Какие знаки и надписи должны устанавливаться на дверях трансформаторных пунктов и камер птээп
Обновлено: 25.04.2024
Вопрос
Какое минимальное расстояние до земных насаждений допускается от изолированных проводов воздушной линии электропередачи напряжением 0,4 кВ?
Правильный ответ
Расстояние от изолированных проводов до зеленых насаждений должно быть не менее 0,5 м (п.2.4.8 ПУЭ).
Вопрос
Какие знаки и надписи должны устанавливаться на дверях трансформаторных пунктов и камер?
Правильный ответ
На дверях трансформаторных пунктов и камер, с наружной и внутренней стороны, должны быть указаны подстанционные номера трансформаторов, а также с наружной стороны должны быть предупреждающие знаки. Двери должны быть постоянно закрыты на замок. (2.1.9 ПТЭЭП)
Вопрос
Кто дает разрешение на земляные работы в охранной зоне кабельной линии электропередачи в населенных пунктах?
Правильный ответ
Земляные работы на территории организаций, населенных пунктов, а также в охранных зонах подземных коммуникаций (электрокабели, кабели связи, газопроводы и др.) могут быть начаты только с письменного разрешения руководства (соответственно) организации, местного органа власти и владельца этих коммуникаций. К разрешению должен быть приложен план (схема) с указанием размещения и глубины заложения коммуникаций. Местонахождение подземных коммуникаций должно быть обозначено соответствующими знаками или надписями как на плане (схеме), так и на месте выполнения работ (п.4.14.1, МПБЭЭ).
Вопрос
Какая система заземления принята в электрической сети для питания электроприемников жилых домов?
Правильный ответ
Питание электроприемников должно выполняться от сети 380/220 В с системой заземления TN-C-S или TN-S. При реконструкции жилых и общественных зданий, имеющих напряжение сети 220/127 В или 3х220 В, следует предусматривать перед сети на папряжение 380/220 В с системой заземления TN-S или TN-C-S. (п.7.1.13 ПУЭ).
Вопрос
Какие документы оформляются при допуске в эксплуатацию энергоустановок?
Правильный ответ
Допуск в эксплуатацию энергоустановок оформляется актом - допуском в эксплуатацию. Акт-допуск в эксплуатацию является основным документом, удостоверяющим возможность выработки, передачи, приема электрической и /или тепловой энергии, и служит основанием для последующего заключения договора энергоснабжения и ее включения или присоединения к сетям энергоснабжающих организаций или организации- владельца (для подключения субабонентов и арендаторов) этих сетей (энергоустановок). (2.2 ПДЭ)
Вопрос
Какие виды защитных ограждений применяются для предотвращения случайного прикосновения к токоведущим частям, находящимся под напряжением?
Правильный ответ
Щиты (ширмы) применяются для временного ограждения токоведущих частей, находящихся под напряжением (п.2.13.1 ИПИСЗ).
Вопрос
В каких случаях работники, не обслуживающие электроустановки напряжением до 1000 В, могут допускаться в них для проведения осмотров?
Правильный ответ
Работники, не обслуживающие электроустановки, могут допускаться в них в сопровождении оперативного персонала, имеющего группу IV в электроустановках напряжением выше 1000 В и имеющего группу III – в электроустановках напряжением до 1000 В, либо работника, имеющего право единоличного осмотра.Сопровождающий работник должен следить за безопасностью людей, допущенных в электроустановки, и предупреждать их о запрещении приближаться к токоведущим частям. (п.1.3.5, МПБЭЭ).
Вопрос
Какое административное воздействие налагается на граждан, самовольно подключившимся к энергетическим сетям?
Правильный ответ
Самовольное подключение к энергетическим сетям, нефтепроводам, нефтепродуктопроводам и газопроводам, а равно самовольное (безучетное) использование электрической, тепловой энергии, нефти, газа или нефтепродуктов влечет наложение административного штрафа на граждан в размере от 15 до 20 минимальных размеров оплаты труда (КоАП 7.19)
Вопрос
В соответствии с каким документом проводится периодический контроль воздушной линии электропередачи?
Правильный ответ
На ВЛ должны быть организованы периодические и внеочередные осмотры.
Периодические осмотры ВЛ проводятся по графику, утвержденному ответственным за электрохозяйство Потребителя. Периодичность осмотров каждой ВЛ по всей длине должна быть не реже 1 раза в год. Конкретные сроки в пределах, установленных настоящими Правилами, должны быть определены ответственным за электрохозяйство Потребителя с учетом местных условий эксплуатации. Кроме того, не реже 1 раза в год административно-технический персонал должен проводить выборочные осмотры отдельных участков линий, включая все участки ВЛ, подлежащие ремонту. (2.3.8 ПТЭЭП)
Вопрос
Какой минимальнуый запас песка должен быть в ящиках, устанавливаемых рядом с пожарным щитом, для помещений категории А?
Правильный ответ
Ящики с песком, как правило, должны устанавливать со щитами в помещениях или на открытых площадках, где возможен розлив легковоспламеняющихся или горючих жидкостей. Для помещений и наружных технологических установок категории А, Б и В по взрывопожарной и пожарной опасности запас песка в ящиках должен быть не менее 0,5 м3 на каждые 500 м2 защищаемой площади, а для помещений и наружных технологических установок категории Г и Д не менее 0,5 м3 на каждую 1000 м2 защищаемой площади.(Прил. 3., п. 24 ППБ)
Вопрос
Какие условия определяют возможность проведения работы по одному наряду на нескольких рабочих местах в электроустановках напряжением до 1000 В?
Правильный ответ
Один наряд для одновременного или поочередного выполнения работ на разных рабочих местах одного или нескольких присоединений одной электроустановки допускается выдавать в следующих случаях: - при прокладке и перекладке силовых и контрольных кабелей, испытаниях электрооборудования, проверке устройств защиты, измерений, блокировки, электроавтоматики, телемеханики, связи и др.; - при ремонте коммутационных аппаратов одного присоединения, в том числе когда их приводы находятся в другом помещении; - при ремонте отдельного кабеля в туннеле, коллекторе, колодце, траншее, котловане; - при ремонте кабелей (не более двух), выполняемом в двух котлованах или РУ и находящемся рядом котловане, когда расположение рабочих мест позволяет производителю работ осуществлять надзор за бригадой. (2.2.12 МПБЭЭ)
Вопрос
Какие электроустановки не допускается отключать при пожаре в помещении организации?
