Меню

РД 34 20 513 Типовая инструкция по организации оперативного обслуживания распределительных электрических сете

РД 34.20.513. Типовая инструкция по организации оперативного обслуживания распределительных электрических сетей 0,38-20 кВ с воздушными линиями электропередачи (46313)

Министерство энергетики и электрификации СССР ГЛАВНОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ОРГАНИЗАЦИИ ОПЕРАТИВНОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 0,38 — 20 кВ С ВОЗДУШНЫМИ ЛИНИЯМИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

Служба передового опыта

РАЗРАБОТАНО районным энергетическим управлением «Башкирэнерго»

ИСПОЛНИТЕЛИ А.Л. ЛИВШИЦ, В.Н. ЛОГИНОВА, Ф.Х. УСМАНОВ

УТВЕРЖДЕНО Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации 17.04.86 г.

Заместитель начальника К.М. АНТИПОВ

Настоящая Типовая инструкция разработана в соответствии с требованиями действующих «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок», «Правил технической эксплуатации электростанций и электрических сетей» и других нормативно-технических документов.

Инструкция содержит основные требования по диспетчерскому управлению распределительными электрическими сетями 0,38 — 20 кВ по ведению оперативной документации и схем, по порядку включения в работу новых или реконструируемых электроустановок и выводу в ремонт действующих.

Инструкция предназначена для инженерно-технического персонала и электромонтеров, занятых оперативным обслуживанием электрических сетей 0,38 — 20 кВ сельскохозяйственного назначения.

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ОРГАНИЗАЦИИ ОПЕРАТИВНОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 0,38 — 20 кВ С ВОЗДУШНЫМИ ЛИНИЯМИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

Срок действия установлен

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящая Типовая инструкция определяет основные принципы организации оперативного обслуживания электрических сетей 0,38 — 20 кВ (в дальнейшем электросетей 0,38 — 20 кВ).

1.2. В оперативное обслуживание входят действия персонала по поддержанию заданного или по целенаправленному изменению оперативного состояния электроустановок электрических сетей 0,38 — 20 кВ, в том числе:

— производство оперативных переключений по выводу электроустановок в ремонт и вводу их в работу, а также по изменению режима работы электросети;

— отыскание, локализация и устранение повреждений;

— выдача разрешений на подготовку рабочего места и допуск бригад к работе;

— ввод в работу новых и реконструированных электроустановок.

Технология производства оперативных переключении и ликвидация нарушений в электрических сетях 0,38 — 20 кВ, а также оперативное обслуживание подстанций напряжением 35 кВ и выше, в том числе и подстанций, находящихся в административном подчинении района распределительных электросетей (РЭС), изложены в соответствующих типовых инструкциях.

1.3. В предприятиях электросетей (ПЭС) на основе настоящей Типовой инструкции должны быть разработаны местные инструкции, учитывавшие конкретные условия эксплуатации электросетей и особенности их электрической схемы.

2. ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКАЯ ГРУППА И ЕЕ ФУНКЦИИ

2.1. Оперативное обслуживание электрических сетей 0,38 — 20 кВ должно осуществляться оперативно-диспетчерской группой (ОДГ) РЭС. ОДГ состоит из диспетчеров РЭС (дежурных по РЭС), осуществляющих руководство оперативными переключениями на находящихся в оперативном управлении или ведении электроустановках, и оперативно-выездной бригады (ОВБ).

2.2. Перечень оборудования, находящегося в оперативном управлении и (или) в ведении диспетчера РЭС, должен быть утвержден распоряжением по ПЭС.

2.3. В оперативном управлении диспетчера РЭС должны, как правило, находиться:

— линии электропередачи 6 — 20 кВ, за исключением указанных в п. 2.4;

— электрооборудование 6 — 20 кВ.

2.4. Линии электропередачи 6 — 20 кВ, резервирование которых осуществлено за пределами РЭС, как правило, находятся в управлении диспетчера ПЭС.

При наличии средств прямой телефонной или радиосвязи между двумя смежными РЭС допускается передача таких линий в управление диспетчера одного из РЭС и одновременно в ведение диспетчера другого РЭС. Оба диспетчера в таких случаях должны иметь схемы по обеим взаимно резервирующим линиям. Аналогичным образом в управлении диспетчера одного ПЭС и в ведении диспетчера другого ПЭС должны находиться линии 6 — 20 кВ, резервирование которых осуществлено за пределами предприятия.

2.5. Местными инструкциями в зависимости от наличия связи, территориального расположения, схемы электросети и других условий должна быть установлена одна из следующих форм оперативного управления электросети 0,38 кВ:

— в управлении и ведении диспетчера РЭС (предпочтительная форма);

— в управлении мастера участка или дежурного электромонтера ОВБ и в ведении диспетчера РЭС;

— в управлении диспетчера РЭС и мастера участка и в ведении диспетчера РЭС. При этом распоряжения на производство переключений оперативно-ремонтному персоналу своего участка должен давать мастер участка с ведома диспетчера РЭС, а электромонтерам ОВБ и другому персоналу (см. п. 2.9) — диспетчер РЭС. Указанную форму оперативного управления рекомендуется применять преимущественно для сети 0,38 кВ, эксплуатируемой удаленными участками распределительных сетей, размещенными отдельно от базы РЭС.

2.6. В обязанности диспетчера РЭС входит:

а) по электрическим сетям всех назначений и напряжений в обслуживаемой зоне:

— прием, оформление и согласование заявок на вывод в ремонт элементов электросетей. Согласование с потребителями отключений электроустановок удаленных участков допускается выполнять мастеру этого участка;

— ведение в установленном порядке оперативно-технической документации, оперативных схем, информационно-справочных документов;

— контроль за ликвидацией дефектов в элементах сети, подлежащих незамедлительному устранению.

б) по электросетям, находящимся в управлении диспетчера РЭС:

— руководство оперативными переключениями в нормальных и аварийных режимах;

— выдача разрешений на подготовку рабочего места и допуск бригад к работам;

— руководство локализацией и устранением повреждений и переключениями по восстановлению электроснабжения потребителей;

— контроль за режимом работы электросети, нагрузками ее элементов, уровнями напряжения у потребителей;

— поддержание нормальной схемы электросети, включая устройства релейной защиты, автоматики и телемеханики.

2.7. Дежурство диспетчеров РЭС и персонала ОВБ приказом (распоряжением) по ПЭС в зависимости от объема обслуживаемых электросетей, наличия потребителей первой категории по надежности и схемы их электроснабжения, размещения оперативного и руководящего персонала РЭС, наличия у него квартирных телефонов и других местных условий следует устанавливать:

— круглосуточное на рабочем месте;

— круглосуточное с правом отдыха;

Учет рабочего времени персонала, дежурящего с правом отдыха или на дому, должен проводиться в соответствии с действующим Положением о рабочем времени и времени отдыха работников предприятий электрических сетей и автоматизированных гидроэлектростанций Минэнерго СССР.

