Реконструкция подстанции 110/35 кВ

202,5

Iт.бл. = Котс. Iсвк.= 1,1 · 202,5 = 222,75


где kотс. = 1,1 – коэффициент отстройки от внешнего КЗ.

С помощью правильного выбора коэффициента торможения обеспечивается несрабатывание ДЗТ в диапазоне значений тормозного тока от Iт.0 до Iт.бл.


Тормозной ток ДЗТ формируется по следующему алгоритму:

,

 если 90є < α < 270є,

если -90є < α < 90є или = 0,

где I1 – наибольший из трех токов сторон ВН, НН ( 5039 А);


I2 = Iвн + Iнн1+ Iнн2 – I1 = 126+690+ 690 –5039 = -3533 А – сумма всех токов


за исключением I'1;

a - угол между векторами токов I1 и I2 , в проектных расчетах может быть принят 10–20 °;



Если по защищаемому трансформатору протекает ток IСВК, он может вызвать дифференциальный ток:


Iд = (kперkодн e + DUрпн + Dfвыр) Iсвк/I1TA = 0,48·202,5/200 = 0,49


При принятом способе формирования торможения тормозной ток равен


,


Тогда


Принимаем КТ = 0,7.

Уставка по уровню блокировки по второй гармонике устанавливаем 11%.

Ток срабатывания дифференциальной отсечки выбирается исходя из двух условий:

– отстройки от броска тока намагничивания силового трансформатора


– отстройки от максимального первичного тока небаланса при переходном режиме расчетного внешнего КЗ.


Iотс. = 1,5 Iкз.отн. (kпер e + DUрпн + Dfвыр )/I1ТА = (1,5 · 0,48 )·482/200 = 1,7


где Iкз.отн. – максимальное значение тока внешнего металлического КЗ, приведенное к базисному току стороны внешнего КЗ (I(3)K4).


5.3 Максимальная токовая защита с пуском по напряжению


В терминале предусмотрены МТЗ на сторонах ВН и НН трансформатора.

Для МТЗ ВН выбираются следующие уставки:

– ток срабатывания, А;

– время срабатывания, с;

– время срабатывания с ускорением, с;

– пуск по напряжению МТЗ ВН (предусмотрен или не предусмотрен);

– пуск по напряжению МТЗ ВН при выводе МТЗ НН1 (предусмотрен или не предусмотрен);

– пуск по напряжению МТЗ ВН при выводе МТЗ НН1 (предусмотрен или не предусмотрен);

– ускорение МТЗ ВН при отключении СВ1(2) НН (предусмотрено или не предусмотрено).

Первичный ток срабатывания МТЗ ВН с пуском минимального напряжения определяется по условию отстройки от номинального тока трансформатора


где kотс = 1,2 – коэффициент отстройки, kв = 0,9 – коэффициент возврата.

Необходимо проверить чувствительность защиты по току с помощью выражения


;

,


Значение коэффициента чувствительности kчI должно быть не менее 1,2.

Выдержка времени принимается равной МТЗ НН.

Для минимального реле междуфазного напряжения уставка выбирается исходя из:

– обеспечения возврата реле после отключения внешнего КЗ по выражению



– отстройки от напряжения самозапуска при включении от АПВ или АВР заторможенных двигателей нагрузки



где Uмин – междуфазное напряжение в месте установки реле в условиях самозапуска после отключения внешнего КЗ (определяется расчетом); в ориентировочных расчетах может быть принято равным (0,85–0,9) Uном;

Uзап – междуфазное напряжение в месте установки реле в условиях самозапуска заторможенных двигателей нагрузки при включении их от АПВ или АВР (определяется расчетом); в ориентировочных расчетах может быть принято равным 0,7 Uном

Для максимального реле напряжения обратной последовательности рекомендуется уставка


Uс.з. = (0,5 – 0,7) Uном = 0,7·110 = 77


Чувствительность для минимального реле междуфазного напряжения определяется с помощью выражения



Чувствительность для максимального реле напряжения обратной последовательности определяется с помощью выражения



где UЗ.макс. – первичное значение междуфазного напряжения в месте установки защиты при металлическом КЗ между фазами в расчетной точке в режиме, обуславливающем наибольшее значение этого напряжения;

U2.З.мин – первичное значение междуфазного напряжения обратной последовательности в месте установки защиты при металлическом КЗ между фазами в расчетной точке в режиме, обуславливающем наименьшее значение этого напряжения.

Для МТЗ НН выбираются следующие уставки:

– ток срабатывания 1 ступени, А;

– ток срабатывания 2 ступени, А;

– напряжение срабатывания минимального реле междуфазного напряжения стороны НН1 (НН2), В;

– напряжение срабатывания максимального реле напряжения обратной последовательности стороны НН1 (НН2), В;

– время срабатывания МТЗ НН1 (МТЗ НН2) 1 ступень, с;

– время срабатывания МТЗ НН1 (МТЗ НН2) 2 ступень, с;

– время срабатывания МТЗ НН1 (МТЗ НН2) на отключение трансформатора, с;

– время срабатывания МТЗ НН1 (МТЗ НН2) с ускорением, с;

– время задержки ввода ускорения МТЗ НН1 (МТЗ НН2), с;

Уставки по току срабатывания МТЗ НН1 выбираются аналогично МТЗ ВН.

Ток срабатывания защиты определяется из условия возврата при протекании через защиту номинального тока стороны НН1 трансформатора:



где Iном – номинальный ток стороны НН1 трансформатора,

kотс = 1,2 – коэффициент отстройки,

kв = 0,9 – коэффициент возврата.

Предусмотрено две ступени МТЗ НН1:

1-я ступень – при включенном положении секционного выключателя НН;

2-я ступень – при отключенном положении секционного выключателя НН.

Это позволяет согласовать ток срабатывания МТЗ НН1 с изменением нагрузки на стороне НН1.

Напряжение срабатывания минимального реле междуфазного напряжения определяется из условия:

– обеспечения возврата реле после отключения внешнего КЗ по выражению



– отстройки от напряжения самозапуска при включении от АПВ или АВР



где Uмин – междуфазное напряжение в месте установки реле в условиях самозапуска после отключения внешнего КЗ (определяется расчетом), в ориентировочных расчетах может быть принято равным (0,85–0,9) Uном;

UЗАП – междуфазное напряжение в месте установки реле в условиях самозапуска заторможенных двигателей при включении их от АПВ или АВР (определяется расчетом), в ориентировочных расчетах может быть принято равным 0,7 Uном;

kотс – коэффициент отстройки, может быть принят равным 1,2;

kв = 1,1 – коэффициент возврата.

Напряжение срабатывания реле напряжения обратной последовательности определяется из условия отстройки от напряжения небаланса в нагрузочном режиме


U2 с.з. = (0,5–0,7) Uном = 0,7 · 10,5 = 7,35кВ


где Uном – номинальное междуфазное напряжение.

Чувствительность для минимального реле междуфазного напряжения определяется с помощью выражения:



Чувствительность для максимального реле напряжения обратной последовательности определяется с помощью выражения


,


где kчU – коэффициент чувствительности для минимального реле междуфазного напряжения;

kчU2 – коэффициент чувствительности для максимального реле напряжения обратной последовательности;

Uз.макс – первичное значение междуфазного напряжения в месте установки защиты при металлическом КЗ между фазами в расчетной точке в режиме, обуславливающем наибольшее значение этого напряжения;

U2з.мин – первичное значение междуфазного напряжения обратной последовательности в месте установки защиты при металлическом КЗ между фазами в расчетной точке в режиме, обуславливающем наименьшее значение этого напряжения.

Минимальные значения коэффициентов чувствительности защиты по току и напряжению должны быть около 1,5 при металлическом междуфазном КЗ на шинах НН.

Первая выдержка времени защиты принимается на ступень селективности (Dt = 0,5 c) больше максимальной выдержки времени защиты на секционном выключателе НН (действие на отключение выключателя НН).

Вторая выдержка времени защиты принимается на ступень селективности (Dt = 0,5 c) больше первой (действие на отключение трансформатора).

Время ввода ускорения должно превышать время срабатывания с ускорением на время запаса (Dt = 0,5 c).

Чувствительность для реле тока определяется с помощью выражений


;

,


5.4 Защита от однофазных коротких замыканий


Проверим, сможет ли МТЗ служить для защиты от однофазных КЗ.

Определим коэффициент чувствительности защиты к току однофазного КЗ


Защита проходит по чувствительности к току однофазного КЗ и установка других видов защит не требуется.


5.5 Защиты от перегрузки


Защита устанавливается на ВН и НН1.

На стороне ВН, А



где Kотс – коэффициент отстройки, может быть принят равным 1,05;

Kв = 0,9 – коэффициент возврата.


А


На стороне НН1


А


Ток срабатывания


А

5.7 Газовая защита


Газовые реле предназначены для защиты трансформаторов, имеющих расширитель, от повреждений внутри бака, при которых происходит выделение газа, снижение уровня масла или возникновение ускоренного потока масла из бака трансформатора в расширитель.

При внутренних повреждениях в трансформаторе, даже самых незначительных, выделяются газообразные продукты разложения масла или органической изоляции, чем обеспечивается действие газовой защиты в самом начале возникновения постепенно развивающегося повреждения. В некоторых случаях опасных внутренних повреждений трансформаторов («пожар» стали, межвитковые замыкания и т. п.) действует только газовая защита, а электрические защиты трансформатора не работают из-за недостаточной чувствительности.

Газовая защита трансформатора реализована на базе реле типа РГТ80.

Реле состоит из корпуса и крышки из алюминиевого сплава, на которой смонтированы все внутренние элементы реле (реагирующий блок). Цифры в обозначении реле соответствуют диаметру проходного отверстия фланца корпуса реле.

Основными элементами конструкции рассматриваемого реле (рисунок 5.2) являются [21]:

а) контактный узел, состоящий из двух одинаковых пластмассовых монтажных колодок (на рисунке не видны), в средней и нижней частях которых установлены соответственно сигнальный и отключающий герконы, а в верхней — зажимы для подключения выводов герконов и внешних цепей реле. Верхняя часть колодок с зажимами находится в коробке зажимов 1, а средняя и нижняя с герконами — в цилиндрическом корпусе контактного узла 2; внутренняя полость коробки зажимов и корпуса контактного узла изолирована от заполняемого маслом объема корпуса реле;

б) верхний 3 и нижний 4 поплавки реле, реагирующие на уровень масла в корпусе реле; в верхней части каждого поплавка запрессованы магниты, управляющие верхним — сигнальным и нижним — отключающим герконами; поплавки реле свободно плавают в масле, используя в качестве направляющих цилиндр корпуса контактного узла и стержень 5 кнопки опробования 6 (нижний поплавок) и стержень 7 винта регулировки уставки напорной пластины (верхний поплавок);

в) напорная пластина 8, реагирующая на скорость потока масла, с установленным на ней магнитом 9, который при срабатывании напорной пластины действует на тот же геркон, что и нижний поплавок; напорная пластина удерживается в начальном положении силой притяжения магнита 9 к стержню 7; после прекращения потока масла напорная пластина газового реле автоматически возвращается в начальное положение;

г) кнопка опробования 6, предназначенная в газовых реле для проверки срабатывания герконов либо при нажатии на поплавки, либо при нажатии на хвостовик напорной пластины; для предотвращения случайного нажатия на


1 – коробка зажимов; 2 – цилиндрический корпус; 3 – верхний поплавок; 4 – нижний поплавок; 5 – стержень кнопки опробования; 6 – кнопка опробования; 7 – стержень винта регулировки уставки; 8 – напорная пластина; 9 – магнит напорной пластины; 10 – экран для отбора газа; 11 – вводной штуцер.

Рисунок 5.2 − Реагирующий блок газового реле РГТ80 кнопку опробования на верхнюю часть кнопки навинчен защитный колпачок

д) винт регулировки уставки срабатывания напорной пластины по скорости потока масла (на рисунке верхняя часть винта закрыта корпусом коробки зажимов) имеет шлиц под отвертку и фиксирующую его положение стопорную гайку.


6 Расчет стоимости реконструкции подстанции


Стоимость реконструкции ПС Городская включает в себя


Крек = Кнов. + Кдем – Квозв


где Кнов – капитальные вложения в новое оборудование (перечень оборудования и его стоимость приведены в таблице 6);

Квозв – возвратная стоимость демонтируемого оборудования;

Кдем – капитальные вложения в демонтаж оборудования подлежащего замене;

Для расчёта приведённых выше капитальных вложений воспользуемся укрупнёнными стоимостными показателями (УСП) приведёнными в [1]. Укрупненные стоимостные показатели распространяются на вновь сооружаемые, а также расширяемые и реконструируемые подстанции.

Расчеты ведутся по базовой стоимости. Базисные показатели стоимости ПС соответствуют нормальным условиям строительства, учитывают все затраты производственного назначения. За базисный уровень принят уровень цен, сложившихся на 01.01.1985 г. Определение стоимости реконструкции в текущем (прогнозном) уровне цен осуществляется с учетом индексов пересчёта равного 105 и территориального коэффициента равного 1,4. Постоянная часть затрат принимается после реконструкции при замене двух трансформаторов равной 20 % от полной суммы.

Приведём расчёт капитальных вложений в ПС 110/10 кВ, которые включают в себя: капитальные вложения в новое оборудование и постоянную часть затрат.

Примечание – Показатель стоимости ячейки трансформатора учитывает установленное оборудование (трансформатор, кабельное хозяйство в пределах ячейки, а также панели управления, защиты и автоматики, относящиеся к ячейке, гибкие связи трансформаторов и др.), материалы, строительные и монтажные работы.

При осуществлении реконструкции и технического перевооружения возникает необходимость демонтажа оборудования подстанций и опор, проводов и грозозащитных тросов ВЛ.

Демонтаж оборудования ПС – разборка оборудования со снятием его с места установки и, в необходимых случаях, консервацией с целью перемещения на другое место, или замены новым оборудованием в период реконструкции, расширения, или технического перевооружения предприятий, зданий и сооружений. При этом, разборка оборудования со снятием или без снятия с места установки для выполнения ремонта, к демонтажу оборудования не относится.


Таблица 6 – Расчет новой стоимости ПС 110/10 кВ в тысячах рублей

Оборудование Стоимость единицы в ценах 2010 г. Количество единиц оборудования Общая стоимость в ценах 2010 г.
Ячейка трансформатора ТРДН-25000/110/10 10700 2 21400

ВВСТ-3АН-1

ВГТ-110 ІІ-20/2500- УХЛ 1

214,0

1765,5

4

5

856

8827,5
БСК 16075,7 1 16075,7
Всего по ПС

32759,2
Постоянная часть с учетом замены трансформаторов

2100,0
Всего по ПС с учетом Кт

34859,2

Затраты на демонтаж определяются в зависимости от характеристики оборудования, стоимости работ по его монтажу, а также от дальнейшего предназначения демонтируемого оборудования.

Стоимость демонтажа оборудования 10 % от стоимости оборудования.

Согласно указанному порядку, затраты на демонтаж оборудования определяются применением к стоимости монтажа оборудования (учитывается сумма затрат на оплату труда и эксплуатацию машин, стоимость материальных ресурсов не учитывается) усредненных коэффициентов. Стоимость монтажа оборудования принята так же в соответствии с [15].

Возвратная стоимость демонтируемого оборудования



где К0 – Первоначальная стоимость демонтируемого оборудования;

– норма амортизационных отчислений и на реновацию, %;

Т – продолжительность эксплуатации оборудования да его демонтажа;

Расчёт возвратной стоимости оборудования, и стоимости демонтажа представлены в таблице 6.1.


Таблица 6.1 – Расчёт возвратной стоимости оборудования, и стоимости демонтажа в тысячах рублей

Оборудование Стоимость единицы в ценах 2010 г. Количество единиц оборудования Возвратная стоимость Оборудования в ценах 2010г. Стоимость демонтажа оборудования в ценах 2010 г
ТДТН-10000/110/35/10 7980 4 6320,2 3192

Выключатели

масляные:

10 кВ

35кВ

110кВ

37,28

343,4

945,0

3

5

5

55,92

858,5

2362,5

11,18

171,7

472,5
БСК 300,8 1 150 31,1
Всего по ПС

9691,2 3877,5

Тогда, используя результаты расчётов таблиц 6 и 6.1, суммарная стоимость реконструкции ПС составляет


Крек =34859,2+3877,5-9691,2=29045,5 тыс. руб.


6.1 Расчёт основных технико-экономических показателей подстанции


Основными технико-экономическими показателями (ТЭП) подстанции являются: нагрузка, отпуск электроэнергии, потери, коэффициент полезного действия, капитальные вложения, эксплуатационные затраты, в том числе заработанная плата, амортизация.

Эксплуатационные расходы определяются как



Основная заработная плата


тыс. руб. /год


где З – средняя заработная плата руб/год∙чел.;

Ч – численность, определяется нормативно [3], чел.;

Ктер – территориальный коэффициент;

Ксев – северная надбавка (за стаж).

Дополнительная заработная плата


тыс. руб.


Расходы на оплату труда


тыс. руб./год


Отчисления на социальные нужды


0,26·0,26·1733,4 = 450,7 тыс. руб./год

Амортизационные отчисления



где На – норма амортизации для силового оборудования;

КОРУ – стоимость ОРУ-110 кВ,тыс. руб.;

КТР – стоимость трансформаторов, тыс. руб.

Материальные затраты


= 0,035 ·0,035·1733,4= 60,7 тыс. руб./год


Прочие расходы


тыс. руб./год


Суммарные эксплуатационные расходы



Отпущенная электроэнергия


МВт·ч


Время максимальных потерь


ч


Максимальные потери мощности


МВт


Коэффициент полезного действия по мощности


%


Потерянная электроэнергия


МВт·ч/год


Стоимость годовых потерь ЭЭ


ИWпот. = Wпот Ч b = 4894,8 Ч 0,75 = 3671,1 тыс. руб./МВЧч,


где b – стоимость одного кВтЧч.


Годовой полезный отпуск ЭЭ потребителям


Wпол = Wотп – Wпот = 128700,0 –3671,1 = 1250028,9 МВт·ч


Коэффициент полезного действия по ЭЭ


%


Таблица 6.3 – Технико-экономические показатели ПС

Наименование показателя Ед. измерения Значение
Максимальная нагрузка ПС МВт 23,4
Годовой отпуск ЭЭ МВт·ч 123805,2
Потери мощности в максимальном режиме МВт 1,23
КПД по мощности % 94,7
Годовые потери ЭЭ МВт·ч 4894,8
Годовой полезный отпуск ЭЭ потребителям МВт·ч 232217,56
КПД по ЭЭ % 97,1
Стоимость годовых потерь ЭЭ тыс. руб./год 3671,1
Наименование показателя Ед. измерения Значение
Средний процент амортизации % 0,06
Суммарные амортизационные отчисления тыс. руб./год 1669,5
Суммарная численность персонала чел. 6
Расходы на оплату труда руб./чел. 1617,8
Суммарные эксплуатационные расходы тыс. руб./год 3971,5
Cстоимость реконструкции ПС тыс. руб. 29045,5

7 Безопасность и экологичность


Основные вопросы и области охраны труда на подстанции регламентируются: кодексом законов о труде РФ, правилами устройства электроустановок (ПУЭ), правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей, требованиями безопасности при работе с инструментами и приспособлениями, правилами применения и испытания средств защиты используемых в электроустановках, системой государственных стандартов безопасности труда, а также инструкциями по технике безопасности.

Улучшение условий и охраны труда является важным направлением в работе трудовых коллективов по осуществлению трудовой политике на дистанции. Изложенные выше указания и задачи особенное значение имеют для электроэнергетических предприятий, так как эксплуатация электрической подстанции сопряжена с работой многообразного и сложного электрооборудования с высокими параметрами электрического тока и напряжения, и многими другими параметрами электрического тока и напряжения, и многими другими опасными для человека факторами. Работы в электроустановках относятся к категории работ повышенной опасности. Персонал обслуживающий электроустановки, особенно оперативный и ремонтный, в процессе осмотров, ремонта и монтажа электрооборудования подвергается опасности поражения током, различных химических веществ, неблагоприятных климатических условий и др.

При выполнении работ под напряжением, на большой высоте, а также при аварийных и оперативных переключениях, ликвидация аварий и пожаров в электроустановках обслуживающий персонал подвергается значительным физическим и нервно-психологическим перегрузкам. Важно правильно организовать управление охраны труда на подстанции, обеспечить квалифицированную подготовку оперативного и ремонтного персонала, в том числе и психологическую. Надо создать наиболее благоприятные условия для отдыха и психологической разгрузки персонала в процессе работы и после нее. Необходимо совершенствовать существующие и создавать новые, более безопасные и безвредные для людей и окружающей среды электроустановки, удовлетворяющие требования энергетики, эстетики, эргономии и психологии человека, обеспечить безопасность при монтаже, обслуживании и ремонтах электрооборудования, его планировки в помещениях и на территории подстанции.

К обслуживающему электроустановки персоналу предъявляются повышенные требования и в первую очередь к здоровью и квалификации.


7.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов, условий и причин их проявления в электроустановках


При реконструкции подстанции «Городская» имеют место опасные и вредные производственные факторы, подразделенные по природе действия на следующие группы:

физические;

психофизиологические.

Физические опасные и вредные производственные факторы следующие:

движущиеся машины и механизмы;

передвигающиеся изделия, заготовки, материалы;

разрушающиеся конструкции;

повышенная запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны;

повышенная или пониженная температура поверхностей оборудования, материалов;

повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;

повышенный уровень шума на рабочем месте;

повышенный уровень вибрации;

повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека;

повышенный уровень статического электричества;

повышенный уровень электромагнитных излучений;

повышенная напряженность электрического поля;

повышенная напряженность магнитного поля;

отсутствие или недостаток естественного света;

недостаточная освещенность рабочей зоны;

повышенная яркость света;

пониженная контрастность;

прямая и отраженная блесткость;

повышенная пульсация светового потока.

Психофизиологические опасные и вредные производственные факторы следующие:

а) физические перегрузки;

б) нервно-психические перегрузки.

Физические перегрузки подразделяются на:

статические;

динамические.

Нервно-психические перегрузки подразделяются на:

умственное перенапряжение;

перенапряжение анализаторов;

монотонность труда;

эмоциональные перегрузки.


7.2 Средства и меры безопасности при случайном появлении напряжения на металлических корпусах электрооборудования и шагового напряжения на подстанции


С целью предупреждения случайного появления напряжения на металлических токоведущих частях, корпусах, кожухах электрооборудования и шагового напряжения, а также для снижения степени поражения электротоком на подстанции применяется:

расчет токов коротких замыканий, с помощью которого был сделан правильный выбор оборудования. Ток трехфазного короткого замыкания на стороне НН 5,42 кА, на стороне ВН 2,25 кА расчет выполнен в разделе 4 .

изоляция токоведущих частей и ее периодический контроль, то есть измерения ее сопротивления при приеме электроустановки после монтажа, периодически в сроки, устанавливаемые правилами и нормами испытания изоляции;

релейная защита (дифференциальная защита от междуфазных коротких замыканий; максимальная токовая защита от сверхтоков при внешнем коротком замыкании, от перегрузок и от внешних однофазных коротких замыканий; газовая защита от повреждения внутри бака). Расчет релейной защиты выполнен в разделе 5;

защитное заземление – преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентом металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением вследствие короткого замыкания на корупус удовлетворяют требованиям.

Расчет заземления выполнен в разделе 3

молниезащита – установка молниеотводов в виде металлических стержней, защищающих электрооборудование подстанции от ударов молнии. Количество молниеотводов – 6 высота каждого19,5м. Расчет молниезащиты выполнен в разделе 4.

При эксплуатации действующих электроустановок важную роль в обеспечении безопасности электротехнического персонала играют электротехнические средства защиты (электрозащитные средства) и предохранительные приспособления. Электрозащитными средствами называются переносимые и перевозимые изделия, служащие для защиты людей, работающих с электроустановками, от поражения электрическим током, от воздействия электрической дуги и электромагнитного поля.

Все электрозащитные средства делятся на следующие группы [27]:

а) штанги изолирующие (оперативные, измерительные, для наложения заземления), клещи изолирующие (для операций с предохранителями) и электроизмерительные, указатели напряжения, указатели напряжения для фазировки;

б) изолирующие средства для ремонтных работ под напряжением выше 1000 В и слесарно-монтажный инструмент с изолирующими рукоятками;

в) диэлектрические перчатки, боты, галоши, коврики, изолирующие накладки, изолирующие подставки;

г) индивидуальные экранирующие комплекты;

д) переносные заземления;

е) временные ограждения, предупредительные плакаты;

ж) защитные очки, рукавицы, противогазы, предохранительные монтерские пояса и когти, страховочные канаты, защитные каски.

Изолирующие электрозащитные средства подразделяются на основные и дополнительные.

Основными называются такие изолирующие электрозащитные средства, изоляция которых длительно выдерживает рабочее напряжение электроустановки и которые позволяют прикасаться к токоведущим частям, находящимся под напряжением. Основные электрозащитные средства испытываются повышенным напряжением, значение которого зависит от рабочего напряжения электроустановки, в которой они применяются. К основным электрозащитным изолирующим средствам в электроустановках напряжением выше 1000 В относятся оперативные и измерительные штанги, изолирующие и электроизмерительные клещи, указатели напряжения и изолирующие устройства и приспособления для ремонтных работ (изолирующие лестницы, площадки, тяги, непосредственно соприкасающиеся с проводом, щитовые габаритники, захваты для переноски гирлянд изоляторов, изолирующие штанги для укрепления зажимов и для установки габаритников).

Дополнительными называются такие изолирующие электрозащитные средства, которые являются лишь дополнительной мерой защиты к основным средствам, а также служащие для защиты от напряжения прикосновения и напряжения шага. Дополнительные защитные средства испытываются повышенным напряжением, не зависящим от рабочего напряжения электроустановки, в которой они должны применяться. К дополнительным электрозащитным средствам, применяемым в электроустановках напряжением выше 1000 В, относятся диэлектрические перчатки, диэлектрические боты, диэлектрические резиновые коврики, изолирующие подставки на фарфоровых изоляторах, диэлектрические колпаки, переносные заземления, оградительные устройства.


7.3 Организационные и технические мероприятия по технике безопасности при выполнении ремонтных работ в электроустановках на подстанции


Целью мероприятия является:

обеспечить нормальный безаварийный режим работы электроустановок;

бесперебойность электроснабжения высококачественной электроэнергией электроприемников;

нормативная безопасность персонала в процессе монтажа, оперативного обслуживания, наладки, ремонта, испытания электрооборудования;

предупредить случайное появления напряжения на отключенных токоведущих частях и случайного приближение на опасные расстояния к токоведущим частям под напряжением.

Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность работы в электроустановках, являются:

оформление работ нарядом, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

допуск к работе;

надзор во время работы;

оформление перерыва в работе, перевод на друге место, окончания работы.

Работы на подстанции в отношении мер по технике безопасности подразделяются на работы, выполняемые:

со снятием напряжения;

без снятия напряжения, на токоведущих частях и внутри их;

без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением.

Ответственными за безопасность работ являются следующие лица:

выдающий наряд, отдающий распоряжение, утверждающий перечень работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации (мастер);

ответственный руководитель работ (начальник группы подстанции);

допускающий к работе из числа дежурного или оперативно-ремонтного персонала;

производитель работ;

наблюдающий;

член бригады.

Выдающий наряд, отдающий распоряжение, определяет необходимость и возможность безопасного выполнения работы. Он отвечает за достаточность и правильность указанных