Правильный ответ
Лица, уполномоченные владеть, пользоваться или распоряжаться имуществом, руководители и должностные лица организаций, лица, в установленном порядке назначенные ответственными за обеспечение пожарной безопасности, по прибытии к месту пожара должны при необходимости отключить электроэнергию (за исключением систем противопожарной защиты), остановить работу транспортирующих устройств, агрегатов, аппаратов, перекрыть сырьевые, газовые, паровые и водяные коммуникации, остановить работу систем вентиляции в аварийном и смежном с ним помещениях, выполнить другие мероприятия, способствующие предотвращению развития пожара и задымления помещений здания (п. 110 ППБ)
Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭЭП), редакция 2003 г.
| < Глава 1.8. Техническая документация |
| Раздел 1 Организация эксплуатации электроустановок |
| <> Оглавление <> |
| Раздел 2 Электрооборудование и электроустановки общего назначения |
| > Глава 2.2. Распределительные устройства и подстанции > |
Электрооборудование и электроустановки общего назначения
СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ И РЕАКТОРЫ
2.1.1. Установка трансформаторов и реакторов должна осуществляться в соответствии с правилами устройства электроустановок и нормами технологического проектирования подстанций.
Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию трансформаторов и реакторов должны выполняться в соответствии с руководящими документами (инструкциями) заводов-изготовителей.
2.1.2. При эксплуатации силовых трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих масляных реакторов должна обеспечиваться их надежная работа. Нагрузки, уровень напряжения, температура, характеристики масла и параметры изоляции должны находиться в пределах установленных норм; устройства охлаждения, регулирования напряжения, защиты, маслохозяйство и другие элементы должны содержаться в исправном состоянии.
2.1.3. Трансформаторы (реакторы), оборудованные устройствами газовой защиты, должны устанавливаться так, чтобы крышка (съемная часть бака) имела подъем по направлению к газовому реле не менее 1 %. При этом маслопровод к расширителю должен иметь уклон не менее2 %.
2.1.4. Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора (реактора) должен находиться на отметке, соответствующей температуре масла трансформатора (реактора) в данный момент.
Обслуживающий персонал должен вести наблюдение за температурой верхних слоев масла по термосигнализаторам и термометрам, которыми оснащаются трансформаторы с расширителем, а также за показаниями мановакуумметров у герметичных трансформаторов, для которых при повышении давления в баке выше 50 кПа (0,5кгс/см2) нагрузка должна быть снижена.
2.1.5. Воздушная полость предохранительной трубы трансформатора (реактора) должна быть соединена с воздушной полостью расширителя.
Уровень мембраны предохранительной трубы должен быть выше уровня расширителя.
Мембрана выхлопной трубы при ее повреждении может быть заменена только на идентичную заводской.
2.1.6. Стационарные установки пожаротушения должны находиться в состоянии готовности к применению в аварийных ситуациях и подвергаться проверкам по утвержденному графику.
2.1.7. Гравийная засыпка маслоприемников трансформаторов (реакторов) должна содержаться в чистом состоянии и не реже одного раза в год промываться.
При загрязнении гравийной засыпки (пылью, песком и т.д.) или замасливании гравия его промывка должна проводиться, как правило, весной и осенью.
При образовании на гравийной засыпке твердых отложений от нефтепродуктов толщиной более 3 мм, появлении растительности или невозможности его промывки должна осуществляться замена гравия.
2.1.8. На баках трехфазных трансформаторов наружной установки должны быть указаны подстанционные номера. На группах однофазных трансформаторов и реакторов подстанционный номер указывается на средней фазе. На баки группы однофазных трансформаторов и реакторов наносится расцветка фаз.
Трансформаторы и реакторы наружной установки окрашиваются в светлые тона краской, устойчивой к атмосферным воздействиям и воздействию трансформаторного масла.
2.1.9. На дверях трансформаторных пунктов и камер с наружной и внутренней стороны должны быть указаны подстанционные номера трансформаторов, а также с наружной стороны должны быть предупреждающие знаки. Двери должны быть постоянно закрыты на замок.
2.1.10. Осмотр и техническое обслуживание высоко расположенных элементов трансформаторов и реакторов (более 3 м) должны выполняться со стационарных лестниц с перилами и площадками наверху с соблюдением правил безопасности.
2.1.11. Включение в сеть трансформатора (реактора) должно осуществляться толчком на полное напряжение. Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, могут включаться в работу вместе с генератором подъемом напряжения с нуля.
2.1.12. Для каждой электроустановки в зависимости от графика нагрузки с учетом надежности питания потребителей и минимума потерь должно определяться число одновременно работающих трансформаторов.
В распределительных электрических сетях напряжением до 20 кВ включительно измерения нагрузок и напряжений трансформаторов производят в первый год эксплуатации не менее 2 раз в период максимальных и минимальных нагрузок, в дальнейшем - по необходимости.
2.1.13. Резервные трансформаторы должны содержаться в состоянии постоянной готовности к включению в работу.
2.1.14. Нейтрали обмоток напряжением 110 кВ трансформаторов и реакторов должны работать, как правило, в режиме глухого заземления. Иной режим работы нейтралей трансформаторов напряжением 110 кВ и способы их защиты устанавливает энергоснабжающая организация.
2.1.15. При автоматическом отключении трансформатора (реактора) действием защит от внутренних повреждений трансформатор (реактор) можно включать в работу только после осмотра, испытаний, анализа газа, масла и устранения выявленных дефектов (повреждений).
В случае отключения трансформатора (реактора) от защит, действие которых не связано с его внутренним повреждением, он может быть включен вновь без проверок.