2.8. Рабочим местом ОДГ является диспетчерский пункт РЭС, который, как правило, должен размещаться на ремонтно-производственной базе РЭС. Если ремонтно-производственная база РЭС находится в непосредственной близости от подстанции 110 (35)/6 — 20 кВ, функции диспетчера РЭС и дежурного подстанции могут выполняться одним лицом, кроме случаев, когда на подстанции в связи с ее сложностью требуется постоянное дежурство персонала.

2.9. К оперативному обслуживанию электрических сетей 0,38 — 20 кВ, кроме ОДГ, в соответствии с «Типовой инструкцией по переключениям в электроустановках» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1985) и взаимосогласованными положениями о взаимоотношениях между ПЭС (РЭС) и смежными организациями (потребителями, владельцами источников питания электросети, другими ПЭС) может привлекаться также:

— оперативно-ремонтный персонал РЭС (электромонтеры, мастера и другой персонал, имеющий право производства оперативных переключений);

— оперативный и оперативно-ремонтный персонал других подразделений данного ПЭС;

— оперативный персонал других ПЭС и предприятий;

— оперативный персонал владельцев источников питания электросети;

— оперативный и оперативно-ремонтный персонал потребителей.

2.10. Подготовка и допуск к самостоятельной работе персонала ОДГ и персонала, указанного в п. 2.9, должны осуществляться энергосистемой в соответствии с действующими «Руководящими указаниями по организации работы с персоналом на энергетических предприятиях и в организациях».

2.11. Старшее должностное лицо ОДГ должно иметь V группу по электробезопасности. В административном и техническом отношении это лицо подчиняется руководству РЭС.

2.12. В оперативном отношении диспетчер РЭС подчиняется диспетчеру оперативно-диспетчерской службы ПЭС.

3. ОСНАЩЕНИЕ ДИСПЕТЧЕРСКОГО ПУНКТА РЭС И ОПЕРАТИВНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ ОДГ

3.1. Диспетчерский пункт РЭС (РДП) должен быть оборудован средствами связи, телемеханики и оргтехники в соответствии с действующими нормами и типовыми проектами.

На РДП должна иметься необходимая оперативная нормативная и справочная документация, а также схемы электроустановок обслуживаемой зоны и указания по режиму электросети.

3.2. Диспетчер РЭС должен вести следующую оперативную документацию:

— разрешения на допуск бригад к работе;

— комплексные задания на подготовку рабочего места и допуск бригад к работе;

— журнал или картотеку заявок на вывод в ремонт электроустановок;

— журнал или картотеку дефектов и неполадок оборудования и ВЛ;

— ведомости отказов (аварий) в воздушных распределительных электрических сетях напряжением 6 — 20 кВ (форма ПМ-01);

— ведомости нарушений в воздушных электрических сетях напряжением 0,38 кВ (форма ПМ-02);

— журнал входящих и исходящих телефонограмм;

— журнал сообщений потребителей о нарушениях электроснабжения.

Перечень может быть дополнен решением главного инженера ПЭС (его заместителя).

3.3. Первые четыре вида документов должны также вести персонал ОВБ и другой персонал, привлекаемый к оперативному обслуживанию электрических сетей 0,38 — 20 кВ.

3.4. На РДП должны находиться следующие нормативно-технические и справочно-информационные документы:

— должностные и производственные инструкции по перечню, утвержденному главным инженером ПЭС (его заместителем);

— Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок, Правила технической эксплуатации электростанций и электросетей и другие нормативно-технические документы по перечню, утвержденному главным инженером ПЭС (его заместителем);

— согласованные в установленном порядке списки потребителей РЭС I и II категорий по надежности электроснабжения;

— перечень действующих схем электрических сетей 0,38 — 20 кВ;

— перечень оборудования РЭС по способу оперативного управления и ведения;

— перечень сложных переключений, на выполнение которых должны составляться диспетчерские бланки переключений;

— месячный график отключений оборудования;

— списки лиц, которым предоставлено право выдачи нарядов (распоряжений), право быть производителем работ и другие права в соответствии с Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок;

— списки ответственных лиц потребителей, имевших право согласовывать отключения;

— списки лиц оперативного (оперативно-ремонтного) персонала других ПЭС (РЭС), предприятий-владельцев источников питания электросети и потребителей, имеющих право ведения оперативных переговоров;

— списки лиц потребителей, имеющих право выполнять переключения или работы в электроустановках РЭС;

— список руководящего административно-технического персонала ПЭС с номерами служебных и домашних телефонов;

— список персонала РЭС с адресами и номерами служебных и домашних телефонов и схема сбора этого персонала в аварийных случаях;

— утвержденный график дежурств персонала ОДГ;

— положения о взаимоотношениях с потребителями, владельцами источников питания электросети, другими ПЭС.

3.5. РДП должен быть оснащен следующими схемами:

— мнемосхемой, изображающей нормальную схему электрической сети 6 — 20 кВ;

— альбомами нормальных схем линий 6 — 20 кВ, схем электрической сети 0,38 кВ и схем электроснабжения потребителей I категории по надежности.

3.6. Нормальная схема отражает принятое положение коммутационных аппаратов злектросети (включенное или отключенное), когда все ее элементы исправны и не выведены в ремонт.

3.7. На мнемосхеме электрической сети 6 — 20 кВ РЭС должна быть изображена электрическая схема этой сети с указанием:

— точек нормального разрыва электросети;

— источников питания, включая резервные электростанции потребителей;

— трансформаторных пунктов 6 — 20/0,38 кВ (ТП), распределительных пунктов 6 — 20 кВ (РП), коммутационных аппаратов (выключателей, разъединителей, предохранителей и др.) в пунктах секционирования и кольцевания;

— оперативных наименований элементов электросети (источников питания сети, ТЦ, РП, линий, коммутационных аппаратов и др.);

— переходов через естественные препятствия, пересечений с другими инженерными сооружениями;

— номеров опор ответвительных, концевых, на переходах и пересечениях;

— границ балансовой принадлежности и (или) эксплуатационной ответственности.

3.8. Тупиковые однотрансформаторные ТП с простейшей схемой электрических соединений следует изображать условными обозначениями без детализации, а РП и ТП со сложной схемой (проходные, двухтрансформаторные, двухсекционные и др.), как правило, изображаются с указанием всех элементов.

Схемы РП и сложных ТП могут быть даны совместно с изображением остальной электрической сети 6 — 20 кВ или отдельно от нее.

Источник



Инструкция для персонала рэс

Инструкция о взаимодействии персонала РЭС с ответственным за электрохозяйство

Инструкция О взаимодействии персонала Сакского РЭС с лицом, ответственным за электрохозяйство, безопасную эксплуатацию электроустановки при оперативных переключениях.

1. Общая часть.

1.1. Настоящая инструкция устанавливает основные положения о взаимодействии персонала СРЭС с лицом, ответственным за эксплуатацию электроустановки.

1.2.Ответственным лицами по ведению оперативных переключений в электрических установках являются:

— в СРЭС – диспетчер РЭС,

— на объекте________ — ответственный за безопасную эксплуатацию электроустановки.

1.3. Переключения в электроустановке, находящейся на балансе___________________

и лица ответственного за эл. хозяйство, производится по:

Читайте также:  Обзор радиостанции Vertex Standard VX 231

а) ПТЭ электростанций и сетей,

в) данной инструкции.

