Written by: Posted on: 31.07.2014

Измерительный комплект к 50 инструкция по эксплуатации

У нас вы можете скачать книгу измерительный комплект к 50 инструкция по эксплуатации в fb2, txt, PDF, EPUB, doc, rtf, jar, djvu, lrf!

Наибольшее усилие на одну руку в эт и х случаях регламентируется техническими условиями. Основные размеры штанг должны быть не менее указанных в т абл. Та блиц а 2. Минимальные размеры штанг изолирующих. Номинальное напряжение электроустановки, кВ.

Не нормируется, определяется удобством пользования. Выше 1 до Выше 15 до Выше 35 до Выше до Минимальные размеры штанг переносных заземлений. Для установки заземле н ия в электроустановках на п ряжением до 1 кВ. Не нормируется, определяется удобст в ом пользования. Составные, с металлическими звеньями, для установки заземления на провода ВЛ от 11 0 до кВ. Составные, с металлическими звеньями, для установки заземле н ия на провода ВЛ от до 0 к В. Для установки заземления на изолированные от опор грозозащитные тросы ВЛ от до кВ.

Для уста н овки заземления на изолированные от опор грозозащитные тросы ВЛ от до к В. Для установки заземления в лабораторных и испытательных установках. Для переноса потенциала провода. Примеча н ие к табл. Длина изолирующего гибкого элеме н та заземления бесштанговой конструкции для проводов ВЛ от 35 до 0 кВ должна быть не менее длины заземляющего провода.

В процессе эксплуатации механические испыта н ия шта н г не проводят. Электрические испытания повышенным напряжением изолирующих частей оперативных и измерительных штанг, а также штанг, применяемых в испытательных лабораториях для подачи высокого нап р яжения, проводятся согласно требованиям раздела 1.

При этом напряжение прикладывается между рабочей частью и временным электродом, н аложенным у огранич и тель н ого кольца со сторо н ы изолирующей части. Ис п ытаниям по д вергаются также головки измерительных штанг для контроля изоляторов в электроустановках напряжением кВ. Штанги переносных заземлений с металлическими звеньями для ВЛ подвергаются испытаниям по методике п. Испытания остальных штанг переносных заземлений не проводят.

Изолирующий гибкий элемент заземления бесштанговой конструкции испытывается по частям. Допускается одновременное испытание всех участков изолирующего гибкого элемента, смотанного в бухту таким образом, чтобы длина полукруга составляла 1 м.

Нормы и периодичность электрических испытаний штанг и изолирующих гибких элементов заземлений бесштанговой конструкции приведены в Приложении 7. Измерительные штанги при работе не заземляются, за исключен и ем тех случаев, когда принцип устройства штанги требует ее заземления. При работе с изолирующей штангой подниматься на конструкцию или телескопическую вышку, а также спускаться с них следует без штанги.

В электроустановках напряжением выше В пользоваться изолирующими штангами следует в диэлектрических перчатках. Клещи изолирующие предназначены для замены предохранителей в эле кт р оу становках до и выше 10 00 В, а также для снятия накладок, ограждений и других аналогичных работ 1 в электроустановках до 35 кВ включительно. Клещи состоят из рабочей части губок клещей , изолирующей части и рукоятки рукояток. Изолирующая часть клещей должна изготавливаться из материалов, указанных в п.

Рабочая часть может изготавливаться как из электроизоляционного материала, так и из металла. На металлические губки должны быть надеты маслобензо ст ойкие трубки для исключения повреждения патрона предохранителя. Изолирующая час т ь клещей должна быть отделена от рукояток огран и чительными упорами кольцами.

Основные размеры клеще й должны быть не менее указанных в табл. Минимальные размеры клещей изолирующ и х. Выше 10 до Конструкция и масса клещей должны обес п ечивать возможность работы с ними одного человека.

В процессе эксплуатации механические и спытания клещей не проводят. Электрические испытания клещей проводятся согласно требованиям раздела 1. При этом повышенное напряжение прикладывается между рабочей частью губками и временными электродами хомутиками , наложенными у ограничительных колец упоров со стороны изолирующей части.

Нормы и периодичность электрических испытаний клещей приведены в пр и л. При работе с клещами по замене предохранителей в электроустановках напряжением выше В необходимо применять диэлектрические перчатки и средства защиты глаз и лица. При работе с клещами по замене предохранителей в электроустановках напряжением до В необходимо применять средства защиты г лаз и лица , а клещи необходимо держать в вытянутой руке.

Указатели напряжения предназначены для определения наличия или отсутствия напряжения на токоведу щ их частях электроустановок. Общие технические т ребования к указателям напряжения изложены в государственном стандарте. Указатели напряжения выше В. Прин ц ип действия и конструкция. Указатели должны содержать основные части: Рабочая часть содержит элементы, реагирующие на наличие напряжения на контролируемых токоведущих частях.

Корпуса рабочих частей указателей напряжения до 20 кВ включительно должны быть выполнены из электроизоляционных материалов с устойчивыми диэлектрическими характеристиками.

Корпуса рабочих частей указателей напряжения 35 кВ и выше могут быть выполнены из металла. Рабочая часть может содержать электрод-наконечник для непосредственного контакта с кон тролируемыми токоведущими частями и не содержать электрода-наконечника указатели бесконтактного типа.

Индикаторная часть, которая может быть совмещена с рабочей, содержит элементы световой или комбинированной световой и звуковой индикации. В качестве элементов световой индикации могут применяться газоразрядные лампы, светодиод ы или иные индикаторы.

Световой и звуковой сигналы должны быть надежно распознаваемыми. Звуковой сигнал должен иметь частоту кГц и частоту прерывания Гц при индикации фазного напряжения. Уровень звукового сигнала должен быть не менее 70 дБ на расстоянии 1 м по оси излучателя звука.

Рабочая часть может содержать также орган собственного контроля исправности. Контроль может осуществляться нажатием кнопки или быть автоматическим, путем периодической подачи специальных контрольных сигналов. При этом должна быть обеспечена возможность полной проверки исправности электрических цепей рабочей и индикаторной частей.

Рабочие части не должны содержать коммутационных элементов, предназначе н ных для включения питан и я или переключения диапазонов. Изолирующая часть указателе й должна изг от авливаться из материалов, указанных в п.

Изолирующая часть может быть составной из нескольких звеньев. Для соединения звеньев между собой могут применяться детали , изготовленные из металла или изоляционного материала.

Допускается применение телескопической конструкции, при этом должно быть исключено самопроизвольное складывание. Рук о ятка может представлять с изолирующей частью од н о целое или быть отдельным звеном. Конструкция и масса указателей долж н ы обеспеч и вать возможность работы с ними одного человека. Электрическая схема и конструкция указателя должны обеспечивать его работоспособность без заземления рабочей части указателя, в том числе при проверке отсутствия напряжения, проводимой с телескопических вышек или с деревянных и железобетонных опор ВЛ 6 -1 0 кВ.

Минимальные размеры изолирующих частей и рукояток указателей напряжения выше 10 00 В приведены в табл. Минимальные размеры изолирующих частей и рукояток указателей напря ж ения выше В. От 1 до Для указателей без встроенного источника питания с импульсным сигналом напряжением индикации является напряжение, при котором частота прерывания сигналов составляет не менее 0,7 Гц.

Для указателей со вс т роенным источником питания с импульсным сигналом напряжением индикации является напряжение, при котором частота прерывания сигналов составляет не менее 1 Гц.

Для остальных указателей напряжением индикации является напряжение, при котором имеются отчетливые световые световые и звуковые сигналы. Рабочая часть указателя на определенное напряжение не должна реагировать на влияние соседних цепей то г о же напряжения, отстоящих от рабочей части на расстояниях, указанных в табл.

Расстояние до ближайшего провода соседней цепи. Расстояние от указателя до ближайшего провода соседней цепи, мм. Выше 6 до В процессе эксплуатации механические испытания указателей напряжения не проводят. Электрические испытания указателей напряжения состоят из испытаний изолирующей части повышенным напряжением и определения напряжения индикации. Испытание рабочей части указателей напряжения до 35 кВ проводится для указателей такой конструкции, при операциях с которыми рабочая часть может стать причиной междуфазного замыкания или замыкания фазы на землю.

Необходимость проведения испытания изоляции рабочей части определяется руководствами по эксплуатации. У указателей напряжения со встроенным источником питания проводится контроль его состояния и, при необходимости, подзарядка аккумуляторов или замена батарей. При испытании изоляции рабочей части напряжение прикладывается между электродом-наконечником и винтовым разъемом. Если указатель не имеет винтового разъема, электрически соединенного с элементам и индикации, то вспомогательный электрод для присоединения провода испытательной установки устанавливается на границе рабочей части.

