Поиск СНиП на

ОР 13.02-31.20.90-КТН-011-2-00 «Регламент организационных и технических мероприятий, обеспечивающих безопасность выполнения работ в электроустановках объектов магистральных нефтепроводов»

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ
ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»

ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

РЕГЛАМЕНТ
ОРГАНИЗАЦИОННЫХ И ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ,
ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ БЕЗОПАСНОСТЬ
ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ ОБЪЕКТОВ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Регламенты, разработанные и утвержденные ОАО «АК «Транснефть», устанавливают общеотраслевые обязательные для исполнения требования по организации и выполнению работ в области магистрального нефтепроводного транспорта, а также обязательные требования к оформлению результатов этих работ.

Регламенты (стандарты предприятия) разрабатываются в системе ОАО «АК «Транснефть» для обеспечения надежности, промышленной и экологической безопасности магистральных нефтепроводов, регламентации и установления единообразия взаимодействия подразделений Компании и ОАО МН при ведении работ по основной производственной деятельности как между собой, так и с подрядчиками, органами государственного надзора, а также унификации применения и обязательного исполнения требований соответствующих федеральных и отраслевых стандартов, правил и иных нормативных документов.

РЕГЛАМЕНТ
ОРГАНИЗАЦИОННЫХ И ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ БЕЗОПАСНОСТЬ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Утвержден 10 января 2000 г.

Настоящий регламент устанавливает дополнительные требования к действующим нормам и правилам, с целью повышения безопасности работ в электроустановках объектов МН напряжением 0,23-110 кВ.

Все организационно-технические мероприятия при производстве работ в электроустановках объектов МН должны осуществляться с соблюдением требований:

- «Правил эксплуатации электроустановок потребителей (ПЭЭП)»;

- РД 153-39TH-009-96 «Положение о системе технического обслуживания и ремонта электроустановок магистральных нефтепроводов»;

- «Правил пожарной безопасности для энергетических предприятий»;

- «Межотраслевых правил по охране труда при эксплуатации электроустановок»;

- «Правил безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов»;

- ГОСТ 50571.16-99 (МЭК 60364-6-61-86 ) «Электроустановки зданий. Часть 6. Испытания. Глава 61. Приемосдаточные испытания»;

- ГОСТ Р 51330.16-99 (МЭК 60079-17-96) «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 17. Проверка и техническое обслуживание электроустановок во взрывоопасных зонах (кроме подземных выработок)»;

- ГОСТ Р 51330.18-99 (МЭК 60079-19-93 ) «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 19. Ремонт и проверка электрооборудования, используемого во взрывоопасных газовых средах (кроме подземных выработок или применений, связанных с переработкой и производством взрывчатых веществ)»;

- «Сборник правил и инструкций, применяемых при эксплуатации электроустановок потребителей» (часть 1 и 2);

- Инструктивные материалы Главгосэнергонадзора России;

- «Правила применения и испытания средств защиты, используемых в электроустановках, технические требования к ним»

и других действующих норм, технических документов и эксплуатационных циркуляров, циркуляров по ТБ, эксплуатационных инструкций, разрабатываемых в ОАО МН.

Требования настоящего регламента являются типовыми и обязательными при организации эксплуатации электрооборудования и производстве работ в электроустановках объектов МН.

В производственные и должностные инструкции персонала ОАО МН, занимающегося эксплуатацией и осуществляющего контроль за работой электроустановок, должны быть внесены изменения и дополнения, учитывающие требования настоящего регламента.

Электрооборудование - любое оборудование, предназначенное для производства, преобразования, передачи, распределения или потребления электрической энергии, например машины, трансформаторы, аппараты, измерительные приборы, устройства защиты, кабельная продукция, электроприемники.

Электроустановка - любое сочетание взаимосвязанного электрооборудования в пределах данного пространства или помещения.

Предприятие - юридическое лицо, которое имеет в собственности, хозяйственном ведении или оперативном управлении обособленное имущество (ОАО МН).

Оперативно-ремонтный персонал - персонал, обслуживающий действующие электроустановки, производящий в них оперативные переключения, выполняющий и организующий ремонтные, монтажные, наладочные работы или испытания.

Структурное подразделение - учрежденный предприятием орган управления частью организации с самостоятельными функциями, задачами и ответственностью (РНУ, ЛПДС (НПС).

Техническое обслуживание - комплекс операций или операция по поддержанию работоспособности или исправности изделия при использовании по назначению, ожидании, хранении и транспортировании.

Рабочее место - место постоянного или временного пребывания работающих в процессе трудовой деятельности.

Эксплуатация - стадия жизненного цикла электроустановок, на которой реализуется, поддерживается или восстанавливается их качество, включающая производственную эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт.

Наряд - задание на безопасное производство работы, оформленное на специальном бланке установленной формы и определяющее содержание, место работы, время ее начала и окончания, условия безопасного проведения, состав бригады и лиц, ответственных за безопасность выполнения работы и пр.

Распоряжение - задание на производство работы, определяющее ее содержание, место, время, меры безопасности, и лиц, которым поручено ее выполнение. Распоряжение может быть передано непосредственно или с помощью средств связи с последующей записью в оперативном журнале.

Допускающий - ответственное лицо из оперативного персонала - несет ответственность:

а ) за правильность выполнения необходимых для допуска и производства работ мер безопасности, их достаточность и соответствие характеру и месту работы;

б ) за правильность допуска к работе, приемку рабочего места по окончании работы с оформлением в нарядах или журналах.

