2020-05-12
194
Рисунок 3. Простейший силовой однофазный трансформатор
Конструктивно аппарат состоит из сердечника, выполненного из листовой электротехнической стали и обмоток 1 и 2 (первичной и вторичной), которые размещены на стержнях и электрически не связаны между собой. К обмотке 1 подключается источник питания, к обмотке 2 – нагрузка (потребитель).
За счёт явления электромагнитной индукции переменный ток i1 создаёт магнитный поток, который замыкается в сердечнике и сцепляясь с обеими обмотками наводит в них ЭДС само- и взаимоиндукции соответственно. При подключении потребителя во вторичной обмотке создаётся ток i2, а на выводах – вторичное напряжение. Разница в напряжениях на вводах и выводах образуется за счёт разного количества витков в 1 и 2 обмотках. Отношение параметров может быть любым.
По количеству фаз существует разделение на одно- и трехфазный трансформатор, по виду охлаждения – на воздушный и масляный, по форме магнитопровода – на стержневой, бронестержневой, броневой, тороидальный. Особенностью трёхфазного от однофазного трансформатора в плане его электрической схемы состоит в том, что схемы трёх отдельных систем объединены в одну.
|
|
|
Трансформаторы и электрические машины в целом являются одними из важнейших элементов любой системы энергоснабжения. Огромное количество технических решений и отдельных видов устройств позволяет решать самые разные задачи во всех сферах деятельности.
Техническая и оперативная документация по эксплуатации электрооборудования.
У каждого Потребителя должна быть следующая техническая документация:
· - генеральный план участка, на который нанесены здания, сооружения и подземные электротехнические коммуникации;
· - технические условия на присоединение к электрическим сетям;
· - утвержденная проектная документация (чертеж, пояснительная записка и другие документы) со всеми изменениями;
· - акты испытаний и наладки электроустановок и электрооборудования;
· - акты принятия (допуска) электроустановок в эксплуатацию;
· - исполнительные схемы первичных и вторичных электрических соединений;
· - акты разграничения балансовой принадлежности электрических сетей и эксплуатационной ответственности сторон между Потребителем и энергоснабжающей организацией;
· - технические паспорта основного электрооборудования, зданий и сооружений объектов, сертификаты на электрооборудование;
· - общие схемы электроснабжения;
· - договор электроснабжения со всеми необходимыми приложениями;
· - инструкции по эксплуатации электроустановок, должностные инструкции, а также инструкции по охране труда и пожарной безопасности;
|
|
|
· - инструкция по безаварийной остановке оборудования.
Для каждого структурного подразделения или самостоятельного производственного участка необходимо иметь:
· - паспортные карты или журналы с перечнем электроустановок и средств защиты с указанием их технических данных, а также присвоенными им инвентарными номерами;
· - протоколы и акты испытаний, ремонта и ревизии оборудования;
· - чертежи электрооборудования, электроустановок и сооружений, комплекты чертежей запасных частей, исполнительные чертежи трасс воздушных и кабельных линий, кабельные журналы;
· - чертежи подземных кабельных трасс и заземляющих устройств с привязками к зданиям и постоянным сооружениям, а также с указанием мест установки соединительных муфт кабелей и пересечений их с другими коммуникациями;
· - общие схемы электроснабжения, составленные для потребителя в целом и для отдельных цехов и участков;
· - комплект эксплуатационных инструкций по обслуживанию электроустановок цеха, участка;
· - комплект производственных инструкций для каждого рабочего места, инструкций по охране труда, а также инструкций по пожарной безопасности. Перечень таких инструкций утверждает технический руководитель организации;
· - распоряжения руководителя Потребителя о разграничении электрических сетей по эксплуатационной ответственности между структурными подразделениями.
Все изменения в электроустановках, сделанные во время эксплуатации, должны отображаться в схемах и чертежах за подписью лица, ответственного за электрохозяйство, с указанием даты внесения изменений.
Сведения об изменениях в электрических схемах должны доводиться до сведения электротехнического персонала, для которого знание этих схем является обязательным, и фиксироваться записью в журнале распоряжений. Комплект схем электроснабжения должен быть на рабочем месте у лица, ответственного за электрохозяйство. Комплект оперативных схем электроустановок цеха, участка и электроустановок, электрически соединенных с другими цехами и участками, должен храниться у дежурного цеха, участка. Схемы основных электрических соединений электроустановки вывешиваются на видном месте в помещении электроустановки.
Порядок эксплуатации электроустановок Потребителей, которые включены в транзитную часть энергоснабжающей организации и имеют собственные электрические станции, устанавливается Положением о взаимоотношениях оперативного персонала Потребителя с персоналом энергоснабжающей организации, которое должно быть согласовано с этой организацией.
В случае изменения состояния, условий эксплуатации электроустановок в инструкции по эксплуатации электроустановок вносятся соответствующие изменения и дополнения. С этими изменениями должны ознакомиться работники, для которых является обязательным знание этих инструкций, с записью в журнале производственного инструктажа.
На каждом производственном участке, в цехах должен быть комплект необходимых инструкций согласно утвержденному перечню. Полный комплект инструкций должен храниться у лица, ответственного за электрохозяйство, а у работника на рабочем месте - комплект, необходимый для выполнения его функций.
На рабочих местах оперативного персонала (на подстанциях, в распределительных устройствах или помещениях, отведенных для работников, которые обслуживают электроустановки) необходимо вести следующую документацию:
- однолинейную схему электрических соединений;
- оперативный журнал;
- бланки переключений, нарядов-допусков;
- журнал учета работ;
- журнал выдачи и возврата ключей от электропомещений;
-журнал релейной защиты, автоматики и телемеханики (указания оперативному персоналу);
|
|
|
- журнал учета работы РЗА;
- журнал распоряжений;
- журнал или картотеку дефектов и неполадок на электрооборудовании;
- журнал обходов и осмотров электрооборудования;
- ведомости (журнал) показаний контрольно-измерительных приборов и электросчетчиков;
- перечень работ, выполняемых по нарядам, распоряжениям и в порядке текущей эксплуатации;
- журнал учета противоаварийных тренировок;
- журнал производственного инструктажа;
- журнал учета электрооборудования.