При испытании изолирующей части напряжение прикладывается между элементом ее сочленения с рабочей частью резьбовым элементом, разъемом и т. Напряжение индикации указателей с газоразрядной индикаторной лампой определяется по той же схеме, по которой испытывается изоляция рабочей части п.

При определении напряжения и н дикации прочих указателей, имеющих электрод-наконечник , он присоединяется к высоковольтному выводу испытательной установки. При определении напряжения индикации указателей без электрода-наконечника необходимо коснуться торцевой стороной рабочей части головки указателя высоковольтного вывода испытательной установки.

В обоих последних случаях вспомогательный электрод на указателе не устанавливается и заземляющий вывод испытательной установки не присоединяется. Напряжение испытательной установки плавно поднимается от нуля до значения, при котором световые сигналы начинают соответствовать требованиям п.

Нормы и периодичность электрических испытаний указателей приведены в Приложении 7. Перед началом работы с указателем необходимо проверить его исправность. Исправность указателей, не имеющих встроенного органа контроля, проверяется при помощи специальных приспособлений, представляющих собой малогабаритные источники повышенного напряжения, либо путем кратковременного прикосновения электродом-наконечником указателя к токоведу щ им частям, заведомо находящимся под напряжением.

Исправность указателей, имеющих встроенный узел контроля, проверяется в соответствии с руководствами по эксплуатации. При проверке отсутствия напряжения время непосредственного контакта рабочей части указателя с контролируемой токоведу щ ей частью должно быть не менее 5 с при отсутствии сигнала.

Следует помнить, что, хотя указатели напряжения некоторых типов могут подавать сигнал о наличии напряжения на расстоянии от токоведу щи х частей, непосредственный контакт с ними рабочей части указателя является обязательным.

В электроустановках напряжением выше В пользоваться указателем напряжения следует в диэлектрических перчатках. Назначение, принцип действия и конструкция. Общие технические требования к указателям напряжения до 10 00 В изложены в государственном стандарте.

В электроустановках напряжением до 10 00 В применяются указатели двух типов: Двухполюсные указатели, работающие при протекании активного тока, предназначены для электроустановок переменного и постоянного тока. Однополюсные указатели, работающие при протекании емкостного тока, предназначены для электроустановок только переменного тока.

Применение двухполюсных указателей является предпочтительным. Применение контрольных ламп для проверки отсутствия напряжения не допускается. Двухполюсные указатели состоят из двух корпусов, выполненных из электроизоляционного материала, содержащих элементы, реагирующие на наличие напряжения на контролируемых токоведущих частях, и элементы световой и или звуковой индикации. Корпуса соединены между собой гибким проводом длиной не менее 1 м. В местах вводов в корпуса соединительный провод должен иметь амортизационные втулки или утолщенную изоляцию.

Размеры корпусов не нормируются, определяются удобством пользования. Каждый корпус двухполюсного указателя должен иметь жестко закрепленный электрод-наконечник, длина неизолированной части которого не должна превышать 7 м м, кроме указателей для воздушных линий, у которых длина неизолированной части электродов-наконечников определяется техническими условиями.

Однополюсный указатель имеет один корпус, выполненный из электроизоляционного материала, в котором размещены все элементы указателя. Кроме электрода-наконечника, соответствующего требованиям п.

Размеры корпуса не нормируются, определяются удобством пользования. Напряжение индикации указателей должно составлять не более 50 В. Индикация наличия напряжения может быть ступенчатой, подаваться в виде цифрового сигнала и т. Световой и звуковой сигналы могут быть непрерывными или п р ер ы вист ы ми и должны быть надежно распознаваемыми. Для указателей с импульсным сигналом напряжением индикации является напряжение, при котором интервал между импульсами не превышает 1,0 с. Указатели напряжения до В могут выполнять также дополнительные функции: При этом указатели не должны содержать коммутационных элементов, предназначенных для переключения режимов работы.

Расширение функциональных возможностей указателя не должно снижать безопасности проведения операций по определению наличия или отсутствия напряжения. Электрические испытания указателей напряжения до 10 00 В состоят из испытания изоляции, определения напряжения индикации, проверки работы указателя при повышенном испытательном напряжении, проверки тока, протекающего чере з указатель при наибольшем рабочем напряжении указателя.

При н еобходимости п роверяется также на п ряже ни е индикации в цепях постоянного тока, а также правильность индикации полярности. Напряжение плавно увеличивается от нуля, при этом фиксируются значения напряжения индикации и тока, протекающего через указатель при наибольшем рабочем напряжении указателя, после чего указатель в течение 1 мин.

При испытаниях указателей кроме испытания изоляции напряжение от испытательной установки прикладывается между электродами-наконечниками у двухполюсных указателей или между электродом-наконечником и электродом на торцевой или боковой части корпуса у однополюсных указателей.

Принципиальная схема испытания электрической прочности изоляции рукояток и провода указателя напряжения: Один провод от испытательной установки присоединяют к электродам-наконечникам, второй, заземленный, - к фольге и опускают его в воду вариант схемы - рис.

У однополюсных указателей корпус обертывают фольгой по всей длине до ограничительного упора. Между фольгой и контактом на торцевой боковой части корпуса оставляют разрыв не менее 10 м м. Один провод от испытательной установки присоединяют к электроду-наконечнику, другой - к фольге.

Нормы и периодичность эксплуатационных испытаний указателей приведены в Приложении 7. Перед началом работы с указателем необходимо проверить его исправность путем кратковременного прикосновения к токоведу щ им частям, заведомо находящимся под напряжением. При проверке отсутствия напряжения время непосредственного контакта указателя с ко н тролируемыми токоведущими частями должно быть не менее 5 с.

При пользовании однополюсными указателями должен быть обеспечен контакт между электродом на торцевой боковой части корпуса и рукой оператора. Применение диэлектрических перчаток не допускается. Сигнализаторы наличия напряжения индивидуальные выпуска ют ся двух типов: Сигнализаторы не предназначены для определения отсутствия напряжения на токоведущих частях электроустановок, для чего могут быть использованы только указатели напряжения.

Сигнал о наличии напряжения - световой и или звуковой. Сигнализатор представляет собой малогабаритное высокочувствительное устройство, реагирующее на напряженность электрического поля в данной точке пространства. Работа автоматических сигнализаторов осуществляется независимо от действий персонала. Такие сигнализаторы применяются в качестве вспомогательного защитного средства при работе на ВЛ 6- 10 кВ.

Они укрепляются на касках, их включение в работу приведение в готовность осуществляется автоматически, в момент установки на каску , а отключение - при снятии с каски. Автоматические сигнализаторы предупреждают работающего звуковым сигналом о приближении к проводам В Л, находящимся под напряжением, на опасное расстояние - менее 2 м.

При этом их чувствительность должна быть такова, чтобы они подавали сигналы о наличии напряже н ия только при приближении оператора к проводам ВЛ при подъеме на опоры ВЛ и не подавали сигналов при нахождении оператора на земле.

Работа неавтоматических сигнализаторов для предварительной оценки н аличия напряжения на токоведущ и х частях электроустановок при расстояниях между ними и оператором , значительно превышающих безопасные, осуществляется по запросу оператора. Сигнализатор может содержать орган собственного контроля исправности. При этом должна быть обеспечена возможность полной проверки исправности электрических цепей сигнализатора. Нормы, методика и периодичность испытаний сигнализаторов приводятся в руководствах по эксплуатации.

Перед началом использования сигнализатора следует убедиться в его исправности. Методика контроля исправности приводится в руководствах по эксплуатации. При использовании сигнализаторов необходимо помнить, что как отсутствие сигнала не является обязательным признаком отсутствия напряжения, так и наличие сигнала не является обязательным признаком наличия напряжения на ВЛ.

Однако, сигнал о наличии напряжения должен быть во всех случаях воспринят как сигнал об опасности, хотя он может быть вызван электрическим полем проводов неотключенных ВЛ более высоких классов напряже н ия, находящихся в зоне работы оператора. Поэтому применение сигна л изаторов не отменяет обязательного пользования указателями напряжения.

При внез а пном появлении сигнала об опасности оператор должен немедленно прекратить работы, покинуть опасную зону например, спуститься с опоры ВЛ и не возобновлять работы до выяснения причин появления сигнала. Сигнализаторы наличия напряжения стационарные предназначены для предупреждения персонала о наличии напряжения на токоведу щи х частях электроустановок. Сигнализаторы не предназначены для определения отсутствия напряжения на токоведу щ их частях электроустановок.