Ответственный руководитель - лицо, принимающее рабочее место от допускающего, отвечает за правильную подготовку рабочего места и достаточность выполнения мер безопасности.

Производитель работ - лицо, принимающее рабочее место от ответственного руководителя или допускающего, отвечает за достаточность мер безопасности, характеру производимой работы, перед началом работы обязан проинструктировать бригаду о мерах безопасности, которые необходимо соблюдать при работе и обеспечивает их выполнение членами бригады.

Наблюдающий - лицо, осуществляющее надзор за соблюдением мер безопасности при производстве работ, за производством работ в электроустановках в случае проведения работ при особо опасных условиях.

Электрозащитное средство - средство, служащее для защиты людей, работающих в электроустановках, от поражения электрическим током, от воздействия электрической дуги и электромагнитного поля.

Взаимоотношения и распределение обязанностей между ответственными за электрохозяйство структурных подразделений и ответственными за электрохозяйство предприятия должны быть отражены в их должностных инструкциях.

В должностных инструкциях ответственных за электрохозяйство структурных подразделений и предприятия в целом необходимо предусмотреть распределение обязанностей по обеспечению безопасного производства работ в электроустановках ОАО МН.

Основные функции ответственных за электрохозяйство предусмотрены в типовом положении «О порядке взаимоотношений и распределения обязанностей между ответственными за электрохозяйство ОАО МН и структурных подразделений» (ОАО «АК «Транснефть», утверждено 03.2000 г.), кроме того:

Ответственный за электрохозяйство предприятия (МН) обеспечивает создание безопасных условий труда для работников, занимающихся эксплуатацией электротехнического оборудования и проводит организационно-техническую работу по предотвращению случаев поражения персонала электрическим током по предприятию к целом.

Ответственный за электрохозяйство структурного подразделения (РНУ) отвечает за проведение мероприятий по созданию безопасных условий труда, инструктаж и обучение персонала безопасным методам работы, а также за систематическим соблюдением персоналом требований безопасности труда и применением приспособлений, спецодежды и других средств коллективной и индивидуальной защиты.

Ответственность за непосредственную организацию работ и за создание безопасных условий труда в электроустановках в электрохозяйствах должна быть возложена на ответственного за электрохозяйство ЛПДС (НПС), служб ВЛ и ЭХЗ, КИП и А приказом по структурному подразделению.

На каждом предприятии должен быть полный комплект действующих производственных и должностных инструкций по ОТ и ТБ.

Организует разработку производственных инструкций Главный инженер РНУ.

При составлении инструкций необходимо учитывать, что повторение уже известных положений существующих правил без их развития и конкретизации по рабочему месту нецелесообразно. В разработках местных инструкций могут быть предусмотрены более жесткие требования к безопасному обслуживанию электроустановок, ослабление же требований действующих правил не допускается.

Для обеспечения безопасности при работе в электроустановках необходимо выполнить все требования предусмотренные главой Б 2.2 ПТБЭП. При этом в каждом структурном подразделении должен быть составлен перечень работ, выполняемых по нарядам, распоряжениям и в порядке текущей эксплуатации, а также перечень особо-опасных работ. Перечни должны учитывать конкретные для каждой ЛПДС (НПС) условия эксплуатации и утверждаться главным инженером РНУ.

При оформлении наряда-допуска на производство работ в графе «Отдельные указания» обязательно следует фиксировать этапы работ или отдельные операции, которые на основании требований ПТБЭП должны выполняться под непрерывным надзором ответственного руководителя работ. Кроме того, должны, как минимум, фиксироваться следующие работы, выполняемые на объектах МН.

2. Журнал должен постоянно находиться на рабочем месте оперативного (оперативно-ремонтного) персонала. Заполненные журналы хранятся в течение 3-х лет со дня последней записи.

3. Ответственность за правильность и достоверность записей несет персонал, сделавший запись в оперативном журнале.

4. Каждая страница журнала должна соответствовать приведенной ниже форме.

В первой графе «Дата и время» ставится число, месяц, год, часы и минуты начала смены, а по окончании ее - конца смены. Далее (в течение смены) ставится время (часы, минуты) каждого записываемого события (сообщения, распоряжения, указания, выполнения оперативного переключения и т.д.).

Во второй графе «Содержание сообщений. » записывается должность и фамилия лица, с кем ведутся оперативные переговоры, содержание сообщений, распоряжений, указаний, полученных или отданных оперативным (оперативно-ремонтным) персоналом.

В третьей графе «Визы, замечания» в месяц делаются отметки о правильности ведения журнала ответственным лицом за электрохозяйство (его заместителем).

5. При записях в оперативном журнале рекомендуется соблюдать следующие правила:

- записи ведутся в хронологическом порядке только чернилами или пастой синего, фиолетового или черного цвета и должны быть четкими, ясными без помарок и подчисток. В случае ошибки неправильная запись берется в скобки и зачеркивается нежирной чертой (так, чтобы ее можно было прочитать), а рядом делается правильная запись. При обнаружении пропущенной записи она выполняется на свободном месте и ставится время, когда произошло фиксируемое событие. Перед записью следует отметить «Пропущенная запись»;

- запрещается делать записи на полях и между строк. Пропущенные незаполненные строки прочеркиваются «зигзагом»;

- разрешается пользоваться допускаемыми сокращениями слов;

- в записи о наложении переносных защитных заземлений (3/3), включении заземляющих ножей (ЗН) красной линией подчеркиваются слова «уст. 3/3 №. » и «вкл. ЗН, ЗЛР или ЗШР»;

- в записи о снятии 3/3 или отключении ЗН синей линией подчеркиваются слова «снято 3/3 №. » и «отключены ЗН» и одновременно зачеркивается синей линией красная черта и предыдущая запись о наложении заземления или включения ЗН.