На рабочих местах должна также иметься следующая документация:
1) должностная инструкция;
2) утвержденный перечень ТНПА, технологических схем для данного рабочего места;
3) списки работников:
- имеющих право выполнения оперативных переключений, ведения оперативных переговоров, единоличного осмотра электроустановок и электротехнической части технологического оборудования;
- имеющих право отдавать распоряжения, выдавать наряды;
- которым даны права допускающего, руководителя работ, производителя работ, наблюдающего;
- допущенных к выполнению специальных видов работ;
- энергоснабжающей организации и организаций - субабонентов, имеющих право вести оперативные переговоры;
4) перечень оборудования, линий электропередачи и устройств РЗА, находящихся в оперативном управлении и ведении на закрепленном участке;
5) производственная инструкция по переключениям в электроустановках;
6) инструкция о порядке действия персонала в случае возникновения аварийных и чрезвычайных ситуаций, а также пожаров;
7) положение о режимном взаимодействии с энергоснабжающей организацией;
8) перечень постоянно действующих мероприятий по снижению нагрузки в часы контроля максимума электрической мощности, утвержденный в установленном порядке.
Объем оперативной документации может быть дополнен по решению руководителя Потребителя или лица, ответственного за электрохозяйство.
Оперативная документация, диаграммы регистрирующих контрольно-измерительных приборов, ведомости показаний расчетных приборов учета, выходные документы, формируемые оперативно-информационным комплексом автоматизированных систем управления (далее - АСУ), относятся к документам строгого учета и подлежат хранению в течение одного года.
|
|
|
Оперативную документацию периодически (в установленные техническим руководителем сроки, но не реже 1 раза в месяц) должен просматривать вышестоящий оперативный или административно-технический персонал и принимать меры к устранению обнаруженных недостаток.
Нормальные режимы работы генераторов.
Нормальными режимами генератора являются такие, при которых он работает с номинальными параметрами, указанными на заводской таблице и в паспорте, или с отклонениями, допустимыми по ГОСТ или ТУ. Работа генератора точно с номинальными параметрами называется, кроме того, номинальным режимом. К основным параметрам генератора относятся: полная мощность, напряжение и ток статора, ток ротора, коэффициент мощности, частота, температура и давление охлаждающей среды.
Длительно допустимые значения тока статора и ротора генератора в зависимости от конкретных значений давления газа и температуры охлаждающей среды, а также от значения рабочего напряжения на выводах статора обычно указываются в так называемой режимной карте генератора, которой пользуются при его эксплуатации.
При составлении режимных карт руководствуются следующими соображениями. Длительно допустимые токи статора и ротора должны быть снижены, если температура охлаждающей среды или давление газа отличаются от номинального в сторону ухудшения охлаждения. Если температура охлаждающего газа ниже номинальной, то мощность генератора разрешается повысить.
Если температура охлаждающего газа выше номинальной, то допустимые токи статора и ротора уменьшаются до значений, при которых температуры обмоток не будут превышать наибольших допустимых в эксплуатации. При температуре входящего газа выше 55° С работа генераторов не допускается.
Для генераторов с водяным охлаждением обмотки статора снижение нагрузки в случае повышения температуры входящей в обмотку воды выше номинальной должно быть таким, чтобы температура выходящей из обмотки воды не превысила 85 °С.
Для предотвращения конденсации влаги на стенках газоохладителей температура точки росы водорода в корпусе генератора при рабочем давлении должна быть ниже, чем температура воды на входе в газоохладители, но не выше 15 °С. Последнее требование фактически определяет влагосодержание газа не более 12,8 г/м3. Повышение влажности водорода в генераторе при отсутствии течи воды в газоохладителях и применении для подпитки хорошо осушенного водорода может произойти только за счет попадания влаги вместе с воздухом из масла, сливающегося из уплотнений в сторону водорода.
Повышение влажности водорода снижает надежность и срок службы изоляции, вредно сказывается на механической прочности бандажей ротора, ограничивает снижение температуры холодного водорода в зимнее время из-за возможности конденсации влаги на стенках газоохладителей. Наконец, повышение влагосодержания в газе на 1 г/м3, увеличивая плотность газовой смеси, повышает вентиляционные потери в генераторе на 0,8—1 %. В настоящее время для снижения влагосодержания газа начали применять холодильные установки.
Генераторы с поверхностным водородным охлаждением могут работать на воздушном охлаждении при сниженной нагрузке. Для генераторов с непосредственным охлаждением работа с нагрузкой на воздушном охлаждении недопустима, так как это привело бы к перегреву и повреждению обмотки. Генераторы серии ТВФ должны быть переведены на водород до включения в сеть, а генераторы серий ТВВ и ТГВ при воздушном охлаждении могут работать на XX только без возбуждения и то кратковременно.
Длительно допустимое отклонение напряжения не должно превышать ±10% номинального. При отклонении напряжения свыше ±5 % номинального полная мощность генератора уменьшается согласно указанию завода-изготовителя или на основании испытания.
Рис. 4. Диаграмма мощности
Повышение напряжения свыше 105 % номинального связано с повышением тока возбуждения и магнитной индукции генератора, что вызывает повышенный нагрев стали статора, возрастание дополнительных потерь в роторе и конструктивных элементах статора. Чтобы не превысить нагрева обмотки ротора и стали статора сверх допустимого в эксплуатации, нагрузка генератора при повышении напряжения сверх 105 % должна понижаться. Уменьшение же мощности генератора при снижении напряжения ниже 95 % номинального вызывается тем, что повышать ток свыше 105 % номинального недопустимо. Повышение напряжения свыше 110 % недопустимо из-за резкого усиления местных перегревов активной стали сердечника статора в результате роста при этом магнитного потока рассеивания.
Рассмотрим работу генератора с различными коэффициентами мощности, пользуясь диаграммой мощности (рис. 4.). Полная мощность генератора ограничивается:
· в зоне перевозбуждения при коэффициенте мощности менее номинального — нагревом обмотки ротора, так как для увеличения реактивной нагрузки необходимо увеличивать ток ротора. При номинальном токе ротора из-за размагничивающего действия реакции реактивного тока статора наибольшее значение тока статора составит всего лишь около 80 % номинального;
· в зоне от номинального значения коэффициента мощности до значения, равного единице, — нагревом обмотки статора или допустимой мощностью турбины;
· в зоне недовозбуждения (коэффициент мощности менее единицы)—мощностью турбины, током статора, нагревом торцевых элементов сердечника статора.
Уровень нагрева концевых элементов сердечника статора особенно значителен в генераторах с непосредственным охлаждением, имеющих повышенные электромагнитные нагрузки. Несмотря на меры, принимаемые по снижению нагрева (выполнение разрезов в зубцах крайних пакетов, усиление охлаждения этих пакетов и т.д.), торцевые элементы статора этих машин нагреваются до высоких температур не только в режимах недовозбуждения, но и при работе их с отстающим током при коэффициенте мощности, близком к единице. Поэтому допустимая длительная нагрузка в режиме недовозбуждения, а также при повышении коэффициента мощности от номинального до единицы для генераторов с непосредственным охлаждением должна определяться на основании специальных испытаний или директивных материалов с учетом обеспечения устойчивости параллельной работы в сети.