Сигнализаторы могут устанавливаться как непосредст в енно на токоведущих частях электроустановок, так и на конструкционных элементах ограждениях, дверях ячеек распределительных устройств и т. В последнем случае сигнализаторы должны иметь орган контроля исправности. Сигнализаторы должны обеспечивать световой и или звуковой сигнал при наличии напряжения на токоведущих частях, при этом звуковой сигнал должен подаваться только при попытках ошибочного доступа персонала к токоведущим частям например, о т крывании двери ячейки или камеры.

Периодичность контроля исправности сигнализаторов может регламентироваться местными инструкциями. Правила пользования сигнализаторами изложены в руководствах по эксплуатации. При наличии сигнализаторов в электроустановках необходимо помнить, что отсутствие сигнала не является обязательным признаком отсутствия напряжения.

Поэтому применение сигнализаторов не отменяет обязательного пользования указателями напряжения. В то же время сигнал о наличии напряжения должен быть во всех случаях воспринят как сигнал о запр ет е работы в данной электроустановке. Указатели предназначены для проверки совпадения фаз напряже н ия фа зи ровк и в электроустановках от 6 до кВ.

Указатели представляют собой двухполюсные у стр ой ст ва, кратковременно вк л ючаемые на геометрическую векторную разность напряжений контролируемых фаз. При несовпадении фаз этих напряжений расхождении на определенный угол указатель подает соответству ющ ий световой и звуковой сигнал. Ук азатели состоят из двух электроизоляционных трубчатых корпусов, соединенных гибким высоковольтным проводом. Корпуса могут быть разъемными и неразъемными.

Корпуса состоят из рабочих, изолирующих частей и рукояток. Рабочие части содержат электроды-наконечники, узлы, реагирующие на значение напряжения между контролируемыми точками , и элементы индикации. Рабочие части в месте установки электродов-наконечников не должны иметь резьбовых элементов. Принцип действия иных конструкций , не содержащих гибкого высоковол ь тного провода, а также методика их испытаний и правила пол ь зования приводятся в руководствах по эксплуатаци и.

В процессе эксплуатации механические испытания указателей не проводят. При электрических испытаниях указателей проводится проверка электрической прочности изоляции рабочих, изолирующих частей и соединительного провода , а также их проверка по схемам согласного и встречного включения.

При испытании изоляции рабочей части напряжение прикладывается между электродом-наконечником и элементом резьбового разъема. Если указатель не имеет резьбового разъема, то вспомогательный электрод для присоединения провода испытательной установки устанавливается на границе рабочей части.

Напряжение прикладывается между одним из электродов-наконечников и корпусом ванны. Гибкий провод указателей напряжения 35 кВ испытывается по аналогичной методике отдельно от указателя.

При этом расстояние между краем наконечника провода и уровнем воды должно быть 16 0- 18 0 мм. Напряжение прикладывается между металлическими наконечниками провода и корпусом ванны. Принципиальные схемы испытания указателя напряжения для проверки совпадения фаз по схеме согласного а и встречного б включения: При проверке указателя по схеме согласного включения оба электрода-наконечника подключаются к высоковольтному выводу испытательной установки рис. При проверке указателя по схеме встречного включения один из электродов-наконечников подключается к высоковольтному выводу испытательной установки, а другой - к ее заземленному выводу рис.

Т аблиц а 2. Напряжения индикации указателей напряжени и для проверки совпадения фаз. При испытаниях напряжение плавно поднимается от нуля до появления четких сигналов. Нормируемые значе н ия напряжения индикации для обеих схем испытаний в зависимости от номинального напряжения электроустановок приведены в табл. При работе с указателями применение диэлектрических перчаток обязательно. Исправность указателя перед применением проверяется на рабочем месте путем двухполюсного подключения к фазе и заземленной конструкции.

При этом должны быть четкие световые и звуковые сигналы. При совпадении фаз напряжения на контролируемых т оковедущих частях указатель не подает сигналов. Клещи предназначены для измерения тока в электрических цепях напряжением до 10 кВ, а также тока напряжения и мощности в электроустановках до 1 кВ без нарушения целостности цепей.

Клещи представляют собой трансформатор тока с разъемным ма гн ито п роводом, первичной обмоткой которого является проводник с измеряемым током, а вторичная обмотка замкнута на измерительный прибор, стрелочный или цифровой. Клещи для электроустановок выше 10 00 В состоят из рабочей, изолирующей частей и рукоятки. Рабочая часть состоит из маг н итопровода, обмотки и съемного или встроенного измерительного прибора, выполненного в электроизоляционном корпусе.

Минимальная длина изолиру ю щей части - мм, а рукоятки - 13 0 мм. Клещи для электроустановок до 10 00 В состоят из рабочей части магнитопровод, обмотка, встроенный измеритель н ый прибор и корпуса, являющегося одновременно изолирующей частью с упором и рукояткой. При испы т аниях изоляции клещей напряжение прикладывается между магнитопроводом и временными электродами, наложенными у ограничительных колец со стороны изолирующей части для клещей выше 10 00 В или у основания рукоятки для клещей до 10 00 В.

Нормы и периодичность электрических испытаний клещей приведены в Приложении 7. Работать с клещами выше 10 00 В необходимо в диэлектрических перчатках. При измерениях клещи следует держать на весу, не допускается наклоняться к прибору для отсчета показаний.

При работе с клещами в электроустановках выше В не допускается применять выносные приборы, а также переключать пределы измерения, не снимая клещей с токов е дущих частей. Не допускается работать с клещами до В, находясь на опоре ВЛ , если клещи специально не предназначены для этой цели.

Устройства для прокола кабеля предназначены для индикации отсутствия напряжения на ремонтируемом кабеле перед его разрезкой путем прокола кабеля по диаметру и обеспечения надежного электрического соединения его жил с землей.

Устройства прокола трехфазного кабеля обеспечивают также электрическое соединение всех жил разных фаз между собой. Устройства включают в себя рабочий орган режущий или колющий элемент , заземляющее устройство, изолирующую часть, узел сигнализации, а также узлы , приводящие в действие рабочий орган.

Ус т ройства могут иметь пиротехнический, гидравлический, электрический или ручной привод. Заземляющее устройство состоит из заземляющего стержня с заземляющим проводником и зажимами струбцинами.

Конструкция устройства должна обеспечивать его надежное закрепление на прокалываемом кабеле и автоматически ориентировать ось режущего колющего элемента по диаметру кабеля. В пиротехнических устройствах должна быть предусмотрена блокировка, исключающая выстрел при неполном закрытии затвора. Конкретные параметры устройств, методика, сроки и нормы их испытаний регламентируются техническими условиями и приводятся в руководствах по эксплуатации данных устройств.

Прокол кабеля производится двумя работниками, прошедшими специальное обучение, при этом один работник является контролирующим. При проколе кабеля обязательно применение диэлектрических перчаток и средств защиты глаз и лица. При этом персонал, производящий прокол, должен стоять на изолирующем основании на максимально возможном расстоянии от прокалываемого кабеля сверху траншеи.

Конкретные меры безопасности при работе с устройствами различных типов, особенности работы с ними, а также правила технического обслуживания приводятся в руководствах по эксплуатации. При работе с пиротехническим устройством должны выполняться требования действующих ин ст р ук ций по безопасному применению пороховых инструментов при производстве монтажных и специальных строительных работ.

Назначение и общие требования. Перчатки предназначены для защиты рук от поражения электрическим током. Применяются в электроустановках до 10 00 В в качестве основного изолирующего элек т розащитн о го средства, а в электроустановках выше В - дополн и тельного.

В электроустановках могут применяться перчатки из диэлектрической резины бесшовные или со швом, пятипалые или двупалые. В эле кт роустановках разрешается использовать только перчатки с маркировкой по защитным свойствам Эв и Эн. Длина перчаток должна быть не менее мм. Размер диэлектрических перчаток должен позволять надевать под них трикотажные перчатки для защиты рук от пониженных температур при работе в холодную погоду. Ширина по нижнему краю перчаток должна позволять натягивать их на рукава верхней одежды.

В процессе эксплуатации проводят электрические испытания перчаток. Вода наливается также внутрь перчаток. Уровень воды как снаружи, так и вну т ри перчаток должен быть на мм ниже их верхних краев, которые должны быть сухими.