1.4. Электроснабжение _________ осуществляется по ______________________________

2. Границы ответственности и взаимодействия

оперативного персонала.

2.1. Для разгроничений функций, прав ответственности между оперативным персоналом СРЭС

и лицом ответственным за электроустановку ________________ все оборудования электрических сетей по способу диспечерского управления делится на:

а) оборудование, находящиеся в оперативном ведении диспетчера РЭС, а именно:__________

б) оборудование, находящиеся в управлении и ведении лица, ответственного за безопасную эксплуатацию эл. установки:__________________________________________________________

2.2. Связь между, энергетиком и диспетчером СРЭС осуществляется по тлф. 0-263-2-16-49, 2-31-62.

2.3. Оперативн6ые переключения в электроустановках, наложения заземлений и допуск к работам на оборудовании потребителя, находящуюся в оперативном ведении диспетчера РЭС по распоряжению и согласованию с лицом ответственным за электрохозяйство.

2.4. Взаимодействия между диспетчером СРЭС, энергетиком осуществляется на принципе оперативного подчинения лица, ответственного за электрохозяйство диспетчеру РЭС. Энергетик обязан выполнять все его распоряжения, за исключениям случаев, угрожающих жизни людей, выхода из строя оборудования и срыву специальных работ.

2.5. Диспетчер обязан информировать энергетика о режимах и особенностях работы электрических сетей питающих _________________________________________________

2.6. Граница балансовой принадлежности, ответственности устанавливается согласно договора № _____ от _____________ г., а именно: ___________________________________________________

2.7. Ежегодно, до 30 декабря энергетику данного предприятия, предоставляет списки лиц имеющих право на ведения оперативных переговоров.

3.Порядок оформления заявок, производства

оперативных переключений и допуска к работе лиц.

3.1. Работы связанные с оперативным отключением _______ , питающей ______________

в аварийных ситуациях и изменением схем электроснабжения, согласовываются СРЭС с ________________________________________ через энергетика данног предпричтия. Заявки на выполнения плановых работ на оборудования СРЭС, связанные с отключением ______________ подаются через лицо, ответственное за электрохозяйство за 1 сутки до начала работ. Заявки на плановый ремонт за суткидо вывода в ремонт до 10.00 в СРЭС. разрешение или отказ, сообщается энергетику данного предприятия.

3.2. Все виды ремонта производится, лицом ответственным за эл. хозяйство.

4.Взаимодействия при ликвидации аварии.

4.1. Дежурный персонал СРЭС обязан немедленно сообщить лицу, ответственному за эл. хозяйство обо всех нарушениях нормального режима работы электрической сети, отражающихся на электроснабжения объекта и их вероятной длительности.

4.2. Энергетик обязан немедленно сообщить диспетчеру СРЭС о повреждениях оборудования в системе электроснабжения объекта, отразившиеся на режиме работы электроситей СРЭС.

4.3. При аварийных отключениях коммутационных аппаратов, питающих фидер, питающий фидер электроустановку, энергетик, находящиеся в ведении включения отключенного фидера. В случаях аварийного отключения коммутационных аппаратов после повторного включения, последующее включение питающего фидера производится только устранения неисправности.

5. Ответственность.

5.1. Лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию электроустановки_______________

Эксплуатирующее данную эл. установку, несет ответственность за выполнение требований данной инструкции в соответствии с ведомственным положениям.

Источник

ОСНАЩЕНИЕ ДИСПЕТЧЕРСКОГО ПУНКТА РЭС И ОПЕРАТИВНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ ОДГ

3.1. Диспетчерский пункт РЭС (РДП) должен быть оборудован средствами связи, телемеханики и оргтехники в соответствии с действующими нормами и типовыми проектами.

На РДП должна иметься необходимая оперативная нормативная и справочная документация, а также схемы электроустановок обслуживаемой зоны и указания по режиму электросети.

3.2. Диспетчер РЭС должен вести следующую оперативную документацию:

· разрешения на допуск бригад к работе;

· комплексные задания на подготовку рабочего места и допуск бригад к работе;

· журнал иди картотеку заявок на вывод в ремонт электроустановок;

· журналили картотеку дефектов и неполадок оборудования и ВЛ;

· ведомости отказов (аварий) в воздушных распределительных электрическихсетях напряжением 6-20 кВ (форма ПМ-01);

· ведомости нарушений в воздушных электрических сетях напряжением 0,38 кВ (форма ПМ-02);

· журнал входящих и исходящих телефонограмм;

· журнал сообщений потребителей о нарушениях электроснабжения.

Перечень может быть дополнен решением главного инженера ПЭС (его заместителя).

3.3. Первые четыре вида документов должны такжевести персонал ОВБ и другой персонал, привлекаемый к оперативному обслуживанию электрических сетей 0,38-20 кВ.

3.4. На РДП должны находиться следующие нормативно-технические и справочно-информационные документы:

· должностные и производственные инструкции по перечню, утвержденному главным инженером ПЭС (его заместителем);

· Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок, Правила технической эксплуатации электростанций и электросетей и другие нормативно-технические документы по перечню, утвержденному главным инженером ПЭС (его заместителем);

· согласованные в установленном порядке списки потребителей РЭС I и II категорий по надежности электроснабжения;

· перечень действующихсхем электрических сетей 0,38-20 кВ;

· перечень оборудования РЭС по способу оперативного управления и ведения;

· перечень сложных переключении, на выполнение которых должны составляться диспетчерские бланки переключении;

· месячный график отключений оборудования;

· списки лиц, которым предоставлено право выдачи нарядов (распоряжений), право быть производителем работ и другие права в соответствии с Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок;

· списки ответственных лиц потребителей,имевших право согласовывать отключения;

· списки лиц оперативного (оперативно-ремонтного) персонала других ПЭС (РЭС), предприятий-владельцев источников питания электросети и потребителей, имеющих право ведения оперативных переговоров;

· списки лиц потребителей,имеющих право выполнять переключения или работы в электроустановках РЭС;

· список руководящего административно-технического персонала ПЭС с номерами служебных и домашних телефонов;

· список персонала РЭС с адресами и номерами служебных и домашних телефонови схема сбора этого персонала в аварийных случаях;

· утвержденный график дежурств персонала ОДГ;

· положения о взаимоотношениях с потребителями, владельцами источников питания электросети, другими ПЭС.

3.5. РДП должен быть оснащен следующимисхемами:

· мнемосхемой, изображающей нормальнуюсхему электрической сети 6-20 кВ;

· альбомами нормальных схем линий 6-20 кВ, схем электрической сети 0,38 кВ и схем электроснабжения потребителей I категории по надежности.

3.6. Нормальная схема отражает принятое положение коммутационных аппаратов злектросети (включенное или отключенное), когда все ее элементы исправны и не выведены в ремонт.