2.1.16. При срабатывании газового реле на сигнал должен быть произведен наружный осмотр трансформатора (реактора) и отбор газа из реле для анализа и проверки на горючесть.
Для обеспечения безопасности персонала при отборе газа из газового реле и выявления причины его срабатывания трансформатор (реактор) должен быть разгружен и отключен в кратчайший срок.
Если газ в реле негорючий и признаки повреждения трансформатора отсутствуют, а его отключение вызвало недоотпуск электроэнергии, он может быть включен в работу до выяснения причины срабатывания газового реле на сигнал. Продолжительность работы трансформатора в этом случае устанавливает ответственный за электрохозяйство Потребителя. По результатам анализа газа из газового реле, анализа масла и других измерений и испытаний необходимо установить причину срабатывания газового реле на сигнал, определить техническое состояние трансформатора (реактора) и возможность его нормальной эксплуатации.
2.1.17. Масло в расширителе трансформаторов (реакторов), а также в баке или расширителе устройства регулирования напряжения под нагрузкой (далее - РПН) должно быть защищено от соприкосновения с воздухом. У трансформаторов и реакторов, оборудованных специальными устройствами, предотвращающими увлажнение масла, эти устройства должны быть постоянно включены, независимо от режима работы трансформатора (реактора). Указанные устройства должны эксплуатироваться в соответствии с инструкцией заводов-изготовителей.
Трансформаторы мощностью 1000 кВА и более должны эксплуатироваться с системой непрерывной регенерации масла в термосифонных и адсорбных фильтрах.
Масло маслонаполненных вводов негерметичного исполнения должно быть защищено от окисления и увлажнения.
2.1.18. При необходимости отключения разъединителем (отделителем) тока холостого хода ненагруженного трансформатора, оборудованного устройством РПН, после снятия нагрузки на стороне Потребителя переключатель должен быть установлен в положение, соответствующее номинальному напряжению.
2.1.19. Допускается параллельная работа трансформаторов (автотрансформаторов) при условии, что ни одна из обмоток не будет нагружена током, превышающим допустимый ток для данной обмотки.
Параллельная работа трансформаторов разрешается при следующих условиях:
группы соединений обмоток одинаковы;
соотношение мощностей трансформаторов не более 1:3;
коэффициенты трансформации отличаются не более чем на ± 0,5 %;
напряжения короткого замыкания отличаются не более чем на ± 10 %;
произведена фазировка трансформаторов.
Для выравнивания нагрузки между параллельно работающими трансформаторами с различными напряжениями короткого замыкания допускается в небольших пределах изменение коэффициента трансформации путем переключения ответвлений при условии, что ни один из трансформаторов небудет перегружен.
2.1.20. Для масляных трансформаторов и трансформаторов с жидким негорючим диэлектриком допускается продолжительная нагрузка любой обмотки током, превышающим на 5 % номинальный ток ответвления, если напряжение не превышает номинальное напряжение соответствующего ответвления. В автотрансформаторе ток в общей обмотке должен быть не выше наибольшего длительно допустимого тока этой обмотки.
Продолжительные допустимые нагрузки сухих трансформаторов устанавливаются в стандартах и технических условиях конкретных групп и типов трансформаторов.
Для масляных и сухих трансформаторов, а также трансформаторов с жидким негорючим диэлектриком допускаются систематические перегрузки, значение и длительность которых регламентируются инструкциями заводов-изготовителей.
2.1.21. В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах:
перегрузка по току, % 30 45 60 75 100
длительность перегрузки, мин. 120 80 45 20 10
перегрузка по току, % 20 30 40 50 60
длительность перегрузки, мин. 60 45 32 18 5
2.1.22. Допускается продолжительная работа трансформаторов (при нагрузке не выше номинальной мощности) при повышении напряжения на любом ответвлении любой обмотки на 10 % сверх номинального напряжения данного ответвления. При этом напряжение на любой из обмоток должно быть не выше наибольшего рабочего напряжения.
2.1.23. При номинальной нагрузке трансформатора температура верхних слоев масла должна быть не выше (если заводами-изготовителями в заводских инструкциях не оговорены иные температуры): у трансформаторов с системой масляного охлаждения с дутьем и принудительной циркуляцией масла (далее - ДЦ) - 75 °С, с системами масляного охлаждения (далее - М) и масляного охлаждения с дутьем (далее - Д) - 95 °С; у трансформаторов с системой масляного охлаждения с принудительной циркуляцией масла через водоохладитель (далее - Ц) температура масла на входе в маслоохладитель должна быть не выше 70 °С.
2.1.24. На трансформаторах и реакторах с системами масляного охлаждения ДЦ, направленной циркуляцией масла в обмотках (далее - НДЦ), Ц, направленной циркуляцией масла в обмотках и принудительной - через водоохладитель (далее - НЦ) устройства охлаждения должны автоматически включаться (отключаться) одновременно с включением (отключением) трансформатора (реактора).
На номинальную нагрузку включение трансформаторов допускается:
с системами охлаждения М и Д - при любой отрицательной температуре воздуха;
с системами охлаждения ДЦ иЦ - при температуре окружающего воздуха не ниже минус 25 °С. При более низких температурах трансформатор должен быть предварительно прогрет включением на нагрузку до 0,5 номинальной без запуска системы циркуляции масла. Система циркуляции масла должна быть включена в работу только после увеличения температуры верхних слоев масла до минус 25 °С.
В аварийных условиях допускается включение трансформаторов на полную нагрузку независимо от температуры окружающего воздуха (трансформаторов с системами охлаждения НДЦ, НЦ - в соответствии с заводскими инструкциями).
2.1.25. Принудительная циркуляция масла в системах охлаждения должна быть непрерывной независимо от нагрузки трансформатора.
2.1.26. Количество включаемых и отключаемых охладителей основной и резервной систем охлаждения ДЦ(НДЦ), Ц (НЦ), условия работы трансформаторов с отключенным дутьем системы охлаждения Д определяются заводскими инструкциями.