Исп ыт ательное напряжение подается между корпусом ванны и электродом, опускаемым в воду внутрь перчатки. Возможно одновременное испытание нескольких перчаток, но при этом должна быть обеспечена возможность контроля значения тока, протекающего через каждую испытуемую перчатку.

Принципиальная схема испытания диэлектрических перчаток, бот и галош: Перчатки бракуют при их пробое или при превышении током, протекающим через них, нормированного значения. Вариант схемы испытательной установки показан на рис. Нормы и периодичность электрических испытаний перчаток приведены в Приложении 7.

По окончании испытаний перчатки просушивают. Перед применением перчатки следует осмотреть, обратив внимание на отсутствие механических повреждений, загрязнения и увлажнения, а также проверить наличие проколов путем скручивания перчаток в сторону пальцев. При работе в перчатках их края не допускается подвертывать. Для защиты от механических повреждений разрешается надевать поверх перчаток кожаные или брезентовые перчатки и рукавицы. Перчатки, находящиеся в эксплуатации, следует периодически, по мере необходимости , промывать содовым или мыльным раствором с последующей сушкой.

На з начение и общие требования. Обувь специальная диэлектрическая галоши, боты, в т. Кроме того, диэлектрическая обувь защищает работающих от напряжения шага. В электроустановках применяются диэлектрические боты и галоши, изготовленные в соответствии с требованиями государственных стандартов.

Галоши применяют в электроустановках напряжением до 10 00 В, боты - при всех напряжениях. По защитным свойствам обувь обозначают: Эн - галоши, Эв - боты. Диэлектрическая обувь должна отличаться по цвету от остальной резиновой обуви. Галоши и боты должны состоять из резинового верха, резиновой рифленой подошвы, текстильной подкдадки и внутренних усилительных деталей.

Формовые боты могут выпускаться бесподкладочными. Высота бот должна быть не менее мм. В эксплуатации галоши и боты испытывают по методике, описанной в п. При испытаниях уровень воды как снаружи, так и внутри горизонтально установленных изделий должен быть на 15 мм ниже бортов галош и на мм ниже края спущенных отворотов бот. Нормы и периодичность электрических испытаний диэлектрических галош и бот приведены в Приложении 7. Электроустановки следует комплектовать диэлектрической обувью нескольк и х размеров.

Перед применением галоши и боты должны быть осмотрены с целью обнаружения возможных дефектов отслоения облицовочных деталей или подкладки, наличие посторонних жестких включений и т. Ковры диэлектрические резиновые и подставки изолирующие приме н яются как дополнительные электрозащитные средства в электроустановках до и выше 10 00 В. Ковры применяют в закрытых электроустановках, кроме сырых поме щ ений, а также в открытых электроустановках в сухую погоду.

Подс та вки применяют в сырых и подверженных загрязнению помещени я х. Ковры изготовляют в соо т ветствии с требованиями государ ст венного стандарта в зависимости от назначения и условий эксплуатации следующих двух групп: Ковры должны иметь рифленую лицевую поверхность. Ковры должны быть одноцветными. Изолирующая подставка представляет собой настил , укрепленный на опорных изоляторах высотой не менее 70 мм. Зазоры между планками должны составлять мм. Планки должны соединяться без применения металлических крепежных деталей.

Настил должен быть окрашен со всех сторон. Допускается изготавливать настил из синтетических материалов. Подставки должны быть прочными и устойчивыми. В случае применения съемных изоляторов соединение их с настилом должно исключать возможность соскальзывания настила.

Для устранения возможности опрокидывания подставки края настила не должны выступать за опорную поверхность изоляторов. В эксплуатации ковры и подставки не испытывают. Их осматривают не реже 1 раза в 6 мес. При обнаружении механических дефектов ковры изымают из эксплуатации и заменяют новыми, а подставки направляют в ремонт. После ремонта подставки должны быть испытаны по нормам приемосдаточных испы т аний.

Щиты ширмы применяются для временного ограждения токоведущих частей, находящихся под напряжением. Щиты следует изготовлять из сухого дерева, пропитанного олифой и окрашенного бесцветным лаком, или других прочных электроизоляционных материалов без применения металлических крепежных деталей.

Поверх н ость щитов может быть сплошной или решетчатой. Конструкция щита должна быть прочной и устойчивой, исключающей его деформацию и опрокидывание. Масса щита должна позволять его переноску одним человеком. Высота щита должна быть не менее 1,7 м, а расстояние от нижней кромки до пол а - не более 10 0 м м. В эксплуатации щиты не испытывают. При осмотрах следует проверять прочность соединения частей, их устойчивость и прочность деталей, предназначенных для установки или крепления щитов, наличие плакатов и знаков безопасности.

В электроу ст ановках 61 0 кВ это расстояние при необходимости может быть уменьшено до 0 ,35 м. Щиты должны устанавливаться надежно, но они не должны препятствов ат ь выходу персонала из помещения при воз н икновении опасности.

Н е допускается убирать или переставлять до полного окончания работы ограждения, установленные при подготовке рабочих мест. Накладки применяются в электроустановках до 20 кВ для предотвращения случайного прикосновения к т окове д у щ им частям в тех случаях, когда нет возможности оградить рабочее место щитами.

В электроустановках до В накладки прим е няют также для предупреждения ошибочного включения рубиль н иков. Накладки должны изготавливаться из прочного электроизоляционного материала. Конструкция и размеры накладок должны позволять полностью закрывать токоведущие части.

В электроустановках выше 10 00 В применяются только жесткие накладки. В электроустановках до 10 00 В можно использовать гибкие накладки из диэлектрической резины для закрытия токоведущих частей при работах без снятия напряжения.

Если на присоединении сработал указатель защиты, а выключатель остался включенным, отключается неотключившийся выключатель, включается трансформатор, подается напряжение на обесточенные шины и синхронизируется отключившийся генератор. Если трансформатор, связывающий сети различных напряжений, отключился действием резервной защиты без обесточивания потребителей или прекращения питания СН, но с ограничением мощности, трансформатор опробуется напряжением и после проверки синхронизма включается в транзит.

В случае несинхронности связываемых трансформатором напряжений производится синхронизация, а затем повышение нагрузки до первоначального значения.

При отключении трансформатора защитами от внутренних повреждений газовой, дифференциальной, отсечки восстанавливается питание СН от резервного источника и регулируется режим работы агрегатов электростанции.

Включение отключившегося трансформатора производится после осмотра и испытания пробы газа и масла и после устранения выявленных повреждений. Разгрузка трансформатора производится изменением активной и реактивной нагрузки электростанции, регулированием коэффициента трансформации.

Если указанные мероприятия не обеспечивают разгрузки трансформатора, изменяется схема сети или производятся различные режимные мероприятия вплоть до отключения потребителей , позволяющие разгрузить перегруженный трансформатор. Если в результате действия ДЗШ произошло обесточивание шин, не вызвавшее обесточивания потребителей и прекращения питания СН или их части , а потеря генерирующей мощности допустима по режиму работы энергосистемы, принимаются меры к предотвращению останова отключившихся агрегатов и обеспечивается их устойчивая работа до синхронизации и нагружения; производится осмотр обесточенных шин; дальнейшие действия производятся согласно п.

Напряжение подается от любой транзитной линии желательно без отпаечных подстанций или от трансформатора, связывающего электросети различных напряжений. Присоединения, от которых производится опробование, обеспечиваются защитой. В случае успешного опробования шин синхронизируются генераторы, отделившиеся с СН или на х. Эти указания не распространяются на тот случай, когда в обесточившемся РУ работали люди или производились оперативные переключения.

При обесточивании обеих СШ секций предварительно отключается шиносоединительный секционный выключатель и производится поочередное опробование каждой СШ секции. Если при обесточивании шин действием ДЗШ наряду с отключением генераторов обесточиваются потребители и теряют питание СН, то после успешного опробования шин подается напряжение в первую очередь на СН, а затем потребителям. Если в результате действия ДЗШ произошло обесточивание шин, вызвавшее обесточивание потребителей, СН или их части или значительную потерю генерирующей мощности, недопустимую по режиму работы энергосистемы, а АПВ шин или ручное опробование шин было неуспешным, производится осмотр шин и оборудования присоединений, входящего в зону действия ДЗШ шинных разъединителей, выключателей, трансформаторов тока и напряжения, разрядников и т.

Напряжение подается от трансформатора связи, от соседней секции СШ или подъемом нагрузки отключившегося генератора с нуля. После подачи напряжения производится синхронизация генераторов и поднимается нагрузка.