Для генераторов с косвенным охлаждением разрешается длительная работа при повышении коэффициента мощности от номинального до единицы с сохранением номинального значения полной мощности.
При регулярной работе генератора в режимах недовозбуждения должно быть обеспечено автоматическое ограничение минимального тока возбуждения для исключения потери устойчивости в случаях внезапного повышения напряжения в сети.
Допустимые аварийные перегрузки.
Допустимые перегрузки трансформаторов и автотрансформаторов в нормальных режимах работы определяются старением изоляции его обмоток — бумаги. Старение изоляции приводит к изменению исходных электрических, механических и химических свойств изоляционных материалов трансформаторов. Сроком естественного износа трансформатора, работающего в номинальном режиме, считается срок, равный примерно 20 годам.Согласно ПТЭ, допускается длительная перегрузка масляных трансформаторов и трансформаторов с жидким негорючим диэлектриком любой обмотки по току на 5 %, если напряжение их обмоток не выше номинального; при этом для обмоток с ответвлениями нагрузка не должна превышать 1,05 номинального тока ответвления. В автотрансформаторе ток в общей обмотке должен быть не выше наибольшего длительно допустимого тока этой обмотки.
Продолжительные допустимые нагрузки сухих трансформаторов устанавливаются в стандартах и технических условиях конкретных групп и типов трансформаторов. В ряде случаев такой допустимой перегрузки для оптимального использования изоляции трансформатора оказывается недостаточно. В этом случае продолжительность и значения перегрузок трансформаторов номинальной мощностью до 100 МВА находят по графикам нагрузочной способности в зависимости от суточного графика нагрузки, эквивалентной температуры охлаждающей среды и постоянной времени трансформатора. Это же правило относится и к трансформаторам с расщепленными обмотками.
Если при наступлении перегрузки у оперативного персонала отсутствуют суточные графики нагрузки и персонал не может воспользоваться графиками нагрузочной способности для определения допустимой перегрузки.
Таблица 1.1
Таблица 1.2
Окончание табл. 1.3
Из этих таблиц следует, что систематические перегрузки, допустимые после нагрузки ниже номинальной, устанавливаются в зависимости от превышения температуры верхних слоев масла над температурой охлаждающей среды, которое определяется не позднее начала наступления перегрузки.
При возникновении аварий, например, при выходе из работы одного из параллельно работающих трансформаторов и отсутствии резерва, разрешается аварийная перегрузка оставшихся в работе трансформаторов независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды.
При разрешенных аварийных перегрузках форсированный износ изоляции и сокращение ее срока службы считается меньшим злом, чем аварийное отключение потребителей электроэнергии.
В соответствии с ПТЭ, 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:
Допускается продолжительная работа трансформаторов (при нагрузке не выше номинальной мощности) при повышении напряжения на любом ответвлении любой обмотки на 10 % сверх номинального напряжения данного ответвления. При этом напряжение на любой из обмоток должно быть не выше наибольшего рабочего напряжения.
Несимметричный и асинхронный режимы синхронных генераторов.
Несимметричный режим характеризуется неравенством токов в фазных обмотках статора генератора. Причинами возникновения несимметричного режима могут быть: однофазные нагрузки большой мощности; обрыв провода липни электропередачи или ошиновки распределительного устройства; несимметричные короткие замыкания и т.п.
При возникновении несимметрии по обмоткам статора синхронных генераторов начинают протекать токи обратной последовательности, которые вызывают магнитный поток, вращающийся относительно ротора с двойной угловой скоростью. Этот поток индуцирует в бочке ротора токи двойной частоты, которые вызывают дополнительные потери в элементах ротора и их нагрев. Кроме того, магнитное поле обратной последовательности вызывает повышенные вибрации лобовых частей обмоток машины (большее у гидрогенераторов). В напряжениях, токах статора и ротора появляются высшие гармоники (в обмотке статора нечетные, в обмотке ротора четные). Для неявнополюсных синхронных генераторов (турбогенераторов) допустимая несимметрия нагрузки определяется нагревом элементов ротора, а для явнополюсных генераторов (гидрогенераторов) — с учетом как теплового, так и механического воздействия.
Для всех турбогенераторов неравенство токов в фазах допускается до 10 и 20 % соответственно для гидрогенераторов и синхронных компенсаторов. При этом ток ни в одной из фаз не должен превышать номинального значения. При таком неравенстве токов фаз статора ток обратной последовательности будет составлять примерно 5—7 % тока прямой последовательности для турбогенераторов и 10— 12% — для гидрогенераторов и синхронных компенсаторов. Большая несимметрия для гидрогенераторов и синхронных компенсаторов допускается из-за того, что дополнительные потери при несимметричной нагрузке в роторе с явно выраженными полюсами меньше, чем в роторах неявнополюсных машин.
Работа генераторов в режиме синхронного компенсатора.
В ряде случаев для поддержания необходимого уровня напряжения в системе целесообразно генераторы использовать как синхронные компенсаторы. Включенный в сеть генератор переводится в режим синхронного компенсатора прекращением подачи в турбину энергоносителя (пара или воды). На гидротурбине затем срывается вакуум, а если рабочее колесо расположено ниже уровня воды в нижнем бьефе, то дополнительно производится отжатие воды давлением воздуха из ресиверов. Удаление воды из области рабочего колеса сокращает до минимума потери на его вращение.
Длительное вращение паровых турбин, за исключением некоторых типов мощностью менее 6 МВт, в беспаровом режиме не допускается из-за возможности перегрева лопаток ротора. В последнее время для устранения перегрева лопаток применяют схемы вентиляции турбин небольшим количеством пара, что позволяет использовать мощные турбогенераторы в качестве синхронных компенсаторов без отсоединения от турбины.
Регулирование реактивной нагрузки на генераторе, переведенном в режим компенсатора, производится изменением тока в роторе.
В случае использования турбогенератора в качестве синхронного компенсатора при длительном простое турбины в ремонте или по другим причинам муфта между генератором и турбиной разбирается. Установкой специальных упоров ограничивается осевое перемещение ротора генератора. Смазка подшипников генератора производится от маслонасосов турбины с установкой заглушек на напорные маслопроводы к подшипникам турбины. Как правило, пуск отсоединенного от турбины генератора производится подъемом частоты вращения с нуля от другого генератора. Такой пуск называется частотным. При частотном пуске мощность ведущего (развертывающего) генератора во избежание его перегрузки должна составлять не менее одной трети мощности ведомого (развертываемого) генератора. Оба генератора до пуска включаются на резервную систему шин.
Ликвидация аварий в электрической части энергосистем.
