение накладки SХ1 – «Газовая защита Т-1(Т-2)» установлено на «Отключение». Газовая защита РПН имеет только один отключающий контакт и введена в работу без ключей и накладок. Работа газовой защиты трансформатора на отключение фиксируется блинкером КН1 – «Газовая защита Т-1(Т-2)». Работа газовой защиты РПН на отключение фиксируется блинкером КН2 – «Газовая защита РПН Т-1(Т-2)». Сигнальные контакты газовой защиты трансформатора действуют на срабатывание блинкера КН5 – «Газовая защита Т-1(Т-2) на сигнал». Газовые защиты трансформатора и РПН действуют без выдержки времени на включение КЗ-110кВ, отключение СВ-110кВ и ввода10кВ. При срабатывании любого блинкера на панели загорается сигнальная лампа HL2 – «Неисправность», а на панели №2У – «Управление, ОД-110кВ, В-10кВ Т-1(Т-2)», загорается табло HLA – «Неисправность Т-1(Т-2)».