2.1.27. Эксплуатация трансформаторов и реакторов с принудительной циркуляцией масла допускается лишь при включенной в работу системе сигнализации о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды и работы вентиляторов обдува охладителей.
2.1.28. При включении масловодяной системы охлаждения Ц и НЦ в первую очередь должен быть пущен маслонасос. Затем при температуре верхних слоев масла выше 15 °С включается водяной насос. Отключение водяного насоса производится при снижении температуры верхних слоев масла до 10°С, если иное не предусмотрено заводской документацией.
Давление масла в маслоохладителях должно превышать давление циркулирующей воды не менее чем на 10 кПа (0,1 кгс/см2) при минимальном уровне масла в расширителе трансформатора.
Должны быть предусмотрены меры для предотвращения замораживания маслоохладителей, насосов, водяных магистралей.
2.1.29. Для трансформаторов с системами охлаждения Д при аварийном отключении всех вентиляторов допускается работа с номинальной нагрузкой в зависимости от температуры окружающего воздуха в течение следующего времени:
Температура окружающего воздуха, °С -15 -10 0 +10 +20 +30
Допустимая длительность работы, ч 60 40 16 10 6 4
Для трансформаторов с системами охлаждения ДЦ и Ц допускается:
а) при прекращении искусственного охлаждения работа с номинальной нагрузкой в течение 10 мин. Или режим холостого хода в течение 30 мин.; если по истечении указанного времени температура верхних слоев масла не достигла 80 °С; для трансформаторов мощностью свыше 250 МВА допускается работа с номинальной нагрузкой до достижения указанной температуры, но не более 1 ч;
б) при полном или частичном отключении вентиляторов или прекращении циркуляции воды с сохранением циркуляции масла продолжительная работа со сниженной нагрузкой при температуре верхних слоев масла не выше 45 °С.
Требования настоящего пункта действительны, если в инструкциях заводов-изготовителей не оговорены иные.
Трансформаторы с направленной циркуляцией масла в обмотках (система охлаждения НЦ) эксплуатируются в соответствии с заводской инструкцией.
2.1.30. На трансформаторах с системой охлаждения Д электродвигатели вентиляторов должны автоматически включаться при температуре масла 55 °С или токе, равном номинальному, независимо от температуры масла. Отключение электродвигателей вентиляторов производится при снижении температуры верхних слоев масла до 50 °С, если при этом ток нагрузки менее номинального.
2.1.31. Устройства регулирования напряжения под нагрузкой должны быть в работе, как правило, в автоматическом режиме. Их работа должна контролироваться по показаниям счетчиков числа операций.
По решению ответственного за электрохозяйство Потребителя допускается дистанционное переключение РПН с пульта управления, если колебания напряжения в сети находятся в пределах, удовлетворяющих требования Потребителей. Переключения под напряжением вручную (с помощью рукоятки) не разрешаются.
Персонал Потребителя, обслуживающий трансформаторы, обязан поддерживать соответствие между напряжением сети и напряжением, устанавливаемым на регулировочном ответвлении.
2.1.32. Переключающие устройства РПН трансформаторов разрешается включать в работу при температуре верхних слоев масла выше -20 °С (для наружных резисторных устройств РПН) и выше -45 °С - для устройств РПН с токоограничивающими реакторами, а также для переключающих устройств с контактором, расположенным на опорном изоляторе вне бака трансформатора и оборудованным устройством искусственного подогрева. Эксплуатация устройств РПН должна быть организована в соответствии с заводской инструкцией.
2.1.33. На трансформаторах, оснащенных переключателями ответвлений обмоток без возбуждения (далее - ПБВ), правильность выбора коэффициента трансформации должна проверяться не менее 2 раз в год - перед наступлением зимнего максимума и летнего минимума нагрузки.
2.1.34. Осмотр трансформаторов (реакторов) без их отключения должен производиться в следующие сроки:
главных понижающих трансформаторов подстанций с постоянным дежурством персонала - 1 раз в сутки;
остальных трансформаторов электроустановок с постоянным и без постоянного дежурства персонала - 1 раз в месяц;
на трансформаторных пунктах - не реже 1 раза в месяц.
В зависимости от местных условий и состояния трансформаторов (реакторов) указанные сроки могут быть изменены техническим руководителем (ответственным за электрохозяйство) Потребителя.
Вне очередные осмотры трансформаторов (реакторов) производятся:
после неблагоприятных погодных воздействий (гроза, резкое изменение температуры, сильный ветер и д.р.);
при работе газовой защиты на сигнал, а также при отключении трансформатора (реактора) газовой или (и) дифференциальной защитой.
2.1.35. Текущие ремонты трансформаторов (реактивов) производятся по мере необходимости. Периодичность текущих ремонтов устанавливает технический руководитель Потребителя.
2.1.36. Капитальные ремонты (планово-предупредительные - по типовой номенклатуре работ) должны проводиться:
трансформаторов 110 кВ и выше мощностью 125 МВА и более, а также реакторов- не позднее чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию с учетом результатов диагностического контроля, в дальнейшем - по мере необходимости;
остальных трансформаторов - в зависимости от их состояния и результатов диагностического контроля.
2.1.37. Внеочередные ремонты трансформаторов (реакторов) должны выполняться, если дефект в каком-либо их элементе может привести к отказу. Решение о выводе трансформатора (реактора) в ремонт принимают руководитель Потребителя или ответственный за электрохозяйство.
2.1.38. Потребитель, имеющий на балансе маслонаполненное оборудование, должен хранить неснижаемый запас изоляционного масла не менее 110 % объема наиболее вместимого аппарата.
2.1.39. Испытание трансформаторов и реакторов и их элементов, находящихся в эксплуатации, должно производиться в соответствии с нормами испытания электрооборудования (Приложение 3) и заводскими инструкциями. Результаты испытаний оформляются актами или протоколами и хранятся вместе с документами на данное оборудование.
2.1.40. Периодичность отбора проб масла трансформаторов и реакторов напряжением 110 и 220 кВ для хроматографического анализа газов, растворенных в масле, должна соответствовать методическим указаниям по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле трансформаторного оборудования.