3.7. На мнемосхеме электрической сети 6-20 кВ РЭС должна быть изображена электрическая схема этой сети с указанием:

· точек нормального разрыва электросети;

· источников питания, включая резервные электростанции потребителей;

· трансформаторных пунктов 6-20/0,38 кВ (ТП), распределительных пунктов 6-20 кВ (РП), коммутационных аппаратов (выключателей, разъединителей, предохранителей и др.) в пунктах секционирования и кольцевания;

· оперативных наименований элементов электросети (источников питания сети, ТЦ, РП, линий, коммутационных аппаратов и др.);

· переходов через естественные препятствия, пересечений с другими инженерными сооружениями;

· номеров опор ответвительных, концевых, на переходах и пересечениях;

· границ балансовой принадлежности и (или) эксплуатационной ответственности.

3.8. Тупиковые однотрансформаторные ТП с простейшей схемой электрических соединений следует изображать условными обозначениями без детализации, а РП и ТП со сложной схемой (проходные, двухтрансформаторные, двухсекционные и др.), как правило, изображаются с указанием всех элементов.

Схемы РП и сложных ТП могут быть даны совместно с изображением остальной электрической сети 6-20 кВ или отдельно от нее.

3.9. Мнемосхема электрической сети 6-20 кВ может выполняться:

а) в виде наборных элементов (символов) на специальном мозаичном щите. В этом случае в РДП должна также находиться схема электрической сети 6-20 кВ с привязкой ее к географической карте обслуживаемой зоны:

б) на подоснове в виде географической карты обслуживаемой зоны с указанием населенных пунктов, дорог, рек, болот, границ колхозов и совхозов и др. Географическая подоснова должна рисоваться масляными красками или эмалями бледных тонов, схема электросети — изображаться наборными символами или легко смываемыми красками (акварель, гуашь), чтобы обеспечить возможность быстрого внесения изменений.

3.10. В течение смены диспетчер РЭС должен отражать на мнемосхеме электрической сета 6-20 кВ условными символами все текущие отклонения от нормальной схемы, установку заземлений и места работы бригад.

3.11. Нормальные схемы линий 6-20 кВ должны быть выполнены в однолинейном исполнении по каждой линии отдельно. Линия на схеме указывается целиком независимо от балансовой принадлежности. При наличии на линии резервирования на схеме изображается коммутационный аппарат, на котором выполнен нормальный разрыв, и указывается наименование линии, с которой через этот аппарат выполнено резервирование.

3.12. На нормальной схеме линии, креме сведений, указываемых на мнемосхеме сета 6-20 кВ, условными обозначениями или надписями должны быть отражены:

· основные параметры элементов сети — номинальные токи аппаратов, марки и сечения проводов и кабельных вставок, длины участков линии, суммарная установленная мощность ТП по линии в целом и на ее отдельных участках;

· потребители I и П категории по надежности;

· электроустановки, на которых условия безопасности при производстве работ резко отличаются от условий безопасности на обычных установках данного РЭС, например, ТП редко встречающихся конструкций; совместные подвески с проводами других линий электропередачи, радиотрансляции и связи;

· типы устройств защиты и автоматики и их уставки;

· фазировка в точках нормального разрыва, а при несфазированных линиях — совпадение чередования фаз.

Сведения о фазировке допускается указывать не на схемах, а в указаниях по режиму электросети.

3.13. Нормальные схемы электрической сети 0,38 кВ должны составляться по каждому ТП отдельно. В случаях, когда электросеть 0,38 кВ нескольких ТП взаимосвязана, рекомендуется нормальные схемы этих сетей изображать на одном чертеже по всем ТП населенного пункта или производственного объекта.

3.14. Для каждого потребителя I категории по надежности должна составляться схема нормального электроснабжения, на которой изображается электросеть 6-20 кВ и электросеть 0,38 кВ, по которой осуществляется резервирование электроснабжения электроприемников. На этой же схеме приводится порядок действий персонала потребителя при исчезновении напряжения в условиях наличия и отсутствия связи с диспетчером РЭС.

3.15. Мнемосхемы электрической сети 6-20 кВ и нормальные схемы линий 6-20 кВ должны утверждаться главным инженером ПЭС (его заместителем).

Нормальные схемы электроснабжения потребителей I категории по надежности утверждаются главным инженером ПЭС (его заместителем) и ответственным лицом потребителя.

Нормальные схемы сети 0,38 кВ утверждаются начальником РЭС (его заместителем).

Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Студалл.Орг (0.039 сек.)

Источник

Должностная инструкция инженера района электрических сетей

1. Общие положения.

1.1. Настоящая инструкция составлена на основании «Положения о районе электрических сетей», Справочника квалификационных характеристик профессий работников. Выпуск № 62 (выработка и распределение электроэнергии) Киев.2001г.; Справочника квалификационных характеристик профессий работников. Выпуск № 1, разделы 1,2. изд. Краматорск- 1998г.; Классификатора профессий. ( ДК 003- 95). Госстандарт Украины. Киев 1995г.; Положения о разработке должностных инструкций для работников облэнерго; ПБЭЭ — Киев 2000г.; ПТЭ-2003г.; других нормативно-технических документов и распространяется на инженеров районов электрических сетей.
1.2. Наименование должности работника, для которого предназначена данная инструкция – инженер района электрических сетей.
Код профессии по классификатору профессий – 2149.2.
1.3. Знание данной инструкции обязательно для инженера РЭС, начальника, главного инженера РЭС, инженера и ведущего инженера СРС, зам. начальника СРС, начальника СРС.
1.4. Основная задача инженера РЭС — контроль выполнения капитальных и текущих ремонтов эл. сетей 0,4-10кВ, организации эксплуатации оборудования распредсетей, реконструкции сетей 0,4-10 кВ, перспективой развития эл. сетей.
1.5. На должность инженера РЭС назначаются лица, имеющие полное или базовое высшее образование по специальности (специалист или бакалавр) без предъявления требований к стажу работы. Либо высшее техническое образование без предъявления требований к стажу работы или среднее специальное образование и стаж работы в должности техника не менее 3-х лет либо других должностях, замещаемых специалистами со средним специальным образованием, не менее 5 лет.
1.6. Назначение и освобождение инженера РЭС от занимаемой должности, а также перевод на другую должность, осуществляется приказом директора предприятия электрических сетей по представлению начальника РЭС или начальника службы распредсетей.
1.7. Инженер РЭС административно подчиняется непосредственно начальнику РЭС, главному инженеру РЭС.
1.8. Инженеру установлен не нормированный рабочий день.
1.9. Периодическая проверка знаний инженера РЭС производится:

  • по технологии работ, производственным и должностным инструкциям — один раз в два года;
  • по правилам безопасной эксплуатации электроустановок и пожарной безопасности – один раз в год;
  • переаттестация – один раз в 3 года;
  • обучение на курсах повышения квалификации с отрывом от производства — раз в пять лет.
Читайте также:  Официальная инструкция по эксплуатации для мобильных телефонов и планшетов HTC

1.10. Местонахождение рабочего места инженера РЭС – база района электрических сетей.

2. Квалификационные требования.

2.1. На должность инженера службы распредсетей назначаются лица, имеющие полное или базовое высшее техническое образование по специальности ( специалист или бакалавр) без требований к стажу работы. Либо лица, имеющие высшее техническое образование без предъявления требований к стажу работы или среднее специальное образование и стаж работы в должности техника не менее 3-х лет, либо других должностях, замещаемых специалистами со средним специальным образованием, не менее 5 лет.