Данное указание не распространяется на тот случай, когда в РУ производятся ремонтные работы или переключения. При обесточивании шин действием УРОВ или ДЗШ, когда отключились все выключатели, кроме одного, с нарушением питания потребителей и СН, отключается выключатель, который не отключился; далее действия производятся согласно п.

При обесточивании шин действием УРОВ в случае отказа в отключении выключателя одного из присоединений его отключают. Если выключатель не отключается, то отключаются линейные и шинные разъединители отказавшего в отключении выключателя с нарушением блокировки безопасности, подается напряжение на шины, затем потребителям, питающимся по тупиковым линиям, и на СН.

Далее с проверкой синхронизма включаются в транзит отключившиеся линии и трансформаторы, синхронизируются отключившиеся генераторы, находящиеся на х.

Если обесточивание СШ секции или обеих СШ секций произошло при отсутствии отказе ДЗШ и УРОВ, а выключатели трансформаторов связи или блоков генератор-трансформатор отключились действием резервных защит, осматриваются панели защит. Если по работе защит и другим признакам определено неотключившееся КЗ на одном из присоединений, отключается отказавший выключатель. После отключения выключателя подается напряжение на обесточенные шины и включаются в транзит отключенные линии.

Включаются отключившиеся тупиковые линии, подается напряжение на СН и начинается синхронизация отключившихся генераторов. При невозможности отключения отказавшего выключателя отключаются все выключатели обесточенной СШ секции , разбирается схема дефектного выключателя или разъединителя с нарушением блокировки.

Если по анализу работы защит неясен характер повреждения, отключаются выключатели обесточенной СШ секции. При отключении блока генератор-трансформатор-линия действием ДЗШ со стороны подстанции на электростанции выключателя нет с нагрузкой СН питание СН с помощью АВР переводится с несинхронно работающего блока на резервный источник питания, а затем генератор отключается своим выключателем.

После этого подается напряжение на линию электропередачи и трансформатор для последующей синхронизации генератора. Если при производстве нормальных оперативных переключений на линиях электропередачи и трансформаторах, связывающих сети различных напряжений, откажут в отключении одна или две фазы выключателя, а возникшая при этом несимметрия токов в фазах генераторов будет превышать допустимые значения, то включается второй выключатель присоединения, который был отключен ранее.

Если второй выключатель отсутствует, дается повторный импульс на отключение отказавшего в отключении выключателя. Если выключатель не отключается, то немедленно разгружается генератор до нуля по активной мощности и до х. В случае неудачной попытки отключения дефектного выключателя отключается присоединение с противоположной стороны; дальнейшие операции производятся согласно п. Измерительный трансформатор, у которого обнаружены признаки начальной стадии повреждения, немедленно выводится из работы.

Усиление плавких вставок не допускается - это может привести к развитию повреждения трансформатора;. Повреждения измерительных трансформаторов тока и напряжения и их цепей могут приводить к отключению присоединений и СШ вследствие ложных срабатываний устройств РЗА и ПА. Возможен и отказ в действии последних при невыполнении необходимых мероприятий по восстановлению питания цепей РЗА и ПА.

Кроме того, неправильные показания измерительных приборов могут привести к ошибочным действиям оперативного персонала, нарушению режима работы оборудования и его повреждению.

При наличии признаков повреждения трансформатора напряжения его отключают разъединителем, снимают с него предохранители и вызывают ремонтный персонал. Перед отключением трансформатора напряжения производятся операции в цепях защиты и автоматики в соответствии с инструкцией по обслуживанию цепей напряжения.

При повреждении трансформатора тока, приводящем к отказу или нарушению действия устройств РЗА, ПА и показаний приборов, присоединение линия, генератор, трансформатор разгружается и отключается. Если на присоединении два выключателя и имеется возможность проверить, в цепи какого выключателя неисправен трансформатор тока, то этот выключатель отключается.

После проведения операций вызывается персонал РЗА для проверки устройств. Если при очередном осмотре РУ обнаружены потемнения или нагрев докрасна контактов разъединителей, то немедленно принимаются меры к разгрузке разъединителя по току и устанавливается постоянный контроль за нагревом.

Недопустимый докрасна нагрев разъединителей внутренней установки на большие токи тысячи ампер может привести к междуфазному КЗ, поэтому присоединение генератор, трансформатор отключается и выводится в ремонт. Аварии из-за повреждения разъединителей при производстве операций по их включению и отключению происходят главным образом вследствие поломки опорных изоляторов. Перед производством операций с разъединителями производится внешний осмотр целости изоляторов отсутствие трещин , состояния контактов и механизма привода.

Если во время операций разъединителями обнаружится дефект изолятора, дальнейшие операции прекращаются. Выход генератора с устройством АРВ из синхронизма может быть вызван внешними КЗ или неправильными действиями оперативного персонала. При необходимости отключение устройства АРВ генератора производится с предварительным переводом возбуждения с регулятора на шунтовый реостат.

Выход генератора из синхронизма сопровождается изменением значений качаниями токов, напряжения, активной и реактивной мощности.

Из-за неравномерного ускорения и изменяющегося магнитного поля вышедший из синхронизма генератор издает гул. Частота электрического тока в сети остается практически неизменной. После отключения генератора, вышедшего из синхронизма, регулируется режим работы электростанции, определяется и устраняется причина нарушения синхронизма.

При исправном состоянии оборудования и устройств автоматики турбогенератор синхронизируется, включается в сеть, и производится подъем нагрузки мощности. При появлении качания токов, мощности и напряжения на всех генераторах электростанции и резком изменении частоты повышении, понижении операции производятся согласно требованиям разд.

При потере возбуждения генератор может быть оставлен в работе и нести активную нагрузку. На каждой электростанции имеется перечень всех генераторов, допускающих работу без возбуждения, с указанием допустимой активной мощности и длительности работы без возбуждения.

Ток ротора при этом исчезает или в роторе появляется переменный ток с частотой скольжения;. Одновременно с принятием мер к восстановлению возбуждения или переводу его на резервный возбудитель выполняются следующие мероприятия:.

Если в течение времени, указанного в местных инструкциях, восстановить возбуждение не удается, генератор разгружается и отключается от сети. Если вследствие аварий в энергосистеме произойдет отключение энергоблоков, обеспечивается возможность быстрого включения в сеть отключившихся генераторов энергоблоков. После отключения энергоблока от электросети, если имеется возможность, генератор остается в работе с нагрузкой СН или в процессе останова готовится к развороту из горячего состояния.

При авариях в энергосистеме, сопровождающихся резким понижением напряжения, ток ротора генератора устройствами форсировки возбуждения может увеличиваться до двойного значения номинального тока ротора. По истечении допустимого времени работы устройства форсировки, если защита ротора не ограничит его действия, принимаются немедленные меры к снятию перегрузки ротора, в первую очередь отключением устройства форсировки возбуждения.

При задержке со снятием перегрузки генератор может отключиться от сети защитой от перегрузки ротора. Если при отключении КЗ выключатель энергоблока или линии отключится не всеми фазами, а УРОВ отсутствует или откажет в действии, генератор энергоблока разгружается до нуля по мощности и до х. В случае отсутствия возможности отключения выключателей присоединения отключаются с противоположной стороны. Перед отключением всех смежных выключателей дистанционно отключается выключатель, отключившийся не всеми фазами.

Во время планового останова генератора энергоблока при отключении его выключателя может возникнуть несимметричный режим генератора вследствие неполнофазного отключения выключателя. Специальные защитные устройства могут оказаться нечувствительными к такому режиму. В этом случае при непереключении фаз несимметрия устраняется подачей импульса на отключение выключателя генератора. Если такая попытка окажется неудачной, а котел еще не погашен, восстанавливается подача пара в турбину и переводится генератор из режима двигателя в режим х.

Частота вращения турбины поддерживается на уровне частоты сети, а ток ротора генератора - на уровне х. При таком режиме собирается схема и снимается напряжение с дефектного выключателя со стороны энергосистемы с помощью обходного или шиносоединительного выключателя, а при их отсутствии - отключением смежных выключателей согласно п. Если во время возникновения неполнофазного режима при плановом останове энергоблока котел уже не может подать пар на турбину, несимметричный режим ликвидируется отключением генератора энергоблока путем обесточивания соответствующей СШ.

В случае отсутствия возможности снятия напряжения с дефектного выключателя со стороны электростанции генератор включен отпайкой от линии эта линия отключается с двух других сторон. При появлении самовозбуждения на генераторе энергоблока понижается частота вращения турбины до значения, при котором самовозбуждения генератора не будет. Если при синхронизации генератора выключатель включится не всеми фазами, несимметрия ликвидируется подачей импульса на отключение выключателя генератора; в случае неудачной попытки подготавливается схема для отключения дефектного выключателя обходным выключателем ШСВ или смежными выключателями.