2.1.41. Трансформатор (реактор) должен быть аварийно выведен из работы при:
сильном неравномерном шуме и потрескивании внутри трансформатора;
ненормальном и постоянно возрастающем нагреве трансформатора при нагрузке ниже номинальной и нормальной работе устройств охлаждения;
выбросе масла из расширителя или разрыве диафрагмы выхлопной трубы;
течи масла с понижением его уровня ниже уровня масломерного стекла.
Трансформаторы выводятся из работы также при необходимости немедленной замены масла по результатам лабораторных анализов.
2.1.42. На каждой трансформаторной подстанции (далее - ТП) 10/0,4 кВ, находящейся за территорией Потребителя, должно быть нанесено ее наименование, адрес и телефон владельца.
ГОСТ Р ИСО 9001-2015 (ISO 9001:2015); ГОСТ Р ИСО 14001-2016 (ISO 14001:2015); ГОСТ Р 54934-2012 (OHSAS 18001:2007)
знак соответствия системы сертификации
«ФЕДЕРАЛЬНАЯ СИСТЕМА КАЧЕСТВА»
ГОСТ Р ИСО 9001-2015 (ISO 9001:2015)
системы менеджмента
качества
знак соответствия системы сертификации
«ФЕДЕРАЛЬНАЯ СИСТЕМА КАЧЕСТВА»
ГОСТ Р ИСО 14001-2016
(ISO 14001:2015)
системы экологического менеджмента
знак соответствия системы сертификации
«ФЕДЕРАЛЬНАЯ СИСТЕМА КАЧЕСТВА»
ГОСТ Р 54934-2012 (OHSAS 18001:2007)
системы менеджмента безопасности труда
и охраны здоровья
ГОЛОВНОЙ ОФИС
8 (800) 551-12-30 многоканальный - звонки со всей России
Обособленные структурные подразделения ООО "Плакатэнерго" по федеральным округам Российской Федерации
ОСП Центра
ОСП Северо-Запада
ОСП Юга - Республика Крым
ОСП Северного Кавказа
ОСП Волги
ОСП Урала
ОСП Сибири
ОСП Востока
ИНФОРМАЦИОННО-ЗНАКОВАЯ ПРОДУКЦИЯ ДЛЯ ПРЕДПРИЯТИЙ РОССИЙСКОЙ ЭНЕРГЕТИКИ
Приказ ПАО "ФСК ЕЭС" от 25.12.2018 № 494 "О внесении изменений в приказ ОАО "ФСК ЕЭС" от 18.11.2011 № 704"
Изложить подпункты 3.1, 3.6, пункты 4-9 приложения 3 к приказу ОАО "ФСК ЕЭС" от 18.11.2011 № 704 "Об утверждении Единых стандартов фирменного стиля ОАО "ФСК ЕЭС" в редакции согласно приложению к настоящему приказу.
Порядок установки информационных знаков на подстанциях
3.1. Согласно Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (утверждены приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 20.05.2003 № 187) на баках трансформаторов и реакторов наружной установки должны быть указаны станционные (подстанционные) номера. Такие же номера должны быть на дверях и внутри трансформаторных пунктов и камер.
На баках однофазных трансформаторов и реакторов должна быть указана расцветка фаз стандартными цветными кружками желтого, зеленого и красного цветов соответственно (рисунок 9.1).
На дверях и внутренних стенках камер ЗРУ, оборудования ОРУ, наружных и внутренних лицевых частях КРУ, КРУН сборках, КРУЭ, а также на лицевой и оборотной сторонах панелей щитов должны быть выполнены надписи, указывающие назначение присоединений и их диспетчерское наименование.
На дверях ЗРУ, РУ, КРУ, КРУН, КРУЭ должны быть установлены предупреждающие знаки в соответствии с требованиями Инструкции по применению и испытанию средств защиты, используемых в электроустановках (утверждены приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30.06.2003 № 261).
На предохранительных щитках и (или) у предохранителей присоединений должны быть надписи, указывающие номинальный ток плавкой вставки. На металлических частях корпусов оборудования должна быть обозначена расцветка фаз стандартными цветными кружками желтого, зеленого и красного цветов соответственно (рисунок 9.1).
У розеток, установленных в помещениях ОПУ, ЗРУ, КРУ, КРУН, КРУЭ и других зданий, а также ОРУ, должна быть надпись с указанием уровня и типа (постоянное или переменное) напряжения.
В силовых щитах, щитах освещения, ЩПТ, ЩСН у автоматических выключателей, рубильников, предохранителей, коммутационных аппаратах должны быть надписи согласно однолинейным схемам, размещенным на дверцах ЩПТ, ЩСН, ЩО, ЩС с внутренней стороны.
На трассах кабельных линий, кабельных вставках (напряжением 10 кВ и выше), расположенных на территории подстанции и проложенных вне кабельных каналов, должны быть установлены таблички с надписями по всей трассе линии, с интервалом установки 50-200 метров.
На дверях помещения аккумуляторной батареи должны быть надписи: "Аккумуляторная", "Огнеопасно", "Запрещается курить" или вывешены соответствующие знаки.
На дверях РУ должны быть установлены предупреждающие плакаты "Осторожно электрическое напряжение" в соответствии с требованиями СТО 34.01.-30.1-001-2016.
Надписи на постоянных знаках на оборудовании ПС должны соответствовать диспетчерским наименованиям оборудования и выполняются черным шрифтом на белом фоне (рисунок 9.2).
Надписи должны быть четкими и контрастными. На светлом фоне надписи следует делать черным цветом, на темном - белым.
Примеры исполнения постоянных знаков на оборудовании ПС представлены в п. 9 настоящего Порядка.
3.6. Предупреждающие знаки для маркировки границ охранной зоны подстанции устанавливаются, как правило, по периметру подстанции непосредственно на границе охранной зоны на удалении от ограждения ПС согласно Правилам установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 24.02.2009 № 160 "О порядке установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон", применительно к высшему классу напряжения подстанции.