3. Инженер РЭС должен знать.

3.1.Постановления, распоряжения, приказы вышестоящих органов, методические, нормативные и другие руководящие материалы по ремонту и эксплуатации оборудования. зданий и сооружений, устройств защиты, автоматики, связи, контрольно – измерительных приборов ( в объемах, необходимых для данной должности).
3.2.Должностную инструкцию инженера РЭС, все должностные, производственные инструкции и инструкции по охране труда согласно утвержденного перечня.
3.3. Положение о районе электрических сетей.
3.4. Правила безопасной эксплуатации эл.установок. (ДНАОП 1.1.10-1.01-97). Киев. 2000г.; 1; 3; 4; 5; 6- 8; 12(12.8 -12.10); 13.1; 15; 16 (16.1 -16.3; 16.6 -16.8); 17 (17.1 -17.3); 20; 21; 22; 23; Приложение 1 -4;
3.5.Правила устройства электроустановок.(ББК 31.277).Москва. Энергоатомиздат.1985г.; Раздел1 гл.1.1.(1.1.1. – 1.1.40.); 1.2.(1.2.1. -1.2.24.); 1.3.(1.3.1. -1.3.33.); 1.4.(1.4.1. -1.4.22.); 1.5.(1.5.1. -1.5.44.); 1.6.(1.6.1. -1.6.15.); 1.7.(1.7.1. – 1.7.14.); 1.8.(1.8.1. -1.8.12.; 1.8.16. – 1.8.18; 1.8.20.- 1.8.22.; 1.8.24.; 1.8.29. -1.8.34; 1.8.36 – 1.8.38.); Раздел 2 гл. 2.3.; 2.4.; 2.5.; 3.1.; 3.3.(3.3.1. -3.3.42.); 4.1.; 4.2.
3.6.Правила технической эксплуатации эл. станций и сетей. (ГКД34.20.507-2003). Киев. 2003г.; 1; 3; 5(5.3.; 5.6.; 5.8.); 6; 12( 12.3.; 12.4.; 12.7 -12.9.; 12.11. -12.13.); 13( 13.1.; 13.4.-13.8.);
3.7.Правила пожарной безопасности в компаниях, на предприятиях и в организациях энергетической отрасли Украины. ( ГКД 34.03.303-99 ). Львів. Каменяр. 1999г.; В полном объеме;
3.8.Правила эксплуатации электрозащитных средств.(ДНАОП 1.1.10-1.07-01). Киев. 2001г. В полном объеме;
3.9.Правила безопасной работы с инструментом и приспособлениями. (ДНАОП1.1.10-1.04-01). Киев. „Форт”. 2001г. В полном объеме;
3.10.Правила проведения противоаварийных тренировок работников электрических станций и сетей Минэнерго Украины.(ГКД34.12.201-97). УНПО „Энергопрогресс”. Киев. 1997г.
3.11.Положение «Об обучении по вопросам охраны труда»(ДНАОП 0.00-4.12-99). Утверждено приказом Комитета по надзору за охраной труда Украины от 17.02.99г. № 27.
3.12.Инструкция по оказанию первой помощи пострадавшим в связи с несчастными случаями при обслуживании энергетического оборудования.(ББК 54.58). Москва. Энергоатомиздат. 1987г.
3.13.Правила пользования электрической энергией. Утверждены постановлением Национальной комиссии регулирования электроэнергетики Украины от 3107.96г. № 28. В полном объеме.
3.14.Плавила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов. Харьков «ФОРТ», 2002г. Киев. В полном объеме.
3.15. Порядок расследования и ведения учета н/с, профзаболеваний и аварий на производстве. Утвержден постановлением Кабинета Министров Украины от 25.08.04г. № 1112.
3.16. Основы экономики, организация производства, труда и управления; основы трудового законодательства; правила и нормы охраны труда, техники безопасности, производственной санитарии и противопожарной защиты.
3.17.Нормы испытания электрооборудования.(УДК 621.3.01). Москва. Атомиздат.1978г. Раздел 1; 2; 6-8; 10-12; 18-25; 27-29; Приложение 1; 3-5; 8;
3.18.Нормы времени – расценки на ремонт и технологическое обслуживание электрических сетей.(ГКД 34.05.834-98). Київ. 1998.
3.19.Правила охраны электрических сетей. Утверждены постановлением Кабинета Министров Украины от 04.03.97г. № 209.
3.20.Положение о специальной подготовке и обучении технической эксплуатации объектов электроэнергетики. (ОНД 34.12.102-2004). ОЭП «ОРИФРЭ». Киев.2004г.
3.21.Правила внутреннего распорядка.
3.22. Закон об энергетике.
3.23. Схемы, конструкции, характеристики и особенности обслуживаемого оборудования, устройств и приспособлений.
3.24. Передовой производственный опыт по профилю своей деятельности.
3.25. Украинский язык в объеме необходимом для исполнения должностных обязанностей.
3.26. Инструкцию по делопроизводству. Утверждена приказом облэнерго от 30.11.98г. №103.
3.27. Положение «Система управления охраной труда на предприятиях электроэнергетики Минтоплива Украины». / СОУ – Н МПЕ 40.1.03.107 -2004/. (ОЕП «ГРIФРЕ»). Київ 2004.
3.28. Инструкцию о работе с жалобами и обращениями граждан.

4.Функции и обязанности.

4.1. Осуществляет разработку месячных, квартальных и годовых планов (графиков) различных видов ремонта оборудования и других основных фондов.
4.2. Оказывает помощь работникам служб, цехов или лабораторий в организации эксплуатации и ремонта оборудования, зданий, сооружений, устройств защиты, автоматики, связи, контрольно – измерительных приборов.
4.3. Осуществляет контроль соответствия эксплуатации и организации ремонтов оборудования, зданий, сооружений или приспособлений, применения методов по улучшению работы оборудования, ведения технической документации, правильности хранения оборудования, приборов, запасных частей и материалов требованиям Правил безопасности, правил и норм охраны труда и производственных инструкций.

4.4. Принимает участие:

  • в планировании капитальных и текущих ремонтов оборудования, зданий, сооружений, приспособлений;
  • в разработке способов механизации работ;
  • в формировании заявок на оборудование, запасные части, приборы и материалы;
  • в разработке производственных инструкций по эксплуатации оборудования, зданий, сооружений, приспособлений.

