Характеристики основного оборудования подстанции.

Стр 1 из 2Следующая ⇒

Отчёт

«Эксплуатационная производственная практика»

Место прохождения: ОАО «Ивэнерго»

Полное и сокращенное наименование объекта:

ОАО «Ивэнерго» подстанция «Ивановская-1» (ПС «Ив-1»)

Выполнил: студент группы IV-23*

Мешков Д.С.

Руководитель от ИГЭУ:

Парфёнычева Н.Н.

Руководитель от филиала «Ивэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»:

Начальник Западной группы ПС ПО «ИЭС»

Кудряков Д.М.

Иваново 2007.

Содержание

Введение................................................................................................................. 3

Общие сведения об объекте............................................................................... 3

Схема ПС.............................................................................................................. 4

1. Характеристики основного оборудования ПС............................................... 5

1.1. Трансформаторы......................................................................................... 5

1.2. Трансформаторы напряжения................................................................... 7

1.3. Выключатели............................................................................................ 10

1.4. Воздушные линии электропередачи....................................................... 13

1.5. Распределительные устройства............................................................... 14

2. Особенности эксплуатации основного оборудования подстанции............ 16

2.1. Силовые трансформаторы....................................................................... 16

2.2. Трансформаторы напряжения................................................................. 18

2.3. Выключатели............................................................................................ 19

2.4. Воздушные линии электропередачи....................................................... 20

2.5. Распределительные устройства............................................................... 21

3. Регулирование напряжения на понижающих подстанциях........................ 23

4. Системы учета электрической энергии......................................................... 26

5. Охрана труда, техника безопасности и мероприятия по защите

окружающей среды......................................................................................... 28

5.1. Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации

электроустановок...................................................................................... 28

5.2. Техника безопасности.............................................................................. 31

Индивидуальное задание.................................................................................... 33

Список литературы.............................................................................................. 43

Введение

Общие сведения об объекте.

Подстанция 110/35/6 кВ “Ивановская-1” (далее ПС “ИВ-1”) построена в 1930 году. Расположена на юго-западе Иванова и входит в системообразующую сеть 110 кВ Ивановской энергетической системы и является основным питающим центром для объектов юго-запада и запада города. Ивановская область испытывает дефицит в выработке электроэнергии. Основным источником питания города служит Костромская ГРЭС. При этом небольшое по сравнению с КГРЭС количество энергии приходит с ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3.

ПС “Ив-1” состоит из ОРУ-110 кВ, ОРУ-35 кВ, КРУН (2, 3, 4 секции) и ЗРУ (1 секция) 6 кВ. На ПС установлены трансформаторы типов: ТДН 10000 110/6 (Т-1), ТДТН 25000 110/35/6 (Т-2), ТРДН 25000 110/6/6 (Т-3), ТДН 10000 110/6 (Т-4), а также трансформаторы собственных нужд ТМ-250 6/0.4 и ТМ-180/6. Основные здания, входящие в состав подстанции: двухэтажное здание подстанции, двухэтажное здание ТМХ, трансформаторная вышка.

Основными потребителями подстанции являются: ОАО “Полет” (парашютный завод), ЗАО “Железобетон”, ОАО “Ивановорыба”, ОАО “САН ИнБЕВ” (пивоваренный завод), ЗАО “Ивановомебель”, МУП “Ивановская городская электрическая сеть”.

Схема ПС “Ив-1” приведена на рисунке 1.

Характеристики основного оборудования подстанции.

Трансформаторы.

Силовые трансформаторы предназначены для преобразования электроэнергии переменного тока с одного напряжение на другое.

На ПС Ив-1 установлены силовые трансформаторы типов: ТДН 10000 110/6, ТДТН 25000 110/35/6, ТРДН 25000 110/6/6, ТДН 10000 110/6, а также трансформаторы собственных нужд ТМ-250 6/0.4, ТМ-180/6.

1. Т – 1:

Заводской № – 77778;

Марка трансформатора – ТДН 10000 110/6;

Год изготовления – 1969;

Номинальная мощность в кВА – 10000;

Номинальное напряжение в кВ – 110/6;

Схема обмоток – Y₀/ Δ – 11;

Напряжение КЗ, % – 10, 7;

Ток холостого хода, % – 0, 7;

Потери в стали – 14 кВ;

Потери в меди – 60 кВ;

Вес с маслом – 39200 кг;

Вес масла – 12900 кг;

Защита трансформатора – газовая защита, диф. защита, защита от перегрузки, защита от перегрева, защита максимального тока и минимального напряжения;

Способ охлаждения – масляное охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла.