Установление на местности границ объекта землеустройства (вынос границ на местность) выполняется по координатам характерных точек таких границ (точек изменения описания границ объекта землеустройства и деления их на части), сведения о которых содержатся в государственном кадастре недвижимости.
Установка предупреждающего знака осуществляется на высоте не менее 110 см от уровня поверхности земли по координатам характерных точек границ (как правило, углы границ земельного участка охранной зоны ПС), по периметру с шагом не более 250 метров, а также при въезде на подстанцию.
В случае физической невозможности либо нецелесообразности установления предупреждающих знаков на удалении от ограждения ПС (расположение подстанции в городской черте, непосредственное примыкание к сельскохозяйственным угодьям, водоемам, автомобильным дорогам, земельным участкам иных собственников и землевладельцев, в горной местности и т.п.) допускается расположение предупреждающего знака непосредственно на ограждении подстанции.
Предупреждающий знак содержит информацию о размерах охранной зоны, круглосуточный контактный телефонный номер филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - ПМЭС и указание о необходимости соблюдения особых условий использования земельных участков.
В верхней части предупреждающего знака должны быть размещены основные стилеобразующие элементы Общества (фирменный знак и полное наименование Общества, элемент фирменного стиля ПАО "Россети"), фон таблички белый, символы черные, слово "ОГРАНИЧЕНО" - красное.
Информационная надпись наносится на русском языке печатными буквами и выравнивается по центру.
Предупреждающий знак должен быть размером не менее 300х400 мм и толщиной не менее 2 мм.
Пример исполнения предупреждающего знака для маркировки границы охранной зоны подстанции приведен в п. 9 настоящего Порядка.
Согласно Правилам устройства электроустановок и технической эксплуатации электрических станций и сетей на опорах ВЛ на высоте 2-3 м должны быть нанесены следующие постоянные знаки:
- порядковый номер и год установки опоры, номер ВЛ или ее условное обозначение - на всех опорах (на двух цепных и много цепных опорах ВЛ, кроме того должна быть обозначена соответствующая цепь);
- предупреждающие (информационные) знаки с указанием ширины охранной зоны ВЛ (расстояние между информационными знаками в населенной местности должно быть не более 250 м, при большей длине пролета знаки устанавливаются на каждой опоре, в ненаселенной и труднодоступной местности - 500 м, допускается более редкая установка знаков);
- расцветка фаз (на концевых опорах, опорах, смежных с транспозиционными, и на первых опорах ответвлений от ВЛ);
- предупреждающие знаки "Опасность поражения электрическим током" (на всех опорах ВЛ в населенной местности, ГОСТ Р 12.4.026-2001);
- плакаты с указанием расстояния от опоры ВЛ до кабельной линии связи - на опорах, установленных на расстоянии менее половины высоты опоры до кабелей связи;
Допускается совмещать на одном знаке всю вышеуказанную информацию.
Плакаты и знаки должны устанавливаться с боку опоры поочередно с правой и с левой стороны вдоль оси ВЛ, а на переходах через дороги знаки должны быть обращены в сторону дороги. Cхематическое изображение опоры на знаке должно соответствовать типу опоры, а характеристики охранной зоны - классу напряжения ВЛ.
На ВЛ 110 кВ и выше, обслуживание которых осуществляется с использованием вертолетов (летательных аппаратов), в верхней части каждой пятой опоры устанавливаются номерные знаки, видимые с вертолета (летательного аппарата).
При размещении на опорах ВЛ муфт ОК ВОЛС дополнительно должны быть нанесены следующие постоянные знаки:
- условное обозначение ВОЛС;
- номер соединительной муфты.
Кроме того на стойках железобетонных опор несмываемой краской должна быть нанесена заводская маркировка с указанием проектного шифра стойки и кольцевые полосы (выше уровня грунта) с указанием расстояния от полосы до заглубленного конца стойки.
На опоры ВЛ, на которые запрещен подъем персонала, должен наноситься отличительный знак в виде поперечной полосы красного цвета вокруг тела стойки опоры на высоте 1,5-2 метра от уровня земли.
Примеры постоянных знаков на ВЛ указаны в пункте 8 настоящего Порядка и СТО 34.01-24-001-2015 "Единый контент и стиль информационного сопровождения профилактики электротравматизма в электросетевом комплексе".
5. Порядок установки информационных и предупреждающих знаков на трассах кабельных линий электропередачи.
5.1. В соответствии с п. 7 Правил установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон, утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 24.02.2009 № 160 охранные зоны кабельных линий (далее - КЛ) подлежат маркировке путем установки за счет сетевых организаций предупреждающих знаков, содержащих указание на размер охранной зоны, информацию о соответствующей сетевой организации, а также необходимость соблюдения предусмотренных вышеуказанными правилами ограничений.
5.2 В соответствии с требованиями Правила устройства электроустановок, СНиП 3.05.06-85 "Электротехнические устройства", стандартов организации ПАО "ФСК ЕЭС" СТО 56947007-29.060.20.071-2011 "Силовые кабельные линии напряжением 110-500 кВ. Условия создания. Нормы и требования" СТО 56947007-29.060.20.170-2014 "Силовые кабельные линии напряжением 110-500 кВ. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования" охранные зоны КЛ, проложенных в земле в незастроенной местности, должны быть обозначены информационными знаками.
5.3 На информационных знаках должны быть указаны следующие сведения:
- наименование кабельной линии;
- год ввода в эксплуатацию;
- значения расстояний (м) от места установки знака до границ охранной зоны кабельных линий, стрелки в направлении границ охранной зоны КЛ;
- предупреждающий знак безопасности для предупреждения об опасности поражения электрическим током (ГОСТ Р 12.4.026-2001);
- предупреждающая надпись "Охранная зона кабеля. Без представителя не копать!";
- контактный номер телефона структурного подразделения филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС, ПМЭС эксплуатирующего кабельные линии.