6. При сдаче смены (во второй графе) указывается состояние схемы электроснабжения и электрооборудования предприятия, сведения о наличии документации, инструмента и защитных средств, а также суммарное количество заземлений, установленных в электроустановках, сданных ключах от помещений электроустановок, и ставится подпись сдавшего смену. Принявший смену, расписывается под подписью сдавшего смену о ее принятии с указанием времени.

Ответственный руководитель назначается:

при производстве работ на НПС.

- в распределительных устройствах напряжением выше 1000 В со снятием напряжения;

- в распределительных устройствах напряжением выше 1000 В без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них;

- при работах в электроустановках напряжением до 1000 В на сборных шинах РУ, ЩСУ.

при работах на ВЛ:

- со снятием напряжения;

- без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них;

- без снятия напряжения вдали от токоведущих частей находящихся под напряжением:

- с подъемом выше 3 м от уровня земли, считая от ног человека;

- с разборкой конструктивных частей опоры;

- с откапыванием стоек опоры на глубину более 0,5 м;

- с применением механизмов и грузоподъемных машин в охранной зоне;

- при расчистке трассы ВЛ, когда требуется принимать меры, предотвращающие падение на провода вырубаемых деревьев;

- при расчистке трасс ВЛ-0,4-10 кВ, когда обрубка веток и сучьев связана с опасным приближением людей к проводам или с возможностью падения веток и сучьев на провода.

В целях недопущения нарушений как со стороны допускающего, так и со стороны производителя работ следует:

- Для контроля за действиями электротехнического персонала назначать ответственного руководителя работ из числа инженерно-технического электротехнического персонала при производстве работ в действующих электроустановках выше 1000 В без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них, а также со снятием напряжения.

- При производстве работ на нескольких рабочих местах одного присоединения, а также, когда напряжение к месту работ может быть подано от двух и более источников, представлять перед допуском к работам ответственному за электрохозяйство РНУ (главному энергетику) организационно-технические мероприятия по обеспечению безопасного производства работ с последующим письменным их согласованием по факсу.

Наблюдающий назначается при работах со снятием напряжения и без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них в установках напряжением выше 1000 B в следующих случаях:

- при производстве работ одной бригадой на разных присоединениях РУ;

- при необходимости, по условиям производства работ, одновременного пребывания нескольких членов бригады в разных помещениях или на разных рабочих местах одного присоединения;

- при производстве работ в местах пересечения с ВЛ другого назначения или в условиях сближения с этими ВЛ, а также при работах по перетяжке проводов, выполняемых одной бригадой на расстоянии свыше 500 м.

Наблюдающий назначается при работах со снятием напряжения и без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них в установках напряжением до 1000 B в следующих случаях:

- при работах на вводных устройствах в РУ-0,4 кВ (ЩСУ);

- при работах на секционирующих коммутационных аппаратах.

Периодический контроль за состоянием электробезопасности должен осуществляться по единому утвержденному перспективному плану.

Постоянно действующий текущий контроль осуществляется ответственным за электрохозяйство предприятия в порядке постоянно действующего контроля электротехнического оборудования.

Ответственный за электрохозяйство предприятия должен проверить состояние электробезопасности, взрывопожаробезопасности электроустановок, соблюдения работниками требований ПБТ и других действующих норм, правил и ГОСТов. Ответственный за электрохозяйство предприятия обязан обеспечить периодические (внезапные) проверки выполнения правил по охране труда и технике безопасности во время производства работ, выполняемых подчиненным ему персоналом.

Кроме основных видов обследования действующих электроустановок, перечисленных в п. 3.2 «Регламента проведения обследований технического состояния электрооборудования на действующих объектах магистральных нефтепроводах» (ОАО АК «Транснефть», утвержден 03.2000 г.), во всех подразделениях должны осуществляться обходы и осмотры электроустановок обслуживаемого участка с целью проверки:

- выполнения персоналом правил, производственных, должностных инструкций, поддержания установленного режима работы оборудования;

- соблюдения персоналом приема-сдачи смены, ведения оперативной документации, производственной и трудовой дисциплины;

- своевременного выявления имеющихся дефектов и неполадок в работе оборудования и оперативного принятия необходимых мер для их устранения;

- исправности и наличия на рабочих местах приспособлений и средств по технике безопасности и пожарной безопасности.

Обходы всех электроустановок должны выполняться ответственным за электрохозяйство ОАО МН - 1 раз в 6 месяцев, ответственным за электрохозяйство РНУ - 1 раз в 3 месяца, а ответственным за электрохозяйство ЛПДС (НПС) - 1 раз в неделю.

При непосредственном производстве работ в электроустановках периодические проверки правил соблюдения техники безопасности должны производиться ответственным руководителем не реже, чем через каждые два часа.