2. Т – 2:

Заводской № – 148120;

Марка трансформатора – ТДТН 25000 110/35/6;

Рис.1.1. Силовой трансформатор ТДТН 25000 110/35/6.

Год изготовления – 1992;

Номинальная мощность в кВА – 25000;

Номинальное напряжение в кВ – 110/35/6;

Схема обмоток – Y₀/Y/Δ – 0-11;

Напряжение КЗ, % – ВН-СН: 10, 1; ВН-НН: 18, 34 СН-НН: 6, 87;

Ток холостого хода, % – 0, 6;

Вес с маслом –64200 кг;

Вес масла – 19920кг;

Защита трансформатора – газовая защита, диф. защита, защита от максимального тока;

Способ охлаждения – масляное охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла.

3. Т – 3:

Заводской № – 10637;

Марка трансформатора – ТРДН 25000 110/6/6;

Рис.1.2. Силовой трансформатор ТРДН 25000 110/6/6.

Год изготовления – 1979;

Номинальная мощность в кВА – 25000;

Номинальное напряжение в кВ – 110/6/6;

Схема обмоток – Y₀/Δ - Δ – 11-11;

Напряжение КЗ, % – 11;

Ток холостого хода, % – 0, 5;

Потери в стали – 27 кВт;

Потери в меди – 120 кВт;

Защита трансформатора – газовая защита, диф. защита, защита от максимального тока;

Способ охлаждения – масляное охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла.

4. Т – 4:

Заводской № – 77778;

Марка трансформатора – ТДН 10000 110/6;

Год изготовления – 1969;

Номинальная мощность в кВА – 10000;

Номинальное напряжение в кВ – 110/6;

Схема обмоток – Y₀/ Δ –11;

Напряжение КЗ, % – 10, 5;

Ток холостого хода, % – 0, 7;

Потери в стали – 14 кВ;

Потери в меди – 60 кВ;

Вес с маслом – 39200 кг;

Вес масла – 12900 кг;

Способ охлаждения – масляное охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла.

5. ТСН – 2:

Марка трансформатора – ТМ-180/6;

Номинальная мощность в кВА – 180;

Номинальное напряжение в кВ –6;

Схема обмоток – Y₀/Y – 12;

Напряжение КЗ, % – 4, 5;

Ток холостого хода – 2, 4;

Потери в стали – 0, 54 кВт;

Потери в меди – 3, 1 кВт;

Защита трансформатора – газовая защита, диф. защита;

Способ охлаждения – естественное масляное охлаждение.

6. ТСН – 3:

Марка трансформатора – ТМ-250 6/0.4;

Номинальная мощность в кВА – 250;

Номинальное напряжение в кВ – 6/0.4;

Схема обмоток – Y₀/Y– 12;

Напряжение КЗ, % – 4, 7;

Ток холостого хода – 2, 3;

Потери в стали – 1, 05 кВт;

Потери в меди – 3, 7 кВт;

Защита трансформатора – газовая защита, диф. защита;

Способ охлаждения – естественное масляное охлаждение.

Трансформаторы напряжения.

Трансформаторы напряжения предназначены для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100/√ 3 ‎ В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

На ПС Ив-1 стоят трансформаторы напряжения типов: НКФ-110, НОМ-35, НТМИ-10, НАМИ-6.

1. НКФ-110

Типовое обозначение расшифровывается следующим образом:

Н – трансформатор напряжения;

К – каскадный;

Ф – в фарфоровой покрышке;

110 – класс напряжения, кВ.

Трансформатор НКФ-110 имеет двухстержневой магнитопровод, на каждом стержне которого расположена обмотка ВН, рассчитанная на U_ф/2. так как общая точка обмотки ВН соединена с магнитопроводом, то он по отношению к земле находится под потенциалом U_ф/2. Обмотки ВН изолируются от магнитопровода также на U_ф/2. Обмотки НН (основная и дополнительная) намотаны на нижнем стержне магнитопровода. Для равномерного распределения нагрузки по обмоткам ВН служит обмотка связи П. Такой блок, состоящий из магнитопровода и обмоток, помещается в фарфоровую рубашку и заливается маслом.

