Министерство энергетики и электрификации СССР ГЛАВНОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ
ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ОРГАНИЗАЦИИ ОПЕРАТИВНОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 0,38 - 20 кВ С ВОЗДУШНЫМИ ЛИНИЯМИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
ТИ 34-70-059-86
Служба передового опыта
ПО «СОЮЗТЕХЭНЕРГО»
Москва
1987
РАЗРАБОТАНО районным энергетическим управлением «Башкирэнерго»
ИСПОЛНИТЕЛИ А.Л. ЛИВШИЦ, В.Н. ЛОГИНОВА, Ф.Х. УСМАНОВ
УТВЕРЖДЕНО Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации 17.04.86 г.
Заместитель начальника К.М. АНТИПОВ
Настоящая Типовая инструкция разработана в соответствии с требованиями действующих «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок», «Правил технической эксплуатации электростанций и электрических сетей» и других нормативно-технических документов.
Инструкция содержит основные требования по диспетчерскому управлению распределительными электрическими сетями 0,38 - 20 кВ по ведению оперативной документации и схем, по порядку включения в работу новых или реконструируемых электроустановок и выводу в ремонт действующих.
Инструкция предназначена для инженерно-технического персонала и электромонтеров, занятых оперативным обслуживанием электрических сетей 0,38 - 20 кВ сельскохозяйственного назначения.
|
ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ОРГАНИЗАЦИИ ОПЕРАТИВНОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 0,38 - 20 кВ С ВОЗДУШНЫМИ ЛИНИЯМИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ |
34-70-059-86 |
Срок действия установлен
с 01.01.87 г.
до 01.01.93 г.
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Настоящая Типовая инструкция определяет основные принципы организации оперативного обслуживания электрических сетей 0,38 - 20 кВ (в дальнейшем электросетей 0,38 - 20 кВ).
1.2. В оперативное обслуживание входят действия персонала по поддержанию заданного или по целенаправленному изменению оперативного состояния электроустановок электрических сетей 0,38 - 20 кВ, в том числе:
- производство оперативных переключений по выводу электроустановок в ремонт и вводу их в работу, а также по изменению режима работы электросети;
- отыскание, локализация и устранение повреждений;
- выдача разрешений на подготовку рабочего места и допуск бригад к работе;
- ввод в работу новых и реконструированных электроустановок.
Технология производства оперативных переключении и ликвидация нарушений в электрических сетях 0,38 - 20 кВ, а также оперативное обслуживание подстанций напряжением 35 кВ и выше, в том числе и подстанций, находящихся в административном подчинении района распределительных электросетей (РЭС), изложены в соответствующих типовых инструкциях.
1.3. В предприятиях электросетей (ПЭС) на основе настоящей Типовой инструкции должны быть разработаны местные инструкции, учитывавшие конкретные условия эксплуатации электросетей и особенности их электрической схемы.
2. ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКАЯ ГРУППА И ЕЕ ФУНКЦИИ
2.1. Оперативное обслуживание электрических сетей 0,38 - 20 кВ должно осуществляться оперативно-диспетчерской группой (ОДГ) РЭС. ОДГ состоит из диспетчеров РЭС (дежурных по РЭС), осуществляющих руководство оперативными переключениями на находящихся в оперативном управлении или ведении электроустановках, и оперативно-выездной бригады (ОВБ).
2.2. Перечень оборудования, находящегося в оперативном управлении и (или) в ведении диспетчера РЭС, должен быть утвержден распоряжением по ПЭС.
2.3. В оперативном управлении диспетчера РЭС должны, как правило, находиться:
- линии электропередачи 6 - 20 кВ, за исключением указанных в п. 2.4;
- электрооборудование 6 - 20 кВ.
2.4. Линии электропередачи 6 - 20 кВ, резервирование которых осуществлено за пределами РЭС, как правило, находятся в управлении диспетчера ПЭС.
При наличии средств прямой телефонной или радиосвязи между двумя смежными РЭС допускается передача таких линий в управление диспетчера одного из РЭС и одновременно в ведение диспетчера другого РЭС. Оба диспетчера в таких случаях должны иметь схемы по обеим взаимно резервирующим линиям. Аналогичным образом в управлении диспетчера одного ПЭС и в ведении диспетчера другого ПЭС должны находиться линии 6 - 20 кВ, резервирование которых осуществлено за пределами предприятия.
2.5. Местными инструкциями в зависимости от наличия связи, территориального расположения, схемы электросети и других условий должна быть установлена одна из следующих форм оперативного управления электросети 0,38 кВ:
- в управлении и ведении диспетчера РЭС (предпочтительная форма);
- в управлении мастера участка или дежурного электромонтера ОВБ и в ведении диспетчера РЭС;
- в управлении диспетчера РЭС и мастера участка и в ведении диспетчера РЭС. При этом распоряжения на производство переключений оперативно-ремонтному персоналу своего участка должен давать мастер участка с ведома диспетчера РЭС, а электромонтерам ОВБ и другому персоналу (см. п. 2.9) - диспетчер РЭС. Указанную форму оперативного управления рекомендуется применять преимущественно для сети 0,38 кВ, эксплуатируемой удаленными участками распределительных сетей, размещенными отдельно от базы РЭС.
2.6. В обязанности диспетчера РЭС входит:
а) по электрическим сетям всех назначений и напряжений в обслуживаемой зоне:
- прием, оформление и согласование заявок на вывод в ремонт элементов электросетей. Согласование с потребителями отключений электроустановок удаленных участков допускается выполнять мастеру этого участка;
- ведение в установленном порядке оперативно-технической документации, оперативных схем, информационно-справочных документов;
- контроль за ликвидацией дефектов в элементах сети, подлежащих незамедлительному устранению.
б) по электросетям, находящимся в управлении диспетчера РЭС:
- руководство оперативными переключениями в нормальных и аварийных режимах;
- выдача разрешений на подготовку рабочего места и допуск бригад к работам;
- руководство локализацией и устранением повреждений и переключениями по восстановлению электроснабжения потребителей;
- контроль за режимом работы электросети, нагрузками ее элементов, уровнями напряжения у потребителей;
- поддержание нормальной схемы электросети, включая устройства релейной защиты, автоматики и телемеханики.
2.7. Дежурство диспетчеров РЭС и персонала ОВБ приказом (распоряжением) по ПЭС в зависимости от объема обслуживаемых электросетей, наличия потребителей первой категории по надежности и схемы их электроснабжения, размещения оперативного и руководящего персонала РЭС, наличия у него квартирных телефонов и других местных условий следует устанавливать:
- круглосуточное на рабочем месте;
- круглосуточное с правом отдыха;
- на дому.
Учет рабочего времени персонала, дежурящего с правом отдыха или на дому, должен проводиться в соответствии с действующим Положением о рабочем времени и времени отдыха работников предприятий электрических сетей и автоматизированных гидроэлектростанций Минэнерго СССР.
2.8. Рабочим местом ОДГ является диспетчерский пункт РЭС, который, как правило, должен размещаться на ремонтно-производственной базе РЭС. Если ремонтно-производственная база РЭС находится в непосредственной близости от подстанции 110 (35)/6 - 20 кВ, функции диспетчера РЭС и дежурного подстанции могут выполняться одним лицом, кроме случаев, когда на подстанции в связи с ее сложностью требуется постоянное дежурство персонала.
2.9. К оперативному обслуживанию электрических сетей 0,38 - 20 кВ, кроме ОДГ, в соответствии с «Типовой инструкцией по переключениям в электроустановках» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1985) и взаимосогласованными положениями о взаимоотношениях между ПЭС (РЭС) и смежными организациями (потребителями, владельцами источников питания электросети, другими ПЭС) может привлекаться также:
- оперативно-ремонтный персонал РЭС (электромонтеры, мастера и другой персонал, имеющий право производства оперативных переключений);
- оперативный и оперативно-ремонтный персонал других подразделений данного ПЭС;
- оперативный персонал других ПЭС и предприятий;
- оперативный персонал владельцев источников питания электросети;
- оперативный и оперативно-ремонтный персонал потребителей.
2.10. Подготовка и допуск к самостоятельной работе персонала ОДГ и персонала, указанного в п. 2.9, должны осуществляться энергосистемой в соответствии с действующими «Руководящими указаниями по организации работы с персоналом на энергетических предприятиях и в организациях».
2.11. Старшее должностное лицо ОДГ должно иметь V группу по электробезопасности. В административном и техническом отношении это лицо подчиняется руководству РЭС.
2.12. В оперативном отношении диспетчер РЭС подчиняется диспетчеру оперативно-диспетчерской службы ПЭС.
3. ОСНАЩЕНИЕ ДИСПЕТЧЕРСКОГО ПУНКТА РЭС И ОПЕРАТИВНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ ОДГ
3.1. Диспетчерский пункт РЭС (РДП) должен быть оборудован средствами связи, телемеханики и оргтехники в соответствии с действующими нормами и типовыми проектами.
На РДП должна иметься необходимая оперативная нормативная и справочная документация, а также схемы электроустановок обслуживаемой зоны и указания по режиму электросети.
3.2. Диспетчер РЭС должен вести следующую оперативную документацию:
- оперативный журнал;
- бланки переключений;
- разрешения на допуск бригад к работе;
- комплексные задания на подготовку рабочего места и допуск бригад к работе;
- журнал или картотеку заявок на вывод в ремонт электроустановок;
- журнал или картотеку дефектов и неполадок оборудования и ВЛ;
- ведомости отказов (аварий) в воздушных распределительных электрических сетях напряжением 6 - 20 кВ (форма ПМ-01);
- ведомости нарушений в воздушных электрических сетях напряжением 0,38 кВ (форма ПМ-02);
- журнал входящих и исходящих телефонограмм;
- журнал сообщений потребителей о нарушениях электроснабжения.
Перечень может быть дополнен решением главного инженера ПЭС (его заместителя).
3.3. Первые четыре вида документов должны также вести персонал ОВБ и другой персонал, привлекаемый к оперативному обслуживанию электрических сетей 0,38 - 20 кВ.
3.4. На РДП должны находиться следующие нормативно-технические и справочно-информационные документы:
- должностные и производственные инструкции по перечню, утвержденному главным инженером ПЭС (его заместителем);
- Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок, Правила технической эксплуатации электростанций и электросетей и другие нормативно-технические документы по перечню, утвержденному главным инженером ПЭС (его заместителем);
- согласованные в установленном порядке списки потребителей РЭС I и II категорий по надежности электроснабжения;
- перечень действующих схем электрических сетей 0,38 - 20 кВ;
- перечень оборудования РЭС по способу оперативного управления и ведения;
- перечень сложных переключений, на выполнение которых должны составляться диспетчерские бланки переключений;
- месячный график отключений оборудования;
- списки лиц, которым предоставлено право выдачи нарядов (распоряжений), право быть производителем работ и другие права в соответствии с Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок;
- списки ответственных лиц потребителей, имевших право согласовывать отключения;
- списки лиц оперативного (оперативно-ремонтного) персонала других ПЭС (РЭС), предприятий-владельцев источников питания электросети и потребителей, имеющих право ведения оперативных переговоров;
- списки лиц потребителей, имеющих право выполнять переключения или работы в электроустановках РЭС;
- список руководящего административно-технического персонала ПЭС с номерами служебных и домашних телефонов;
- список персонала РЭС с адресами и номерами служебных и домашних телефонов и схема сбора этого персонала в аварийных случаях;
- утвержденный график дежурств персонала ОДГ;
- положения о взаимоотношениях с потребителями, владельцами источников питания электросети, другими ПЭС.
3.5. РДП должен быть оснащен следующими схемами:
- мнемосхемой, изображающей нормальную схему электрической сети 6 - 20 кВ;
- альбомами нормальных схем линий 6 - 20 кВ, схем электрической сети 0,38 кВ и схем электроснабжения потребителей I категории по надежности.
3.6. Нормальная схема отражает принятое положение коммутационных аппаратов злектросети (включенное или отключенное), когда все ее элементы исправны и не выведены в ремонт.
3.7. На мнемосхеме электрической сети 6 - 20 кВ РЭС должна быть изображена электрическая схема этой сети с указанием:
- точек нормального разрыва электросети;
- источников питания, включая резервные электростанции потребителей;
- трансформаторных пунктов 6 - 20/0,38 кВ (ТП), распределительных пунктов 6 - 20 кВ (РП), коммутационных аппаратов (выключателей, разъединителей, предохранителей и др.) в пунктах секционирования и кольцевания;
- оперативных наименований элементов электросети (источников питания сети, ТЦ, РП, линий, коммутационных аппаратов и др.);
- переходов через естественные препятствия, пересечений с другими инженерными сооружениями;
- номеров опор ответвительных, концевых, на переходах и пересечениях;
- границ балансовой принадлежности и (или) эксплуатационной ответственности.
3.8. Тупиковые однотрансформаторные ТП с простейшей схемой электрических соединений следует изображать условными обозначениями без детализации, а РП и ТП со сложной схемой (проходные, двухтрансформаторные, двухсекционные и др.), как правило, изображаются с указанием всех элементов.
Схемы РП и сложных ТП могут быть даны совместно с изображением остальной электрической сети 6 - 20 кВ или отдельно от нее.