4.5. Принимает участие в приемке из ремонта и монтажа оборудования, зданий, сооружений.
4.6.Участвует в расследовании аварий и повреждений оборудования распредсетей.
4.7. Рассматривает и согласовывает проектные задания новых и реконструируемых объектов распредсетей иподготавливает необходимые рекомендации, готовит предложения для выдачи ТУ. Контролирует выполнение ТУ и внесение в связи с этим изменений в техническую документацию.
4.8. Участвует в работе по аттестации рабочих мест.
4.9. Осуществлять контроль выполнения плана работ РЭС /мероприятия, директивные материалы/.
4.10. Контролирует выполнение плана капитальных и текущих ремонтов электросетей и оборудования и внесение изменений в техническую документацию. Осуществляет контроль ведения технической документации.
4.11. Проводит внезапные проверки рабочих мест в части соблюдения техники безопасности.
4.12. Контролирует и оказывает помощь подведомственным участкам по работе с персоналом, по ведению технической документации.
4.13. Рассматривает и расследует жалобы абонентов и своевременно дает письменные ответы.
4.14. Принимает участие в работе комиссий по комплексному обследованию объектов, по проведению Дня охраны труда, по проверке знаний по ПБЭЭ, ПТЭ и производственных инструкций у персонала РЭС.
4.15. Контролирует ведение технической документации в РЭС.
4.16.Постоянно повышает свой технический уровень знаний .
4.17. Контролирует ведение в подразделениях РЭС учета и паспортизации оборудования, зданий, сооружений и других основных фондов РЭС, а также внесение в паспорта изменений после их ремонта, модернизации и реконструкции.
4.18. Пересматривает должностные и инструкции по охране труда.
4.19. Принимает участие в составлении программы и планов технической учебы персонала РЭС, проводит занятия с персоналом.
4.20. Занимается списанием основных фондов, которые утратили свое значение.
4.21.Контролирует выполнение мероприятий по подготовке сетей к работе в осенне-зимний период.
4.22. Готовит данные для составления годового отчета и предоставляет их в службу PC.
4.23. Составляет и представляет в службу распредсетей отчет по капитальным и текущим ремонтам оборудования, зданий, сооружений за истекший месяц.

5. П Р А В А.

5.1. Инженер РЭС имеет право:

5.1.I. Подготавливать предложения об улучшении работы РЭС.
5.1.2. Вносить изменения в должностные и производственные инструкции, положения, технологические схемы РЭС.
5.1.3.Требовать от подведомственного персонала неуклонного выполнения плана капитальных и текущих ремонтов.
5.1.4. Проверять состояние оборудования и сооружений распределительных сетей.
5.1.5.Требовать от персонала РЭС неуклонного соблюдения ПБЭЭ.
5.1.6. Прекращать работы бригад и отдельных лиц в случае нарушения ими правил техники безопасности.

6. ВЗАИМООТНОШЕНИЯ.

6.1. Инженер РЭС взаимодействует со следующими подразделениями предприятия электрических сетей:
6.1.1. Совместно со службой распредсетей осуществляет планирование по ремонтно-эксплуатационному обслуживанию распределительных сетей, по рационализации рабочих мест.
6.1.2. Представляет в службу Р/С годовые и месячные графики текущих
и капитальных ремонтов и эксплуатационных работ, планы работы с персоналом, отчеты по капитальным и текущим ремонтам и эксплуатационным работам, ответы по мероприятиям и предписаниям Госинспекции, по приказу №1, дефектные акты на ремонт эл. сетей и оборудования, объемы работ по капремонтам, для включения в план капремонтов. Производить разъяснительную работу с использованием газет, радио среди населения об опасности электрического тока и представляет копии в службу PC.
6.1.3. Совместно со службой распредсетей и службой изоляции и перенапряжения составлять графики профилактических испытаний кабельных линий, электрооборудования, представляет ЛИП сведения по оборудованию РЭС.
6.1.4. Решения, принимаемые инженером РЭС должны согласовываться с начальником РЭС, в отсутствии начальника РЭС, с его заместителем или главным инженером РЭС.
6.1.5. Bсe разногласия инженера РЭС с другими должностными лицами решаются начальником РЭС.

7. ОТВЕТСТВЕННОСТЬ.

7.1.Инженер РЭС несет ответственность:

7.1.1. 3а невыполнение обязанностей и неиспользование прав предусмотренных настоящей инструкцией.
7.1.2. 3а несчастные случаи происшедшие с подведомственным персоналом, аварии и отказы в сетях 0,4-10кВ по вине персонала.
7.1.3. 3а несвоевременное выполнение порученной работы и несвоевременное представление требуемых материалов.
7.1.4. 3а невыполнение планов работ.
7.1.5. 3а нарушение трудовой и производственной дисциплины.
7.1.6. 3а ошибки в расчетах и документации, составленных им.
7.1.7. 3а производственные упущения в работе.
7.1.8. 3а неудовлетворительное состояние технической документации в РЭС.
7.1.9. 3а несвоевременное представление отчетности в службу распредсетей.

Источник

Технология выполнения работ оперативным персоналом в распределительных электрических сетях 0,38—20 кВ

Ведение режима. Порядок выполнения работ определяется местной инструкцией, в которой, в частности, дается описание нормальной схемы электроснабжения электрической сети напряжением 6—20 кВ, указываются точки нормального разрыва, места установки устройств релейной защиты, автоматики и телемеханики, а также описание ремонтных режимов.

Основной принцип, закладываемый в схемы нормального режима, — обеспечение надежного электроснабжения потребителей и требуемых показателей качества электроэнергии при минимальных потерях электроэнергии в сетях. Пункты нормального разрыва сети выбираются с учетом размещения потребителей первой и второй категорий по надежности электроснабжения и удобства проезда к коммутационным аппаратам.

Ремонтные режимы отличаются от нормальных режимов, так как часть электроустановок отключается. В данном случае должны быть указания по порядку перевода всей или части нагрузок с одной линии напряжением 6—20 кВ на другую, а также по изменению настроек устройств релейной защиты и автоматики.

Вывод электроустановок в ремонт. Вывод в ремонт может быть плановый, неплановый и аварийный. Производство работ в электроустановках без оформления оперативной заявки не допускается. В заявке в обязательном порядке указываются подробные сведения следующего характера: вид заявки, наименование выводимой в ремонт электроустановки, запрашиваемое время, цель отключения, место производства работ, меры, обеспечивающие безопасность работ.

У оперативного диспетчера ПО имеются заявки на вывод в ремонт электроустановок, находящихся в оперативном управлении ПО, и внеплановые заявки РЭС. Плановые заявки по электроустановкам РЭС подаются в ОД Г мастерами.

Перечень лиц, которым разрешена подача заявок, устанавливается местными инструкциями. Порядок прохождения заявок следующий. Заявки подаются в ОДС ПО или ОДГ РЭС, разрешаются главным инженером ПО, начальником РЭС или их заместителями. Аварийные заявки может разрешать диспетчер.

Временем нахождения в ремонте электроустановки считается промежуток от ее отключения до включения. В случае необходимости продлить срок окончания ремонтных работ может лицо, разрешившее заявку, а при его отсутствии — дежурный диспетчер.

Ежемесячно в ОДС ПО район электрических сетей должен предоставлять установленным порядком график плановых отключений, согласованный с потребителями. Утверждается такой график не позднее чем за 3 дня до начала планируемого месяца, а потребители предупреждаются не менее чем за 2 дня. Не согласованные с потребителями отключения считаются аварийными. Согласование отключений воздушных линий напряжением 0,38 кВ продолжительностью до одного рабочего дня может производиться на месте мастером с руководителями хозяйств, ферм, мастерских и пр.

Подготовка рабочего места и допуск бригады к работам. Предварительно оперативный персонал (оперативно-ремонтный персонал) по заданию и под руководством диспетчера выполняет необходимые операции по отключению коммутационных аппаратов, вывешиванию плакатов, установке заземления, а также по отключению совместно подвешенных цепей других организаций.

После этого диспетчер выдает производителю работ, допускающему или лицу, выдающему наряд, разрешение на подготовку рабочего места и допуск бригады.

В разрешении указывается наименование электроустановки, место, где должно быть выполнено ее отключение и заземление, оставшиеся под напряжением части установки и срок, до которого разрешается выполнять работы. При работе на ВЛ производитель работ после получения разрешения на подготовку рабочего места должен убедиться в отсутствии напряжения и произвести наложение заземления непосредственно на месте работы, после чего допустить бригаду к работе. При работах на ТП и РП все операции непосредственно на рабочем месте и допуск бригады к работе производится допускающим.

Читайте также:  Бухгалтерская отчетность ИП и ООО на УСН

Порядок ввода новых и реконструированных электроустановок в работу. Законченные строительством или реконструированные электроустановки электрических сетей напряжением 6—20 кВ вводятся в эксплуатацию в соответствии с действующими правилами и нормами. Разрешение на ввод выдает главный инженер ПО (его заместитель) по заявкам подразделений ПО. Ввод в эксплуатацию электроустановок напряжением 0,38 кВ осуществляется по местным инструкциям. Подключение новых или реконструированных электроустановок к действующим электроустановкам следует оформлять оперативной заявкой и производить по наряду.

Ликвидация аварийных отключений в распределительных сетях напряжением 0,38—20 кВ. Среди нарушений, требующих принятия немедленных мер, следует рассматривать прекращение электроснабжения потребителей и недопустимые отклонения параметров электрической сети от нормального режима. В целом ответственность за организацию работ по устранению аварийных ситуаций несут руководители ПО и его структурных подразделений (руководитель РЭС, мастера участков электрических сетей), а также руководство оперативно-диспетчерских подразделений. За проведение работ по локализации повреждений и других нарушений в электрических сетях напряжением 0,38—20 кВ и восстановление электроснабжения потребителей несет ответственность оперативный персонал: дежурный диспетчер ПО, дежурный диспетчер РЭС, персонал ОВБ.

Дежурный диспетчер ПО (РЭС) единолично управляет процессом ликвидации нарушений в работе электроустановок независимо от присутствия на диспетчерском пункте лиц вышестоящего административного или технического персонала. Его распоряжения выполняются немедленно и безоговорочно. Отменить распоряжение дежурного диспетчера РЭС может только он сам или диспетчер ПО. Если распоряжение оперативного персонала представляется ошибочным, об этом докладывается диспетчеру и дальше персонал действует по его указаниям. При неудовлетворительной работе диспетчера ПО (РЭС) он может быть заменен или вышестоящее административное лицо может принять руководство ликвидацией аварии на себя. При этом делается отметка в журнале и сообщается старшему оперативному лицу.

На диспетчерском пункте должен находиться список персонала потребителей, привлекаемого к ликвидации нарушений в сетях напряжением 0,38—20 кВ, с перечнем разрешенных ему действий. Оперативно-выездная бригада должна быть оснащена аварийным запасом электрооборудования, транспортом, средствами связи.

В случае возникновения аварийной ситуации диспетчер ПО (РЭС) должен:

  • • определить объект, на котором произошло нарушение;
  • • установить меру опасности для людей и оборудования;
  • • оценить необходимость производства переключений в сети;
  • • определить целесообразность привлечения персонала потребителей и смежных организаций;
  • • решить, какими силами необходимо найти и устранить повреждение.

При этом следует учесть все сопутствующие факторы (место нахождения персонала, схему сети, категорийность потребителей по бесперебойности электроснабжения, оснащенность устройствами релейной защиты и автоматики, наличие транспорта, погодные условия и т. д.).

Переключения по локализации и восстановлению электроснабжения потребителей должны выполняться в первую очередь персоналом ОВБ, для ускорения может привлекаться оперативно-ремонтный персонал. Поиск места и устранение повреждений, как правило, должны выполняться ремонтным персоналом.

В случае отключения подстанции 35—110 кВ, питающей электрические сети 6—20 кВ, диспетчер РЭС связывается с диспетчером ПО с целью выяснения ожидаемых сроков подачи напряжения. Диспетчера ПО и РЭС принимают участие в подаче напряжения в сеть 6—20 кВ по результатам ликвидации аварии. Если ОВБ РЭС обслуживает линии и подстанции, то они привлекаются к устранению аварийной ситуации. Оперативно-выездная бригада производит переключения в последовательности, обеспечивающей быстрейшую подачу напряжения на обесточенную подстанцию.

При автоматическом отключении линии 6—20 кВ делается осмотр и опробование линии включением выключателя, определяется зона повреждения. В случае неуспешного включения выключателя проводятся работы по локализации поврежденного участка, и после локализации все неповрежденные участки линии включаются под напряжение, а для отыскания места и характера повреждения организуется осмотр поврежденного участка.

Пример 1.1. Подстанция «А» и распределительная сеть 10 кВ от нее (рис. 1.5) обслуживаются одной ОВБ, с которой у диспетчера имеется радиосвязь. На подстанции «Б» имеется местный персонал. Телеуправление отсутствует. На подстанции «А» установлен фиксирующий прибор для определения зоны КЗ. Повреждение ВЛ 10 кВ произошло на участке между разъединителем Р6 и деревней Красное (о чем персоналу неизвестно). Рассмотреть варианты ликвидации аварии.

Вариант I. В момент отключения ОВБ находилась в деревне Софиевка.

Схема электрической сети 10 кВ

Рис. 1.5. Схема электрической сети 10 кВ

Порядок ликвидации аварии:

  • 1. Осмотреть ВЛ 10 кВ и ТП на участке от Р7 до I РК, отключить Р7 и включить 1 РК, подав тем самым напряжение на ТП № 13 и 14.
  • 2. Выехать к разъединителям Р2 и РЗ для проверки срабатывания указателей поврежденного участка (сработал указатель у Р2).
  • 3. Отключить Р2, проехать на подстанцию «А» и включить линию № 7, подав напряжение на ТП № 1, 2, 3 и 4. По показаниям фиксирующего прибора до места повреждения 9—11 км.
  • 4. Выехать к разъединителям Р5 и Р6, по пути контролируя состояние видимых из автомашины участков ВЛ 10 кВ между Р2 и Р5.
  • 5. Отключить Р6 (при примерно равных по ответственности и по количеству потребителей участках, отключаемых соответственно при отключении Р5 и Р6, повреждение вероятнее на более длинной ВЛ 10 кВ).
  • 6. Осмотреть ВЛ 10 кВ и ТП в деревне Ивановка.
  • 7. Включить Р2, подав напряжение на ТП № 5, 6, 7, 8.
  • 8. Место повреждения на отключенном участке между Р6 и Р7 определяется осмотром. После отыскания места повреждения в зависимости от предполагаемых сроков его устранения может быть выполнено дальнейшее разделение поврежденного участка путем разрезания шлейфов на опорах с последующей подачей напряжения на все или часть простаивающих ТП № 9, 10, 11 и 12.