Ликвидация аварий в электрической части энергосистем является одной из самых трудных задач оперативного персонала. Решение ее сводится: к быстрой оценке аварийного положения и немедленному принятию мер, обеспечивающих безопасность персонала и устраняющих угрозу повреждения оборудования; к выполнению ряда операций, предотвращающих развитие аварии и устраняющих аварийный режим; к своевременному информированию вышестоящего дежурного о причинах аварии и принятых мерах по ее ликвидации.
Объективное суждение о создавшемся аварийном положении оперативный персонал производит на основании: сигнализации положения выключателей, показаний измерительных приборов, выпавших указателей срабатывания устройств релейной защиты и автоматики, световых табло на панелях щитов управления.
Оценивая аварийное положение по указателям релейной защиты, учитывают принципы их действия, виды повреждений, на которые реагируют защиты, и зоны их действия. При этом принимается во внимание возможность неправильных отключений неповрежденного оборудования одновременно с поврежденным, а также отказы в отключении поврежденного оборудования. Личные наблюдения персонала и поступившие сообщения о замеченных аварийных явлениях (толчках тока, вспышках, пожаре) могут дополнить информацию о месте повреждения. Общее представление об аварии составляется на основании всей этой информации, затем намечается ориентировочный план действия по ее ликвидации.
Все переключения в аварийных условиях выполняются персоналом в строгом соответствии с ПТЭ, правилами техники безопасности и с обязательным применением защитных средств.
Ликвидация возникшей аварийной ситуации в значительной мере зависит от того, насколько четки, правильны и своевременны действия оперативного персонала энергообъектов, диспетчеров предприятий электросетей и энергосистемы. В этой связи предусмотрено строгое распределение функций по ликвидации аварий между оперативным персоналом всех ступеней диспетчерского управления на основе следующих положений:
1. оперативному персоналу станций и подстанций предоставлено право самостоятельно производить операции по ликвидации аварий и предупреждению их развития, если эти операции не требуюткоординациидействий оперативного персонала смежных энергообъектов;
2. во время ликвидации аварий оперативный персоналподдерживает связь с вышестоящим дежурным и передает ему информацию, необходимую для ликвидации аварий, затрагивающих ряд энергообъектов и участков сетей;
3. диспетчеры электросетейи энергосистемы контролируют действия подчиненного персонала, занятого ликвидацией аварий, и оказывают ему необходимую помощь.
ПП.03.
Технологический процесс производства электроэнергии.
На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину, соединенную с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для электростанций служат уголь, торф, горючие сланцы, а также газ и мазут. В отечественной энергетике на долю КЭС приходится до 60% выработки электроэнергии.
Основными особенностями КЭС являются: удаленность от потребителей электроэнергии, что определяет в основном выдачу мощности на высоких и сверхвысоких напряжениях, и блочный принцип построения электростанции. Мощность современных КЭС обычно такова, что каждая из них может обеспечить электроэнергией крупный район страны. Отсюда еще одно название электростанций этого типа - государственная районная электрическая станция (ГРЭС).
Рис.5. Общий вид современной КЭС
1 - главный корпус, 2 - вспомогательный корпус,
3 - открытое распределительное устройство, 4 - склад топлива
аспределительное устройство, 4 - склад топлива
На рис.5 показан общий вид современной КЭС, а на рис.6 - упрощенная принципиальная технологическая схема энергоблока КЭС. Энергоблок представляет собой как бы отдельную электростанцию со своим основным и вспомогательным оборудованием и центром управления - блочным щитом. Связей между соседними энергоблоками по технологическим линиям обычно не предусматривается.
Рис.6. Принципиальная технологическая схема КЭС
1 - склад топлива и система топливоподачи,
2 - система топливоприготовления, 3 - котел,
4 - турбина, 5 - конденсатор, 6 - циркуляционный насос,
7 - конденсатный насос, 8 - питательный насос,
9 - горелки котла, 10 - вентилятор, 11 - дымосос,
12 - воздухоподогреватель, 13 - водяной экономайзер,
14 - подогреватель низкого давления, 15 - деаэратор,
16 - подогреватель высокого давления.
Построение КЭС по блочному принципу дает определенные технико-экономические преимущества, которые заключаются в следующем:
· облегчается применение пара высоких и сверхвысоких параметров вследствие более простой системы паропроводов, что особенно важно для освоения агрегатов большой мощности;
· упрощается и становится более четкой технологическая схема электростанции, вследствие чего увеличивается надежность работы и облегчается эксплуатация;
· уменьшается, а в отдельных случаях может вообще отсутствовать резервное тепломеханическое оборудование;
· сокращается объем строительных и монтажных работ; уменьшаются капитальные затраты на сооружение электростанции;
· обеспечивается удобное расширение электростанции, причем новые энергоблоки при необходимости могут отличаться от предыдущих по своим параметрам.
Технологическая схема КЭС состоит из нескольких систем: топливоподачи; топливоприготовления; основного пароводяного контура вместе с парогенератором и турбиной; циркуляционного водоснабжения; водоподготовки; золоулавливания и золоудаления и, наконец, электрической части станции (рис.6).
Механизмы и установки, обеспечивающие нормальное функционирование всех этих элементов, входят в так называемую систему собственных нужд станции (энергоблока).
Электроэнергия, вырабатываемая электростанцией, выдается на напряжении 110-750 кВ и лишь часть ее отбирается на собственные нужды через трансформатор собственных нужд, подключенный к выводам генератора.
Генераторы и повышающие трансформаторы соединяют в энергоблоки и подключают к распределительному устройству высокого напряжения, которое обычно выполняется открытым (ОРУ). Варианты расположения основных сооружений могут быть различными, что иллюстрируется рис.7
Рис. 7. Варианты расположения основных сооружений КЭС
1 - главный корпус; 2 - склад топлива;
3 - дымовые трубы; 4 - трансформаторы блоков;
5,6 - распределительные устройства; 7 - насосные станции;
8 - промежуточные опоры электрических линий
Современные КЭС оснащаются в основном энергоблоками 200-800 МВт. Применение крупных агрегатов позволяет обеспечить быстрое наращивание мощностей электростанций, приемлемые себестоимость электроэнергии и стоимость установленного киловатта мощности станции.
Средства диспетчерского управления энергосистемой.
Система управления энергетическим производством - это совокупность организационных систем управления, диспетчерского управления и средств автоматического управления. Эта управляющая производственная система является подсистемой более сложной системы управления и подвержена воздействию множества случайных и неопределенных факторов.
Все системы управления взаимосвязаны, но у каждой есть свои функции:
1) производственно-хозяйственное управление на базе организационной структуры управления;
2) оперативно-диспетчерское управление с использованием технических и организационных средств диспетчерского управления;
3) автоматическое управление с использованием режимной, технологической и защитной автоматики.