При ликвидации несимметричных режимов учитывается, что турбогенератор, находящийся в режиме двигателя, в соответствии с заводскими инструкциями не может работать более 2 - 4 мин. Отключается АГП только после отключения генератора от сети всеми тремя фазами. При действии защит от внутренних повреждений генератора, повысительного трансформатора или рабочего трансформатора СН энергоблока наряду с отключением выключателя энергоблока отключаются АГП и выключатели рабочего трансформатора СН со стороны шин 6 кВ.

Одновременно работают технологические защиты энергоблока, действием которых гасится котел, и турбина идет на останов закрываются стопорные клапаны и ГПЗ. Если действие АВР не произошло, все операции, повторяющие действие автоматики, производятся вручную.

Наличие напряжения на шинах 6 кВ в этих условиях обеспечивает режим нормального останова генератора или возможность его немедленной подготовки к пуску в случае ложной работы устройств релейной защиты. Особое внимание обращается на наличие напряжения на шинах 0,4 кВ, от которых питаются технологические защиты, приборы и электродвигатели рабочих механизмов, обеспечивающих сохранность основного оборудования энергоблоков масляных насосов турбоагрегатов, дымососов, валоповоротных устройств и др.

При исчезновении напряжения на шинах 0,4 кВ проверяется, работало ли устройство АВР. Если не работало, то необходимо проверить его действие. Включаются в работу со стороны 0,4 кВ электродвигатели подзарядных агрегатов аккумуляторных батарей, если они отключились защитой обратного тока;. Во избежание повреждения автоматов гашения поля АГП-1 гашение поля при токах ротора, меньших тока х. В случае отключения рабочего трансформатора СН прежде всего проверяется восстановление напряжения на секции полусекциях в результате действия устройства АВР.

Если напряжения на секции полусекциях нет, возможен отказ в действии устройства АВР. В этом случае включается резервный трансформатор и тем самым подается напряжение на секцию полусекции. Если напряжения нет на одной полусекции возможен отказ во включении от устройства АВР секционного выключателя , включается выключатель ключом управления.

После восстановления напряжения на секции СН определяется защита, от действия которой отключился трансформатор, производится осмотр трансформатора и его присоединений. При отсутствии резерва, если проверка показала, что отключение произошло не от внутренних повреждений, а вследствие перегрузки, внешнего КЗ, от токов небаланса или неисправностей в цепях защиты, трансформатор включается повторно без внешнего осмотра.

При обнаружении дефектов в дифференциальной защите и невозможности немедленного их устранения трансформатор включается в работу с отключенной дифференциальной защитой на срок не более 24 ч. При невозможности включения отключившегося рабочего трансформатора и отсутствии резерва подается напряжение на обесточенные секции полусекции от рабочих трансформаторов других энергоблоков генераторов , если это допустимо по схеме и по условиям самозапуска электродвигателей.

При необходимости отключаются электродвигатели неответственных механизмов СН. В случае отключения выключателя рабочего питания полусекции секции и неуспешного АВР выключатель с высокой стороны резервного трансформатора остался включен, а секционный выключатель на эту полусекцию отключен, и горит соответствующее табло сигнализации возможно наличие КЗ на шинах полусекции секции или неотключившееся КЗ на присоединении этой полусекции секции.

Если выявить дефект не удается, отключают все присоединения полусекции, опробуют ее подачей напряжения or резервного трансформатора и включают присоединения после проверки изоляции. В случае отключения рабочего трансформатора и неуспешного АВР предполагается возможность КЗ на секции или неотключившееся замыкание на присоединении этой секции.

Для ликвидации повреждения вызывается ремонтный персонал;. При обнаружении дефектного присоединения, оно выводится в ремонт, включаются автоматы и рубильники остальных присоединений, подается напряжение на щит от рабочего трансформатора и сообщается о возможности включения электродвигателей, измерительных приборов и технологических защит этой секции.

Исчезновение напряжения на щите питателей пыли может произойти при отказе устройства АВР в случае отключения двигатель-генератора, питающего секцию щита, или при КЗ на шинах. В этом случае осматривается щит питателей пыли и выявляется причина исчезновения напряжения; при наличии повреждения этой секции вызывается ремонтный персонал для устранения дефекта. При отсутствии повреждения на щите питателей пыли включается автомат аккумуляторной батареи после проверки отключения автомата двигатель-генератора и подачи напряжения от аккумуляторной батареи.

При отключении двигатель-генератора одной из секций щита питателей пыли и успешном действии устройства АВР от аккумуляторной батареи режим котла автоматически восстанавливается; в этом случае выявляется причина отключения двигатель-генератора и принимаются меры к ее устранению. При отключении одной из отходящих линий 0,4 кВ, питающих панели вводов системы бесступенчатого регулирования скорости электродвигателей питателей пыли, и отказе действия устройств АВР на панели вводов отключается рубильник питающей линии, проверяется изоляция и при удовлетворительном результате включается рубильник, после чего включаются групповые контакторы дроссельного преобразователя, так как при исчезновении напряжения они отключаются.

При необходимости включения группового контактора дроссельного преобразователя отключаются соответствующие питатели пыли, так как возможно их самопроизвольное включение при включении группового контактора. В случае повреждения одного из дроссельных преобразователей или при КЗ на шинах постоянного тока панели управления поврежденный преобразователь выводится из работы.

Исчезновение напряжения на щите постоянного тока аккумуляторной батареи может произойти в результате неселективного действия автомата при КЗ на СШ постоянного тока или при повреждении аккумуляторной батареи. Если другой аккумуляторной батареи нет или она в ремонте, включается на шины зарядный агрегат, имеющий достаточную мощность для электроснабжения всей нагрузки энергоблока по постоянному току, после чего устанавливается и устраняется причина отключения батареи.

При отсутствии зарядного агрегата находится в ремонте включается подзарядный агрегат и начинается разгрузка энергоблока с последующим его остановом. Принимаются меры к ускорению ремонта аккумуляторной батареи и зарядного агрегата.

При исчезновении напряжения на рабочем вводе питания электродвигателей системы охлаждения повысительного трансформатора автоматически включается ввод резервного питания; при неуспешном действии устройств АВР этот ввод включается вручную. При нарушении питания охлаждения повысительного трансформатора устанавливается контроль за температурой масла трансформатора; дальнейшие операции производятся в соответствии с инструкцией по эксплуатации трансформаторов.

При выходе из строя вентиляторов охлаждения электродвигателей мельниц, дымососов, дутьевых вентиляторов, мельничных вентиляторов, вентиляторов первичного воздуха и т. Например, для двухскоростных электродвигателей ДАЗО при отключении одного вентилятора этот промежуток составляет не более 1 ч.

В этом случае контролируется температура обмотки статора электродвигателя, и при превышении ее допустимого значения он немедленно отключается. При получении сигнала подключаются приборы контроля изоляции к поврежденной секции для проверки наличия замыкания. При полном замыкании на землю показание вольтметра поврежденной фазы уменьшается до нуля, а на двух других фазах возрастает до 1,73 фазного напряжения. Установив наличие замыкания, выясняют, не проводилось ли включение какого-либо высоковольтного электродвигателя, подключенного к поврежденной секции непосредственно перед появлением земли.

Такая проверка проводится, поскольку при эксплуатации выключателей неоднократно отмечались отрывы элементов гибкой связи при отключениях и включениях выключателя и касания ими земли во включенном положении выключателя. Если какой-либо высоковольтный двигатель поврежденной секции включился, его отключают и выводят в ремонт. При обнаружении оторванных элементов гибкой связи их отрезают и включают электродвигатель в работу.

Если непосредственно перед появлением земли включений присоединений к поврежденной секции не производилось или если отключение выключателей и вывод их в ремонт результата не дало, переходят на резервное питание.

Вначале переводят на резервное питание присоединения полусекции А. Если при этом земля на полусекции Б исчезла, то, следовательно, замыкание на полусекции А. Если земля осталась на полусекции Б, следует перевести полусекцию Б на резервное питание, отключив рабочее. Если земля исчезла, значит, она в цепи присоединения рабочего трансформатора, если осталась - то на полусекции Б. Отыскание места замыкания на землю на полусекции ведется поочередным отключением всех присоединений этой полусекции.

Питание полусекции переводится на резервный трансформатор. Отыскание однофазного замыкания на землю производится быстро, так как такое замыкание в кабеле или в обмотке электродвигателя перейдет в междуфазное КЗ.