В верхней части информационной таблички должны быть размещены основные стилеобразующие элементы Общества (фирменный знак и полное наименование Общества), элемент фирменного стиля ПАО "Россети", фон таблички белый, символы черные. Пример исполнения информационного и предупреждающего знака представлен в п. 7 (Рисунок 7.1.) настоящего Порядка.
5.4 Информационные знаки КЛ должны быть установлены с обеих сторон перехода КЛ через водные преграды, в местах расположения соединительных муфт, изменения направления трасс КЛ, сближений и с обеих сторон пересечений трассы КЛ с другими КЛ и ВЛ, объектами инженерной и транспортной инфраструктуры (эстакадами, мостами, коллекторами, туннелями, насыпями, трубопроводами, автомобильными и железными дорогами и др.).
5.5 На прямолинейных участках трасс КЛ информационные знаки следует устанавливать не реже чем через 250 м в населенной местности и не реже чем через 500 м в ненаселенной местности и на пахотных землях, а в труднодоступной местности - в местах удобных подходов к КЛ, где возможно появление людей.
5.6 Информационные знаки КЛ устанавливаются по центру оси трассы кабельной линии в плоскости, перпендикулярной её направлению на расстоянии от поверхности земли до информационной таблички не менее 0,6 м с заглублением в грунт не менее 0,5 м и заливкой песчано-цементной смесью.
6. Материалы и Крепеж.
Требования к изготовлению информационных и предупреждающих знаков, предназначенных для наружного размещения:
- знаки и плакаты должны быть выполнены из материалов с эксплуатационным сроком службы не менее 5 лет.
- поверхность предупреждающего знака и наносимая на нее информация выполняется из стойких к воздействию окружающей среды материалов.
- при выборе типа исполнения предупреждающего знака необходимо учитывать климатические, социально-экономические и физико-географические условия местности:
- конструкция информационных и предупреждающих знаков должна предусматривать наличие универсальных (для всех видов креплений) отверстий на бортах знаков, в том числе кронштейнами, бандажной металлической лентой, метизами и др. (рисунки 5.1 и 5.2);
-фоновые изображения информационных и предупреждающих знаков должны быть матовые (антибликовые);
-размеры элементов изображений, размещаемых на информационных знаках, необходимо выбирать, исходя из максимальной реализации свободного пространства и фирменного стиля;
- поверхность покрытия должна быть гладкой, однородной, не должна содержать посторонних включений и загрязнения. Не допускается наличие пузырей, потеков, вспучивания, трещин, кратеров, разрывов и отслаиваний покрытия.
Не допускается крепление информационных и предупреждающих знаков с использованием случайных, не предназначенных для данной цели материалов (проволока, шпагат и др.)
При установке предупреждающего знака для маркировки охранной зоны ПС рекомендуется применение металлической оцинкованной трубы диаметром 3-7 см, толщиной стенки не менее 2 мм, высотой наземной части не менее 110 см, с заглублением в грунт не менее 80 см. В зависимости от характеристики грунта рекомендуемое значение заглубления может быть увеличено.
По периметру ограждения подстанции крепление предупреждающего знака выполнять способом, не позволяющим произвести его демонтаж без использования инструмента и иных технических приспособлений.
Крепление должно обеспечивать надежность фиксации и долговечность с учетом местных условий.
Информационная табличка знака КЛ закрепляется с использованием опорного столбика. В качестве опорного столбика рекомендуется применение промышленных образцов (типа СКТ и др.)
Крепление информационной таблички КЛ к опорному столбику и способ заделки информационного знака в грунте должны обеспечивать надежность фиксации и долговечность с учетом местных условий.
.
.
Правила Технической Эксплуатации Электроустановок Потребителей (ПТЭЭП) редакция 2003 г.
| < Глава 2.10 Аккумуляторные установки |
| Раздел 2 Электрооборудование и электроустановки общего назначения |
| <> Оглавление <> |
| Раздел 2 Электрооборудование и электроустановки общего назначения |
| > Глава 2.12 Электрическое освещение > |
Электрооборудование и электроустановки общего назначения
СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ, ИЗМЕРЕНИЙ И УЧЕТА
2.11.1. Настоящая глава распространяется на системы контроля технологических параметров оборудования, средства измерений режимов его работы (стационарные и переносные), а также насредства учета электрической энергии (счетчики активной и реактивной энергии).
2.11.2. Объем оснащенности электроустановок системами контроля, техническими средствами измерений и учета лектрической энергии должен соответствовать требованиям нормативно-технической документации и обеспечивать: контроль за техническим состоянием оборудования и режимами его работы; учет выработанной, отпущенной и потребленной электроэнергии; соблюдение безопасных условий труда и санитарных норм и правил; контроль за охраной окружающей среды.
2.11.3. Системы контроля технологических параметров оборудования, режимов его работы, учета электрической энергии и информационно-измерительные системы должны быть оснащены средствами измерений и техническими средствами, отвечающими установленным требованиям, включая метрологическое обеспечение, организованное на основе правил и норм, предусматривающих единство и требуемую точность измерений.
Допускается применение нестандартизированных средств измерений, прошедших метрологическую аттестацию в установленном порядке.
2.11.4. Установка и эксплуатация средств измерений и учета электрической энергии осуществляется всоответствии с требованиями правил устройства электроустановок и инструкций заводов-изготовителей.
2.11.5. Для периодического осмотра и профилактического обслуживания средств измерений и учета электрической энергии, надзора за их состоянием, проверки, ремонта и испытания этих средств у Потребителя в соответствии с государственными стандартами может быть создана метрологическая служба или иная структура по обеспечению единства измерений.
При наличии такой службы она должна быть оснащена поверочным и ремонтным оборудованием и образцовыми средствами измерений в соответствии с требованиями нормативно-технических документов.
2.11.6. Все средства измерений и учета электрической энергии, а также информационно-измерительные системы должны быть в исправном состоянии и готовыми к работе. На время ремонта средств измерений или учета при работающем технологическом энергооборудованиив место них должны быть установлены резервные средства (за исключением случаев,оговоренных в п. 2.11.17).