Организационное управление. Подразделения оргструктуры предприятия занимаются управлением хозяйственной деятельностью. В ряде подразделений решаются в определенном объеме режимные задачи, например, в отделе маркетинга, планирования, финансов, производственных. При этом соблюдается иерархия во времени и пространстве. Например, планируются выработка электроэнергии; бюджеты продаж, а они зависят от продажи электроэнергии и мощности; финансы, которые зависят от оплаты за проданную электроэнергию и тепловую энергию; снабжение топливом, которое зависит от поставщиков топлива; издержки производства, зависящие от использования мощностей станций. Планы составляются обычно с годовой заблаговременностью. Разработаны соответствующие методы расчетов для решения необходимых задач.
Органы оперативно-диспетчерского управления отвечают за оперативное планирование и управление режимами.
Автоматическое управление - это наиболее прогрессивный способ управления. Однако системы энергетики подвержены множеству случайных воздействий, которые не всегда можно предвидеть, поэтому нельзя заранее рассчитать оптимальную программу управления и невозможно возложить на автоматику все управление. Вместе с тем в энергетике процессы управления глубоко автоматизированы и автоматика играет важнейшую роль при управлении нормальными режимами и, что очень важно, аварийными. Процессы протекают на электронном уровне, и человек не способен адекватно реагировать на ситуацию.
Технологическая автоматика (ТА) обеспечивает пуск (остановку) агрегатов, перевод из режима генератора в режим синхронного компенсатора и обратно. Технологическая автоматика имеет специальную программу управления, отвечающую требованиям к энергоснабжению, на всех станциях. Применяется она для управления потоками мощности между энергосистемами и настраивается в соответствии с графиками перетоков мощности.
Автоматика нормальных режимов обеспечивает загрузку-разгрузку агрегатов по заданной программе. Программа специально рассчитывается для конкретных условий. Если условия меняются, то программа также меняется. Имеется автоматика распределения и регулирования активной и реактивной мощности, напряжения, распределения резервов.
Автоматика противоаварийного управления {ПАА) обеспечивает специальное управление при тяжелых системных авариях (при нарушении устойчивости, коротких замыканиях).
Релейная защита защищает оборудование от повреждений при авариях. Для задания программы ее действия рассчитываются тяжелые режимы.
Автоматика нормального режима играет большую роль в управлении режимами и обеспечивает непрерывное соответствие между генерацией и потреблением электроэнергии [1]. При достаточно высоком уровне ее исполнения она называется системой автоматического управления работой энергосистем по частоте и активной мощности - САУРЧМ. Такая система может управлять активными мощностями электростанций, энергосистем и объединений.
Автоматика нормальных режимов может выполнять и станционные функции. На станциях имеется автоматика группового управления активной мощностью (ГРАМ), которая обеспечивает оптимальную загрузку агрегатов при работе станции по заданному графику. На станциях есть также автоматика группового регулирования реактивной мощности агрегатов, с помощью которой загрузка агрегатов вдет в соответствии с заданным графиком напряжения.
Автоматика аварийных режимов. Противоаварийная автоматика повышает устойчивость энергосистем и их надежность. Ее функции могут различаться. Не будем подробно останавливаться на разновидностях ПАА.
Функциональные группы режимной автоматики. Приведем пример функциональной автоматики крупного блока ТЭС. Функциональная автоматика призвана децентрализовать управление очень сложным объектом, таким как крупный блок ТЭС. Без такой декомпозиции процесс управления становится сложным. Каждая функциональная система имеет свои цели и представляет собой локальную систему автоматики. Примерный перечень функциональных систем крупного блока приведен ниже. В нем 21 система. Оперативнодиспетчерский персонал контролирует работу этих систем.
Функциональная автоматика котлов:
• Система питания котлов.
• Система подачи твердого пылевидного топлива.
• Система подачи жидкого (газообразного) топлива.
• Система подачи и подогрева воздуха.
• Система розжига растопочных горелок.
• Система удаления и очистки дымовых газов.
• Система управления пароперегревателями.
Функциональная автоматика турбин и вспомогательного оборудования:
• Система снабжения смазочным маслом.
• Система снабжения регулирующей жидкостью (аккумуляторный бак, центральный насос).
• Система снабжения паром.
• Система снабжения перегретым паром.
• Управление охладительными установками.
• Управление насосами (конденсатными и др.).
• Управление обессоливающей установкой.
• Управление питательно-деаэраторной установкой.
• Система подогревателей среднего давления.
• Система подогревателей высокого давления.
Функциональная автоматика генераторов:
• Система охлаждения.
• Система возбуждения.
• Система синхронизации.
Оперативно-диспетчерское управление электрическими системами обеспечивает непрерывное управление совместно работающими энергетическими объектами. Это многоуровневая иерархическая система и на каждом уровне управления решаются определенные задачи. В оперативном управлении диспетчера находятся оборудование и устройства управления. Диспетчерский пункт оснащен средствами связи со всеми объектами, средствами автоматического управления и контроля, вычислительной техникой, системой АСДУ.
Диспетчерские системы управления в отечественной энергетике сложились в тридцатые годы XX века. Накоплен многолетний положительный опыт их работы. В настоящее время кроме управления технологическими процессами появились задачи коммерческого управления, которые решаются специальным персоналом диспетчерских пунктов. Диспетчерское управление организовано на основе строгой регламентации всех действий. Используются следующие принципы:
• иерархичность органов управления;
• строгая самостоятельность действий на каждом уровне;
• четкое распределение прав и обязанностей для всего оперативно-диспетчерского персонала;
• строжайшая дисциплина действий.
Диспетчерские подразделения планируют режим системы и ведут непрерывную корректировку режима по текущей оперативной информации.
Основные технические задачи диспетчерского управления включают:
• управление балансом мощности и энергии;
• управление перетоками мощности;
• поддержание качества электроэнергии;
• обеспечение надежности энергоснабжения;
• выполнение оперативных переключений в электрической сети;
• вывод оборудования в ремонт и ввод после ремонта;
• ликвидация аварий.
Коммерческие задачи определяются отношениями купли-продажи на электроэнергетическом рынке. Коммерческий диспетчер управляет работой системы в соответствии с договорными отношениями между субъектами рынка или со специальными коммерческими принципами. Он следит за объемом продаж и покупок и принимает решения при их отклонении от договорных величин, а также контролирует ограничения потребителей при нарушении платежной дисциплины. Обеспечивает покупателей информацией об изменении цен и объемов продаж. На рис. 8 показана схема основных систем управления.
Рис. 8. Схема средств и систем оперативного управления энергетическими системами и объектами.
Автоматика электроэнергетических систем.