В случае продолжительности работы более, чем 1 смена, контроль за рабочим местом должен осуществляться оперативным персоналом и в ночное время после ухода бригады с рабочего места. На следующий день к прерванной работе можно приступить после осмотра места работы и проверки выполнения мер безопасности допускающим или ответственным руководителем и производителем работ. Присутствие ответственного руководителя при повторных допусках обязательно.

Во всех подразделениях должен быть типовой перечень электрозащитных средств, инструмента и приспособлений для оснащения оперативно-ремонтного персонала, выезжающего для производства работ на электроустановках линейной части нефтепровода. Перечень должен быть утвержден главным инженером РНУ. Все приспособления, инструмент и защитные средства, применяемые при работах, должны удовлетворять требованиям «Правил применения и испытания средств защиты, используемых в электроустановках». Эксплуатация электрозащитных средств, их хранение и транспортировка должны осуществляться в соответствии с требованиями этих правил.

Типовой набор электрозащитных средств для бригады, работающей на ВЛ, кабельных линиях и электроустановках линейной части нефтепровода выше 1000 В представляет собой:

Штанга для наложения переносных заземлений с комплектом заземлений

Методические рекомендации «Методические рекомендации по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и линейных сооружений коммунальных распредели

В целях повышения качества технического обслуживания и ремонта оборудования и линейных сооружений коммунальных распределительных электрических сетей, обеспечения их надежного функционирования РАО "Роскоммунэнерго" разработаны настоящие Методические рекомендации по техническому обслуживанию и ремонту трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ.

Методические рекомендации составлены с учетом действующих нормативно-технических документов и могут использоваться коммунальными энергетическими предприятиями при организации и осуществлении технического обслуживания и ремонта, а также при разработке местных организационных и технологических документов.

В разработке Методических рекомендаций приняли участие А.Г. Овчинников, Ю.А. Рыжов, ВЛ. Рябов, Г.М. Скрльник, Э.Б. Хиж.

Своевременное проведение технического обслуживания и ремонта оборудования и линейных сооружений является одним из элементов системы планово-предупредительных ремонтов (ППР), обеспечивающей надежное функционирование распределительных электрических сетей.

При техническом обслуживании и ремонте должна применяться система контроля качества, обеспечивающая выполнение работ в соответствии с требованиями нормативно-технических документов, перечень которых приводится в приложении 1 к настоящим Методическим рекомендациям.

Работы должны выполняться с соблюдением требований правил техники безопасности и пожарной безопасности.

Методические рекомендации определяют порядок проведения организационных и технических мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ. На их основании на коммунальных энергетических предприятиях (предприятиях электрических сетей) могут быть составлены местные инструкции, учитывающие конкретные условия эксплуатации и применяемые методы работ.

В тексте Методических рекомендаций использованы нижеприводимые термины, их определения и сокращения.

2.1. Основными видами эксплуатационных работ, выполняемых на ТП, являются техническое обслуживание и ремонт.

2.2. Техническое обслуживание состоит из комплекса мероприятий, направленных на предохранение ТП, их элементов и частей от преждевременного износа.

2.3. Ремонт ТП, их элементов и частей заключается в проведении комплекса мероприятий по поддержанию или восстановлению первоначальных эксплуатационных показателей и параметров ТП, их элементов и частей. При ремонтах изношенные (дефектные) элементы и оборудование заменяются равноценными или более совершенными по своим характеристикам.

2.4. При техническом обслуживании и ремонте производятся в плановом порядке выявление и устранение дефектов и повреждений. Дефекты и повреждения ТП, их элементов и частей, непосредственно угрожающие безопасности населения и обслуживающего персонала возникновением пожара, должны устраняться незамедлительно.

2.5. Техническое обслуживание и ремонт ТП, как правило, следует совмещать с аналогичными работами на отходящих линиях электропередачи 0,38 кВ.

2.6. В ПЭС (РЭС) для проведения ремонтов ТП рекомендуется создавать специализированные подразделения по ремонту строительной части ТП, по ремонту оборудования ТП согласно РДТП 34-38-046-87 "Индустриализация ремонта оборудования распределительных электросетей 0,38-20 кВ" и по испытаниям.

2.7. Бригады по централизованному техническому обслуживанию и ремонту ТП должны быть оснащены механизмами, автотранспортом, такелажными приспособлениями, инструментом, защитными средствами, средствами связи, технической документацией, производственными, должностными инструкциями и инструкциями по безопасному производству работ.

2.8. Внесение изменений в конструкцию ТП и комплектующего оборудования, снижающих эксплуатационные показатели, не допускается._: Технически обоснованные изменения конструкции ТП, не снижающие эксплуатационных показателей, могут осуществляться по решению главного инженера ПЭС.

2.9. При эксплуатации ТП все виды работ, необходимых для технического обслуживания, ремонта и реконструкции, должны проводиться в пределах охранных зон, регламентированных "Правилами охраны электрических сетей".

3.1. В качестве объекта планирования технического обслуживания и ремонта, как правило, следует принимать ТП или ряд ТП одного направления (фидера).

3.2. Для обеспечения планирования работ по техническому обслуживанию и ремонту ТП рекомендуется составлять:

3.2.1. Многолетний (на 6 лет) план-график технического обслуживания (приложение 2 );

3.2.2. Годовой план-график технического обслуживания и ремонтов ТП (приложение 3 );

3.2.3. План-график отключений ТП на месяц (приложение 4 );

3.2.4. Отчет по техническому обслуживанию и ремонтам ТП за месяц (приложение 5 ).

3.3. Многолетний и годовой планы-графики технического обслуживания составляются в соответствии с настоящими Методическими рекомендациями. Указанные план-графики следует согласовывать с план-графиками технического обслуживания отходящих от ТП линий 0,38 кВ.

3.4. Годовой план-график ремонтов ТП составляется на основании многолетнего план-графика и оценки технического состояния ТП с учетом категорийности потребителей, планов реконструкции, условий эксплуатации, обеспеченности трудовыми, материальными и финансовыми ресурсами. В графике обязательно должны предусматриваться ремонты объектов систем жизнеобеспечения городов и населенных пунктов (теплоснабжение, водоснабжение и др.).

3.5. Рекомендуемая периодичность ремонтов ТП - не реже одного раза в 6 лет.

3.6. Каждый год рекомендуется составлять два годовых план-графика ремонтов ТП: один - для ТП, ремонт которых необходим в планируемом году, второй - для ТП, ремонт которых намечается в году, следующем за планируемым (корректируется в следующем году).

3.7. Для ТП, ремонт которых намечается в планируемом году, на основании листков осмотра и журнала дефектов, составляются ведомости ремонтных работ (приложение 6 ). В ведомости ремонтных работ также должен быть учтен среднестатический объем внеочередных ремонтов ТП, аварийно выходящих из строя.

3.8. По ведомостям ремонтов ТП выполняются расчеты материальных ресурсов и трудозатрат, потребности в транспорте и спецмеханизмах и составляются сметы, спецификации на объекты ремонта, указанные в плане-графике.

3.9. Для ТП, ремонт которых намечается в году, следующем за планируемым, составляются ведомости на необходимое оборудование и материалы.

3.10. Месячный план-график отключений ТП составляется на основании годового плана-графика ремонтов ТП (для ТП, размещенных в сельской местности, учитывается сезонность сельскохозяйственных работ) и, по возможности, согласовывается с намечаемыми к отключению потребителями.

3.11. Работы по испытанию электрооборудования ТП рекомендуется планировать в сроки, совпадающие с проведением ремонта соответствующих ТП. Испытания электрооборудования могут выполняться только лабораториями, аттестованными и зарегистрированными в порядке, установленном Главгосэнергонадзором России (информационное письмо от 22.01.91 № 94-6/3-ЭТ).

4.1. К техническому обслуживанию ТП относятся работы, перечисленные в табл. 1.

Таблица 1. Перечень работ по техническому обслуживанию ТП

4.2. При осмотрах и проверках ТП следует определять:

4.2.1. Техническое состояние элементов строительных конструкций ТП, шкафов, площадок обслуживания, Ограждений, заземляющих устройств, запорных и блокировочных устройств, приводов коммутационных аппаратов, наличие и состояние диспетчерских и предупредительных надписей, плакатов.

4.2.2. Уровень масла в маслонаполненном оборудовании, появления течи масла из них, температуру масла и корпусов силовых трансформаторов, необычный гул, потрескивания в трансформаторах.

4.2.3. Состояние изоляции и контактных соединений электрооборудования (наличие трещин, сколов, следов перекрытия изоляции и перегрева контактов).

4.2.4. Наличие и исправность приборов учета электроэнергии, устройств внешнего обогрева оборудования, исправность релейной защиты и автоматики.

4.3. Перечень характерных и часто встречающихся дефектов ТП приведен в приложении 7.

4.4. Результаты осмотров, проверок ТП вносятся в журнал дефектов из листков осмотра (п. 7.5 ).

4.5. Измерения токовой нагрузки должны проводиться, как правило, на каждой фазе вводов 0,4 кВ силовых трансформаторов и отходящих линий электропередачи (при необходимости и в нулевом проводе). При разнице значений тока по фазам более 20 % следует наметить мероприятия по выравниванию нагрузки отдельных фаз.

4.6. На шинах 0,4 кВ ТП следует измерять фазные и линейные напряжения. При необходимости измеряются фазные напряжения у наиболее удаленного от ТП потребителя.

4.7. Измерения уровня тока короткого замыкания или сопротивления цепи "фаза-нуль", отходящих от ТП линий 0,38 кВ, должны выполняться для выбора или уточнения уставок автоматических выключателей или плавких вставок предохранителей 0,4 кВ.

4.8. При проведении технического обслуживания ТП для выявления дефектов их элементов и оборудования следует использовать методы, изложенные в действующих методических материалах (приложение 1 ), и, по возможности, методы на основе применения тепловизионной аппаратуры.

4.9. Работы по техническому обслуживанию ТП должны выполняться персоналом ПЭС (РЭС) с соблюдением "Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок" (М. Энергоатомиздат, 1987).

5.1. Оценку технического состояния ТП следует организовать и проводить в ПЭС (РЭС) согласно "Указаниям по учету и анализу в энергосистемах технического состояния распределительных сетей напряжением 0,38-20 кВ с воздушными линиями электропередачи" (М. СПО Союзтехэнерго, 1990), "Методическим указаниям по комплексной качественной оценке технич еского состояния распределительных сетей напряжением 0,38-20 кВ с воздушными линиями электропередачи". РД 34.20.583-91 (М. СПО ОРГРЭС, 1993) и настоящим Методическим рекомендациям.

5.2. При оценке технического состояния ТП рекомендуется представлять их следующими условными ремонтными единицами (УРЕ):

- однотрансформаторная ТП (МТП, КТП, ЗТП);

- однотрансформаторная секция в составе многотрансформаторной ТП (КТП, ЗТП);

- секция (шкаф) распределительного пункта 10 кВ из элементов КРУ (КРУН).

5.3. Показатели оценки технического состояния ТП, состояния ТП, состоящих из нескольких УРЕ должны определяться как сумма соответствующих показателей по этим УРЕ. Комплексную качественную оценку технического состояния УРЕ рекомендуется определять по составляющим их элементам:

-оболочка шкафа, камеры, отсека;

Для оболочек шкафов, камер и отсеков УРЕ следует определять как корпуса РУ 6-20 кВ КТП, а для основного оборудования - как для силового трансформатора КТП. По этим элементам УРЕ должны применяться соответствующие значения весовых коэффициентов.

5.4. Ежегодно инженерно-техническим персоналом ПЭС (РЭС) следует определять техническое состояние каждой ТП и назначать плановый срок их ремонта, а по ТП, намеченным к ремонту в планируемом году, определять объем ремонтных работ для составления ведомости ремонтов.

6.1. Перед выводом ТП в ремонт должны быть выполнены все необходимые подготовительные работы и согласования с заинтересованными службами ПЭС и сторонними организациями.

6.2. К началу ремонта к ТП должны быть доставлены необходимые материалы, оборудование и спецмеханизмы. Всем участникам ремонтных работ на объекте не позднее чем за день необходимо ознакомиться с характером и объемом предстоящих работ и условиями их проведения.

6.3. При ремонтах ТП могут выполняться следующие работы:

6.3.1. Демонтаж и замена поврежденных элементов разъединителей, выключателей нагрузки и их приводов, тяг к приводам разъединителей, устройств блокировки, устройств компенсации реактивной мощности.

6.3.2. Демонтаж и замена поврежденных полюсов масляных, вакуумных выключателей, разрядников, предохранителей, измерительных трансформаторов, низковольтных автоматических выключателей.

6.3.3. Демонтаж и замена поврежденных (перегруженных) силовых трансформаторов.

6.3.4. Демонтаж и замена проводов 0,4 кВ внутри и снаружи ТП.

6.3.5. Демонтаж и замена поврежденной изоляции вводов, изоляции сборных шин 0,4-10 кВ, ремонт кабельных муфт.

6.3.6. Замена и ремонт средств связи, релейной защиты и автоматики.

6.3.7. Ремонт зданий - стен, пола, кабельных приямков, перекрытий, дверей, кровли, фундаментов.

6.3.8. Замена и ремонт стоек, приставок, лежней, траверс, бандажей, узлов крепления и сочленения, площадок, поручней, лестниц, кронштейнов МТП и КТП.

6.3.9. Ремонт заземляющих устройств, восстановление и усиление контуров заземления и заземлителей.

6.3.10. Работы по техническому обслуживанию, по срокам проведения совпадающие с ремонтом ТП.

6.4. Ремонт ТП должен проводиться по технологическим картам и, в необходимых случаях, по проектам организации ремонтных работ.

6.5. Ремонтные работы по их окончании принимаются и оцениваются по качеству выполнения. Оценку качества работ необходимо производить комиссией, назначаемой распоряжением по ПЭС (РЭС), с составлением акта-отчета о ремонте (приложение 8 ).

6.6. Ремонт считается выполненным, если полностью завершены все работы, предусмотренные в ведомости ремонтов ТП. Утвержденный отчет о выполненном ремонте является основанием для отражения затрат и списания материалов, оборудования, горюче-смазочных материалов.

7.1. В ПЭС (РЭС) должна вестись техническая документация, указанная в табл. 2.

Таблица 2. Перечень рекомендуемой технической документации по эксплуатации ТП

7.2. Перечень технической документации по ТП, принимаемым в эксплуатацию, приведен в приложении 9.

7.3. Эксплуатационный паспорт ТП (приложение 10 ) заполняется в ПЭС (РЭС). В нем должны быть указаны место установки, диспетчерский номер, мощность ТП, основные данные силовых трансформаторов, характеристика потребителей (основных), сведения об испытаниях основного оборудования. Предлагаемый образец эксплуатационного паспорта позволяет использовать его как для однотрансформаторных ТП типа МТП, КТП, КТПП, так и для двухтрансформаторных ТП типа КТПП и ЗТП.

7.4. Рекомендуется вести приложение к эксплуатационному паспорту в виде карточки типовой принципиальной электрической схемы ТП (трехлинейной или однолинейной). Пример заполнения карточки дан в приложении 11 ).

7.5. Рекомендуемые формы листка осмотра, ведомости измерения нагрузки и напряжений, журнал регистрации результатов испытания оборудования, журнала дефектов ТП представлены в приложениях 12. 13. 14. 15.

7.6. Порядок заполнения листков осмотра и журналов дефектов ТП изложен в "Указаниях по учету и анализу в энергосистемах технического состояния распределительных сетей на пряжением 0,38-20 кВ с воздушными линиями электропередачи".

7.7. При переходе на ведение технической документации с использованием ЭВМ прилагаемые формы документов подлежат переработке с учетом особенностей ввода информации в ЭВМ.

3. Сборник директивных материалов Главтехуправления Минэнерго СССР (электротехническая часть). М. Энергоатомиздат, 1985.

4. Нормы испытания электрооборудования. М. Атомиздат, 1978.

5. Правила охраны электрических сетей напряжением свыше 1000 В. М. Энергоатомиздат, 1985.

6. Правила охраны электрических сетей напряжением до 1000 В. М. Энергоиздат, 1973.

7. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок. М. Энергоатомиздат, 1987.

10. Сборник правил и инструкций, применяемых при эксплуатации электроустановок потребителей. М. Энергосервис, 1995.

11. Сборник правил и инструкций, применяемых при эксплуатации электроустановок потребителей. Часть 11". М. Энергосервис, 1995.

13. Нормы времени на ремонт и техническое обслуживание воздушных и кабельных линий, трансформаторных подстанций и распределительных пунктов 0,4-20 кВ, М. СПО Союзтехэнерго, 1985.

14. Типовые нормы времени на капитальный текущий ремонт и обслуживание электрических сетей, электроэнергетических устройств и оборудования. М. ЦНИИС, 1990.

15. Ведомственные укрупненные единичные расценки на ремонт и техническое обслуживание электрических сетей энергопредприятий Минэнерго СССР. Вып. 2. М. СПО Союзтехэнерго, 1988.

16. Типовые Карты организации труда на основные виды работ по капитальному ремонту и техническому обслуживанию электрических сетей напряжением 0,38-10 кВ. Госплан КазССР, 1985.

17. Заводские инструкции по эксплуатации электрооборудования, применяемого в трансформаторных подстанциях 6-10/0,4 кВ и распределительных пунктах 6-20 кВ.

18. Нормы расхода материалов и изделий на ремонт и техническое обслуживание комплектных трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4 кВ и мачтовых трансформаторных подстанций напряжением 6-20/0,4 кВ. М. СПО Союзтехэнерго, 1985.

19. Нормы аварийного страхового запаса запасных частей мачтовых и комплектных трансформаторных подстанций 6-20/0,38 кВ. М. Союзтехэнерго, 1986.

20. Методические указания по определению потребности в механизмах для эксплуатации и ремонта коммунальных электрических и тепловых сетей. М. 1996.

21. Методические указания по наладке и техническому обслуживанию автоматических выключателей серии АБ 2000, А 3100. М. СПО ОРГРЭС, 1991.

22. Методические указания по наладке и техническому обслуживанию автоматических выключателей серии А 3700. М. СПО Союзтехэнерго, 1981.

23. Методические указания по наладке и эксплуатации автоматических выключателей серии ABM. M. СПО Союзтехэнерго, 1978.

24. Методические. указания по эксплуатации автоматических выключателей серии АП 50. М. СПО ОРГРЭС, 1975.

25. Рекомендации по методам технического обслуживания автоматических выключателей присоединений 0,4 кВ и средств релейной защиты присоединений 6/35 кВ с использованием комплектных устройств серии "САТУРН". М. СПО ОРГРЭС, 1994.

26. Методические указания по расчету токов короткого замыкания в сети напряжением до 1 кВ электростанций и подстанций с учетом влияния электрической дуги. М. СПО ОРГРЭС, 1993.

27. Нормы расхода материалов и изделий на капитальный и текущий ремонты комплектных трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4 кВ и мачтовых трансформаторных подстанций напряжением 6-20/0,4 кВ. НР-34-70-80-85. Союзтехэнерго, 1985.

28. Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий. РД 34.03.301-87 (ППБ 139-87 ). Энергоатомиздат, 1988.

29. Типовая инструкция по охране труда для электромонтера по обслуживанию подстанций. РД 34.03.121-87. Союзтехэнерго, 1988.

1. Строительная часть

1.1. Деревянная стойка: загнивание; растрескивание; обгорание; излом

1.2. Деревянная приставка: загнивание; растрескивание; обгорание; излом

1.3. Деревянные траверсы, поперечины: загнивание; растрескивание

1.4. Бандаж: ослабление; коррозия

1.5. Ослабление стяжки траверсы со стойкой

1.6. Повреждение заземляющего спуска

1.7. Железобетонная приставка: оголение арматуры, растрескивание; излом

1.8. Прогиб деревянной стойки сверх допустимых значений

1.9. Прогиб железобетонной стойки сверх допустимых значений.

1.10. Железобетонная стойка: растрескивание; наклон сверх допустимых значений; излом

1.11. Повреждение хомута, узла крепления подкоса

1.12. Повреждение оголовника

1.13. Металлическая траверса: коррозия; разрушение; прогиб

1.14. Подтраверсник: загнивание; растрескивание

1.15. Коррозия кронштейна привода разъединителя

1.16. Коррозия кронштейна разрядника

1.17. Поперечина: загнивание; растрескивание

1.18. Коррозия тяги привода разъединителя

1.19. Повреждение кронштейна привода разъединителя

1.20. Повреждение кронштейна разрядника

1.21. Повреждение тяги привода разъединителя

1.22. Рама разъединителя: перекос; коррозия; повреждение

1.23. Площадки обслуживания: повреждение; коррозия

1.24. Фундаментная стойка, лежня: разрушение; оголение арматуры; растрескивание

1.25. Повреждение опорной рамы КТП, КРУН

1.26. Контур заземления: повреждение; сопротивление выше нормы

1.27. Повреждение запорных устройств

1.28. Двери ТП: повреждение; коррозия

1.29. Шкафы, короба КРУН: внешние повреждения: коррозия

1.30. Повреждение фундамента ТП

1.31. Повреждение уплотнений, гидроизоляции фундамента

1.32. Повреждение стеновых панелей

1.33. Повреждение крыши здания ТП

1.34. Повреждение приямков, кабельных каналов ТП

1.35. Повреждение пола ТП

1.36. Коррозия закладных деталей здания ТП

1.37. Отсутствие нумерации, диспетчерских обозначений, предупредительных плакатов

1.38. Коррозия защитного кожуха, короба, сетчатого ограждения

1.39. Повреждение защитного кожуха, короба, сетчатого ограждения

1.40. Повреждение кронштейнов, штырей устройств вывода

1.41. Повреждение маслоприемника

1.42. Повреждение освещения ТП, РП

1.43. Повреждение ограды

1.44. Повреждение отмостки

1.45. Загромождение охранной зоны

1.46. Повреждение средств пожарной безопасности

1.47. Отсутствие или повреждение защитных средств

2.1. Отсутствие нумерации, диспетчерских обозначений

2.2. Отсутствие цветного обозначения шин

2.3. Наброс, наличие посторонних предметов у токоведущих частей.

2.4. Штыревые изоляторы: сколы; загрязнения; разрушение

2.5. Проходные изоляторы: сколы; загрязнения; разрушение

2.6. Опорные изоляторы: сколы; загрязнения; разрушение

2.7. Изоляторы муфты кабеля: сколы; загрязнения; разрушение

2.8. Повреждение уплотнения проходного изолятора

2.9. Повреждение корпуса муфты кабеля

2.10. Повреждение контактов разъединителя, выключателя нагрузки

2.11. Повреждение контактов предохранителя

2.12. Повреждение оболочки плавкой вставки предохранителя

2.13. Наличие нестандартной плавкой вставки предохранителя

2.14. Повреждение тяги привода разъединителя, выключателя нагрузки

2.15. Повышенный нагрев болтовых соединений ошиновки

2.16. Повреждение ошиновки

2.17. Повреждение трансформатора тока

2.18. Повреждение трансформатора напряжения

2.19. Повреждение привода выключателя

2.20. Повреждение полюса выключателя

2.21. Повреждение блокировки разъединителя, выключателя нагрузки

2.22. Повреждение блокировки выключателя (масляного, вакуумного)

2.23. Повреждение вентильного разрядника

2.24. Течь масла из маслонаполненного выключателя

2.25. Течь масла из трансформатора напряжения

2.26. Понижение масла в маслонаполненном аппарате

2.27. Повреждение устройства РЗиА

2.28. Повреждение устройства подогрева аппаратов

2.29. Повреждение компенсирующего устройства

3. Силовой трансформатор 6-10 кВ

3.1. Повреждение ввода 6-10 кВ

3.3. Повреждение корпуса трансформатора

3.4. Повышенный шум трансформатора

3.5. Повреждение ввода 0,4-0,23 кВ

3.6. Повреждение устройства регулирования напряжения

3.7. Повреждение термометра

3.8. Повреждение бака расширителя

3.9. Загрязнение корпуса трансформатора

3.10. Загрязнение ввода 0,23-10 кВ

3.11. Повреждение опорной части трансформатора

3.12. Повреждение указателя уровня масла

3.13. Дефект контакта ввода 0,4-10 кВ

3.14. Обрыв в цепи заземления корпуса

3.15. Обрыв (отсоединение) шины нейтрали

3.16. Изменение цвета силикагеля

3.17. Повреждение устройства регулирования нагрузки

3.18. Длительная нагрузка сверх допустимой

3.19. Недостаточный уровень масла

4.1. Отсутствие нумерации, диспетчерских обозначений

4.2. Отсутствие цветного обозначения шин

4.3. Наброс, наличие посторонних предметов у токоведущих частей

4.4. Скол опорного, проходного изолятора (втулки)

4.5. Загрязнение опорного, проходного изолятора

4.6. Разрушение опорного, проходного изолятора

4.7. Разрушение покрытия изолированного провода

4.8. Повреждение контактов рубильника

4.9. Повреждение контактов предохранителя

4.10. Повреждение оболочки плавкой вставки предохранителя

4.11. Наличие нестандартной плавкой вставки предохранителя

4.12. Повреждение рукоятки, тяги рубильника (выключателя)

4.13. Повышенный нагрев болтовых соединений шин

4.14. Повреждение шин

4.15. Повреждение трансформатора тока

4.16. Повреждение выключателя

4.17. Повреждение разрядника

4.18. Загрязнение изоляции разрядника

4.19. Повреждение счетчика электроэнергии

4.20. Повреждение устройства автоматики (АВР, АПВ и т. д.)

4.21. Повреждение конденсатора

4.22. Повреждение батареи конденсатора

4.23. Повреждение устройства включения уличного освещения

4.24. Повреждение устройств подогрева аппаратуры

4.25. Повреждение кабельной муфты кабельного ввода

Утверждаю
Главный инженер

(наименование и номер ТП)

Комиссия в составе ___________________________________________________________

составила настоящий акт о том, что_____________________________________ 19 _____ г.

бригада_____________ выполнила следующие работы по ремонту___________________

(наименование и номер ТП)