В последнюю очередь отключается трансформатор напряжения, при этом замыкание контролируется индикатором напряжения; перед отключением трансформатора напряжения отключается защита минимального напряжения электродвигателей и работающего трансформатора. На блочных электростанциях питание рабочего освещения каждого энергоблока осуществляется от щитов 0,4 кВ, поэтому при исчезновении напряжения на шинах 0,4 кВ питание освещения переключается на аккумуляторную батарею аварийное освещение.

Немедленно выясняется причина отключения, ликвидируется неисправность и рабочее освещение включается в работу. Полное исчезновение освещения возможно только при останове всех энергоблоков и выходе из строя аккумуляторных батарей.

В этом случае, используя аккумуляторные фонари, подается напряжение в первую очередь на шины аварийного освещения. После этого по временной схеме подается питание на шины рабочего освещения в местах прохода людей, а затем включается освещение оборудования. При отключении одного из специальных трансформаторов, питающих освещение, от АВР включается другой трансформатор, находящийся в горячем резерве. Если устройство АВР не сработало или имеет место устойчивое КЗ на щите рабочего освещения, осматривается щит и принимаются меры к устранению повреждения, после чего включается трансформатор.

Для предупреждения разряда аккумуляторной батареи включается зарядный двигатель-генератор по схеме постоянного подзаряда. Если это выполнить невозможно, действия производятся так же, как в случае полного исчезновения освещения.

Под отсутствием связи понимается не только нарушение всех видов связи, но и невозможность связаться с вышестоящим оперативным персоналом длительное время из-за плохой слышимости и перебоев в работе связи. При отсутствии связи наряду с производством операций, указанных в настоящем разделе и инструкциях, принимаются все меры к восстановлению связи.

При этом используются любые виды связи междугородная, ведомственная, телетайпная, телефакс и т. Ввиду разнообразия местных условий в настоящей Инструкции даются лишь основные методы и направления ликвидации аварий при нарушении связи. В соответствии с настоящей Инструкции в каждой энергосистеме составляются инструкции с указанием операций, которые производятся самостоятельно при потере связи.

При автоматическом отключении тупиковой линии и неуспешном действии двукратного АПВ отключившаяся линия включается еще раз вручную. При отключении транзитной линии напряжением до кВ, несинхронное включение которой допустимо, производится обратное включение такой линии один раз вручную без проверки синхронизма, в том числе и при неуспешном действии устройств АПВ.

Перед включением выключателя устройство АПВ отключается, если оно не выводится из действия автоматически. В некоторых случаях после такого несинхронного включения может возникнуть длительный асинхронный режим. В этом случае принимаются меры к восстановлению синхронизма. При невозможности восстановления синхронизма в сетях - кВ в течение 2 - 3 мин отключается выключатель включенной линии, если это предусмотрено инструкцией, а в сетях напряжением кВ и выше - отключается немедленно.

Ликвидация аварий с отключением транзитных линий, несинхронное включение которых недопустимо, производится путем подачи на них напряжения только с одной стороны с предварительной проверкой отсутствия на них напряжения с другой стороны.

Включение линии на противоположном конце производится с обязательной проверкой или улавливанием синхронизма. На электростанциях подстанциях не подается напряжение от своей подстанции на те отключившиеся транзитные линии, по которым, согласно инструкциям, подается напряжение с противоположной подстанции.

Исключение составляют случаи полной потери напряжения на каком-нибудь объекте при сохранении связи с другими объектами.

В этом случае по просьбе объекта, потерявшего напряжение, на его шины подается напряжение со стороны другого источника питания. Электростанция и подстанция самостоятельно, без распоряжения диспетчера энергосистемы, не подает напряжение на линии кВ и выше. Включение в транзит отключившихся транзитных линий, несинхронное включение которых может привести к аварии, после получения по ним напряжения производится только с проверкой синхронизма.

При исчезновении нагрузки по транзитной линии без отпайки одностороннее ее отключение с противоположной стороны отключают выключатель линии, если это предусмотрено технологической инструкцией, и подготавливают режим и схему для приема напряжения по отключившейся линии с последующей синхронизацией выключателем этой линии.

Если при исчезновении нагрузки по одной или нескольким транзитным линиям без отпаек из-за их отключения с противоположных сторон , несинхронное включение которых может привести к аварии, произойдет отделение электростанции на несинхронную работу с возможным сохранением нагрузки по другим линиям, то проверяется синхронность электростанции с энергосистемой путем небольшого изменения мощности.

Изменение частоты при изменении нагрузки генераторов указывает на несинхронную работу электростанции. В этом случае, убедившись в полном отсутствии передачи нагрузки по транзитным линиям без отпаек, отключают их выключатели.

Если изменение нагрузки на электростанции не приводит к изменению частоты, то в большинстве случаев это свидетельствует о сохранении связи электростанции с системой. В этом случае включение оставшихся без нагрузки транзитных линий производится с проверкой синхронизма на подстанциях с противоположного конца линий. При исчезновении нагрузки по одной или нескольким транзитным линиям, выключатели которых остались включенными, никаких операций не производится, а только контролируется появление нагрузки.

Если в результате аварии электростанция подстанция разделится на несинхронно работающие части с разными частотой и напряжением, часть нагрузки с шин, работающих с недопустимо низкой частотой, переводится с кратковременным погашением на шины с нормальной частотой, если другие способы повысить частоту не дают результатов. При исчезновении напряжения на шинах электростанций подстанций отключение выключателей транзитных линий производится в случае повреждения шин, оборудования или отказа повреждения выключателя одного из присоединений.

В этом случае путем отключения всех присоединений быстро отделяется поврежденный участок и подготавливается схема к приему напряжения. При выделении электростанций, не имеющих собственных потребителей, на несинхронную работу с частью нагрузки прилегающей электрической сети при понижении частоты до опасного по работе СН уровня, а также при недопустимой перегрузке генераторов инструкциями предусматривается отключение тупиковых линий или повышение частоты и разгрузка генераторов электростанции отключением потребителей.

При наличии резерва мощности при необходимости подается напряжение для питания потребителей по любой линии, включение которой не может привести к несинхронному включению. Порядок предотвращения и ликвидации аварий в единой и объединенных энергосистемах и энергосистемах, входящих в объединение и работающих изолированно раздельно 6. Понижение частоты электрического тока из-за недостатка мощности или энергоресурсов.

Повышение уровней напряжения на оборудовании сверх допустимых значений. Асинхронный режим работы отдельных частей энергосистем, единой и объединенных энергосистем и электростанций. Отключение ВЛ, к которым отпайками подсоединены генерирующие источники. Замыкание на землю в электрических сетях с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостных токов.

Отыскание замыканий на землю в сети постоянного тока электростанций и подстанций. Аварии на оборудовании крупных энергоблоков с непосредственным охлаждением обмоток статора и ротора. Короткое замыкание на секции полусекции СН или неотключившееся КЗ на ее присоединении. Исчезновение напряжения постоянного тока на одной из секций щита питателей пыли.

Исчезновение напряжения на щите постоянного тока аккумуляторной батареи. Каталог снипов Автомобильные дороги Директивные письма, положения, рекомендации и др. Документы Системы нормативных документов в строительстве Другие национальные стандарты Информационные материалы Нормативно-правовые документы Нормативные документы ЖКХ Нормативные документы по надзору в области строительства Нормативные документы субъектов Российской Федерации Отраслевые и ведомственные нормативно-методические документы Отраслевые стандарты и технические условия Производственно-отраслевые стандарты Разъяснения специалистов Справочные пособия к СНиП Технология строительства Типовые строительные конструкции, изделия и узлы Энергосбережение и тепловая изоляция База строительной документации Автомобильные дороги Классификатор ISO Мостостроение Национальные стандарты Строительство Технический надзор Ценообразование Экология Электроэнергия Типовые проекты и серии Интересные ресурсы Регистрация О проекте Правила Контакты.

Нормативные документы по надзору в области строительства Нормативные документы по энергетическому надзору СО Инструкция по предотвращению и ликвидации аварий в электрической части энергосистем.

Назначение и область применения. Порядок организации работ при ликвидации аварий. Общие положения по ликвидации аварий. Порядок предотвращения и ликвидации аварий в единой и объединенных энергосистемах и энергосистемах, входящих в объединение и работающих изолированно раздельно 6 2. Повышение частоты электрического тока.