Под автоматизацией энергосистем понимается внедрение устройств и систем, осуществляющих автоматическое управление схемой и режимами (процессами производства, передачи и распределения электроэнергии) энергосистем в нормальных и аварийных условиях. Автоматизация энергосистем обеспечивает нормальное функционирование элементов энергосистемы, надежную и экономичную работу энергосистемы в целом, требуемое качество электроэнергии.
Все устройства автоматики можно разделить на две большие группы: устройства технологической и системной автоматики. Технологическая автоматика является местной автоматикой, выполняющей функции управления локальными процессами на энергообъекте и поддержания на заданном уровне или регулирования по определенному закону местных параметров, не оказывая существенного влияния на режим энергосистемы в целом.
Системная автоматика осуществляет функции управления, оказывающие существенное влияние на режим работы всей энергосистемы или ее значительной части. По функциональному назначению системная автоматика разделяется на автоматику управления в нормальных режимах и автоматику управления в аварийных режимах.
К автоматике управления в нормальных режимах относятся устройства автоматического регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ), автоматического регулирования напряжения на шинах электростанций и подстанций и др. С помощью устройств автоматики управления в нормальных режимах обеспечиваются установленное качество электроэнергии по частоте и напряжению, повышение экономичности работы и запаса устойчивости параллельной работы.
К автоматике управления в аварийных режимах относятся наряду с устройствами релейной защиты (рассматриваемыми в другом курсе) также сетевая автоматика, осуществляющая включение резерва, повторное включение элементов оборудования (линий трансформаторов, шин), форсировку возбуждения синхронных машин, и противоаварийная автоматика. С помощью противоаварийной автоматики осуществляются разгрузка линий электропередачи для предотвращения нарушения устойчивости параллельной работы, прекращение асинхронного режима делением энергосистем, отключение для предотвращения развития аварии части потребителей по факту недопустимо низкой частоты или напряжения, ликвидация кратковременных повышений частоты и напряжения, представляющих опасность для оборудования.
Все устройства автоматики независимо от выполняемых функций можно разделить также на две группы: устройства автоматического управления и устройства автоматического регулирования.
Оперативные переключения в схемах сетей.
Оперативные переключения предназначены для изменения электрических схем для изменения их режима работы. Выполняются оперативным персоналом.
Производство оперативных переключений на электрооборудовании в энергосистемах- это основная функция диспетчерского управления. В результате некорректных действий при переключениях возможно возникновение аварий и нарушение режима работы энергосистемы.
Оперативные переключения по сложности делятся на: сложные, несложные и простейшие.
Сложные - переключение сопровождающиеся большим количеством операций с коммутационными аппаратами и действиями в цепях релейной защиты и автоматики. Это вывод из работы системы шин, замена выключателя присоединения обходным, вывод из работы трехобмоточного трансформатора, на подстанции с несколькими трансформаторами.
Несложные (простые) – это вывод из работы или ввод в работу отдельных трансформаторов, линий. Это переключения связанные с разборкой схемы разъединителями.
Простейшие – это отключение или включение одиночного выключателя (без разборки схемы разъединителями), переключения в сетях 0,4 кВ. Отключение одиночных присоединений в КРУ (КРУН).
В зависимости от производственной необходимости переключения бывают: плановые, внеплановые, аварийные.
Плановые - это переключения, выполняемые по заранее поданным диспетчерским заявкам, на вывод или ввод оборудования, на включение нового оборудования.
Внеплановые- переключения вызванные необходимостью изменению режима сети для улучшения надежности или экономичности определенного узла схемы (подстанции, распредпункта, электростанции).
Аварийные - переключения необходимые для ликвидации аварийного режима. Это локализациия поврежденного элемента системы, подача питания от резервного источника. Снятие напряжения для ликвидации угрозы жизни людей. К аварийным можно отнести переключения связанные с предупреждением аварийного режима. Может возникнуть предаварийный режим (замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью, останов части генераторов, или отключение важной транзитной линии) и для ликвидации возможной аварии (предупреждения) делаются переключения минимизирующие ее последствия.
Всеми переключениями руководит диспетчер в управлении котрого находится электроустановка, а переключения выполняет персонал, у которого эта установка закреплена в оперативное обслуживание.
Без команды диспетчера делаются переключения не терпящие отлагательства: переключения связанные с ликвидацией явной угрозой жизни людей и повреждением оборудования. В этом случае диспетчера сразу же нужно уведомить о проведенных операциях.
При плановых переключениях, даже наличие разрешенной заявки не дает право делать переключения. Такие переключения выполняются только после команды диспетчера, дающего разрешение на начало переключений.
После выполнения переключений все изменения вносятся в оперативную документацию: мнемосхему, оперативный журнал, карточку или ведомость заявок, в электронную базу.
Любое энергетическое оборудование может находится в следующих оперативных состояниях:
1) в работе(в том числе в автоматическом резерве, под напряжением);
2) в резерве;
3) в ремонте;
4) в консервации.
Состояния эти называются оперативными, потому что, изменяет оперативное состояние оборудование оперативный и оперативно- ремонтный персонал посредством выполнения оперативных переключений.
1) Оборудование считается находящимся в работе, если коммутационные аппараты в его цепи включены и образована или может быть автоматически образована замкнутая электрическая цепь между источником питания и приѐмником электроэнергии.
2) Оборудование находится в резерве, если оно отключено коммутационными аппаратами и возможно включение его в работу с помощью этих коммутационных аппаратов.
Классификация устройств автоматики.
Автоматический регулятор (АР) является неотъемлемой частью системы автоматического регулирования, который включает в себя вычислительные, измерительные, корректирующие, усилительные и исполнительные устройства. Цифровые автоматические регуляторы, как правило, имеют в своем составе встроенные микропроцессоры.
Автоматический регулятор – это динамическая подсистема, которая по компонентам вектора состояния системы формирует алгоритм или закон управления r(t). Вектор управления r(t) является функцией вектора внешних возмущений f(t) и функцией ошибки ε(t). Вектор r(t) должен обеспечить экстремум частных показателей эффективности системы.
В зависимости от того, какой закон управления формируется, передаточные функции АР классифицируют следующим образом:
· Пропорциональный регулятор (П):
· Пропорционально – дифференциальный регулятор (ПД):
· Интегральный регулятор (И):
· Пропорционально – интегральный регулятор (ПИ):
· Пропорционально – интегрально – дифференциальный регулятор (ПИД): 
Примером подсистемы САР может послужить следящий электропривод, который отрабатывает входной сигнал управления с усилением его по мощности. Устройства, которые входят в состав следящего электропривода, охватываются специальными элементами обратных связей. Также в системе присутствуют внутренние обратные связи, наличие которых обуславливается динамикой нагрузки. Следящие электроприводы классифицируют по назначению (регулирование напряжения, температуры, давления, скорости, положения и так далее), по применению (приборные, авиационные, транспортные, промышленные и так далее), по источнику используемой энергии (гидравлические, механические, электромеханические, электрические, комбинированные и другие), а также по принципу действия и характеру преобразования управляющих сигналов (импульсные, аналоговые, дискретные).
Классификацию нижнего уровня технических средств автоматики рассмотрим на примере типовой СПР, функциональная схема которой показана ниже:
Приведенная на рисунке система осуществляет программное регулирование параметров механического объекта.
Чувствительный элемент 9 измеряет и передает параметры выходной величины y(t), а преобразующий элемент 10 согласует сигнал, полученный от датчика 9, с сигналом управления х(t).
Задающее устройство 1 формирует сигнал управления процессором ху(t). Устройство сравнения вырабатывает сигнал рассогласования ε1(t) = xy(t) – z(t).
Устройство под номером 3 согласует сигнал рассогласования ε1(t) со входом последовательного корректирующего устройства 4, которое «наделяет» СПР необходимыми динамическими свойствами.
Устройство усиление сигнала 6 усиливает сигнал ε2(t) по мощности, а устройство исполнения 7 кинематически связанно с механическим объектом регулирования и является наиболее инерционным звеном в системе. Именно поэтому звено 7 охватывается местной корректирующей обратной связью 8. Устройство сравнения 5 измеряет разность сигнала ε2(t) = g(t) – p(t), мощность которого усиливается усилителем 6. Исполнительное устройство вырабатывает механическое воздействие r(t), которое прикладывается непосредственно к объекту управления.
Если рассмотреть данную систему в энергетическом соотношении, то получается, что она управляет передачей энергии от источника 11 к нагрузке, при очень незначительной мощности управляющего сигнала xy(t).
ПП.05.
Структура и функционирование электромонтажной организации.
Основная производственная структура треста – Монтажное управление
Находиться на самостоятельном балансе и хоз. расчете.
УКСТ – комплектация, складирование и транспортирования оборудования и материалов
МЭЗ – мастерские электромонтажных заготовок
УИПП – участок инженерной подготовки производства
Весь комплекс ЭМР делят на 3 этапа:
1. Подготовка производства
2. Собственно производство ЭМР
3. Испытания и сдача в эксплуатацию
На первом этапе Участок Инженерной Подготовки Производства УИПП разрабатывает проект производства ЭМР – ППЭР.
ППЭР разрабатывается под непосредственным руководством главного инженера ЭМУ. На основании рабочих чертежей и смет, выданных ЭМУ-ию.
Поэтому ППЭР представляет собой совокупность организационно-технических мероприятий, обеспечивающих:
- рациональную расстановку людей, т.е. определения количества рабочих по квалификации, специализации, графику перемещения рабочих по объектам.
- материально – технического снабжения производства
- обеспечения безопасности труда
- согласование графика работ по смежным организациям
При разработке ППЭР может возникнуть необходимость экономической оценки различных вариантов способа и последовательности производства работ. Поэтому одним из важнейших элементов ППЭР является сетевой график.
Сетевой график устанавливает взаимосвязь и последовательность всех технологических операций при возведении объекта, включая поступление проектной документации, поставки материалов и оборудования, завоз необходимых механизмов.
Сетевые графики могут быть комплексными по всем видам работ при сооружении объекта и локальными по отдельным видам работ в том числе и электромонтажным.
Основные составляющие сетевого графика: события и работы. События изображаются на графике кружками и представляют собой завершения одной или нескольких работ и следовательно создают возможность для начала других работ.
Цифры означают: в числителе – кодовый номер события, в знаменателе – продолжительность работ от начала до завершения данного события.
Работа – изображается стрелкой соединяющей два события, направления стрелки указывает порядок выполнения работ, цифры под стрелкой – продолжительность работы (обычно в днях)
Работа может быть действительной (сплошная стрелка) т.е. требует для своего выполнения некоторого времени, и фиктивной (пунктирная стрелка) не требует затрат времени, но указывает что для начала данной работы требуется завершение предшествующей, но эти работы не могут быть сведены в одно событие.
Зависимость отражает правильную технологическую последовательность процесса возведения объекта.
Сетевой график характеризуется критическим путем. Критический путь – непрерывная последовательность работ и событий от начального до конечного события, имеющая наибольшую продолжительность, т.е. критический путь определяет общую продолжительность монтажа объекта. Общую продолжительность работ можно сократить за счет привлечения трудовых и материальных ресурсов, отведенных для работ, не лежащих на критическом пути.
Мероприятия по приемке и складированию материалов, конструкций по рациональному использованию строительных машин и энергетических установок.
Порядок и сроки приемки строительных материалов, изделий и конструкций, а также санитарно-технического оборудования определяются: "Положением о поставках продукции производственно-технического назначения; "Инструкцией о порядке приемки продукции производственно-технического назначения и товаров народного потребления по количеству"; "Инструкцией о приемке продукции производственно-технического назначения и товаров народного потребления по качеству.
Приемка должна производиться по транспортным и сопроводительным документам поставщика (счет-фактура, спецификации, накладные и др.) и должна заключаться в определении соответствия количества и качества поступившей продукции количеству и качеству, указанным в транспортных и сопроводительных документах, а также в договорах, ГОСТах и технических условиях.
Во время приемки продукции должны выполняться следующие операции:
а) определение количества и качества поступившей продукции;
б) приемка продукции на учет;
в) подготовка к укладке продукции на хранение;
г) укладка продукции на места хранения.
Приемка продукции должна производиться заведующим складом или лицом, его заменяющим, а также лицом, уполномоченным на это руководителем предприятия по поставкам продукции.
Заведующий складом или кладовщик должен заранее, до поступления продукции на склад, подготовиться к ее приемке:
а) определить место для ее укладки;
б) проинструктировать рабочих о порядке выполнения предстоящих разгрузочных работ с соблюдением правил техники безопасности.
Приемка материалов и изделий на складах должна производиться партиями, на основании наружного осмотра изделий и паспорта, в котором указаны необходимые данные, предусмотренные действующими стандартами и ТУ.
При приемке стройматериалов от транспортных организаций работники баз обязаны проверить:
а) наличие на транспортных средствах (вагоне, контейнере и т.п.) пломб;
б) исправность тары;
в) соответствие наименования груза и транспортной маркировки указанным в транспортном документе.
В случае отказа транспортной организации от составления коммерческого акта грузополучатель должен в соответствии с действующими на транспорте правилами обжаловать этот отказ и производить приемку продукции в порядке, предусмотренном "Инструкцией о порядке приемки продукции производственно-технического назначения и товаров народного потребления по количеству".