2.11.7. До ввода в промышленную эксплуатацию основного оборудования Потребителя информационно-измерительные системы должны быть метрологически аттестованы, а впроцессе эксплуатации они должны подвергаться периодической поверке.
Использование в качестве расчетных информационно-измерительных систем, не прошедших метрологическуюаттестацию, не допускается.
2.11.8. Рабочие средства измерений, применяемые для контроля над технологическими параметрами, по которым не нормируется точность измерения, могут быть переведены в разряд индикаторов. Перечень таких средств измерений должен быть утвержден руководителем Потребителя.
2.11.9. Поверка расчетных средств учета электрической энергии и образцовых средств измерений проводится всроки, устанавливаемые государственными стандартами, а также после ремонта указанных средств.
2.11.10. Сроки поверкив строенных в энергооборудование средств электрических измерений (трансформаторов тока и напряжения, шунтов, электропреобразователей и т.п.) должны соответствовать межремонтным интервалам работы оборудования, на котором они установлены. В объемы ремонтов оборудования должны быть включены демонтаж, поверка и установка этих средств измерений.
2.11.11. На средства измерений и учета электрической энергии составляются паспорта (или журналы), в которых делаются отметки обо всех ремонтах, калибровках и поверках.
Периодичность и объем поверки расчетных счетчиков должны соответствовать требованиям действующих нормативно-технических документов.
Положительные результаты поверки счетчика удостоверяются поверительным клеймом или свидетельством о поверке.
Периодичность и объем калибровки расчетных счетчиков устанавливаются местной инструкцией.
Калибровка расчетного счетчика на месте его эксплуатации, если это предусмотрено местной инструкцией, может проводиться без нарушения поверительного клейма аттестованным представителем энергоснабжающей организации в присутствии работника, ответственного за учет электроэнергии на энергообъекте. Калибровка не заменяет поверку, предусмотренную нормативно-техническими документами. Результаты калибровки оформляются актом.
2.11.12. На стационарные средства измерений, по которым контролируется режим работы электрооборудования и линий электропередачи, должна быть нанесена отметка, соответствующая номинальному значению измеряемой величины. Размеры и способ нанесения отметки должны соответствовать требованиям государственных стандартов на шкалы измерительных приборов. Приборы, имеющие электропитание от внешнего источника, должны быть оснащены устройством сигнализации наличия напряжения.
2.11.13. На каждом средстве учета электрической энергии (счетчике) должна быть выполнена надпись, указывающая наименование присоединения, на котором производится учет электроэнергии. Допускается выполнять надпись на панели рядом со счетчиком, если при этом можно однозначно определить принадлежность надписей к каждому счетчику.
2.11.14. Наблюдение за работой средств измерений и учета электрической энергии, в том числе регистрирующих приборов и приборов с автоматическим ускорением записи в аварийных режимах, на электрических подстанциях (в распределительных устройствах) должен вести оперативный или оперативно-ремонтный персонал подразделений, определенный решением ответственного за электрохозяйство Потребителя.
2.11.15. Ответственность за сохранность и чистоту внешних элементов средств измерений и учета электрической энергии несет персонал, обслуживающий оборудование, на котором они установлены. Обо всех нарушениях в работе средств измерений и учета электрической энергии персонал должен незамедлительно сообщать подразделению, выполняющему функции метрологической службы Потребителя. Вскрытие средств электрических измерений, не связанное с работами по обеспечению нормальной записи регистрирующими приборами, разрешается только персоналу подразделения, выполняющего функции метрологической службы Потребителя, а средств измерений для расчета с поставщиками или Потребителями - персоналу подразделения совместно с их представителями.
2.11.16. Установку и замену измерительных трансформаторов тока и напряжения, к вторичным цепям которых подключены расчетные счетчики, выполняет персонал эксплуатирующего их Потребителя с разрешения энергоснабжающей организации.
Замену и поверку расчетных счетчиков, по которым производится расчет между энергоснабжающими организациямии Потребителями, осуществляет собственник приборов учета по согласованию с энергоснабжающей организацией. При этом время безучетного потребления электроэнергиии средняя потребляемая мощность должны фиксироваться двусторонним актом.
2.11.17.Обо всех дефектах или случаях отказов в работе расчетных счетчиков электрической энергии Потребитель обязан немедленно поставить в известность энергоснабжающую организацию.
Персонал энергообъекта несет ответственность за сохранность расчетного счетчика, его пломб и за соответствие цепей учета электроэнергии установленным требованиям.
Нарушение пломбы на расчетном счетчике, если это не вызвано действием непреодолимой силы, лишает законной силы учет электроэнергии, осуществляемый данным расчетным счетчиком.
2.11.20. Энергоснабжающая организация должна пломбировать:
клеммники трансформаторов тока;
крышки переходных коробок, где имеются цепи к электросчетчикам;
токовые цепи расчетных счетчиков в случаях, когда к трансформаторам тока совместно со счетчиками присоединены электроизмерительные приборы и устройства защиты;
испытательные коробки с зажимами для шунтирования вторичных обмоток трансформаторов тока и места соединения цепей напряжения при отключении расчетных счетчиков для их замены или поверки;
решетки и дверцы камер, где установлены трансформаторы тока;
решетки или дверцы камер, где установлены предохранители на стороне высокого и низкого напряжения трансформаторов напряжения, к которым присоединены расчетные счетчики;
приспособления на рукоятках приводов разъединителей трансформаторов напряжения, к которым присоединенырасчетные счетчики.
Во вторичных цепях трансформаторов напряжения, к которым подсоединены расчетные счетчики, установка предохранителей без контроля за их целостностью с действием на сигнал не допускается.
Поверенные расчетные счетчики должны иметь на креплении кожухов пломбы организации, производившей поверку, а на крышке колодки зажимов счетчика пломбу энергоснабжающей организации.
Для защиты от несанкционированного доступа электроизмерительных приборов, коммутационных аппаратов и разъемных соединений электрических цепей в цепях учета должно производиться их маркирование специальными знаками визуального контроля в соответствии с установленными требованиями.
.
.
.
Читайте также: