Maintenance des réseaux électriques 110 kV documents de reporting. Entretien de l'appareillage
SOCIÉTÉ PAR ACTIONS RUSSE "ROSKOMMUNENERGO" RECOMMANDATIONS MÉTHODOLOGIQUES POUR L'ENTRETIEN ET LA RÉPARATION DES ÉQUIPEMENTS ET DES INSTALLATIONS DE LIGNE DES RÉSEAUX ÉLECTRIQUES PUBLICS DE DISTRIBUTION NUMÉRO 1 Entretien et réparation des postes de transformation 6-10 / 0,4 kV ApprouvéGlavgosenergonadzor de Russie(Lettre n° 42-04-05/352 du 14.08.96)Énergoatomizdat
Moscou 1996Sommaire
| 1. Introduction 2. Dispositions générales sur l'organisation de l'exploitation TP 3. Planification de l'entretien et des réparations TP 4. Entretien des TP 5. Évaluation de l'état technique TP 6. Réalisation des réparations TP 7. Maintenance de la documentation technique pour l'entretien et les réparations du TP Annexe 1 Liste des réglementations DE LA DOCUMENTATION TECHNIQUE UTILISÉE DANS LE FONCTIONNEMENT DU TP ANNEXE 2 SERVICE TP, RP 6-10/0,4 kV ANNEXE 3 CALENDRIER ANNUEL D'ENTRETIEN ET DE RÉPARATION TS, RP 6-10/0,4 kV ANNEXE 4 CALENDRIER DE DÉCONNEXION TS 6-10 kV ANNEXE 5 RAPPORT D'ENTRETIEN ET DE RÉPARATION Poste de transformation 6-10/0,4 kV ANNEXE 6 TRAVAUX DE REPARATION AU POSTE DE TRANSFORMATION 6-10/0,4 kV ANNEXE 7 LISTE DES DEFAUTS DE TC ANNEXE 8 ACT-RAPPORT DE REPARATION DE TC ANNEXE 9 LISTE DE DOCUMENTATION TECHNIQUE POUR TC EN EXPLOITATION ANNEXE 10 PASSEPORT D'EXPLOITATION DE TP ANNEXE 11 FICHE DE TYPIQUE SCHÉMA ÉLECTRIQUE DU TP (EXEMPLE DE REMPLISSAGE POUR PTS 10/0,4 kV, 25 kVA) ANNEXE 12 FICHE D'INSPECTION DU 6-10/0,4 kV TP TS 6-10/0,4 kV ANNEXE 14 JOURNAL D'ENREGISTREMENT DES RÉSULTATS D'ESSAIS DES ÉQUIPEMENTS TS 6-10 /0,4 kV ANNEXE 15 JOURNAL DES DEFAUTS TS 6-10/0,4 kV |
1. INTRODUCTION
L'entretien et la réparation en temps opportun des équipements et des structures de ligne est l'un des éléments du système de maintenance préventive (PPR), qui assure le fonctionnement fiable des réseaux électriques de distribution. Lors de l'entretien et de la réparation, un système de contrôle de la qualité doit être utilisé pour s'assurer que les travaux sont effectués conformément aux exigences des documents réglementaires et techniques, dont la liste est donnée à l'annexe 1 des présentes directives. Les travaux doivent être exécutés dans le respect des exigences des règles de sécurité et de sécurité incendie. Des recommandations méthodologiques déterminent la procédure de réalisation des mesures organisationnelles et techniques pour la maintenance et la réparation des postes de transformation 6-10 / 0,4 kV. Sur leur base, des instructions locales peuvent être élaborées auprès des services publics (sociétés de réseaux électriques), en tenant compte des conditions d'exploitation spécifiques et des méthodes de travail appliquées. Les termes suivants, leurs définitions et abréviations sont utilisés dans le texte des Lignes directrices.|
Termes, abréviations |
Définitions |
TP | Postes de transformation de types MTP, KTP, KTPP, ZTP avec une tension de 6-10 / 0,4 kV et des points de distribution de 6-10 kV | Documentation normative et technique pour TP | Documentation des directives actuelles pour la conception, la construction et l'exploitation de TP, documentation technique pour TP | Défaut d'élément TC | Non-conformité de l'élément TS aux exigences établies par la documentation réglementaire et technique, qui n'entraîne pas un arrêt automatique immédiat du TS ou de sa partie | Dommages à l'élément (partie) du TP | Un événement consistant en la perte complète de l'état de fonctionnement de l'élément (partie) du TS et entraînant l'arrêt automatique immédiat du TS ou de sa partie, la destruction de cet élément ou d'une partie du TS | État technique du TP | Évaluation qualitative ou quantitative, déterminée par la totalité des défauts des éléments, parties du TS, enregistrés au cours du processus de maintenance | PSE | Entreprise de réseau électrique | RES | District des réseaux électriques (unité structurelle de PES) |
2. DISPOSITIONS GÉNÉRALES RELATIVES À L'ORGANISATION DU FONCTIONNEMENT DU TP
2.1. Les principaux types de travaux opérationnels effectués au TP sont Entretien et réparer. 2.2. L'entretien consiste en un ensemble de mesures visant à protéger les TC, leurs éléments et leurs pièces d'une usure prématurée. 2.3. La réparation des TS, de leurs éléments et pièces consiste à effectuer un ensemble de mesures pour maintenir ou restaurer les performances et les paramètres initiaux des TS, de leurs éléments et pièces. Lors des réparations, les éléments et équipements usés (défectueux) sont remplacés par des équipements équivalents ou plus avancés en termes de caractéristiques. 2.4. Pendant l'entretien et la réparation, les défauts et les dommages sont identifiés et éliminés de manière planifiée. Les défauts et dommages au TS, à ses éléments et pièces, qui menacent directement la sécurité de la population et du personnel de maintenance par la survenue d'un incendie, doivent être éliminés immédiatement. 2.5. En règle générale, la maintenance et la réparation des sous-stations de transformation doivent être combinées avec des travaux similaires sur les lignes de transmission sortantes de 0,38 kV. 2.6. Dans les PES (RES), pour la réparation des postes de transformation, il est recommandé de créer des unités spécialisées pour la réparation de la partie construction du poste de transformation, pour la réparation des équipements du poste de transformation conformément au RDTP 34-38-046-87 "Industrialisation de la réparation des équipements des réseaux de distribution 0,38-20 kV" et pour les essais. 2.7. Les équipes de maintenance et de réparation centralisées des TP doivent être équipées de mécanismes, de véhicules, de dispositifs de gréement, d'outils, d'équipements de protection, d'équipements de communication, de documentation technique, de production, de descriptions de poste et d'instructions pour un travail en toute sécurité. 2.8. Il est interdit d'apporter des modifications à la conception des postes de transformation et des équipements associés qui réduisent les performances. : Des modifications techniquement justifiées dans la conception du TP qui ne réduisent pas les performances opérationnelles peuvent être effectuées par décision de l'ingénieur en chef du TPP. 2.9. Pendant l'exploitation du poste de transformation, tous les types de travaux nécessaires à l'entretien, à la réparation et à la reconstruction doivent être effectués à l'intérieur des zones de sécurité réglementées par les "Règles de protection des réseaux électriques".3. PLANIFIER LA MAINTENANCE ET LES RÉPARATIONS DU TP
3.1. En règle générale, dans le cadre de la planification de la maintenance et de la réparation, il convient de prendre un TP ou plusieurs TP dans une direction (alimentation). 3.2. Pour assurer la planification des travaux d'entretien et de réparation des TP, il est recommandé d'établir : 3.2.1. Calendrier d'entretien pluriannuel (pendant 6 ans) (annexe 2); 3.2.2. Calendrier annuel de maintenance technique et de réparation des TP (Annexe 3) ; 3.2.3. Plan-calendrier des arrêts de TS pour un mois (Annexe 4) ; 3.2.4. Rapport mensuel sur l'entretien et la réparation des TP (Annexe 5). 3.3. Des programmes d'entretien pluriannuels et annuels sont établis conformément aux présentes directives. Les horaires indiqués doivent être coordonnés avec les horaires de maintenance des lignes 0,38 kV sortant du poste de transformation. 3.4. Le programme annuel de réparation TP est établi sur la base d'un programme et d'une évaluation pluriannuels état technique TP, en tenant compte de la catégorisation des consommateurs, des plans de reconstruction, des conditions d'exploitation, de la disponibilité de la main-d'œuvre, des ressources matérielles et financières. Le calendrier doit nécessairement prévoir des réparations d'objets des systèmes de maintien de la vie des villes et villages (alimentation en chaleur, alimentation en eau, etc.). 3.5. La fréquence recommandée des réparations TP est d'au moins une fois tous les 6 ans. 3.6. Chaque année, il est recommandé d'établir deux calendriers annuels de réparation pour les TS : l'un pour les TS, dont la réparation est nécessaire dans l'année prévue, le second - pour les TS, dont la réparation est prévue dans l'année suivant celle prévue (ajusté l'année prochaine). 3.7. Pour les TS, dont la réparation est prévue dans l'année prévue, sur la base de fiches d'inspection et d'un registre des défauts, des déclarations de travaux de réparation sont établies (annexe 6). La liste des travaux de réparation doit également tenir compte du volume moyen des réparations extraordinaires des TS qui échouent anormalement. 3.8. Selon les feuilles de réparation du TP, des calculs des ressources matérielles et des coûts de main-d'œuvre, des besoins en transport et en mécanismes spéciaux sont effectués, et des estimations et spécifications pour les objets de réparation spécifiés dans le calendrier sont compilées. 3.9. Pour les TS dont la remise en état est prévue dans l'année suivant celle prévue, des bilans sont établis pour les équipements et matériels nécessaires. 3.10. Le programme mensuel d'arrêt des TS est établi sur la base du programme annuel de réparation des TS (pour les TS situés en zone rurale, la saisonnalité des travaux agricoles est prise en compte) et, si possible, est convenu avec les consommateurs prévus pour fermer. 3.11. Il est recommandé de planifier les travaux de test de l'équipement électrique du poste de transformation dans le délai coïncidant avec la réparation du poste de transformation correspondant. Les tests d'équipements électriques ne peuvent être effectués que par des laboratoires certifiés et enregistrés de la manière prescrite par le Glavgosenergonadzor de Russie (lettre d'information du 22.01.91 n ° 94-6 / 3-ET).4. ENTRETIEN TECHNIQUE
4.1. L'entretien du TP comprend les travaux énumérés dans le tableau. une. Tableau 1. Liste des travaux d'entretien pour TP|
Nom des oeuvres |
Fréquence de détention |
Noter |
inspections régulières |
1. Inspection du poste de transformation par des électriciens | Une fois par an | Remplir une fiche d'inspection | 2. Inspection de l'ingénierie personnel technique nombre d'échantillons de TP | Une fois par an | Remplir une fiche d'inspection | 3. Inspection du TS incluse dans le programme de réparation annuel par le personnel d'ingénierie et technique | Au cours de l'année précédant l'année de réparation du poste de transformation | Contrôles extraordinaires | 4. Inspection après phénomènes naturels (tous les TS situés dans la zone des phénomènes naturels sont examinés) | A la fin d'une réparation extraordinaire ou le lendemain | Remplir une fiche d'inspection | 5. Inspection du TP après chaque cas : | fonctionnement des interrupteurs TP pour désactiver le court-circuit (mise en marche sur le court-circuit) | Lorsque la cause et l'effet sont éliminés ou le lendemain | Remplir une fiche d'inspection | fusibles grillés | Lors du remplacement d'une cartouche de fusible | 6. Inspection des Installations Vitales (VIE) | Avant le début de la saison de chauffage Contrôles | Sur la base des résultats de l'inspection, une liste des réparations est établie. | 7. Vérification de la partie construction du TP | En cours d'inspection (item 3) | Remplir une fiche d'inspection | 8. Vérification de l'intégrité de la mise à la terre du poste de transformation | Aussi | Aussi | des mesures | 9. Mesures de charge de courant aux entrées du transformateur de puissance 0,4 kV et des lignes sortantes | 2 fois par an (pendant les périodes de charges minimales et maximales) | Les feuilles de mesure sont remplies | 10. Mesure de la tension du bus 0,4 kV | Compatible avec les mesures de charge | Aussi | 11. Mesure du niveau de courant de court-circuit ou de résistance du circuit "phase zéro" des lignes sortantes 0,4 kV | Au besoin, mais au moins une fois tous les 6 ans | Aussi | Essais, mesures | 12. Mesure de la résistance d'isolement des appareillages 6-20 kV et 0,4 kV | Lors de la réparation de TP, mais au moins 1 fois en 6 ans | Le journal de test des équipements TP est en cours de remplissage | 13. Mesure de la résistance des parafoudres à soupape | Aussi | Aussi | 14. Mesure du courant de conduction des parafoudres à soupape | Aussi | Aussi | 15. Mesure de la résistance de mise à la terre ou de la tension de contact aux coques et aux éléments mis à la terre | Lors de la réparation de TP, une fois tous les 6 ans | Le journal de test des équipements TP est en cours de remplissage | 16. Mesure de la résistance d'isolement des enroulements des transformateurs de puissance | 1 fois en 3 ans | Aussi | 17. Test d'équipement et d'isolation 6-10 kV avec augmentation de tension de fréquence industrielle 50 Hz | 1 fois en 6 ans 1 fois en 6 ans | Pareil pareil | 18. Test de l'huile de transformateur des transformateurs de puissance d'une puissance supérieure à 630 kVA | Aussi | Même | 19. Vérification de la protection des relais | 1 fois en 3 ans | Aussi | Oeuvres individuelles | 20. Nettoyage de l'isolation des équipements, appareils, réservoirs et raccords TP de la poussière et de la saleté | Comme requis | 21. Nettoyage, lubrification et serrage des connexions de contact | Aussi | 22. Élimination du désalignement des mécanismes d'entraînement et de la partie contact des interrupteurs et sectionneurs (interrupteurs de charge) | Aussi | 23. Entretien du transformateur | 1 fois en 3 ans | 24. Lubrification des joints articulés et des surfaces de frottement de l'équipement | Comme requis | 25. Ajout d'huile fraîche aux appareils et équipements remplis d'huile, remplacement du gel de silice | Même | 26. Mise à jour et remplacement des inscriptions des répartiteurs, des schémas mnémoniques, des affiches d'avertissement et des panneaux de sécurité dans l'appareillage 0,4-10 kV | Même | 27. Remplacement des fusibles | Lors du changement des modes de fonctionnement du réseau et des paramètres de l'équipement protégé, lorsque les fusibles grillent | 28. Coupe d'arbustes dans la zone protégée du TP, élagage | Comme requis | 29. Restauration de la zone aveugle de la base du TP | Aussi | 30. Réparation du toit du poste de transformation | Même |
5. ÉVALUATION DE L'ÉTAT TECHNIQUE DU TP
5.1. L'évaluation de l'état technique du poste de transformation doit être organisée et effectuée dans le SPE (RES) conformément aux "Instructions pour la comptabilisation et l'analyse dans les systèmes électriques de l'état technique des réseaux de distribution avec une tension de 0,38-20 kV avec des lignes électriques aériennes" (M.: SPO Soyuztekhenergo, 1990), "Directives méthodologiques pour une évaluation qualitative complète de l'état technique des réseaux de distribution avec une tension de 0,38-20 kV avec des lignes électriques aériennes". RD 34.20.583-91 (M. : SPO ORGRES, 1993) et les présentes Directives. 5.2. Lors de l'évaluation de l'état technique des TS, il est recommandé de les représenter par les unités de réparation conditionnelle (URE) suivantes : - TS à un seul transformateur (MTP, KTP, ZTP) ; - une section monotransformateur faisant partie d'un poste de transformation multitransformateur (KTP, ZTP) ; - section (armoire) d'un point de distribution 10 kV à partir d'éléments KRU (KRUN). 5.3. Indicateurs d'appréciation de l'état technique du TS, l'état du TS, composé de plusieurs RUR, doit être déterminé comme la somme des indicateurs correspondants pour ces RUR. Une évaluation qualitative complète de l'état technique de l'URE est recommandée à déterminer par ses éléments constitutifs : - la coque de l'armoire, la chambre, le compartiment ; -équipement principal. Pour les coques des armoires, des chambres et des compartiments, l'URE doit être définie comme des boîtiers pour l'appareillage de commutation 6-20 kV de KTP, et pour l'équipement principal - comme pour un transformateur de puissance de KTP. Pour ces éléments de l'URE, il convient d'appliquer les valeurs appropriées des coefficients de pondération. 5.4. Chaque année, le personnel d'ingénierie et technique du SPE (RES) doit déterminer l'état technique de chaque TS et fixer le temps prévu pour leur réparation, et pour les TS dont la réparation est prévue dans l'année prévue, déterminer le montant des travaux de réparation à établir une liste de réparation.6. RÉALISATION DES RÉPARATIONS DU TP