Приемка продукции, поставляемой без тары и в открытой таре по количеству, а также приемка продукции, поставляемой в таре по массе (брутто) и количеству мест производится:
а) на складе получателя - при доставке продукции поставщиком;
б) на складе поставщика - при вывозе продукции грузополучателем.
При поставке предприятием-изготовителем строительной продукции в таре на склад получателя последний, кроме проверки массы (брутто) и количества мест, может потребовать вскрытия тары, проверки массы (нетто) и количества товарных единиц в каждом месте.
Допуск персонала к работе.
Контроль качества электромонтажных работ.
Перед включением электроустановок под напряжение и сдачей в эксплуатацию производят проверку правильности выполненных ЭМР и проверку сохранности и готовности электрооборудования к нормальной работе.
Производственный контроль
Производственный контроль качества ЭМР в электромонтажных организациях должен включать входной контроль проектно-сметной документации, конструкций, изделий, материалов и оборудования, операционный контроль отдельных монтажных процессов или производственных операций и приемочный контроль.
При входном контроле проектно-сметной документации должна производиться проверка ее комплектности и достаточности содержащихся в ней технической информации для производства работ.
Электротехнические материалы, конструкции, изделия и оборудование, поступающие на стройку, должны проходить входной контроль на соответствие их ГОСТам, ТУ, требованиям проекта, паспортам, сертификатам, подтверждающим качество их изготовления, а также на соблюдение правил разгрузки и хранения. Входной контроль осуществляет служба производственно-технической комплектации на базах. Линейный персонал обязан проверять внешним осмотром соответствие материалов, конструкций, изделий требованиям нормативных документов и проекта, а также наличие и содержание паспортов, сертификатов и других сопроводительных документов.
Операционный контроль должен осуществляться на строительной площадке в ходе выполнения строительных процессов или производственных операций и обеспечивать своевременное выявление дефектов и причин их возникновения и принятие мер по их устранению и предупреждению.
Основные задачи операционного контроля:
- соблюдение технологии выполнения монтажных процессов;
- обеспечение соответствия выполняемых работ проекту и требованиям нормативных документов;
- своевременное выявление дефектов, причин их возникновения и принятие мер по их устранению;
- выполнение последующих операций только после устранения всех дефектов, допущенных в предыдущих процессах;
- повышение ответственности непосредственных исполнителей за качество выполняемых ими работ.
Операционный контроль осуществляют производители работ и мастера, а также специалисты, занимающиеся контролем отдельным видом работ. Контроль проводиться в соответствии со схемами операционного контроля качества на выполнение соответствующего вида работ. Указанные схемы входят в состав технологических карт и являются основным рабочим документом контроля качества выполнения работ для прорабов, мастеров, а также бригадиров, звеньевых и рабочих, обязанных предъявлять выполненные работы прорабам и мастерам.
Схемы операционного контроля качества должны содержать:
- эскизы конструкций с указанием допускаемых отклонений в размерах, основные технические характеристики материала или конструкции;
- перечень операций или процессов, контролируемых прорабом (мастером) с участием, при необходимости, других служб специального контроля;
- данные о составе, сроках и способах контроля;
- перечень скрытых работ.
Организация операционного контроля и надзор за его осуществлением возлагаются на начальников и главных инженеров строительных организаций и фирм.
При приемочном контроле необходимо производить проверку качества выполненных ЭМР, а также скрытых работ и отдельных конструктивных элементов.
Скрытые работы подлежат освидетельствованию с составлением актов. Акты освидетельствования скрытых работ должны составляться на завершенный процесс. Запрещается выполнение последующих работ при отсутствии актов освидетельствования предшествующих скрытых работ во всех случаях.
При освидетельствовании и приемке скрытых работ подрядная организация должна предъявлять представителю инспекции технического надзора заказчика следующую производственно-техническую документацию:
- общий журнал работ;
- журналы производства отдельных видов работ;
- акты приемки ранее выполненных работ;
- паспорта и сертификаты на материалы и изделия;
- рабочие чертежи.
По результатам производственного и инспекторского контроля качества ЭМР должны разрабатываться мероприятия по устранению выявленных дефектов.
Контрольные функции электролаборатории
В процессе монтажа, наладки, ввода в эксплуатацию, в период эксплуатации и ремонта электроустановок и средств защиты используемых в электроустановках выполняются измерения и испытания. Измерения и испытания, имеющие целью проверить качество электрооборудования и его монтажа, должны производиться квалифицированным персоналом электролабораторий с применением приборов, прошедших государственную поверку.
В целях упорядочения эксплуатации электролабораторий, повышения требований к квалификации персонала, проводящего электрические испытания и измерения, а также предупреждения электротравматизма, Госэнергонадзор России установил порядок допуска в эксплуатацию электролабораторий, выполняющих испытания и измерения в процессе производства, монтажа, наладки, ввода в эксплуатацию, эксплуатации и ремонта электрооборудования, электроустановок и средств защиты, используемых в электроустановках.
До ввода электролаборатории в эксплуатацию предприятие разрабатывает положение (стандарт), определяющее порядок и область использования электролаборатории, программы и методики проведения испытаний (измерений) электрооборудования, электроустановок и средств защиты. Указанные документы утверждаются руководителем предприятия (техническим директором).
Электролаборатории зарубежных фирм должны иметь утвержденные руководителем фирмы программы и методики проведения испытаний и измерений (в том числе протоколы испытаний и измерений), оформленные на русском языке.
Регистрация электролабораторий производится в органах государственного энергетического надзора на основании акта комиссии, назначаемой этим органом. На основании решения этой комиссии выдается свидетельство о регистрации электролаборатории.
Порядок регистрации электротехнических лабораторий определяется инструкциями, разрабатываемыми территориальными органами Госэнергонадзора.
Для регистрации электротехнической лаборатории комиссии Госэнергонадзора должны быть представлены следующие документы:
- положение (стандарт) об электролаборатории со структурной схемой административно-технической подчиненности лаборатории и персонала;
- виды и объемы испытаний и измерений (не менее трех);
- программы и методики проведения испытаний и измерений;
- документы по квалификации персонала и допуску его к испытаниям (измерениям);
- акт проверки готовности электролаборатории к эксплуатации;
- принципиальные электрические схемы испытательных и измерительных станций, стендов и установок;
- заводские паспорта на испытательное оборудование и средства измерений;
- документы о проверки средств измерений;
- утвержденный комплект средств защиты и плакатов по технике безопасности.
Регистрация электролаборатории не требуется, если испытания и измерения в процессе монтажа, наладки и эксплуатации электроустановок не требуют оформления протоколов.
Работу по испытаниям и измерениям может проводить персонал, специально подготовленный в соответствии с Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, Правилами эксплуатации электроустановок потребителей, Межотраслевыми Правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок, прошедших проверку знаний и получивших соответствующую гру
