Энергетическая система, обслуживаемая АО "Челябэнерго"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования Российской Федерации

Южно-Уральский государственный университет

Златоустовский филиал

Кафедра ТМСИ

Отчет

По преддипломной практике

Выполнил: студент группы НЗД - 534

Денисов С.Б.

Проверил: Лукъянов М. М.

Содержание

Описание предприятия

2. Характеристика потребителей электроэнергии и требования к надежности и качеству электроэнергии

3. Описание схем подстанций и существующей схемы электроснабжения района

4. Требования, предъявляемые к оборудованию

5. Расчет электрических нагрузок

6.Техническое обслуживание и ремонт подстанций

7. Релейная защита и электроавтоматика

8. Силовые кабельные линии

9. Заземляющие устройства

10. Защита от перенапряжения

11. Безопасные условия труда

Литература

Введение

После гражданской войны Россия вышла на мирный путь развития с практически разрушенной экономикой. Необходимо было быстро догнать западные страны и развить отрасли, определяющие безопасность государства.

Энергетика относилась и относится к таким отраслям. Ставилась задача: обеспечить мировой уровень надежности энергоснабжения потребителей и эффективности производства энергии при затратах, на порядок меньших, чем на Западе. Решение этой задачи было следующим: созданные на небольшом расстоянии энергосистемы объединяли, повышая тем самым надежность энергоснабжения потребителей. Увеличение суммарной мощности энергосистем давало возможность использовать рост единичных мощностей и параметров теплоносителя. “Перешагивая” при объединении энергосистем через часовые пояса, энергетики, постоянно ограничиваемые в средствах, получили возможность использования в часы максимальных нагрузок мощности соседних энергосистем, уже прошедших максимум. Это также снижало необходимый резерв мощностей.

В 1920 был принят план ГОЭЛРО. Это был комплексный план, состоящий из нескольких разделов, предусматривающих: восстановление и реконструкцию имевшихся в стране электростанций; строительство новых электростанций; развитие топливной промышленности; электрификация промышленности, транспорта и сельского хозяйства.

План ГОЭЛРО предусматривал крупные изменения в технической политике развития энергетики. Он нацеливал на использование местных углей и торфа, а также гидроэнергии.

Наиболее масштабное развитие электроэнергетики происходило в 1960-1980 гг. В этот период был достигнут максимальный ввод энергетических мощностей на территории СССР. Были освоены мощные энергоблоки, построены крупные ГЭС на Волге, Каме, Ангаре, Енисее и других реках. Развернулось строительство атомных электростанций.

Так родилась единая энергетическая система (ЕЭС) страны, обеспечивающая мировой уровень надежности энергоснабжения потребителей в условиях крайне низкого уровня резервных мощностей.

Не менее интересен процесс формирования организационной структуры управления ЕЭС России, являющейся крупнейшей энергетической компанией мира. Число объектов энергетики бурно росло, и вскоре новая система сала терять управляемость. В целях обеспечения ценологического соотношения необходимо было решить задачу управления при сохранении двухзвенной структуры (министерство-предприятие). Решением этой задачи стало укрупнение государственных предприятий. Расположенные в непосредственной близости друг от друга они были объединены в тресты и комбинаты, но в энергетики прижилось название “районное энергетическое управление” (РЭУ). Вначале районные управления охватывали территории нескольких единиц административного деления страны (Ивэнерго - Ивановскую и Владимирскую области, Челябэнерго - Челябинскую и Курганские области). На данный момент ЕЭС России включает в себя семь энергоснабжающих регионов страны, которые составляют основу функционирования ЕЭС России: Центрэнерго, Севзапэнерго, Волгаэнерго, Уралэнерго, Сибирьэнрго, Востокэнего и Южэнерго.

В настоящее время идет реструктуризация ЕЭС. Но главное реформирование произошло, когда было создано российское акционерное общество “Единая энергетическая система России” (РАО “ЕЭС России”) - смена собственников: вместо государства собственниками стали акционеры.

Отметим самые важные этапы реформирования. Первый и самый важный - надо организовать полную и ничем не ограничиваемую конкуренцию производителей и поставщиков всех производимых энергетикой товаров и услуг. Это самая главная задача реструктуризации РАО, для выполнения которой нужно чрезвычайно важное и революционное государственное решение: принять принцип либерализации рынка электрической энергии, декларировать свободный доступ любого производителя и любого потребителя к электрической сети.

Второй этап - следует принять государственное решение о рыночной свободе цен на товары и услуги электроэнергетики.

Третий этап - необходим государственный документ, разрешающий строительство и эксплуатацию частных электростанций, а также свободный доступ их к электрическим сетям. Вот эти частные энергогенерирующие установки и будут ограничивать сверху цену энергии. Кроме того, необходимо создать электрическую биржу (в том числе и фьючерсную) и обучить энергетических и государственных менеджеров работе в условиях рынка.

Таким образом, предлагаемый способ реструктуризации РАО “ЕЭС России” - практически беззатратный.

Первые шаги в реформировании уже сделаны: в 1997 г. был создан федеральный рынок электрической энергии и мощности (ФОРЭМ).

ОЭС Урала на современном этапе решает общие задачи и сталкивается с общими проблемами, характерными для всех ОЭС. Одной из таких задач является реконструкция и развитие электрических сетей.

Старение электрических сетей требует их реконструкции с заменой изношенного и устаревшего оборудования. На сегодняшний день около 40 процентов электрических сетей относящихся к ОАО ЗЭС “Челябэнерго” были построены в период с 1928 по 1945 годы.

Для реализации надежного электроснабжения потребителей и ведения экономически оптимальных режимов в ОЭС Урала необходимо:

продолжить реконструкцию действующих электросетевых объектов;

продолжить реконструкцию системы противоаварийной автоматики, релейной защиты, средств диспетчерского управления и систем связи, применяя при этом современные системы;

завершить строительство высоковольтных линий (ВЛ);

начать проектирование и сооружение новых подстанций.

1. Описание предприятия

АО “Челябэнерго” - одна из 74-х региональных энергосистем, составляющих ЕЭС РФ, её по праву можно назвать основным энергоснабжающим предприятием Челябинской области, территория которой составляет 87,9 тысячи квадратных километров.

Суммарная выработка электроэнергии на электростанциях Челябэнерго в 2001 г. составила 10012,1 млн. кВтч. Удельный вес 6 тепловых электростанций Челябэнерго в общем объеме 16 энергоисточников Челябинской области в 2001 г. составил 55,0 %. На оставшихся энергопроизводителей области приходится 45,0 % генерируемой в области энергии, в том числе на Троицкую ГРЭС 10,8 % и электростанций, принадлежащих в основном предприятиям металлургического комплекса - 34,2 %.

Основные виды деятельности АО “Челябэнерго”:

1) производство, передача и распределение электрической и тепловой энергии;

2) ремонтное обслуживание основного и вспомогательного энергооборудования;

3) оказание услуг производственного характера;

4) производство товаров народного потребления, оказание услуг населению.

Энергетическая система, обслуживаемая АО “Челябэнерго”, является технологически неотъемлемой частью Единой энергетической системы России. Исходя из этого, обязательными условиями деятельности Челябэнерго являются:

5) обеспечение стандартной частоты электрического тока, уровня напряжения в узловых точках сети, статической и динамической устойчивости ЕЭС РФ;

6) безусловное выполнение диспетчерского графика нагрузки и потребления, задания по выработке электроэнергии на электростанциях Челябэнерго, в том числе для получения из ЕЭС РФ, а также транзитной передачи электроэнергии в соответствии с режимом работы ЕЭС РФ;

7) обеспечение электростанций Челябэнерго топливом в объемах, необходимых для выполнения задания по рабочей мощности и производству энергии, создание нормативных запасов топлива, их систематическое поддержание в объемах, необходимых для поддержания частоты и напряжения в сети.

ОАО Златоустовские электрические сети (ЗЭС) “Челябэнерго” - по праву можно назвать старейшими на Южном Урале, они являются одними из первых построенных по плану ГОЭЛРО сетей. Первые объекты сетей возникли на рубеже двадцатых - тридцатых годов ХХ века, когда в ходе реализации плана ГОЭРЛО началось строительство новых электростанций на Урале. За семь с лишним десятилетий неизмеримо вырос технический потенциал сетей - от одной подстанции 110 кВ мощностью 18 МВА до сорока с лишним подстанций с общей мощностью 1564 МВА. Как таковые ЗЭС выделились в самостоятельную структуру в 1948 г., но в то время они назывались “Златоустовские воздушные высоковольтные линии”.

ОАО Златоустовские электрические сети (ЗЭС) “Челябэнерго” - занимаются передачей и распределением электрической энергии и обслуживают линии электропередачи всех напряжений от 220 кВ до 0,4 кВ. Они являются крайним западным участком сетей “Челябэнерго”.

ОАО ЗЭС “Челябэнерго” обеспечивает электроснабжение горнозаводской зоны Южного Урала и ряд сельских районов, иными словами - почти четверть территории Челябинской области. В зоне обслуживания ЗЭС, которая составляет двадцать тысяч квадратных километров, располагается 13 городов (Аша, Бакал, Златоуст, Катав - Ивановск, Куса, Миасс, Миньяр, Сатка, Сим, Трехгорный, Усть - Катав, Чебаркуль, Юрюзань), восемь рабочих поселков, двести тридцать шесть сельских населенных пунктов с общей численностью населения более восьми сот тысяч человек.

Организационная структура ОАО ЗЭС “Челябэнерго”представлена на рисунке 1.

где СРЗАИ - служба релейной защиты и автоматики измерений;

ССДТУ - служба диспетчерского и технического управления;

ОИТ - отдел информационных технологий;

ПЭО - планово-экономический отдел;

ОКС - отдел капитального строительства;

СМиТ - служба механизации и транспорта;

СРС - служба распределительных сетей;

СЛ - служба линий;

СП - служба подстанций;

СИЗП - служба изоляции и защиты от перенапряжения;

ОДС - отдел диспетчерской службы;

СПКиОТ - служба производственного контроля и охраны труда;

РЭС - район электрических сетей.

Златоустовский район электросетей (РЭС) состоит из участка ВЛ - 35 - 110 кВ и группы подстанций.

Миасский РЭС состоит из участка ВЛ - 35 - 220 кВ, группы подстанций и Черновского участка распределительных сетей.

Юрюзанский РЭС состоит из участка ВЛ - 35 - 110 кВ и участка распределительных сетей - Кропачевского и Катав-Ивановского районов и группы подстанций.

Саткинский РЭС состоит из участка ВЛ - 35 - 110 кВ и участка распределительных сетей - Айлинского и Саткинского районов и группы подстанций.

Чебаркульский РЭС состоит из шести участков распределительных сетей: Чебаркульского, Кундравинского, Варламовского, Бишкильского, Травниковского районов и группы подстанций.

Уйский РЭС состоит из пяти участков распределительных сетей: Уйского №1, Уйского №2, Ларинского, Мирненского, Кидышевского районов и группы подстанций.

ЗЭС постоянно занимаются обновлением и реконструкцией распределительных сетей и других энергообъектов. На сегодняшний день в г. Златоусте произведена реконструкция подстанции “Швейная”, в городе Миассе - подстанции “Город-2”, которая является единственной в области расположенной в закрытом помещении.

Одной из основных служб ОАО ЗЭС “Челябэнерго” является служба линий и подстанций (СЛиП). Основными задачами СЛиП являются:

1. Повышение надежности электроснабжения потребителя путем развития, перевооружения и реконструкции ВЛ и ПС 35 - 220кВ, внедрения новой техники и технологии;

2. Улучшение организации и повышение качества ремонтов оборудования;

3. Организация и контроль выполнения мероприятий по повышению надежности и безопасности работы по руководящим указаниям, актам обследования, предписаниям.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 2 - Динамика потребления электроэнергии по стране.

С 1991 г. в промышленности наблюдался кризис, это отразилось также и на энергетике. Отдача энергии сократилась, начиная с 1998 г. промышленные мощности начали нарастать, соответственно увеличилась отдача энергии. Эта тенденция проявляется и по всей стране, график динамики потребления электроэнергии в стране представлен на рисунке 2, и по ЗЭС в частности, график потребления электроэнергии по ЗЭС представлен на рисунке 3.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3 - График потребления электроэнергии по ЗЭС.

Таким образом, так как происходит рост потребления электроэнергии, дальнейшая реконструкция и обновление энергообъектов является задачей первой необходимости.

2. Техническое обслуживание подстанций

Всё оборудование подстанций должно проходить обязательное техническое обслуживание. Виды работ выполняемые при техническом обслуживании оборудования подстанций отображены в таблице 1.

Таблица 2.1 - Виды работ при техническом обслуживании оборудования подстанций.

Наименование работ	Сроки проведения работ	Примечание
1. Осмотр оборудования и сооружения оперативным персоналом.	На объектах с постоянным дежурным персоналом: -осмотр главных трансформаторов - один раз в сутки; -ночной осмотр - не реже одного раза в месяц. На объектах без постоянного дежурного персонала - не реже одного раза в месяц.
2. Внеочередной осмотр.	После непредвиденного отключения оборудования
3. Выборочный осмотр руководящим персоналом электросети, начальником подстанции (групп подстанций), инженерно-техническим персоналом групп подстанций и службы подстанции.	По графику электросети	Периодичность осмотров (с учетом местных условий ) указывается в должностных инструкциях персонала.
4.Испытания, контроль параметров и изоляционных характеристик оборудования.	В соответствии с нормами испытания оборудования.	Уменьшение периодичности испытаний по сравнению с нормативной определяются с учетом местных условий эксплуатации.
5. Опробование работы коммутационных аппаратов и приводов в межремонтный период.	В соответствии с графиком, установленным руководством электросети или энергосистемы.
6. Профилактические работы, включая отбор проб масла, доливка масла, замена селикагеля, чистка и обмыв водой загрязненной изоляции оборудования, ошиновка распределительных устройств, смазка трущихся и вращающихся узлов.	В соответствии с заводскими и местными инструкциями.	При установлении периодичности учитываются условия эксплуатации и состояния оборудования.

Замечания при осмотрах, неисправности заносятся в журнал дефектов и неполадок оборудования или карточку дефектов.

Мелкие неисправности в соответствии с местными инструкциями устраняются оперативным персоналом с соответствующей отметкой в журнале дефектов.

Результаты испытаний, измерений, контроля, апробирования, выявленные неисправности заносятся в протоколы или журналы испытаний.

Сведения о неисправностях в работе оборудования или превышения свыше допустимых значений данных испытаний, контроля или апробирования оборудования передаются (в соответствии с местными инструкциями) лицам, принимающим решение о сроках и способе их устранения.

Выполнение профилактических работ оформляется актами или протоколами.

Техническое обслуживание оборудования производиться, как правило, персоналом электросети, в тои числе выполнение отдельных видов работ (техническое обслуживание аккумуляторных батарей, обмыв или чистка изоляции распределительных устройств, сушка и регенерация трансформаторного масла, восстановление селикагеля и другие виды работ).

Периодичность проведение планового ремонта оборудования подстанций регламентируется ПТЭ и приведена в таблице 2.

Первый ремонт установленного в распределительных устройствах подстанций оборудования производится в сроки, указанные в технической документации заводов-изготовителей.

В случае применения на подстанциях диагностических средств, сроки капитального, среднего ремонтов оборудования этих подстанций устанавливаются по результатам диагностики и по техническому состоянию оборудования; по оборудованию, находящемуся в ведении диспетчера электросети, - главным инженером сети; по оборудованию, находящемуся в ведении диспетчера энергосистемы - главным инженером энергосистемы.

Периодичность текущих ремонтов оборудования устанавливается главным инженером электросети.

Текущий ремонт трансформаторов включает наружный осмотр и устранение дефектов, поддающихся ликвидации на месте, чистку изоляторов и бак, доливку масла, смену сорбента в фильтрах, проверку (замену) подшипников двигателей системы охлаждения и вентиляции, отбор проб масла, проведение измерений, испытаний.

Таблица 2.2 - Периодичность проведения планового ремонта.

Наименование оборудования	Вид, периодичность ремонта	Примечание
1. Синхронный компенсатор	Капитальный ремонт один раз в 4-5 лет.
2. Силовой трансформатор, масляный реактор.	Капитальный ремонт трансформаторов и реакторов от 110 до 150 кВ мощностью 125 МВА и более - не позднее 12 лет после ввода в работу, далее - по результатам измерений. Остальные трансформаторы - по результатам измерений. Текущий ремонт проводится по результатам измерений, техническому состоянию.
3. Масляный трансформатор	Средний ремонт производится один раз в 6-8 лет
4. Воздушный выключатель	Средний ремонт производится один раз в 4-6 лет
5.Выключатель нагрузки, разъединитель и изолирующие ножи.	Средний ремонт производится один раз в 4-8 лет.
6. Отделитель, короткозамыкателъ с открытым ножом, их привода.	Средний ремонт производится один раз в 2-3 года.
7.Все аппараты, компенсатор.	Ремонт после исчерпания ресурса.
8. Конденсаторная установка.	Капитальный ремонт не реже одного раза в шесть лет.
9.Аккумуляторная батарея	Капитальный ремонт не позднее 15 лет после начала эксплуатации.

Текущий ремонт коммутационных аппаратов включает внешний осмотр оборудования, его чистку, проверку креплений и подтяжку контактов ошиновки, ремонт изоляции, зачистку и шлифовку подгоревших мест контактов, смазку контактов, измерение сопротивления контактов постоянному току, смазку трущихся частей, взятие проб масла и доливку его, апробирование включения и отключения.

Текущий ремонт предшествует среднему и должен максимально использоваться для выявления и уточнения по всем узлам коммутационного аппарата объема работ, подлежащего выполнению при капитальном ремонте.

Средний ремонт коммутационной аппаратуры (масляные, воздушные выключатели, разъединители, отделители и короткозамыкатели) проводится по установленной технологии и включает полную разработку аппарата и его элементов, выявление дефектов, ремонт и замену отдельных элементов, сборку, смазку трущихся поверхностей, окраску отдельных элементов, регулировку и испытание аппарата.

Для проведения работ по ремонту и техническому обслуживанию оборудования и сооружений подстанций составляется: перспективный план ремонта оборудования; годовой план-график ремонта и технического обслуживания; планы-задания.

В перспективном плане (форма - произвольная) указываются сроки капитальных и текущих ремонтов трансформаторов, шунтирующих реакторов, синхронных компенсаторов, выключателей на напряжение 35 кВ и выше. По усмотрению энергопредприятий в перспективных планах может отражаться ремонт другого оборудования.

В годовом плане-графике отражается объем работ по ремонту и техническому обслуживанию оборудования и сооружений подстанций в планируемом году. Он составляется на основе перспективного плана, результатов испытаний и осмотров оборудования и сооружений, требований и рекомендаций противоаварийных и эксплуатационных циркуляров, информационных сообщений. При составлении плана-графика учитывается наличие трудовых и материальных ресурсов в планируемом году.

Годовой план-график составляется производственным подразделением, согласовывается соответствующими службами энергосистемы.

На основании годового плана-графика составляются планы-графики бригадам, выполняются работы по ремонту и техническому обслуживанию оборудования и сооружений в течении календарного месяца. Планы-задания составляются в производственном (структурном) подразделении электросети для каждой ремонтной бригады подразделения.

Капитальные ремонты трансформаторов выполняются подрядными организациями, ремонты со сменой обмоток главных трансформаторов - в заводских условиях.

Средние ремонты коммутаторной аппаратуры (масляные, воздушные выключатели, разъединители, отделители и короткозамыкатели) производятся преимущественно персоналом специализированных ремонтных бригад, входящих в состав службы (группы) подстанций электросети. Основной объем ремонта выполняется , как правило, на месте установки аппарата с использованием передвижных мастерских. Отдельные виды работ (ремонт вводов, встроенных трансформаторов тока) выполняются на стационарных мастерских. При заводских методах ремонт и восстановление трансформаторных элементов оборудования выполняются в условиях реальной базы.

Типовая номенклатура и выполнение работ при проведении капитального и текущего ремонтов предусмотрены типовыми технологическими картами на капитальный ремонт конкретных видов оборудования, ячеек, секций сборных шин, руководствами по капитальному ремонту отдельных видов оборудования, типовыми картами организации труда на капитальный ремонт или замену отдельных видов оборудования.

Уточнение технологии и организации труда производится в технологических картах на выполнение ремонта отдельных видов оборудования или комплектов оборудования, карты утверждаются главным инженером электросети.

Вывод оборудования на работы, подготовка рабочего места, выпуск бригад осуществляется в соответствии с Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок.

Началом ремонта оборудования подстанции считается время с момента его отключения от сети. Если основное оборудования выводится в ремонт из резерва, то началом считается время с момента разрешения диспетчера энергосистемы на вывод в ремонт.

Приемка трансформаторов в ремонт оформляется актом. Выдача трансформатора из ремонта оформляется актом о передаче заказчику отчетно-технической рекомендации, материалов испытаний, измерений.

Приемка оборудования из ремонта производится после постановки его под напряжения (нагрузку). Сроком окончания ремонта является окончание апробирования оборудования под напряжение (нагрузкой) в течении 48 часов м при отсутствии дефектов.

3. Электрическое оборудование электростанций и сетей

Релейная защита и электроавтоматика

Силовое электрооборудование электростанций, подстанций и электрических сетей должно быть защищено от коротких замыканий и нарушений нормальных режимов устройствами релейной защиты, автоматическими выключателями или предохранителями и оснащено устройствами электроавтоматики, в том числе устройствами противоаварийной автоматики и устройствами автоматического регулирования. Устройства релейной защиты и электроавтоматики (РЗА), в том числе противоаварийной автоматики, по принципам действия, установкам, настройке и выходным воздействиям должны соответствовать схемам и режимам работы энергосистем и постоянно находиться в работе, кроме устройств, которые должны выводиться из работы в соответствии с назначением и принципом действия, режимом работы энергосистемы и условиями селективности.

В эксплуатации должны быть обеспечены условия нормальной работы аппаратуры РЗА и вторичных цепей (допустимые температура, влажность, вибрация, отклонения рабочих параметров от номинальных, уровень помех и др.).

Все случаи срабатывания и отказа срабатывания устройств РЗА, а также выявляемые в процессе их эксплуатации дефекты должны тщательно анализироваться и учитываться в установленном порядке службами РЗА. Выявленные дефекты должны быть устранены. О каждом случае неправильного срабатывания или отказа срабатывания устройств РЗА, а также о выявленных дефектах схем и аппаратуры вышестоящая организация, в управлении или ведении которой находится устройство, должна быть проинформирована.

На панелях РЗА и шкафах двустороннего обслуживания, а также на панелях и пультах управления на лицевой и оборотной сторонах должны быть надписи, указывающие их назначение в соответствии с диспетчерскими наименованиями. Установленная на панелях, пультах и в шкафах с поворотными панелями аппаратура должна иметь с обеих сторон надписи или маркировку согласно схемам. Расположение надписей или маркировки должно однозначно определять соответствующий аппарат. На панели с аппаратурой, относящейся к разным присоединениям или разным устройствам РЗА одного присоединения, которые могут проверяться раздельно, должны быть нанесены четкие разграничительные линии и должна быть обеспечена возможность установки ограждения при проверке отдельных устройств РЗА. Надписи у устройств, которыми управляет оперативный персонал, должны четко указывать назначение этих устройств.

Силовое электрооборудование и линии электропередачи могут находиться под напряжением только с включенной релейной защитой от всех видов повреждений. При выводе из работы или неисправности отдельных видов защит, оставшиеся в работе устройства релейной защиты должны обеспечить полноценную защиту электрооборудования и линий электропередачи от всех видов повреждений. Если это условие не выполняется, должна быть осуществлена временная быстродействующая защита или введено ускорение резервной защиты, или присоединение должно быть отключено.

При наличии быстродействующих релейных защит и устройств резервирования в случае отказа выключателей (УРОВ) все операции по включению линий, шин и оборудования после ремонта или нахождения без напряжения, а также операции по переключению разъединителями и воздушными выключателями должны осуществляться при введенных в работу этих защитах; если на время проведения операций какие-либо из этих защит не могут быть введены в работу или должны быть выведены из работы по принципу действия, следует ввести ускорение на резервных защитах, либо выполнить временную защиту, хотя бы неселективную, но с таким же временем действия, как и постоянная защита.

Сопротивление изоляции электрически связанных вторичных цепей напряжением выше 60 В относительно земли, а также между цепями различного назначения, электрически не связанными (измерительные цепи, цепи оперативного тока, сигнализации), должно поддерживаться в пределах каждого присоединения не ниже 1 МОм. Сопротивление изоляции вторичных цепей, рассчитанных на рабочее напряжение 60 В и ниже, питающихся от отдельного источника или через разделительный трансформатор, должно поддерживаться не ниже 0,5 МОм. Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром в первом случае на напряжение 1000-2500 В; а во втором случае 500 В. Измерение сопротивления изоляции цепей 24 В и ниже устройств РЗА на микроэлектронной базе производится в соответствии с указаниями завода-изготовителя. Если таких указаний нет, проверяется отсутствие замыкания этих цепей на землю омметром на напряжение до 15 В. При проверке изоляции вторичных цепей должны быть приняты предусмотренные соответствующими инструкциями меры для предотвращения повреждения этих устройств.

При включении после монтажа и первом профилактическом контроле изоляция относительно земли электрически связанных цепей РЗА и всех других вторичных цепей каждого присоединения, а также между электрически не связанными цепями, находящимися в пределах одной панели, за исключением цепей элементов, рассчитанных на рабочее напряжение 60 В и ниже, должна быть испытана напряжением 1000 В переменного тока в течение 1 мин. Кроме того, напряжением 1000 В в течение 1 мин должна быть испытана изоляция между жилами контрольного кабеля тех цепей, где имеется повышенная вероятность замыкания между жилами с серьезными последствиями (цепи газовой защиты, цепи конденсаторов, используемых как источник оперативного тока, вторичные цепи трансформаторов тока с номинальным значением тока 1 А и т.п.). В последующей эксплуатации изоляция цепей РЗА (за исключением цепей напряжением 60 В и ниже) должна испытываться при профилактических восстановлениях напряжением 1000 В переменного тока в течение 1 мин или выпрямленным напряжением 2500 В с использованием мегаомметра или специальной установки. Испытание изоляции цепей РЗА напряжением 60 В и ниже производится в процессе ее измерения по п. 3.1.7 настоящих Правил.

Вновь смонтированные устройства РЗА и вторичные цепи перед вводом в работу должны быть подвергнуты наладке и приемочным испытаниям. Разрешение на ввод новых устройств и их включение в работу выдается в установленном порядке с записью в журнале релейной защиты и электроавтоматики.

В службе РЗА на устройства РЗА, находящиеся в эксплуатации, должна быть следующая техническая документация:

паспорта-протоколы;

инструкции или методические указания по наладке и проверке;

технические данные об устройствах в виде карт установок и характеристик;

исполнительные рабочие схемы: принципиальные, монтажные или принципиально-монтажные;

рабочие программы вывода в проверку (ввода в работу) сложных устройств РЗА с указанием последовательности, способа и места отсоединения их цепей от остающихся в работе устройств РЗА, цепей управления оборудованием и цепей тока и напряжения; перечень устройств, на которые рабочие программы не составляются, утверждается техническим руководителем АО-энерго или энергообъекта.

Результаты технического обслуживания должны быть занесены в паспорт-протокол (подробные записи по сложным устройствам РЗА при необходимости должны быть сделаны в рабочем журнале).

В службах РЗА энергосистем, в службах РЗА ОДУ (ЦДУ ЕЭС России) должны быть технические данные об устройствах, находящихся в управлении и ведении этой службы, в виде карт (таблиц) или журналов (характеристик), принципиальных или структурных схем (технологических алгоритмов функционирования).

Вывод из работы, изменение параметров настройки или изменение действия устройств Р3А должны быть оформлены в соответствии с пп. 6.4.2; 6.4.5; 6.4.6 и 6.4.10 настоящих Правил.

При угрозе неправильного срабатывания устройство РЗА должно быть выведено из работы с учетом требования п. 3.1.5 настоящих Правил без разрешения вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала, но с последующим сообщением ему (в соответствии с местной инструкцией) и последующим оформлением заявки в соответствии с п. 6.4.6 настоящих Правил.

Реле, аппараты и вспомогательные устройства РЗА, за исключением тех, установки которых изменяет оперативный персонал, разрешается вскрывать только работникам служб РЗА, электротехнической лаборатории электроцехов электростанций (ЭТЛ), эксплуатирующим эти устройства, или в исключительных случаях по их указанию оперативному персоналу.

Работы в устройствах РЗА должен выполнять персонал, обученный и допущенный к самостоятельной проверке соответствующих устройств.

На сборках (рядах) зажимов пультов управления, шкафов и панелей не должны находиться в непосредственной близости зажимы, случайное соединение которых может вызвать включение или отключение присоединения, короткое замыкание в цепях оперативного тока или в цепях возбуждения генератора (синхронного компенсатора).

При работе на панелях, пультах, в шкафах и в цепях управления и РЗА должны быть приняты меры против ошибочного отключения оборудования. Работы должны выполняться только изолированным инструментом.

Выполнение этих работ без исполнительных схем, заданных объемов и последовательности работ (типовая или специальная программа) запрещается. Операции во вторичных цепях трансформаторов тока и напряжения (в том числе с испытательными блоками) должны производиться с выводом из действия устройств РЗА (или отдельных их ступеней), которые по принципу действия и параметрам настройки (установкам) могут срабатывать ложно в процессе выполнения указанных операций.

По окончании работ должны быть проверены исправность и правильность присоединения цепей тока, напряжения и оперативных цепей. Оперативные цепи РЗА и цепи управления должны быть проверены, как правило, путем опробования в действии.

Работы в устройствах РЗА, которые могут вызвать неправильное отключение защищаемого или других присоединений, а также иные не предусмотренные воздействия на оборудование, действующие устройства РЗА, должны производиться по разрешенной заявке, учитывающей эти возможности.

Контроль правильности положения переключающих устройств на панелях и шкафах РЗА, крышек испытательных блоков; контроль исправности предохранителей или автоматических выключателей в цепях управления и защит; контроль работы устройств РЗА по показаниям имеющихся на аппаратах и панелях (шкафах) устройств внешней сигнализации и приборов; опробование выключателей и прочих аппаратов; обмен сигналами высокочастотных защит; измерения контролируемых параметров устройств высокочастотного телеотключения, низкочастотной аппаратуры каналов автоматики, высокочастотной аппаратуры противоаварийной автоматики; измерение тока небаланса в защите шин и устройства контроля изоляции вводов; измерение напряжения небалансов в разомкнутом треугольнике трансформатора напряжения; опробование устройств автоматического повторного включения, автоматического включения резерва и фиксирующих приборов; завод часов автоматических осциллографов и т.п. должен осуществлять оперативный персоны.

Периодичность контроля и опробования, перечень аппаратов и устройств, подлежащих опробованию, порядок операций при опробовании, а также порядок действий персонала при выявлении отклонений от норм должны быть установлены местными инструкциями.

Персонал служб РЗА организаций, эксплуатирующих электрические сети, и электротехнических лабораторий электростанций должен периодически осматривать все панели и пульты управления, панели релейной защиты, электроавтоматики, сигнализации, обращая особое внимание на правильность положения переключающих устройств (рубильников, ключей управления, накладок и пр.) и крышек испытательных блоков и соответствие их положения схемам и режимам работы электрооборудования. Периодичность осмотров должна быть установлена руководством энергообъекта. Независимо от периодических осмотров персоналом службы РЗА оперативно-диспетчерский персонал должен нести ответственность за правильное положение тех элементов РЗА, с которыми ему разрешено выполнять операции.

Устройства РЗА и вторичные цепи должны быть проверены и опробованы в объеме и в сроки, указанные в действующих правилах и инструкциях.

После неправильного срабатывания или отказа срабатывания этих устройств должны быть проведены дополнительные (послеаварийные) проверки.

Провода, присоединенные к сборкам (рядам) зажимов, должны иметь маркировку, соответствующую схемам. Контрольные кабели должны иметь маркировку на концах, в местах разветвления и пересечения потоков кабелей, при проходе их через стены, потолки и пр. Концы свободных жил контрольных кабелей должны быть изолированы.

При устранении повреждений контрольных кабелей с металлической оболочкой или их наращивании соединение жил должно осуществляться с установкой герметичных муфт или с помощью предназначенных для этого коробок. Указанные муфты и коробки должны быть зарегистрированы.

Кабели с поливинилхлоридной и резиновой оболочкой должны соединяться, как правило, с помощью эпоксидных соединительных муфт или на переходных рядах зажимов.

На каждые 50 м одного кабеля в среднем должно быть не более одного из указанных выше соединений.

При применении контрольных кабелей с изоляцией жил, подверженной разрушению под воздействием воздуха, света и масла, на участках жил от зажимов до концевых разделок должно быть дополнительное покрытие, препятствующее этому разрушению.

Вторичные обмотки трансформаторов тока должны быть всегда замкнуты на реле и приборы или закорочены. Вторичные цепи трансформаторов тока, напряжения и вторичные обмотки фильтров присоединения ВЧ каналов должны быть заземлены.

Установленные на электростанциях и подстанциях самопишущие приборы с автоматическим ускорением записи в аварийных режимах, автоматические осциллографы, в том числе их устройства пуска, фиксирующие приборы (амперметры, вольтметры и омметры) и другие устройства, используемые для анализа работы устройства РЗА и определения места повреждения на линиях электропередачи, должны быть всегда готовы к действию. Ввод и вывод из работы указанных устройств должны осуществляться по заявке.

В цепях оперативного тока должна быть обеспечена селективность действия аппаратов защиты (предохранителей и автоматических выключателей).

Автоматические выключатели, колодки предохранителей должны иметь маркировку с указанием назначения и тока.

Для выполнения оперативным персоналом на панелях в шкафах устройств РЗА переключений с помощью ключей, накладок, испытательных блоков и других приспособлений должны применяться таблицы положения указанных переключающих устройств для используемых режимов или другие наглядные методы контроля, а также программы для сложных переключений.

Об операциях по этим переключениям должна быть сделана запись в оперативный журнал.

На щитах управления электростанций и подстанций, а также на панелях и шкафах переключающие устройства в цепях РЗА должны быть расположены наглядно, а однотипные операции с ними должны производиться одинаково.

Силовые кабельные линии

При эксплуатации силовых кабельных линий должны производиться техническое обслуживание и ремонт, направленные на обеспечение их надежной работы.

Для каждой кабельной линии при вводе в эксплуатацию должны быть установлены наибольшие допустимые токовые нагрузки. Нагрузки должны быть определены по участку трассы с наихудшими тепловыми условиями, если длина участка не менее 10 м. Повышение этих нагрузок допускается на основе тепловых испытаний при условии, что нагрев жил не будет превышать допустимый государственными стандартами и техническими условиями. При этом нагрев кабелей должен проверяться на участках трасс с наихудшими условиями охлаждения.

В кабельных сооружениях должен быть организован систематический контроль за тепловым режимом работы кабелей, температурой воздуха и работой вентиляционных устройств. Температура воздуха внутри кабельных туннелей, каналов и шахт в летнее время должна быть выше температуры наружного воздуха не более чем на 10oC.

На период послеаварийного режима допускается перегрузка по току для кабелей с пропитанной бумажной изоляцией на напряжение до 10 кВ включительно на 30 % , для кабелей с изоляцией из полиэтилена и поливинилхлоридного пластиката на 15%, для кабелей из резины и вулканизированного полиэтилена на 18% длительно допустимой нагрузки продолжительностью не более б ч в сутки в течение 5 сут, но не более 100 ч в год, если нагрузка в остальные периоды не превышает длительно допустимой.

Для кабелей, находящихся в эксплуатации более 15 лет, перегрузка по току не должна превышать 10%. Перегрузка кабелей с пропитанной бумажной изоляцией на напряжение 20 и 35 кВ не допускается. Перегрузка кабельных линий на напряжение 110 кВ и выше должна регламентироваться нормативно-техническими документами.

Для каждой маслонаполненной линии или ее секции напряжением 110 кВ и выше в зависимости от профиля линии должны быть установлены пределы допустимых изменений давления масла. При отклонениях от них кабельная линия должна быть отключена, и ее включение разрешается только после выявления и устранения причин нарушений.

Пробы масла из маслонаполненных кабельных линий и пробы жидкости из муфт кабелей с пластмассовой изоляцией на напряжение 110 кВ и выше должны отбираться перед включением новой линии в работу, через 1 год после включения, затем через 3 года и в последующем 1 раз в 6 лет.

При сдаче в эксплуатацию кабельных линий на напряжение свыше 1000 В кроме документации, предусмотренной СНиП и отраслевыми правилами приемки, должны быть оформлены и переданы энергопредприятию:

исполнительный чертеж трассы с указанием мест установки соединительных муфт.

При сдаче в эксплуатацию кабельных линий на напряжение свыше 1000 В кроме документации, предусмотренной СНиП и отраслевыми правилами приемки, должны быть оформлены и переданы энергопредприятию: исполнительный чертеж трассы с указанием мест установки соединительных муфт, выполненный в масштабах 1:200 и 1:500 в зависимости от развития коммуникаций в данном районе трассы; скорректированный проект кабельной линии, который для кабельных линий на напряжение 110 кВ и выше перед прокладкой линии должен быть согласован с эксплуатирующей организацией и в случае изменения марки кабеля с заводом-изготовителем и эксплуатирующей организацией; чертеж профиля кабельной линии в местах пересечения с дорогами и другими коммуникациями для кабельных линий на напряжение 35 кВ и для особо сложных трасс кабельных линий на напряжение б-10 кВ; акты состояния кабелей на барабанах и в случае необходимости протоколы разборки и осмотра образцов (для импортных кабелей разборка обязательна); кабельный журнал; инвентарная опись всех элементов кабельной линии; акты строительных и скрытых работ с указанием пересечений и сближений кабелей со всеми подземными коммуникациями; акты на монтаж кабельных муфт; акты приемки траншей, блоков, труб, каналов под монтаж; акты на монтаж устройств по защите кабельных линий от электрохимической коррозии, а также результаты коррозионных испытаний в соответствии с проектом; протокол испытания изоляции кабельной линии повышенным напряжением после прокладки; результаты измерения сопротивления изоляции; акты осмотра кабелей, проложенных в траншеях и каналах перед закрытием; протокол прогрева кабелей на барабанах перед прокладкой при низких температурах; акт проверки и испытания автоматических стационарных установок систем пожаротушения и пожарной сигнализации. Кроме перечисленной документации при приемке в эксплуатацию кабельной линии напряжением 110 кВ и выше монтажной организацией должны быть дополнительно переданы энергообъекту: исполнительные высотные отметки кабеля и подпитывающей аппаратуры (для линий 110-220 кВ низкого давления); результаты испытаний масла во всех элементах линий; результаты пропиточных испытаний; результаты опробования и испытаний подпитывающий агрегатов на линиях высокого давления; результаты проверки систем сигнализации давления; акты об усилиях тяжения при прокладке; акты об испытаниях защитных покровов повышенным напряжением после прокладки; протоколы заводских испытаний кабелей, муфт и подпитывающей аппаратуры; результаты испытаний устройств автоматического подогрева муфт; результаты измерения тока по токопроводящим жилам и оболочкам (экранам) каждой фазы; результаты измерения рабочей емкости жил кабелей;

результаты измерения активного сопротивления изоляции; результаты измерения сопротивления заземления колодцев и концевых муфт. При сдаче в эксплуатацию кабельных линий на напряжение до 1000 В должны быть оформлены и переданы заказчику: кабельный журнал, скорректированный проект линий, акты, протоколы испытаний и измерений.

Прокладка и монтаж кабельных линий всех напряжений, сооружаемых организациями других ведомств и передаваемых в эксплуатацию, должны быть выполнены под техническим надзором эксплуатирующей организации.

Каждая кабельная линия должна иметь паспорт с указанием основных данных по линии, а также архивную папку с документацией по п. 3.2.7 настоящих Правил.

Для предприятий, имеющих автоматизированную систему учета, паспортные данные могут быть введены в память ЭВМ. Открыто проложенные кабели, а также все кабельные муфты должны быть снабжены бирками с обозначениями; на бирках кабелей в конце и начале линии должны быть указаны марки, напряжения, сечения, номера или наименования линии; на бирках соединительных муфт номер муфты, дата монтажа. Бирки должны быть стойкими к воздействию окружающей среды. Бирки должны быть расположены по длине линии через 50 м на отрыто проложенных кабелях, а также на поворотах трассы и в местах прохода кабелей через огнестойкие перегородки и перекрытия (с обеих сторон).

Металлическая неоцинкованная броня кабелей, проложенных в кабельных сооружениях, и металлические конструкции с неметаллизированным покрытием, по которым проложены кабели, а также кабельные короба из обычной стали должны периодически покрываться негорючими антикоррозионными лаками и красками.

Нагрузки кабельных линий должны измеряться периодически в сроки, установленные техническим руководителем энергообъекта. На основании данных этих измерений при необходимости должны уточняться режим работы и схема кабельной сети. Требования этого пункта распространяются и на кабельные линии потребителей, отходящие - от шин распределительных устройств электростанций и подстанций.

Осмотры кабельных линий должны производиться согласно таблице 3.2

электроэнергия подстанция электроавтоматика потребитель

Таблица 3.2 - Осмотр кабельных линий, мес/раз.

Напряжение кабеля, кВ	До 35	110-500
Трассы кабелей, проложенных в земле	3	1
Трассы кабелей, проложенных под усовершенствованным покрытием на территории городов	12	-
Трассы кабелей, проложенных в коллекторах, туннелях, шахтах и по железнодорожным мостам	6	3
Подпитывающие пункты при наличии сигнализации давления масла (при отсутствии сигнализации по местным инструкциям)	1
Кабельные колодцы	24	3

Осмотр кабельных муфт напряжением ниже 1000 В должен также производиться при осмотре электрооборудования. Осмотр подводных кабелей должен производиться в сроки, установленные техническим руководителем энергообъекта.

Периодически должны производиться выборочные контрольные осмотры кабельных линий инженерно-техническим персоналом. В период паводков и после ливней, а также при отключении кабельной линии релейной защитой производятся внеочередные осмотры. О выявленных при осмотрах нарушениях на кабельных линиях должны быть сделаны записи в журнале дефектов и неполадок. Нарушения должны устраняться в кратчайший срок.

Туннели, шахты, кабельные этажи и каналы на электростанциях и подстанциях с постоянным оперативным обслуживанием должны осматриваться не реже 1 раза в месяц, а на электростанциях и подстанциях без постоянного оперативного обслуживания в сроки, установленные техническим руководителем энергообъекта.

Технический надзор и эксплуатация устройств пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения, установленных в кабельных сооружениях, должны производиться в соответствии с “Типовой инструкцией по эксплуатации автоматических установок водяного пожаротушения”, “Типовой инструкцией по эксплуатации автоматических установок пожарной сигнализации на энергетических предприятиях” и “Инструкцией по эксплуатации установок пожаротушения с применением воздушно-механической пены”.

Устройство в кабельных помещениях каких-либо временных и вспомогательных сооружений (мастерских, инструментальных, кладовых и т.д.), а также хранение в них каких-либо материалов и оборудования запрещается.

В районах с электрифицированным рельсовым транспортом или с агрессивными грунтами кабельная линия может быть принята в эксплуатацию только после осуществления ее антикоррозионной защиты.

В этих районах на кабельных линиях должны проводиться измерения блуждающих токов, составляться и систематически корректироваться потенциальные диаграммы кабельной сети (или ее отдельных участков) и карты почвенных коррозионных зон. В городах, где организована совместная антикоррозионная защита для всех подземных коммуникаций, снятие потенциальных диаграмм не требуется.

Потенциалы кабелей должны измеряться в зонах блуждающих токов, местах сближения силовых кабелей с трубопроводами и кабелями связи, имеющими катодную защиту, и на участках кабелей, оборудованных установками по защите от коррозии. На кабелях с шлаковыми защитными покровами должно контролироваться состояние антикоррозионного покрытия в соответствии с “Инструкцией по эксплуатации силовых кабельных линий” и “Нормами испытания электрооборудования”.

Энергообъекты должны контролировать выполнение управлениями и службами городского трамвая, метрополитена и электрифицированных железных дорог мероприятий по уменьшению значений блуждающих токов в земле. Нормативные требования к источникам блуждающих токов приведены в ГОСТ 9.602.

При обнаружении на кабельных линиях опасности разрушения металлических оболочек вследствие электрокоррозии, почвенной или химической коррозии должны быть приняты меры к ее предотвращению. В целях предотвращения коррозии участков алюминиевых оболочек, примыкающих к муфтам, необходимо обеспечить их защиту в соответствии с рекомендациями “Сборника руководящих материалов. Электротехническая часть”. За защитными устройствами должно быт установлено регулярное наблюдение.

Раскопки кабельных трасс или земляные работы вблизи них должны производиться с письменного разрешения энергообъекта.

Производство раскопок землеройными машинами на расстоянии 1 м от кабеля, а также применение отбойных молотков, ломов и кирок для рыхления грунта над кабелями на глубину более 0,3 м при нормальной глубине прокладки кабелей запрещается.

Применение ударных и вибропогружных механизмов разрешается на расстоянии не менее 5 м от кабелей. Перед началом работ должно быть проведено под надзором персонала энергообъекта контрольное вскрытие трассы. Для производства взрывных работ должны быть выданы дополнительные технические условия.

Организации, эксплуатирующие электрические сети, должны периодически оповещать организации и население района, где проходят кабельные трассы, о порядке производства земляных работ вблизи этих трасс.

Кабельные линии должны периодически подвергаться профилактическим испытаниям повышенным напряжением постоянного тока в соответствии с “Нормами испытания электрооборудования”. Необходимость внеочередных испытаний на кабельных линиях после ремонтных работ или раскопок, связанных с вскрытием трасс, определяется руководством энергообъекта, района, организации, эксплуатирующей электрические сети.

Для предупреждения электрических пробоев на вертикальных участках кабелей с бумажной изоляцией напряжением 20-35 кВ вследствие осушения изоляции необходимо их периодически заменять или устанавливать на них стопорные муфты. На кабельных линиях напряжением 20-35 кВ с кабелями с нестекающей пропиточной массой и пластмассовой изоляцией или с газонаполненными кабелями дополнительного наблюдения за состоянием изоляции вертикальных участков и их периодической замены не требуется.

При надзоре за прокладкой и при эксплуатации небронированных кабелей со шланговым покрытием должно обращаться особое внимание на состояние шланга. Кабели со шлангами, имеющими сквозные порывы, задиры и трещины, должны быть отремонтированы или заменены.

Предприятия кабельных сетей должны иметь лаборатории, оснащенные аппаратами для определения мест повреждения, измерительными приборами и передвижными измерительными и испытательными установками.

Образцы поврежденных кабелей и поврежденные кабельные муфты должны подвергаться лабораторным исследованиям для установления причин повреждения и разработки мероприятий по их предотвращению.