Вариант II. В момент отключения ОВБ находилась на подстанции «А».

Порядок ликвидации аварии:

  • 1. По показаниям фиксирующего прибора определить возможную зону повреждения (примерные границы за Р4, Р5 и Р6).
  • 2. Выехать к разъединителям Р2 и РЗ, проверить срабатывание указателей поврежденного участка (сработал указатель у Р2) и отключить Р2.
  • 3. Вернуться на подстанцию «А» и включить линию № 7, подав тем самым напряжение на ТП № 1,2, 3, 4.
  • 4. Выехать к разъединителям Р5 и Р6, по пути контролируя состояние видимых из автомашины участков ВЛ 10 кВ между Р2 и Р5.
  • 5. Осмотреть ВЛ 10 кВ и ТП в деревне Ивановка (повреждений не обнаружено).
  • 6. Отключить Р6.
  • 7. Включить Р2, подав тем самым напряжение на ТП № 5, 6, 7 и 8.
  • 8. Выехать в деревню Софиевка, осмотреть ВЛ 10 кВ и ТП на участке от Р7 до I РК, отключить Р7 и включить I РК, подав тем самым напряжение на ТП № 13, 14.
  • 9. Место повреждения на отключенном участке фидера между Р6 и Р7 определяется осмотром.

После отыскания места повреждения в зависимости от предполагаемых сроков его устранения может быть выполнено дальнейшее разделение поврежденного участка путем разрезания шлейфов на опорах с последующей подачей напряжения на все или часть простаивающих ТП № 9, 10, 11 и 12.

Вариант III. В момент отключения ОВБ находилась на подстанции «А», в деревне Софиевка находится электромонтер потребителя, допущенный к производству переключений разъединителями Р7 и I РК.

Порядок ликвидации нарушения полностью соответствует порядку ликвидации по варианту II, за исключением того, что осмотр и переключения по п. 8 выполняет под руководством диспетчера электромонтер потребителя.

Вариант IV. В момент отключения ОВБ находилась в деревне Софиевка. Имеется телеуправление выключателями подстанции «А».

Порядок ликвидации аварии:

  • 1. Осмотреть ВЛ 10 кВ и ТП на участке от Р7 до I РК, отключить Р7 и включить I РК, подав тем самым напряжение на ТП № 13, 14.
  • 2. Включить линию № 7 с помощью устройств телемеханики (неуспешно).
  • 3. Выехать к разъединителям Р2 и РЗ для проверки срабатывания указателей поврежденного участка (сработал указатель у Р2).
  • 4. Отключить Р2 и включить линию № 7 с помощью устройств телемеханики, тем самым подать напряжение на ТП № 1, 2, 3 и 4.

Дальнейшие действия выполнять, как в варианте I.

В случае многократного отключения линии во время сильных порывов ветра делается ее осмотр, а при отключении во время максимальных нагрузок по приборам проверяется соответствие фактической нагрузки уставкам релейной защиты.

Сложнее решается вопрос определения места повреждения при замыкании или исчезновении напряжения в одной из фаз. В этой ситуации приходится использовать специальные приборы.

Если при осмотре не удается обнаружить повреждение, то проверяется наличие напряжения на всех фазах шин 0,4 кВ ТП и на каждой из отходящих линий 0,38 кВ. Отсутствие напряжения на шинах 0,4 кВ при включенном разъединителе ТП свидетельствует о наличии повреждения на этом фидере. В этом случае ТП выводится в ремонт и проводятся ремонтные работы (заменяются предохранители, коммутационные аппараты, проводится ремонт ошиновки). При обнаружении повреждения на линии она в установленном порядке должна быть выведена в ремонт.

В случае если повреждение в сети 0,38 кВ и на ТП не обнаружено, следует сообщить об этом потребителю и предложить ему провести тщательный осмотр собственных электроустановок.

При поступлении жалобы на неудовлетворительное качество электроэнергии в электрической сети напряжением 0,38 кВ от потребителя одной из ТП необходимо проверить загрузку по фазам и в случае необходимости ее выровнять, а также переключить на другое положение переключатель отпаек трансформатора. При поступлении жалоб от потребителей нескольких подстанций следует отрегулировать режим напряжения в сети 35—110 кВ.

Аварийно-восстановительные работы в случае стихийных явлений (сильный ветер, снегопад, паводок, гроза и т. д.) проводится с привлечением строительно-монтажной организации и потребителя.

При ненормальном режиме работы электрооборудования на ТП и в электрической сети напряжением 0,38 кВ диспетчер должен организовать осмотр ТП силами персонала РЭС либо персонала потребителя. При этом проверяется положение выключателя и наличие видимых признаков повреждения (пожара, выбросов масла, перекрытия изоляторов и т. д.). При проведении осмотра запрещается без ведома диспетчера и оформления заявки производить какие-либо действия на ТП.

Взаимодействие оперативно-диспетчерских служб и потребителей. Важным фактором, позволяющим ускорить отыскание мест повреждения, устранить неполадки в электроустановках сетей, повысить безопасность работ, является хорошо налаженное сотрудничество сотрудников ОД Г с энергослужбами потребителей. Специфичность электрических сетей сельскохозяйственного назначения — большая протяженность линий электропередачи, прохождение их по труднодоступной для обычного транспорта местности или по занятой сельскохозяйственными угодьями землям. Для значительного количества аварийных ситуаций время отыскания повреждений достигает 25—50 % общего времени ликвидации повреждений. Полученные сообщения о повреждении от населения обычно не дают полной информации о месте и характере повреждений, а в ряде случаев являются ошибочными, что приводит к дополнительным затратам времени на поиски повреждения и разъезды. В таких условиях целесообразно установить порядок получения сообщений о неисправностях в электрических сетях только от энергетиков предприятий.

При получении сообщения о перерыве электроснабжения от потребителей своего хозяйства электротехнический персонал предприятия должен немедленно установить характер повреждения. Если характер работ не требует подготовки рабочего места, повреждение устраняется персоналом хозяйства и делается сообщение в ОДГ РЭС.

Перечень таких работ должен быть согласован с начальником РЭС. Если же нарушение произошло в высоковольтной части электрических сетей или нужна подготовка рабочего места, руководитель энергослужбы (дежурный по энергослужбе) сообщает об этом в ОДГ РЭС и дальше действует по его указаниям.

В энергослужбах сельскохозяйственных и промышленных предприятий может быть специально обученный на электросетевых предприятиях персонал, которому разрешается проводить определенные работы в высоковольтных электроустановках распределительных электрических сетей (включение и отключение разъединителей на переключательных пунктах потребительских ТП, замена предохранителей и др.). В этих случаях эти электромонтеры имеют ключи от ТП и приводов коммутационных аппаратов переключательных пунктов. Получение ключа оформляется в специальном журнале. Утверждается также список лиц от энергослужб предприятий, которым разрешается вести оперативные переговоры. Электромонтеры, допущенные к работам в электроустановках электрических сетей, обеспечиваются необходимым количеством расходных материалов, например предохранителей.

Границы обслуживания определяются двухсторонним актом, который утверждается руководителем предприятия и начальником РЭС.

Источник

Adblock
detector