6.1. Avant le transfert du poste de transformation pour réparation, toutes les travail préparatoire et la coordination avec les services SPE et les tiers intéressés. 6.2. Au début de la réparation, le poste de transformation doit être livré matériaux nécessaires, équipements et mécanismes spéciaux. Tous les participants aux travaux de réparation de l'installation doivent prendre connaissance de la nature et de l'étendue des travaux à venir et des conditions de leur mise en œuvre au plus tard un jour à l'avance. 6.3. Les travaux suivants peuvent être effectués lors des réparations du TS : 6.3.1. Démontage et remplacement des éléments endommagés des sectionneurs, des interrupteurs-sectionneurs et de leurs commandes, des tiges aux commandes des sectionneurs, des dispositifs de blocage, des dispositifs de compensation de puissance réactive. 6.3.2. Démontage et remplacement des pôles endommagés des disjoncteurs à huile et à vide, parafoudres, fusibles, transformateurs de mesure, disjoncteurs basse tension. 6.3.3. Démontage et remplacement des transformateurs de puissance endommagés (surchargés). 6.3.4. Démontage et remplacement des fils 0,4 kV à l'intérieur et à l'extérieur du poste de transformation. 6.3.5. Démontage et remplacement de l'isolation endommagée des entrées, isolation des jeux de barres 0,4-10 kV, réparation des boîtes à câbles. 6.3.6. Remplacement et réparation des communications, relais de protection et automatisation. 6.3.7. Réparation de bâtiments - murs, sols, puits de câbles, plafonds, portes, toits, fondations. 6.3.8. Remplacement et réparation de crémaillères, fixations, lits, traverses, bandages, points de fixation et d'articulation, plates-formes, mains courantes, escaliers, supports MTP et KTP. 6.3.9. Réparation des dispositifs de mise à la terre, restauration et renforcement des boucles de terre et des conducteurs de mise à la terre. 6.3.10. Travaux de maintenance, en termes de calendrier coïncidant avec la réparation du poste de transformation. 6.4. La réparation du TS doit être effectuée selon les cartes technologiques et, si nécessaire, selon les projets d'organisation des travaux de réparation. 6.5. Les travaux de réparation à l'achèvement sont acceptés et évalués selon la qualité d'exécution. L'appréciation de la qualité des travaux doit être effectuée par une commission désignée par l'ordre des PSE (RES), avec l'établissement d'un acte-rapport sur la réparation (Annexe 8). 6.6. La réparation est considérée comme terminée si tous les travaux prévus dans la liste de réparation TP sont terminés. Le rapport approuvé sur la réparation effectuée sert de base à la réflexion des coûts et à l'amortissement des matériaux, équipements, carburants et lubrifiants.7. MAINTENANCE DE LA DOCUMENTATION TECHNIQUE POUR LA MAINTENANCE ET LA REPARATION DE TP
7.1. Le SPE (RES) doit conserver la documentation technique indiquée dans le tableau. 2. Tableau 2. Liste des documentations techniques recommandées pour le fonctionnement de TP|
Durée de conservation |
1. Documentation pour l'acceptation du processus technologique en fonctionnement | 2. Passeport d'exploitation | Aussi | 3. Fiche de contrôle TP | Jusqu'à la prochaine rénovation | 4. Feuille de mesure des charges et des tensions de TP | 5 années | 5. Journal des défauts TC | Pendant toute la durée de fonctionnement du TP | 6. Journal d'enregistrement des résultats des tests d'équipement | Aussi |
ANNEXE 1
LISTE DE LA DOCUMENTATION RÉGLEMENTAIRE ET TECHNIQUE UTILISÉE DANS L'EXPLOITATION DU TP
1. Règles d'installation des installations électriques. Moscou : Energoatomizdat, 1986. 2. Règles opération technique centrales électriques et réseaux. M. : Energoatomizdat, 1989. 3. Collection de documents directifs du Département technique principal du Ministère de l'énergie de l'URSS (partie électrotechnique). Moscou : Energoatomizdat, 1985. 4. Normes pour tester les équipements électriques. M. : Atomizdat, 1978. 5. Règles de protection des réseaux électriques avec des tensions supérieures à 1000 V. M. : Energoatomizdat, 1985. 6. Règles de protection des réseaux électriques avec des tensions jusqu'à 1000 V. M. : Energoizdat, 1973. 7. Règles de sécurité pour le fonctionnement des installations électriques. M.: Energoatomizdat, 1987. 8. Règles d'exploitation des installations électriques grand public. M.: Energoatomizdat, 1992. 9. Règles de sécurité pour le fonctionnement des installations électriques grand public. M. : Energoservis, 1994. 10. Recueil de règles et d'instructions utilisées dans le fonctionnement des installations électriques grand public. M. : Energoservis, 1995. 11. Recueil de règles et d'instructions utilisées dans le fonctionnement des installations électriques grand public. Part 11". M.: Energoservis, 1995. 12. Règles d'application et de test moyen de protection utilisé dans les installations électriques. Exigences techniques pour eux (9e édition). Moscou: Energoatomizdat, 1993. 13. Normes de temps pour la réparation et l'entretien de l'air et lignes de câble , postes de transformation et points de distribution 0,4-20 kV, M.: SPO Soyuztekhenergo, 1985. 14. Normes de temps typiques pour les réparations et l'entretien courants majeurs des réseaux électriques, des appareils et équipements électriques. M.: TsNIIS, 1990. 15. Prix unitaires élargis départementaux pour la réparation et l'entretien des réseaux électriques des entreprises énergétiques du ministère de l'Énergie de l'URSS. Publier. 2. M.: SPO Soyuztekhenergo, 1988. 16. Cartes standard d'organisation du travail pour les principaux types de travaux de révision et d'entretien des réseaux électriques avec une tension de 0,38-10 kV. Gosplan KazSSR, 1985. 17. Instructions d'usine pour le fonctionnement des équipements électriques utilisés dans les postes de transformation 6-10 / 0,4 kV et les points de distribution 6-20 kV. 18. Taux de consommation des matériaux et produits pour la réparation et l'entretien des postes de transformation complets avec une tension de 10/0,4 kV et des postes de transformation de mât avec une tension de 6-20/0,4 kV. M.: SPO Soyuztekhenergo, 1985. 19. Normes de stock d'assurance d'urgence de pièces de rechange pour mât et sous-stations de transformation complètes 6-20 / 0,38 kV. M.: Soyuztekhenergo, 1986. 20. Lignes directrices pour déterminer la nécessité de mécanismes pour l'exploitation et la réparation des réseaux électriques et thermiques communaux. M.: 1996. 21. Directives pour le réglage et la maintenance des disjoncteurs de la série AB 2000, A 3100. M.: SPO ORGRES, 1991. 22. Directives pour le réglage et la maintenance des disjoncteurs de la série A 3700. M.: SPO Soyuztekhenergo, 1981. 23. Directives pour le réglage et le fonctionnement des disjoncteurs de la série ABM. M.: SPO Soyuztekhenergo, 1978. 24. Méthodique. instructions pour le fonctionnement des disjoncteurs de la série AP 50. M.: SPO ORGRES, 1975. 25. Recommandations sur les méthodes de maintenance des disjoncteurs automatiques des connexions 0,4 kV et des moyens de protection des relais des connexions 6/35 kV utilisant des appareils de la série SATURN. M.: SPO ORGRES, 1994. 26. Lignes directrices pour le calcul des courants de court-circuit dans un réseau avec une tension allant jusqu'à 1 kV de centrales électriques et de sous-stations, en tenant compte de l'influence d'un arc électrique. M. : SPO ORGRES, 1993. 27. Taux de consommation des matériaux et produits pour la révision et les réparations courantes des postes de transformation complets avec une tension de 10 / 0,4 kV et des postes de transformation à mât avec une tension de 6-20 / 0,4 kV. HP-34-70-80-85. Soyuztekhenergo, 1985. 28. Règles de sécurité incendie pour les entreprises énergétiques. AR 34.03.301-87 (PPB 139-87). Energoatomizdat, 1988. 29. Instruction typique sur la protection du travail pour un électricien pour l'entretien des sous-stations. AR 34.03.121-87. Soyuztekhenergo, 1988.ANNEXE 2
CALENDRIER PLURIANNUEL DE MAINTENANCE DES TS, RP 6-10/0,4 kV
PSE pour RES Ingénieur en chef "Approuver"|
Temps (années) |
Nom des oeuvres |
Nom de l'objet |
Portée des travaux (volume physique / plan) |
19____ | 19____ | 19____ |
ANNEXE 3
CALENDRIER ANNUEL D'ENTRETIEN ET DE REPARATION DES TS, RP 6-10/0,4 kV
PSE pour RES pour un an "Approve" Ingénieur en chef Responsable de RESAgreed (PTO PES)ANNEXE 4
Convenu Approuvé par l'ingénieur en chef de PESPLAN-CALENDRIER DE DÉCONNEXION TS 6-10 kV
selon ____________ RES pour _____________ 19___ (mois)|
Nom de l'objet Numéro TP, type de travail |
Noter |
durée |
durée |
ANNEXE 5
RAPPORT SUR LA MAINTENANCE ET LA REPARATION TS 6-10/0,4 kV
SPE__________________ RES______________ pour _________ mois année|
Nom des oeuvres |
unité. tour. |
Planifier pour l'année |
Terminé depuis le début de l'année |
Plan de camée. |
Fait. par mois |
Attestation |
ANNEXE 6
RAPPORT DES TRAVAUX DE REPARATION AU POSTE DE TRANSFORMATION 6-10/0,4 kV
|
Nom de l'article, numéro TP, type |
Code de règlement |
Numéro de liste |
Numéro de feuille |
Nom (code) du travail |
remplacement du transformateur de puissance |
remplacement de l'interrupteur |
remplacement du sectionneur |
Remplacement RUNN |
remplacement du parafoudre |
remplacement d'isolant |
ANNEXE 7
LISTE DES DEFAUTS TC
1. partie de construction 1.1. Support en bois : pourrissant ; fissuration; brûlant; rupture 1.2. Préfixe en bois : pourrissant ; fissuration; brûlant; rupture 1.3. Traverses en bois, traverses : pourrissement ; fissuration 1.4. Bandage : affaiblissement ; corrosion 1.5. Desserrage de l'attache de la traverse avec la béquille 1.6. Dommages à la pente d'échouage 1.7. Fixation béton armé : exposition des armatures, fissuration ; rupture 1.8. Déviation d'une crémaillère en bois sur les valeurs admissibles 1,9. Flèche d'une crémaillère en béton armé supérieure aux valeurs admissibles, 1.10. Poteau en béton armé : fissuration ; pente supérieure aux valeurs admissibles ; pause 1.11. Dommages à la pince, au support de jambe de force 1.12. Dommages au bandeau 1.13. Traverse métallique : corrosion ; destruction; déviation 1.14. Piètement : pourri ; fissuration 1.15. Corrosion d'un bras d'un entraînement d'un sectionneur 1.16. Corrosion du support d'éclateur 1.17. Barre transversale : pourrie ; fissuration 1.18. La corrosion du tirage d'un entraînement d'un sectionneur 1.19. L'endommagement du bras de l'entraînement du sectionneur 1.20. Endommagement du support d'éclateur 1.21. L'endommagement du tirage d'un entraînement d'un sectionneur 1.22. Déconnecter le cadre : incliner ; corrosion; dommages 1.23. Zones de service : dégâts ; corrosion 1.24. Crémaillère de fondation, lit : destruction ; exposition de renforcement ; fissuration 1,25. Dommages au cadre de support KTP, KRUN 1.26. Boucle de masse : dommage ; résistance supérieure à la norme 1.27. Endommagement des dispositifs de verrouillage 1.28. Portes TP : dégâts ; corrosion 1.29. Armoires, coffrets KRUN : dommages externes : corrosion 1.30. Dommages à la fondation du TP 1.31. Détérioration des joints, étanchéité des fondations 1.32. Dommages aux panneaux muraux 1.33. Dommages au toit du bâtiment TP 1.34. Dommages aux fosses, canaux câblés TP 1.35. Dommages au sol PE 1.36. Corrosion des parties encastrées du bâtiment TP 1.37. Absence de numérotation, désignations d'expédition, affiches d'avertissement 1.38. Corrosion d'un carter de protection, d'un caisson, d'une grille de protection 1.39. Détérioration de l'enveloppe de protection, du caisson, du grillage 1.40. Dommages aux supports, broches des dispositifs de sortie 1.41. Dommages au réservoir d'huile 1.42. Dommages à l'éclairage TP, RP 1.43. Dommages à la clôture 1.44. Dommages à la zone aveugle 1.45. Encombrement de la zone de sécurité 1.46. Dommages aux équipements de sécurité incendie 1.47. Équipement de protection manquant ou endommagé 2. RU 6-10KV 2.1. Absence de numérotation, désignations des répartiteurs 2.2. Absence de désignation de couleur des pneus 2.3. Lancer, la présence de corps étrangers dans les parties conductrices de courant. 2.4. Isolateurs de broches : ébréchés ; la pollution; destruction 2.5. Bagues : ébréchées ; la pollution; destruction 2.6. Isolateurs de poteau : ébréchés ; la pollution; destruction 2.7. Isolateurs de gaine de câble : ébréchés ; la pollution; destruction 2.8. Endommagement du joint de la douille 2.9. Endommagement du boîtier du manchon de câble 2.10. Endommagement des contacts du sectionneur, interrupteur de charge 2.11. L'endommagement des contacts du château de sécurité 2.12. L'endommagement du couvercle de l'insert fusible du château de sûreté 2.13. Disponibilité de fusibles non standard 2.14. Endommagement de la tige d'entraînement du sectionneur, interrupteur de charge 2.15. Échauffement accru des assemblages boulonnés de jeux de barres 2.16. Dommages au jeu de barres 2.17. Endommagement du transformateur de courant 2.18. Endommagement du transformateur de tension 2.19. Dommages à l'entraînement du marteau 2.20. L'endommagement du pôle de l'interrupteur 2.21. Dommages au verrouillage du sectionneur, interrupteur de charge 2.22. L'endommagement du blocage de l'interrupteur (l'huile, le vide) 2.23. Endommagement du parafoudre 2.24. Fuite d'huile du disjoncteur à bain d'huile 2.25. Fuite d'huile du transformateur de tension 2.26. Abaissement de l'huile dans l'appareil rempli d'huile 2.27. Dommages au dispositif RPA 2.28. Endommagement du dispositif de chauffage de l'appareil 2.29. Endommagement du dispositif de compensation3. Transformateur de puissance 6-10 kV 3.1. Endommagement de l'entrée 6-10 kV 3.2. Fuite d'huile 3.3. Endommagement du boîtier du transformateur 3.4. Augmentation du bruit du transformateur 3.5. Dommages d'entrée 0,4-0,23 kV 3.6. Endommagement du dispositif de régulation de tension 3.7. Dommages au thermomètre 3.8. Dommages au réservoir d'expansion 3.9. Pollution du boîtier du transformateur 3.10. Pollution d'entrée 0,23-10 kV 3.11. Dommages à la partie portante du transformateur 3.12. Endommagement de l'indicateur de niveau d'huile 3.13. Défaut de contact d'entrée 0,4-10 kV 3.14. Rupture dans la chaîne de mise à la terre du corps 3.15. Rupture (déconnexion) du bus neutre 3.16. Changement de couleur du gel de silice 3.17. Endommagement du dispositif de contrôle de charge 3.18. Charge à long terme supérieure à la charge admissible 3.19. Niveau d'huile insuffisant 4. Appareillage 0,4 kV 4.1. Manque de numérotation, désignations des répartiteurs 4.2. Absence de désignation de couleur des pneus 4.3. Lancer, la présence de corps étrangers sur les parties conductrices de courant 4.4. Puce de référence, isolateur de traversée (manchon) 4.5. Pollution de la référence, isolateur de traversée 4.6. Destruction de la référence, isolateur de traversée 4.7. Destruction du revêtement du fil isolé 4.8. Endommagement des contacts de l'interrupteur à couteau 4.9. Contacts de fusible endommagés 4. 10. Endommagement de la gaine du fusible 4.11. Disponibilité de fusibles non standard 4.12. Dommages à la poignée, poussée de l'interrupteur à couteau (interrupteur) 4.13. L'échauffement augmenté des liaisons boulonnées des pneumatiques 4.14. Pneus endommagés 4.15. Endommagement du transformateur de courant 4.16. Dégâts du disjoncteur 4.17. Dommages au parafoudre 4.18. Contamination de l'isolation du parafoudre 4.19. Détérioration du compteur électrique 4.20. Dommages à l'automatisme (ATS, AR, etc.) 4.21. Endommagement du condensateur 4.22. Endommagement de la batterie de condensateurs 4.23. Appareil de commutation endommagé l'éclairage des rues 4.24. Dommages aux appareils de chauffage de l'équipement 4.25. Endommagement du presse-étoupe de l'entrée de câbleANNEXE 8
(Recto) J'approuveIngénieur en chef
ACTE-RAPPORT SUR LA RÉPARATION DE TP
_______________________________________________________________________________ (nom et numéro de TP) La commission composée de ___________________________________________________________ _______________________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________ a rédigé cet acte constatant que ___________________________________________ 19 _____, la brigade _____________ a effectué les travaux de réparation suivants ___________________ _______________________________________________________________________________ (nom et numéro de TP)|
Nom des oeuvres |
unité de mesure |
Quantité |
Caractéristiques des équipements électriques |
|
Nom de l'équipement et des matériaux |
unité de mesure |
Quantité |
Noter |
ANNEXE 9
LISTE DES DOCUMENTS TECHNIQUES SUR LES TP ACCEPTES EN EXPLOITATION
1. Conception approuvée et documentation technique du TP 2. Documentation technique exécutive du TP (ou une liste des écarts par rapport au projet) 3. Actes pour œuvres cachées 4. Schéma de la boucle de terre et des dispositifs de mise à la terre 5. Protocoles de mesure de la résistance de la boucle de terre 6. Documentation technique d'usine des équipements complétant le poste de transformation (dont fiches techniques des principaux équipements électriques) 7. Protocoles de mise en place , mesurer et tester les équipements électriques du poste de transformation ; réalisé par l'organisme de construction et d'installation 8. L'acte de distinguer les TP par bilan et ex- 9. L'acte d'installation de la toiture 10. Inventaire des équipements électriques 11. Listes des équipements de lutte contre l'incendie et des équipements de protection TPANNEXE 10
PASSEPORT D'EXPLOITATION TP
données communes|
Nom |
Date de commission | Bilan affiliation | Consommateur principal | 1 | 2 | 3 | Indicateurs de fiabilité des consommateurs | 1 | 2 | 3 | Saisonnalité du consommateur | 1 | 2 | 3 | Ligne d'alimentation | Principal | Réserve |
|
Numéro de série. |
Du pouvoir |
Groupe de connexion |
Position d'Anzapf |
Date d'enregistrement |
| Responsable du RES | |||
| Compilé | №№ | ||
| vérifié | TP | ||
| Passeport établi | |||
| Responsable du RES | |||
| Compilé | №№ | Fiche d'inventaire des immobilisations | |
| vérifié | TP | ||
| Passeport établi | |||
| "_____" _______________ 19___ | |||
|
Circuit TC/déconnexion |
transformateurs |
Parafoudres 10 et 0,4 kV |
résultat de la mesure |
N° de transfert |
résultat de la mesure |
résultat de la mesure |
résultat de la mesure |
conclu. |
conclu. |
conclu. |
conclu. |
ANNEXE 11
FICHE DE SCHÉMA ÉLECTRIQUE TYPE DE LA TP (EXEMPLE DE REMPLISSAGE POUR PTS 10/0,4 kV, 25 kVA)
|
de principe schéma |
Nom de l'appareil |
courant nominal, A |
nombre de pièces |
Sectionneur | Déchargeur | Fusible | Transformateur de puissance | Compteur | interrupteur à couteau | Déchargeur | La résistance | Changer | Lampe | Fusible | Prise de courant | Changer | Transformateur de courant | Fusible | Changer | Relais intermédiaire | Commutateur automatique. | Commutateur automatique. | Commutateur automatique. | Commutateur automatique. | Fin de course | Photorésistance | L'isolation se déconnectera. | L'isolation se déconnectera. | bague |
|
Nom de l'appareil |
Schéma de révision à partir de : au TP n° |
Sectionneur | Déchargeur | Fusible | Transformateur de puissance | Compteur | interrupteur à couteau | Déchargeur | La résistance | Changer | Lampe | Fusible | Prise de courant | Changer | Transformateur de courant | Fusible | photorelais | Changer | Relais intermédiaire | Commutateur automatique 1 | Commutateur automatique 2 | Commutateur automatique 3 | Commutateur automatique 4 | Fin de course | Photorésistance | Isolation du sectionneur | Unité d'entraînement | bague | Écarts par rapport au projet standard |
ANNEXE 12
FICHE D'INSPECTION TS 6-10/0,4 kV
RES ___________________ Zone maître ____________________________________ Localité _______________________________________________________________ Type d'inspection __________________________________________________________________ (régulière, extraordinaire) _______________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ Numéro du poste de transformation 6-10/0,4 kV Nom du défaut Remarque _______________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________ Contrôle effectué par ______________________ Fiche de contrôle acceptée par ___________________ANNEXE 13
LISTE DES MESURES DES COURANTS DE CHARGE ET DE COURT-CIRCUIT ET TENSION TS 6-10 / 0,4 kV
______________ RES TP No. ________________ tr-r No. _____________________|
Date et heure de la mesure |
Courant de court-circuit, kA |
Tension, V |
|
aux entrées du tr-ra, 0,4 kV |
sur les jeux de barres de l'appareillage 0,4 kV |
chez un consommateur éloigné |
nom du consommateur |
ANNEXE 14
Formulaire de page de titreJOURNAL D'ENREGISTREMENT DES RÉSULTATS D'ESSAI DE L'ÉQUIPEMENT TS 6-10/0,4 kV
______________________ RES TP 6-10 / 0,4 kV_______________ Forme du numéro de dispatching de page d'une capacité de ___________ mille kV × ARésultats des mesures et des tests
1. Transformateur de puissance
|
Date des mesures, essais |
Numéro d'usine |
Résistance d'isolement, MOhm |
État du gel de silice |
conclusion, signature |
installations |
VN-case |
HH-case |
|||||||
|
Date des mesures, essais |
conclusion, signature |
Tension inverse, kV |
Résistance active de l'élément MOhm |
Tension de claquage, kV |
|||||||||||||
|
Date des mesures, essais |
Appareillage de commutation 6-10 kV |
Appareillage de commutation 0,4 kV |
Boucle de masse |
Essai, kV |
conclusion, signature |
Essai, kV |
conclusion, signature |
la résistance |
conclusion, signature |
principale |
auxiliaire |
principale |
auxiliaire |
ANNEXE 15
JOURNAL DES DEFAUTS TS 6-10/0,4 kV
TPP _____________________ RES ________________________________ Parcelle ________________________ Agglomération __________________ Forme de la page|
Type d'inspection (contrôle), date |
Principales tâches de maintenance appareillages(RU) sont : assurer les modes de fonctionnement spécifiés et la fiabilité des équipements électriques, observer la procédure établie pour effectuer la commutation opérationnelle, surveiller la mise en œuvre en temps opportun des travaux programmés et préventifs.
La fiabilité du travail est généralement caractérisée par des dommages spécifiques pour 100 connexions. Actuellement, pour un appareillage 10 kV, cet indicateur est au niveau de 0,4. Les éléments les moins fiables de l'appareillage sont les interrupteurs avec entraînement (de 40 à 60% de tous les dommages) et les sectionneurs (de 20 à 42%).
Les principales causes de dommages: rupture et chevauchement des isolateurs, surchauffe des connexions de contact, rupture des variateurs, dommages dus à des actions incorrectes du personnel de maintenance.
L'inspection de l'appareillage sans mise à l'arrêt doit être effectuée :
dans les installations avec du personnel permanent en service - au moins 1 fois en trois jours,
dans les établissements sans personnel permanent en service - au moins une fois par mois,
aux points de transformation - au moins 1 fois en 6 mois,
Appareillage avec tension jusqu'à 1000 V - au moins 1 fois en 3 mois (au KTP - au moins 1 fois en 2 mois),
après avoir rompu le court-circuit.
Lors des inspections, vérifiez :
un bon éclairage et réseaux de mise à la terre,
disponibilité des équipements de protection
niveau et température d'huile dans les machines remplies d'huile, pas de fuite d'huile,
état des isolateurs (empoussiérage, présence de fissures, décharges),
l'état des contacts, l'intégrité des scellés des compteurs et relais,
facilité d'entretien et position correcte indicateurs de position des interrupteurs,
fonctionnement du système d'alarme
un chauffage et une ventilation appropriés,
état des lieux (état des portes et fenêtres, absence de fuites en toiture, présence et état des serrures).
Des inspections non programmées des appareillages ouverts sont effectuées dans des conditions météorologiques défavorables - brouillard épais, glace, pollution accrue des isolateurs. Les résultats de l'inspection sont enregistrés dans un journal spécial pour prendre des mesures pour éliminer les défauts identifiés.
En plus des inspections de l'équipementl'appareillage fait l'objet de contrôles préventifs et d'essais réalisés conformément au PPR. Le périmètre des activités réalisées est réglementé et comprend un certain nombre d'opérations générales et de travaux individuels spécifiques à ce type d'équipement.
Les généralistes comprennent : la mesure de la résistance d'isolement, le contrôle de l'échauffement des liaisons vissées, la mesure de la résistance des contacts au courant continu. Spécifiques sont les vérifications du temps et de la course des pièces mobiles, des caractéristiques des interrupteurs, du fonctionnement du mécanisme de déclenchement libre, etc.
Les connexions de contact sont l'un des endroits les plus vulnérables des tableaux de distribution. L'état des connexions de contact est déterminé par une inspection externe et lors de tests préventifs - à l'aide de mesures spéciales. Lors d'un examen externe, une attention particulière est portée à la couleur de leur surface, à l'évaporation de l'humidité lors de la pluie et de la neige, à la présence de lueurs et d'étincelles de contacts. Les tests préventifs comprennent la vérification de l'échauffement des joints de contact boulonnés avec des indicateurs thermiques.
Fondamentalement, un film thermique spécial est utilisé, qui a une couleur rouge lorsqu'il est température normale, cerise - à 50 - 60°C, cerise noire - à 80°C, noire - à 100°C. A 110°C pendant 1 h, il est détruit et prend une couleur jaune clair.
Un film thermique sous forme de cercles d'un diamètre de 10 à 15 mm ou de bandes est collé dans un endroit contrôlé. En même temps, il doit être clairement visible pour le personnel opérationnel.
Les jeux de barres de l'appareillage 10 kV ne doivent pas chauffer au-dessus de 70 °C à une température ambiante de 25 °C. Récemment, pour contrôler la température des joints de contact, des thermomètres électriques basés sur la résistance thermique, des bougies thermiques, des imageurs thermiques et des pyromètres (ils fonctionnent sur le principe de l'utilisation du rayonnement infrarouge) ont commencé à être utilisés.
La mesure de la résistance de contact des connexions de contact est effectuée pour les pneus pour un courant supérieur à 1000 A. Les travaux sont effectués sur des équipements déconnectés et mis à la terre à l'aide d'un microohmmètre. Dans le même temps, la résistance de la section du pneu au point de connexion de contact ne doit pas dépasser la résistance de la même section (sur la longueur et la section transversale) de l'ensemble du pneu de plus de 1,2 fois.
Si la connexion de contact est dans un état insatisfaisant, elle est réparée, pour laquelle elle est démontée, nettoyée des oxydes et de la contamination, et recouverte d'une graisse anticorrosion spéciale. Le resserrage se fait avec une clé dynamométrique réglable pour éviter toute déformation.
La mesure de la résistance d'isolement est effectuée pour les isolateurs de suspension et de support avec un mégohmmètre pour 2500 V, et pour les circuits secondaires et les équipements de commutation jusqu'à 1000 V - avec un mégohmmètre pour 1000 V. L'isolement est considéré comme normal si la résistance de chaque isolateur est d'au moins 300 MΩ, et la résistance d'isolement des circuits et équipements secondaires Appareillage jusqu'à 1000 V - pas moins de 1 MΩ.
En plus de mesurer la résistance d'isolement, les isolateurs à un seul élément de support sont testés avec une tension à fréquence industrielle augmentée pendant 1 min. Pour les réseaux basse tension tension d'essai 1 kV, dans les réseaux 10 kV - 42 kV. Le contrôle des isolateurs multi-éléments s'effectue à température ambiante positive à l'aide d'une canne de mesure ou d'une canne à éclateur constant. Pour le rejet des isolateurs, des tableaux spéciaux de distribution de tension sur la guirlande sont utilisés. L'isolant est rejeté s'il a une tension inférieure à celle admissible.
Pendant le fonctionnement, une couche de pollution se dépose à la surface des isolateurs, qui par temps sec n'est pas dangereuse, mais devient conductrice en cas de pluie fine, de brouillard, de neige mouillée, ce qui peut entraîner un chevauchement des isolateurs. Pour l'élimination les urgences les isolateurs sont périodiquement nettoyés par essuyage à la main, à l'aide d'un aspirateur et de tiges creuses en matériau isolant avec une pointe spéciale en forme de brosses bouclées.
Lors du nettoyage des isolateurs sur un appareillage ouvert, utiliser un jet d'eau. Pour améliorer la fiabilité des isolateurs, leur surface est traitée avec des pâtes hydrophobes aux propriétés hydrofuges.
Les principaux dommages des sectionneurs sont la brûlure et la soudure du système de contact, le dysfonctionnement des isolateurs, de l'entraînement, etc. Si des traces de brûlure sont détectées, les contacts sont nettoyés ou retirés, remplacés par de nouveaux, des boulons et des écrous sur l'entraînement et dans d'autres les places sont resserrées.
Lors du réglage des sectionneurs tripolaires, la simultanéité de la mise en marche des couteaux est vérifiée. Pour un sectionneur correctement réglé, le couteau ne doit pas atteindre la butée du patin de contact de 3 à 5 mm. La force d'extraction du couteau du contact fixe doit être de 200 N pour le sectionneur sur courants nominaux 400 ... 600 A et 400 N - pour des courants de 1000 - 2000 A. Les parties frottantes du sectionneur sont enduites de graisse antigel et la surface de contact de vaseline neutre avec un mélange de graphite.
Lors de l'inspection des commutateurs d'huile, les isolateurs, les tiges, l'intégrité de la membrane de la soupape de sécurité, le niveau d'huile, la couleur des films thermiques sont vérifiés. Le niveau d'huile doit se situer dans les valeurs autorisées sur l'échelle de l'indicateur de niveau. La qualité des contacts est considérée comme satisfaisante si leur résistance de contact correspond aux données du constructeur.
Lors de l'inspection des interrupteurs remplis d'huile, faites attention à l'état des pointes des tiges de contact, à l'intégrité des compensateurs flexibles en cuivre, aux tiges en porcelaine. En cas de rupture d'une ou plusieurs tiges, l'interrupteur est immédiatement sorti pour réparation.
Des températures de chauffage anormales des contacts d'arc provoquent un assombrissement de l'huile, une augmentation du niveau d'huile et une odeur caractéristique. Si la température du réservoir du disjoncteur dépasse 70 °C, il est également sorti pour réparation.
Les éléments les plus endommagés des disjoncteurs à huile sont leurs entraînements. Les pannes d'entraînement se produisent en raison de défauts dans les circuits de commande, d'un désalignement du mécanisme de verrouillage, de défauts dans les pièces mobiles et d'une panne de l'isolation de la bobine.
La réparation actuelle de l'appareillage de commutation est effectuée pour assurer le fonctionnement de l'équipement jusqu'à la prochaine réparation prévue et prévoit la restauration ou le remplacement de composants et de pièces individuels. Une refonte majeure est effectuée pour restaurer toutes les fonctionnalités. Il est effectué avec le remplacement de toutes les pièces, y compris les pièces de base.
La réparation courante des appareillages avec des tensions supérieures à 1000 V est effectuée en tant que de besoin (dans les délais fixés par l'ingénieur en chef de la centrale). La révision des disjoncteurs à huile est effectuée une fois tous les 6 à 8 ans, des interrupteurs-sectionneurs et des sectionneurs - une fois tous les 4 à 8 ans, des séparateurs et des court-circuiteurs - une fois tous les 2 à 3 ans.
La réparation actuelle de l'appareillage avec une tension jusqu'à 1000 V est effectuée au moins une fois par an dans les postes de transformation ouverts et après 18 mois dans les postes de transformation fermés. En même temps, l'état des terminaisons est surveillé, la poussière et la saleté sont enlevées, ainsi que les isolateurs sont remplacés, les pneus sont réparés, les connexions de contact et autres composants mécaniques sont resserrés, les circuits de signalisation lumineuse et sonore sont réparés, les mesures et les tests établis par des normes sont effectués.
La révision de l'appareillage avec une tension jusqu'à 1000 V est effectuée au moins 1 fois en 3 ans.
Les règles d'exploitation technique des installations électriques des consommateurs prévoient des inspections périodiques, des contrôles et des mesures de la résistance d'isolement du câblage électrique dans les délais fixés dans les entreprises en fonction des conditions d'exploitation.
Lors des inspections des panneaux, des ensembles et des armoires, ils inspectent, nettoient et resserrent les connexions de contact des appareils de contrôle, vérifient l'état des connexions de contact à l'endroit de la connexion des câbles, la terminaison et la présence de masse de câble dans ceux-ci, l'état de la armure, isolation et mise à la terre du câble. Si nécessaire, la masse du câble est ajoutée aux entonnoirs, les étiquettes sont remplacées, les entonnoirs et le métal de l'armure du câble sont peints. L'attention est attirée sur l'état de la mise à la terre du corps de blindage. Si des isolateurs ou des mâchoires de fusible défectueux sont trouvés, ils sont remplacés par des neufs.
Lors de l'inspection du câblage aérien, ils vérifient l'affaissement des fils, la distance entre les fils et leur distance par rapport au sol, l'état de l'isolation externe, les dispositifs d'isolation (douilles, isolateurs, clics, entonnoirs) dans les passages à travers les murs et les plafonds , attaches de fil. L'attention est attirée sur la facilité d'entretien des traversées isolantes aux points d'entrée des fils dans les boîtes métalliques ou les tuyaux, sur la présence d'une isolation supplémentaire à l'intersection du câblage électrique. La présence de capuchons isolants sur les connexions de fils dans les boîtes de jonction et de rondelles en étoile de limitation sur les connexions de contact des conducteurs monofilaires des fils vers les appareils et les appareils est vérifiée.
La résistance d'isolement du câblage électrique est mesurée à révisions au moins une fois tous les 3 ans. Pendant les réparations en cours et entre les réparations, les mesures sont effectuées dans les délais établis en fonction des conditions d'exploitation locales.
Si la section du réseau électrique était pour une raison quelconque sans tension pendant plus d'un mois, alors avant de l'allumer, elle est inspectée et la résistance d'isolement est mesurée.
La mesure de la résistance d'isolement dans les réseaux électriques et d'éclairage est effectuée avec un mégohmmètre pour une tension de 1000 V avec les récepteurs, appareils et instruments électriques éteints, ainsi que les fusibles retirés. La résistance d'isolement entre tout fil et la terre, ou entre deux fils, doit être d'au moins 0,5 MΩ.
Les mesures de contrôle des tensions et des charges à des points individuels du câblage électrique sont effectuées selon un calendrier spécial au moins 1 fois en 3 ans. Sur la base de ces mesures, les pertes dans les réseaux sont calculées et des mesures sont développées pour économiser l'électricité et, si nécessaire, décider du remplacement des fils.
Les dysfonctionnements ou les violations doivent être corrigés immédiatement. S'il est impossible d'éliminer les défauts lors des inspections, ceux-ci sont consignés dans le carnet d'inspection, portés à la connaissance du responsable des installations électriques et éliminés lors des prochaines réparations courantes ou majeures.
Entretien des lignes de câbles
La sûreté de fonctionnement des lignes câblées est assurée par la mise en place d'un ensemble de mesures (inspections, réparations, tests préventifs). Un passeport contenant les données techniques est inscrit pour chaque ligne de câble, dans lequel les informations sur les réparations, les tests et le fonctionnement de la ligne sont systématiquement inscrites pendant l'exploitation.
La surveillance de l'état des voies et des câbles consiste à effectuer des rondes et des inspections périodiques. Les modalités d'inspection des chemins de câbles posés dans le sol, des tunnels et des collecteurs sont fixées par des instructions locales (mais au moins une fois tous les 3 mois). Les puits de câbles sont inspectés au moins une fois tous les 6 mois, les terminaisons pour des tensions supérieures à 1000 V - une fois tous les 6 mois et pour des tensions jusqu'à 1000 V - une fois par an. Ils vérifient l'état de fonctionnement des embouts, les revêtements anti-corrosion, la température d'échauffement des surfaces des câbles, le marquage, la protection contre les dommages mécaniques, la présence de bosses dans l'armure, etc.
Les engins de terrassement peuvent travailler à une distance d'au moins 1 m des câbles. Les marteaux-piqueurs pour ameublir le sol au-dessus des câbles sont utilisés jusqu'à une profondeur maximale de 0,4 m lorsque le câble est enterré à plus de 0,7 m. Pour éviter d'endommager le câble, l'épaisseur de la couche de sol entre le câble et la source de chaleur doit être d'au moins 25 cm.
Tous les défauts et violations constatés lors des visites et des inspections des chemins de câbles sont enregistrés dans le journal des défauts et signalés au responsable technique. Ces remarques sont éliminées en fonction de l'importance des travaux pour les éliminer (immédiatement ou inclus dans le plan de révision).
La fiabilité de la ligne de câble dépend en grande partie de la température de chauffage des éléments de câble pendant le fonctionnement. Lorsqu'il est chauffé au-dessus de la température autorisée, les caractéristiques électriques et mécaniques de l'isolation du câble se détériorent. pendant longtemps températures admissibles conducteurs ne doivent pas dépasser : pour les câbles avec papier isolant tension jusqu'à 1 kV - 80 C, pour câbles avec isolation en papier avec tension jusqu'à 10 kV - 60 ° C, pour câbles avec isolation en caoutchouc et PVC - 65 ° C.
Les charges de courant admissibles sur les câbles dépendent de la méthode de pose du câble (dans les tunnels, dans le sol). Les charges admissibles calculées sont inscrites dans le passeport de la ligne de câble.
La fiabilité de la ligne de câble est largement déterminée par l'état de la gaine du câble. Si son étanchéité est violée, de l'air et de l'humidité pénètrent dans le câble, ce qui entraîne une diminution de la résistance électrique de l'isolation et son claquage électrique.
La gaine métallique du câble peut être détruite par des contraintes mécaniques, chimiques ou électriques. environnement. Particulièrement souvent, les gaines des lignes de câbles posées dans le sol sont détruites par l'électrocorrosion causée par les courants vagabonds du transport ferroviaire électrifié, où les rails sont utilisés comme fil de retour. Si le contact est rompu au niveau des joints de rail, le résistance active voies ferrées et une partie des embranchements actuels jusqu'au sol. Le courant circule à travers les gaines métalliques des câbles à faible résistance jusqu'au pôle négatif de la source d'alimentation. À l'aide de mesures, la différence de potentiel entre la gaine du câble et le sol, la densité de courant circulant du câble dans le sol, la tension et le courant traversant la gaine sont déterminés. Les zones dangereuses sont des zones où les gaines des câbles ont un potentiel positif par rapport à la terre ou une différence de potentiel par rapport à une zone à potentiel nul.
Pour protéger les câbles de la corrosion électrique, une protection cathodique sacrificielle et un drainage électrique sont utilisés. Protection cathodique avec une source externe courant continu crée une polarité négative dans le métal protégé (armure et gaine métallique du câble). La protection du protecteur est utilisée à de faibles courants vagabonds dans les zones anodiques et alternatives, en présence d'un potentiel positif de la gaine du câble, ne dépassant pas 0,3 V par rapport à la terre. La protection réside dans le fait que l'électrode (protecteur) connectée à la gaine du câble est constitué d'un alliage métallique, qui a un potentiel négatif plus élevé que la gaine du câble. Cela fait circuler le courant de la gaine vers l'électrode.
Blindé par la méthode de drainage électrique consiste en l'utilisation d'un cavalier métallique qui détourne les courants vagabonds des gaines de câble vers les rails ou vers la zone de masse, où il n'y a pas de courants vagabonds. Dans ce cas, les gaines des câbles acquièrent un potentiel négatif et le processus de leur corrosion s'arrête.
Entretien des lignes aériennes
Une ligne électrique aérienne est exposée à diverses charges pendant son fonctionnement. Les supports supportent une charge constante de leur propre masse de fils, isolants, raccords, ainsi qu'une charge variable due aux effets de la glace et de la pression du vent. Dans le même temps, les supports sont soumis à des processus de vieillissement et ceux en bois - à la pourriture. Les câbles des lignes aériennes sont exposés aux courants de charge, aux courants de secours, aux fluctuations de la température de l'air, aux vibrations sous l'influence du vent et aux charges mécaniques dues à la glace et à la neige.
Afin d'assurer un fonctionnement fiable et sans problème des lignes aériennes, les plans techniques d'exploitation prévoient les mesures suivantes :
- inspections LV ;
- respect des modes de fonctionnement autorisés des lignes aériennes ;
- effectuer des tests et des mesures préventifs ;
- faire des réparations;
- enquête sur les causes des accidents et mise au point de mesures pour les éliminer.
Les lignes aériennes sont inspectées au moins une fois par mois à des tensions jusqu'à 1000 V et au moins une fois par an à des tensions supérieures à 1000 V. Les inspections périodiques sont divisées en jour, nuit, conduite et contrôle.
Lors des inspections diurnes, l'état général de la ligne et de ses tracés est vérifié et les défauts individuels sont identifiés. Lors des inspections, l'attention est portée sur l'intégrité des isolateurs, l'état des supports et l'exactitude de leur position, l'intégrité des bandages et des pentes de mise à la terre, l'état des connexions de contact des fils, des dérivations d'entrée, du câble descentes et terminaisons, l'état des moyens de protection des câbles contre les dommages mécaniques. L'absence de ruptures et de fusion des fils individuels des fils, les signes de surchauffe des connecteurs, les fils sur les fils pouvant entraîner un court-circuit des phases sont vérifiés. La partie supérieure des supports, des fils, des isolateurs et des ferrures est examinée à la jumelle. Tout écart des supports par rapport à la position normale entraîne une augmentation du moment de flexion, une diminution de la capacité portante du support, ce qui peut entraîner son endommagement. Lors de l'inspection du tracé BJ1, l'attention est portée sur la hauteur et la fréquence des fourrés sur le tracé, la présence d'arbres individuels menaçant de tomber sur les fils. Lors de l'inspection, les bandages sont resserrés et la numérotation des supports est restaurée.
Lors des inspections de ligne, le poseur de ligne n'est pas autorisé à escalader les supports. Dans tous les cas, la ligne est considérée comme sous tension.
L'objectif principal des inspections nocturnes des lignes aériennes est d'identifier les décharges d'étincelles ou la lueur due à l'échauffement des connexions de contact dans un état de contact insatisfaisant. L'inspection est effectuée par temps humide.
A l'issue des inspections de jour et de nuit, une fiche d'inspection est remplie avec un relevé des dysfonctionnements constatés. Si des dysfonctionnements peuvent entraîner un fonctionnement d'urgence de la ligne aérienne, ils sont immédiatement éliminés.
Lors des inspections depuis le sol, il est impossible de révéler tous les défauts de la ligne aérienne. Par conséquent, les plans d'entretien comprennent des inspections d'équitation lignes aériennes au moins 1 fois en 3 ans lorsque la tension est coupée de la ligne. Lors de l'inspection à cheval, l'état des parties supérieures des supports est vérifié, le degré de leur dégradation est déterminé, l'état des isolateurs, des crochets, des attaches, des fiches, des connexions et des tensions de fil, la fiabilité de la fixation des parafoudres tubulaires, les terminaisons de câbles sont évalués. Au cours de ces travaux, les isolateurs défectueux, les crochets, les affiches d'avertissement sont remplacés, les fils affaissés sont resserrés, la rouille est enlevée et tous les points de connexion des pentes de mise à la terre sont enduits de graisse anti-corrosion. La vérification du bois pour la pourriture est effectuée 1 fois en 3 ans et combinée avec une inspection à cheval. La profondeur de décroissance est déterminée comme la moyenne arithmétique de plusieurs mesures. Le support ou l'accessoire est considéré comme impropre à une utilisation ultérieure si la profondeur de décomposition le long du rayon de la grume est supérieure à 3 cm avec un diamètre de grume de 25 cm ou plus.
Le contrôle de l'état des attaches en béton armé avec ouverture sélective du sol est effectué une fois tous les 6 ans, à partir de la quatrième année d'exploitation. L'absence de fissures transversales ou obliques, de lieux d'exposition des armatures métalliques, d'éclats de béton, etc. est vérifiée.
Au fil du temps en raison de l'impermanence résistivité sol, la présence d'humidité dans le sol, la résistance des dispositifs de mise à la terre change, ils sont donc également inspectés.
Tous les types de TP doivent subir une inspection régulière pendant le fonctionnement et la maintenance. La maintenance des équipements électriques des postes de transformation (TS) ne peut être effectuée que par du personnel technique formé. Avant le début du travail, l'aptitude pour des raisons de santé est établie. Tous les employés qui entretiennent les sous-stations sont tenus de subir un examen médical, une séance d'information et un examen de connaissance des normes lors de l'embauche. Sur la base des résultats du test de connaissances, l'employé se voit attribuer un groupe d'habilitation de sécurité, qui est inscrit dans le certificat.
Le certificat doit toujours être avec l'employé avec lui. Une visite médicale est pratiquée tous les deux ans, et un examen de connaissance des règles techniques d'exploitation et des règles de sécurité tous les ans. Lors de la correction de toute violation du PTE, PTB instillé, une inspection imprévue est effectuée. Les précautions de sécurité dans TP sont écrites par la vie des gens ! Personnel administratif et technique de maintenance avec groupe 5 et personnel opérationnel avec le groupe 4. Pour le mât TS, l'inspection du personnel avec le groupe 3 est possible.
Lors d'une telle inspection, il est impossible de dépasser la clôture et d'entrer dans les chambres des appareillages haute tension à partir de 6 kV. Toutes les actions doivent être effectuées à partir des limites de la chambre et jusqu'à la clôture. Pour entrer dans la chambre, la présence d'un autre travailleur du groupe 3 et supérieur est requise. Dans le même temps, une distance d'au moins soixante-dix centimètres doit rester aux parties conductrices de courant. Les types de TP dictent la manière dont l'inspection est effectuée. Pour sous-stations complètes L'inspection KTP n'est possible que par des portes ouvertes, et pour le mât MTP uniquement depuis le sol sans levage. Tout travail pendant l'inspection du TP est interdit !
Entretien du KTP 10(6)/0,4 kV. Sous technique entretien du KTP désigne les mesures visant à protéger les postes de transformation, leurs éléments et leurs parties contre une usure prématurée.
Lors de l'entretien d'un poste de transformation, nous réalisons les types de travaux suivants :
Inspections régulières - 2 fois par an ;
Inspections imprévues du poste de transformation - après des catastrophes naturelles, après chaque cas de fonctionnement d'interrupteurs, de fusibles grillés ;
Mesure de la charge actuelle aux entrées de 0,4 kV du transformateur de puissance et des lignes de départ - 2 fois par an ;
Mesure de la tension sur les pneus 0,4 kV - combinée à des mesures de charges ;
Nettoyer l'isolation des équipements, appareils, réservoirs et raccords TP de la poussière et de la saleté - au besoin ;
Nettoyage, lubrification et serrage des connexions de contact - au besoin ;
Lubrification des joints articulés et des surfaces de frottement de l'équipement - au besoin ;
Mettre à jour et remplacer les inscriptions des répartiteurs, les schémas mnémoniques, les affiches d'avertissement et les panneaux de sécurité dans l'appareillage de commutation 0,4-10 kV - au besoin ;
Élimination du désalignement des mécanismes d'entraînement et de la partie contact des interrupteurs - au besoin;
Couper des buissons dans la zone protégée du TP, élaguer - au besoin;
Mesure du niveau de courant de court-circuit ou de la résistance du circuit "phase zéro" des lignes sortantes de 0,4 kV - au besoin, mais au moins 1 fois en 6 ans ;
Mesure de la résistance d'isolement des appareillages 6-20 kV et 0,4 kV - lors de la réparation des postes de transformation, mais au moins 1 fois en 6 ans ;
Mesure de la résistance de terre - lors de la réparation du poste de transformation, une fois tous les 6 ans.
5.1. Exigences générales pour la distribution
appareils et leurs tâches de maintenance
Les appareillages de commutation (RU) des sous-stations sont des complexes de structures et d'équipements conçus pour recevoir et distribuer de l'énergie électrique. Ils sont ouverts et fermés. Les tableaux complets (KRU) pour une installation à l'intérieur et directement à l'extérieur (KRUN) sont largement utilisés. Ils sont fabriqués en versions fixe et débrochable et sont fournis assemblés ou entièrement préparés pour le montage.
Les principales exigences pour les équipements de commutation sont les suivantes :
Selon ses données nominales, l'appareillage doit satisfaire aux conditions de fonctionnement aussi bien en régime normal qu'en régime de court-circuit. Dans des conditions normales de fonctionnement, l'échauffement actuel des conducteurs ne doit pas dépasser les valeurs établies par les normes. Cela assure un fonctionnement fiable des parties conductrices de courant et garantit une durée de vie économiquement justifiée de l'isolant, hors son vieillissement thermique accéléré. Dans les conditions de court-circuit L'équipement de l'appareillage doit avoir la résistance thermique et dynamique nécessaire, c'est-à-dire il doit résister de manière fiable aux forces d'action électrodynamique et à l'échauffement à court terme par les courants de court-circuit.
L'isolement de l'équipement doit correspondre à la tension nominale du réseau et résister aux éventuelles augmentations de tension lors des manœuvres et des surtensions atmosphériques. Les conditions les plus importantes pour le fonctionnement fiable des structures isolantes sont le maintien de la propreté de l'isolation par un nettoyage systématique (essuyage), le revêtement de la surface des isolateurs avec des pâtes hydrophobes (ayant des propriétés hydrofuges) et pour l'appareillage fermé - protection contre la poussière et les substances nocives gaz entrant dans les locaux.
L'équipement doit fonctionner de manière fiable sous les surcharges autorisées, qui ne doivent pas entraîner de dommages et réduire sa durée de vie.
Les installations de production de l'appareillage doivent être sûres lors de l'entretien de l'équipement par le personnel, ainsi que lors des réparations.
Le régime de température et l'humidité de l'air dans les locaux de l'appareillage fermé doivent être maintenus tels quels. Pour éviter que la rosée ne tombe sur les isolateurs. Dans l'appareillage fermé, la température ne doit pas dépasser 40°C. La ventilation des locaux doit être suffisamment efficace. Les ouvertures de ventilation doivent avoir des persiennes ou un treillis métallique. Les fenêtres des appareillages de commutation fermés doivent être verrouillées ou protégées par des filets, et les ouvertures et les ouvertures dans les murs et les chambres doivent être scellées pour exclure la pénétration éventuelle d'animaux et d'oiseaux. Le toit doit être en bon état. Les sols en ciment doivent être peints pour éviter la formation de poussière de ciment. Les planchers des locaux d'appareillage avec chariots roulants doivent avoir une résistance accrue et disposer de guides métalliques pour le déploiement des chariots avec équipement.
Les appareils de distribution doivent être équipés d'un éclairage électrique de travail et de secours. Les luminaires doivent être installés de manière à pouvoir être entretenus en toute sécurité. L'éclairage des lieux de travail lors de l'utilisation de lampes à incandescence doit être d'au moins 30 lux dans les salles de jeu de barres, les couloirs de contrôle et les chambres de réacteur. Commutateurs. Transformateurs, appareillage de commutation et 10 lux dans les appareillages ouverts de 35 kV et plus.
Pour l'orientation du personnel, tous les équipements, et en particulier les entraînements des appareils de commutation, doivent être munis d'inscriptions claires et visibles indiquant le nom de l'équipement et le nom d'expédition du circuit électrique auquel l'inscription se réfère. Dans un appareillage de commutation, une disposition non standard (non typique pour un appareillage de commutation donné) de poignées pour les entraînements de bus, les sectionneurs est inacceptable, lorsque, par exemple, certains sectionneurs sont désactivés en déplaçant la poignée d'entraînement vers le bas et d'autres vers le haut. Les disjoncteurs et leurs entraînements, sectionneurs, séparateurs, court-circuiteurs et couteaux de mise à la terre doivent avoir des indicateurs de position "On" et "Off".
Dans les locaux de l'appareillage, il doit y avoir un équipement de sécurité et un équipement d'extinction d'incendie.
Les objectifs de la maintenance de la centrale sont :
Assurer la conformité des modes d'appareillage et des circuits électriques individuels spécifications techniqueséquipement installé;
Maintenir à chaque période un tel schéma d'appareillage et de sous-stations afin qu'ils répondent au mieux aux exigences d'un fonctionnement fiable du système électrique et d'un fonctionnement sélectif sans problème des dispositifs de protection et d'automatisation des relais ;
Surveillance et entretien systématiques des équipements et des locaux de la centrale, élimination des dysfonctionnements et défauts identifiés dès que possible, car leur développement peut entraîner des défaillances de fonctionnement et des accidents ;
Surveiller la conduite en temps opportun des tests préventifs et de la réparation de l'équipement ;
Respect de l'ordre établi et de la séquence des opérations de commutation dans l'appareillage.