Рис.1.3. Трансформатор напряжения НКФ-110:

а – схема; б – конструкция: 1 – ввод высокого напряжения; 2 – маслорасширитель; 3 – фарфоровая рубашка; 4 – основание; 5 – коробка вводов НН.

2. НОМ-35

Типовое обозначение расшифровывается следующим образом:

Н – трансформатор напряжения;

О – однофазный;

М – маслонаполненный;

35 – класс напряжения, кВ.

Такие трансформаторы имеют два ввода ВН и два ввода НН, их можно соединить по схемам открытого треугольника, звезды, треугольника. В этих трансформаторах обмотки залиты маслом, которое служит для изоляции и охлаждения.

Рис.1.4. Трансформаторы напряжения однофазные масляные:

а – типа НОМ-35; б – типа ЗНОМ-35; 1 – ввод высокого напряжения; 2 – коробка вводов НН; 3 – бак.

3. НТМИ-10

Типовое обозначение расшифровывается следующим образом:

Н – трансформатор напряжения;

Т – трехфазный;

М – маслонаполненный;

И – возможность контроля изоляции;

10 – класс напряжения, кВ.

Трансформаторы напряжения типа НТМИ изготавливаются групповыми, т.е. состоящими из трех однофазных трансформаторов. В эксплуатации находятся также трехфазные трехобмоточные трансформаторы напряжения старой серии, которые выпускались с бронестержневыми магнитопроводами (три стержня и два боковых ярма). Основные вторичные обмотки защищены трехполюсными автоматическими выключателями. Дополнительные вторичные обмотки, соединенные в разомкнутый треугольник, обычно служат для сигнализации о замыкании фазы на землю.

Рис.1.5. Схема соединения обмоток трансформатора НТМИ-10.

4. НАМИ-6

Типовое обозначение расшифровывается следующим образом:

Н – трансформатор напряжения;

А – антирезонансный;

М – маслонаполненный;

И – возможность контроля изоляции;

6 – класс напряжения, кВ.

Трансформатор имеет четыре магнитопровода, для того чтобы при однофазном коротком замыкании на землю магнитные потоки нулевой последовательности замыкались по магнитопроводу, а не по баку. Эти трансформаторы имеют повышенное активное сопротивление обмоток, что приводит к быстрому затуханию феррорезонансных колебаний в сети.

Выключатели.

Выключатель – коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока.

На ПС “Ив-1” применяются выключатели типов МКП-110, МКП-35, ВМП-10, ВКЭ-10, ВМГ-10, BB-TEL-10, ВК-10.

1. Выключатель высоковольтный трехполюсный типа МКП-110М/600, предназначен для установки в сети 110 кВ переменного тока частотой 50 Гц в мощных энергетических системах. Выключатель является быстродействующим коммутационным аппаратом, состоящим из трех отдельных полюсов. Управление осуществляется общим для трех полюсов приводом.

Рис.1.6. Выключатель высо-ковольтный трехполюсный типа МКП-110М/600.

Завод изготовитель – Уралэлектроаппарат;

Заводской № - 5411;

Вес с маслом – 18330 кг;

Вес масла – 8500 кг;

Число полюсов в баке – один;

Отключение – дистанционное, ручное;

Включение – дистанционное;

Привод – ШПЭ-33;

Номинальный ток – 600 А;

Номинальное напряжение – 110 кВ;

Разрываемая мощность – 3500 МВА.

Также применяются выключатели серии МКП на напряжение 35 кВ переменного тока частотой 50 Гц.

Вес с маслом – 3400 кг;

Вес масла – 800 кг;

Число полюсов в баке – один;

Отключение – дистанционное, ручное;

Включение – дистанционное;

Номинальный ток – 1000 А;

Номинальное напряжение – 35 кВ.

2. Выключатель маломасляный горшковый ВМГ-10. Масло в этих выключателях в основном служит дугогасящей средой и только частично изоляцией между разомкнутыми контактами. Изоляция токоведущих частей друг от друга и от заземленных конструкций осуществляется фарфором или другими твердыми изолирующими материалами. Контакты выключателей для внутренней установки находятся в стальном бачке (горшке).

Рис.1.7. Конструктивные схемы выключателей ВМГ-10:

1 – дугогасительные контакты; 2 – дугогасительная камера;

3 – неподвижные контакты.

3. Выключатель подвесной масляный ВПМ-10. В этих выключателях корпус крепится на фарфоровых изоляторах к общей раме для всех трех полюсов. В каждом полюсе предусмотрен один разрыв и дугогасительная камера. При больших номинальных тока обойтись одной парой контактов трудно, поэтому предусматривают рабочие контакты снаружи выключателя, а дугогасительные – внутри металлического бачка.

Рис.1.8. Конструктивные схемы выключателей ВМП-10:

1 – дугогасительные контакты; 2 – дугогасительная камера;

3 – неподвижные контакты; 4 – рабочие контакты.

4. Маломаслянные выключатели колонкового типа ВК-10 с пружинным приводом и ВКЭ-10 с электромагнитным приводом предназначены для применения в РУ внутренней и наружной установки.

Рис.1.9. Конструктивные схемы выключателей ВК-10:

1 – дугогасительные контакты; 2 – дугогасительная камера;

3 – неподвижные контакты.

5. Выключатель вакуумный BB-TEL производственного объединения «Таврида-электрик». Выключатель состоит из трех полюсов на одном основании. Электромагнитный привод обеспечивает дистанционное управление выключателем. Выключатели данной серии применяются для замены выключателей в ячейках КРУ.

Рис.1.10. Конструктивная схема полюса вакуумного выключателя BB-TEL:

1 – неподвижный контакт ВДК; 2 – вакуумная камера (ВДК); 3 – подвижный контакт ВДК; 4 – гибкий токосъем; 5 – тяговый изолятор; 6 – пружина поджатия; 7 – кольцевой магнит; 8 – якорь; 9 – отключающая пружина; 10 – катушка; 11 – вал; 12 – постоянный магнит; 13 – герконы (контакты для внешних вспомогательных цепей)

Силовые трансформаторы.

При эксплуатации трансформаторов должны соблюдаться нагрузки, напряжения и температура в пределах заданных норм, поддерживаться характеристики масла в нормированных пределах, содержаться в исправном состоянии устройства охлаждения, регулирования напряжения и др.

Высокорасположенные (3 м и выше) части трансформаторов должны осматриваться со стационарных лестниц с соблюдением правил ПТБ.

Устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) трансформаторов должны быть в работе и, как правило, с автоматическим управлением. Их работа должна контролироваться по показаниям счетчиков числа операций. Переключение устройства РПН трансформаторов вручную запрещено.

На трансформаторах с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла (система охлаждения Д) электродвигатели вентиляторов должны автоматически включаться при достижении температуры масла 55 ⁰С или номинальной нагрузки независимо от температуры масла и отключаться при снижении температуры масла до 50 ⁰С, если при этом ток нагрузки менее номинального.

Масло в расширителе неработающего трансформатора должно быть на уровне отметки, соответствующей температуре масла в трансформаторе.

При номинальной нагрузке температура верхних слоев масла у трансформатора с охлаждением Д должна быть не выше 95 ⁰С.

Допускается продолжительная работа трансформаторов (при мощности не более номинальной) при напряжении на любой ответвлении обмотки на 10% выше номинального для данного ответвления. При этом напряжение на любой обмотке должно быть не выше наибольшего рабочего.

Для масляных трансформаторов допускается длительная перегрузка по току любой обмотки на 5 % номинального тока ответвления, если напряжение на ответвлении не превышает номинального.

Кроме того, для трансформаторов в зависимости от режимов работы допускаются систематические перегрузки, значение и длительность которых регламентируется типовой инструкцией по эксплуатации трансформаторов и инструкциями заводов-изготовителей.

В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах:

Масляные трансформаторы:

перегрузка по току, % 30 45 60 75 100

длительность перегрузки, мин 120 80 45 20 10

Допускается перегрузка масляных трансформаторов сверх номинального тока 40 % общей продолжительностью не более 6 часов в сутки в течение 5 суток подряд при полном использовании всех устройств охлаждения трансформатора.

При аварийном отключении устройств охлаждения условия работы трансформаторов определяются требованиями заводской документации.

Включение трансформаторов с системой охлаждения Д на номинальную нагрузку допускается при любой отрицательной температуре воздуха.

Переключающие устройства РПН трансформаторов разрешается включать в работу при температуре верхних слоев масла минус 20 ⁰С и выше (для погруженных резисторных устройств РПН) и минус 45 ⁰С и выше (для устройств РПН с токоограничивающими реакторами). Эксплуатация устройств РПН должна быть организована в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей.

Трансформаторы 110 и 220 кВ с испытательным напряжением нейтрали соответственно 100 и 200 кВ могут работать с разземленной нейтралью при условии ее защиты разрядником. При обосновании расчетами допускается работа с разземленной нейтралью трансформаторов 110 кВ с испытательным напряжением нейтрали 85 кВ, защищенной разрядником.

Трансформаторы мощностью 1 МВА и более должны эксплуатироваться с системой непрерывной регенерации масла в термосифонах или адсорбционных фильтрах.

Масло в расширителе трансформаторов должно быть защищено от непосредственного соприкосновения с окружающим воздухом.

У трансформаторов, оборудованных специальными устройствами, предотвращающими увлажнение масла, эти устройства могут быть постоянно включены, не зависимо от режима работы трансформатора.

Включение в сеть трансформатора должно осуществляться толчком на полное напряжение.

Осмотр трансформаторов без их отключения должен производится в следующие сроки:

а) в установках с постоянным дежурством персонала:

- главных трансформаторов электростанции и подстанции, основных и резервных трансформаторов собственных нужд – 1 раз в сутки;

- остальных трансформаторов -1 раз в неделю;

б) в установках без постоянного дежурства персонала – не реже 1 раза в месяц, в трансформаторных пунктах – не реже 1 раза в 6 месяцев.

Текущие ремонты трансформаторов должны производиться в зависимости от их состояния и по мере необходимости.

Капитальные ремонты должны производиться в зависимости от результатов испытания и их состояния.

Трансформаторы напряжения.

По принципу устройства, схеме включения и особенностям работы трансформаторы напряжения мало чем отличаются от силовых трансформаторов. Однако по сравнению с последними мощность их не превышает десятков или сотен вольт-ампер. При малой мощности режим работы трансформаторов напряжения приближается к режиму холостого хода. Размыкание вторичной обмотки трансформаторов напряжения не приводит к опасным последствиям.

На напряжение 35 кВ и ниже трансформаторы напряжения. Как правило, включаются через предохранители для того, чтобы при повреждении трансформатора напряжения он не стал причиной развития аварии. На напряжение 110 кВ и выше предохранители не устанавливаются, так как согласно имеющимся данным повреждения таких трансформаторов напряжения происходят редко.

Включение и отключение трансформаторов напряжения производится разъединителями.

Для защиты трансформаторов напряжения от токов короткого замыкания во вторичных цепях устанавливаются съемные трубчатые предохранители или автоматические выключатели максимального тока. Предохранители устанавливают в том случае, если трансформатор напряжения не питает быстродействующих защит, так как эти защиты могут ложно подействовать при недостаточно быстром перегорании плавкой вставки. Установка же автоматов обеспечивает эффективное срабатывание специальных блокировок, выводящих из действия отдельных видов защит при обрыве цепей напряжения.

Для безопасного обслуживания вторичных цепей в случае пробоя изоляции и попадании вторичного напряжения на вторичную обмотку один из зажимов вторичной обмотки или нулевая точка присоединяются к заземлению. В схемах соединения вторичных обмоток в звезду наиболее часто заземляется не нулевая точка, а начало обмотки фазы b. Это объясняется стремлением сократить на 1/3 число переключающих контактов во вторичных цепях, т.к. заземленная фаза может подаваться на реле помимо рубильников и вспомогательных контактов разъединителей.

При использовании трансформаторов напряжения для питания оперативных цепей переменного тока допускается заземление нулевой точки вторичных обмоток через пробивной предохранитель, что вызывается необходимостью уровня повышения изоляции оперативных цепей.

На время производства работ непосредственно на трансформаторе напряжения и на его ошиновке правилами безопасности предписывается создание видимого разрыва не только со стороны ВН, но также и со стороны вторичных цепей, чтобы избежать появления напряжения на первичной обмотке за счет обратной трансформации напряжения от вторичных цепей, питающихся от какого-либо другого трансформатора напряжения. Для этого во вторичных цепях трансформатора напряжения устанавливаются рубильники или используются съемные предохранители. Отключение автоматов, а также разрыв вторичных цепей вспомогательными контактами разъединителей не обеспечивает видимого разрыва цепи и поэтому считается недостаточным.

Выключатели.

Выключатели и их приводы должны быть оборудованы указателями отключенного и включенного положений.

На выключателях со встроенным приводом или с приводом, расположенным в непосредственной близости от выключателя и не отделенным от него сплошным непрозрачным ограждением (стенкой), допускается установка одного указателя – на выключателе или на приводе. На выключателях, наружные контакты которых ясно указывают включенное положение, наличие указателя на выключателе и встроенном или не отгороженном стенкой приводе необязательно.

У воздушных выключателей должна периодически проверяться бесперебойность вентиляции внутренних полостей изоляторов (для выключателей, имеющих указатели).

Периодичность проверок должна быть установлена на основании рекомендаций заводов-изготовителей.

Сжатый воздух, используемый в воздушных выключателях и приводах других коммутационных аппаратов, должен быть очищен от механических примесей с помощью фильтров, установленных в распределительных шкафах каждого воздушного выключателя или на питающем привод каждого аппарата воздухопроводе.

После окончания монтажа воздухоприготовительной сети перед первичным наполнением резервуаров воздушных выключателей и приводов других аппаратов должны быть продуты все воздухопроводы.

Для предупреждения загрязнения сжатого воздуха в процессе эксплуатации должны проводиться продувки:

а) магистральных воздухопроводов при плюсовой температуре окружающего воздуха — не реже 1 раза в 2 месяц;

б) резервуаров воздушных выключателей — после текущих и средних ремонтов, а также при нарушении режимов работы компрессорных станций.

Ремонт выключателей должен производиться:

а) масляных – 1 раз в 6-8 лет при контроле характеристик выключателя с приводом в межремонтный период;

б) воздушных – 1 раз в 4-6 лет.

Техника безопасности.

Устройство, эксплуатация и ремонт оборудования, зданий и сооружений должен отвечать требованиям стандартов безопасности труда и ПТБ.

Средства защиты, приспособления и инструмент, применяемые при обслуживании оборудования, зданий и сооружений энергопредприятий, должны подвергаться осмотру и испытаниям в соответствии с действующими нормативно-техническими документами по охране труда.

Для рабочих и служащих энергопредприятия должны быть разработаны и утверждены руководителем инструкции по охране труда, устанавливающие правила выполнения работ в объеме, обязательном для работников на данной должности.

Каждый работник должен знать и строго выполнять требования безопасности труда, относящиеся к обслуживаемому оборудованию и организации труда на рабочем месте.

Весь производственный персонал электростанций, сетей, ремонтных и наладочных предприятий должен быть практически обучен приемам освобождения человека, попавшего под воздействие электрического тока, и оказания ему первой помощи, а также приемам оказания первой помощи при других несчастных случаях.

Каждый несчастный случай, а также другие нарушения требований безопасности труда должны быть тщательно расследованы, выявлены причины и виновники их возникновения и приняты меры к предупреждению повторения подобных случаев.

Ответственность за несчастные случаи, происшедшие на производстве, несут лица из административно-технического персонала, не обеспечившие безопасность труда, выполнение стандартов безопасности труда и не принявшие должных мер для предупреждения несчастных случаев, а также лица, непосредственно нарушившие требования безопасности или инструкции по охране труда.

В каждом цехе электростанции, на подстанциях, участках сетей, в лабораториях и других объектах, а также автомашинах выездных бригад должны бать аптечки или сумки первой помощи с постоянным запасом медикаментов и медицинских средств. Персонал должен быть обеспечен спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной защиты в соответствии с отраслевыми нормами.

Персонал, находящийся в помещениях с действующим энергооборудованием (за исключением щитов управления, релейных и им подобных), в закрытых и открытых распределительных устройствах, колодцах, камерах, каналах и туннелях электростанций, тепловых и электрических сетей, на строительной площадке и ремонтной зоне, а также при обслуживании линий электропередачи должен надевать защитные каски.

Список литературы.

1. А.И. Кулешов, А.А. Братолюбов Программа сквозной практической подготовки студентов специальности 100200 «Электроэнергетические системы и сети».

2. Правила устройства электроустановок. Минэнерго СССР – 6-е издание – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 640 с.

3. Правила техники эксплуатации электрических станций и сетей. – М.: Энергия, 1977. – 288 с.

4. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001. – 216 с.

5. Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций. – М.: Издательский центр «Академия», 2005 – 448 с.

6. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 592 с., ил.

7. А.А. Филатов Оперативное обслуживание электрических подстанций. – М.: Издательство «Энергия», 1980 – 232 с., ил.