Отключение линий электропередачи или другого оборудования. Типовая форма операционной технологической карты сборки и сварки разрезного тройника приведена в разделе Г. Разделку кромок продольных и кольцевых сварных швов разрезного тройника производят в заводских условиях в соответствии с рисунком В. При вертикальной врезке разрезного тройника продольные стыковые соединения половин тройника располагают на середине боковых четвертей трубы, при горизонтальной врезке - на середине верхней и нижней четвертей труб, расстояние между продольным швом газопровода и продольным стыковым соединением разрезного тройника должно быть не менее мм.

Тройник устанавливают на трубу. Устанавливают пропускают с торца тройника подкладные пластины в специальную выборку, выполненную в заводских условиях. Подкладные пластины под продольными стыковыми соединениями разрезных тройников должны выходить за торцы тройника на расстояние не менее мм в каждую сторону. Примечание - Подкладные пластины изготавливают в заводских условиях из малоуглеродистых сталей марок ВСт. Допустимый зазор между половинами тройника на продольных стыках с учетом размещения металлической подкладной пластины должен быть в пределах от 1,5 до 5 мм.

Зазор между торцом тройника и поверхностью трубы на кольцевых швах не должен превышать 3 мм. При превышении указанной величины зазора место установки узла врезки сдвигают. Внутреннее смещение стыкуемых кромок продольного стыкового соединения половин тройника не должно превышать 1,2 мм. После окончания сварки технологические планки удаляют механическим способом вместе с концами подкладных пластин. Длина прихваток должна быть от 30 до 50 мм. Количество прихваток определяют по длине продольного сварного соединения половин разрезного тройника.

Последовательность наложения слоев при сварке продольных швов разрезного тройника приведена на рисунке При длине разрезных тройников менее мм сварку продольных сварных соединений выполняют двумя сварщиками одновременно с обеих сторон в противоположных направлениях справа налево, слева направо с началом и окончанием сварки на технологических планках.

При длине разрезных тройников более мм сварку продольных сварных соединений выполняют четырьмя сварщиками одновременно с обеих сторон в противоположных направлениях от центра тройника к торцам, от торцов к центру тройника с началом или окончанием сварки на технологических планках, как показано на рисунке Рисунок 14 - Последовательность наложения слоев при сварке продольных швов разрезного тройника.

Рисунок 15 - Порядок наложения корневого и первых двух заполняющих слоев продольных швов тройника двумя а и четырьмя б сварщиками. Последующие заполняющие и облицовочные слои выполняют методом непрерывной сварки наложением параллельных валиков с перекрытием от 2,0 до 3,0 мм в тех же направлениях с началом или окончанием сварки на технологических планках. Пер вые заполняющие слои сваривают по центру шва, последующие - параллельно. Сначала накладывают нижний валик, далее средний, а затем верхний при расположении продольных швов на боковых четвертях трубы газопровода.

Общее усиление облицовочных слоев шва должно быть высотой от 1 до 3 мм и иметь плавный переход к основному металлу тройника с перекрытием наружных свариваемых кромок в каждую сторону на величину от 2,5 до 3,5 мм.

По окончании сварки производят визуальный контроль продольных швов и контроль качества швов неразрушающими методами см. При превышении эквивалента углерода тройника над эквивалентом углерода трубы приварку тройника производят с обязательным наложением наплавленного шва на тело трубы газопровода и на поверхность тройника. Количество слоев кольцевого нахлесточного сварного шва приварки тройника к стенке газопровода зависит от толщины свариваемой кромки тройника.

Величина катета должна быть не менее 1,4 толщины стенки газопровода. I - с одним слоем наплавленных валиков; II - с дополнительным слоем наплавленных валиков; III - со слоем наплавленных валиков на поверхность тройника;. Рисунок 16 - Последовательность наложения слоев кольцевых нахлесточных швов тройника с газопроводом. Наложение наплавленных швов на поверхность газопровода и тройника рекомендуется выполнять электродами диаметром 2,,25 мм ниточными швами шириной до 1,5 диаметра электрода, заполняющих и облицовочных - электродами диаметром 3,,0 мм, с основным покрытием, одной марки типа Э50А в соответствии с разделом Г.

Ширина наплавленного слоя кольцевого нахлесточного сварного шва приварки разрезного тройника к стенке газопровода должна быть 1,4 толщины стенки газопровода. Сварку производят одновременно двумя сварщиками в противоположных четвертях окружности газопровода обратноступенчатым способом в соответствии с рисунком 17 с соблюдением правила послойного смещения мест начала и окончания сварки на величину от 25 до 30 мм.

Облицовочный слой кольцевого нахлесточного сварного шва приварки разрезного тройника должен иметь плавный переход к основному металлу тройника и перекрывать его на величину от 2,5 до 3,5 мм от сварного шва. Производят визуальную проверку шва и контроль качества шва неразрушающими методами см. Прихватываемые кромки и направление прихваток изображены на рисунке Е. Рисунок 17 - Порядок наложения кольцевых нахлесточных швов тройника двумя сварщиками.

Наличие дефектов металла сварных швов, размеры которых превышают допустимые, приведенные в приложении Ж , не допускаются. На наружной поверхности тройников и муфт заводского изготовления должна быть нанесена яркой несмываемой краской маркировка. На наружной и внутренней поверхностях должно быть нанесено антикоррозионное покрытие, за исключением поверхности и кромок, предназначенных под сварку, которые должны иметь консервационную защиту на период транспортировки и хранения, как указано в приложении В.

Первый этап - проводится контроль качества приварки отводного патрубка к стенке газопровода ультразвуковым методом по ГОСТ Первый этап - проводится контроль качества продольных швов разрезного тройника ультразвуковым методом по ГОСТ Второй этап - проводится контроль качества кольцевых швов разрезного тройника ультразвуковым методом по ГОСТ , в качестве дублирующего используют капиллярный метод по ГОСТ цветной красящей дефектоскопии по ОСТ 36 76 , либо магнитопорошковый метод по ГОСТ Исправление дефектов в сварных швах допускается в случае, если суммарная длина дефектных участков не превышает 0,1 от периметра сварного шва.

После проведения ремонтных работ ремонтную зону плюс мм с каждой стороны сварных швов подвергают повторному контролю аналогично 8. Исполнительная документация на выполнение специализированной организацией, специализированным подразделением эксплуатирующей организации работ по сварке, врезке и перекрытию полости газопровода под давлением оформляют в соответствии с приложением И.

Тип исполнения шарового крана - с концами под приварку. Шаровые краны по окончании работ оставляют для постоянного использования на газопроводе-отводе лупинге, перемычке, переходе как линейную ЗРА. Исполнение ответвления узла врезки - с концом под приварку. При подсоединении лупинга перемычки, перехода производят приварку узлов врезки в местах предполагаемого подключения к газопроводу. Рисунок 18 - Горизонтальная врезка отвода лупинга, перемычки через шаровой кран. Рисунок 19 - Вертикальная врезка отвода лупинга, перемычки, перехода через шаровой кран.

Монтаж и приварку узлов врезки и контроль качества швов приварки производят в соответствии с требованиями разделов 7 и 8. Высота фундамента должна обеспечивать соосность проходного сечения ответвления узла врезки и шарового крана.

Для недопущения перекосов при монтаже шарового крана строго контролируют вертикальность его установки. К другому концу под приварку шарового крана приваривают переходное кольцо переходной патрубок заводского изготовления, к переходному патрубку приваривают ответный фланец для последующего монтажа машины для врезки.

Примечание - Переходной патрубок используют для последующего сварного соединения с газопроводом-отводом, лупингом, перемычкой, переходом. Длину переходного патрубка принимают в зависимости от величины хода штока шпинделя машины для врезки, но не менее мм. Конструкция сверла должна предусматривать крепление специальных стержней, удерживающих вырезанный темплет для удаления его из трубы.

Проводят проверку отсутствия провисания фрезы, выставляя фрезу в крайнее положение на полную длину рабочего хода шпинделя. Устанавливают прокладку паранит или др.

Монтажным подъемником выставляют машину в горизонтальное положение, центрируют ответный фланец с фланцем машины и соединительными болтами стягивают фланцы. Монтажный подъемник должен надежно опираться на грунт котлована, при необходимости под подъемник устанавливают деревянный настил. Приварку шарового крана и ответных фланцев производят в соответствии с СТО Газпром При проверке герметичности стыковочного узла сварные швы и фланцевые соединения покрывают мыльным раствором для визуального обнаружения неплотностей.

Производят испытание узла врезки инертным газом: Затем выравнивают давление инертного газа в полости стыковочного узла до величины рабочего при проведении работ на участке, но не выше допустимого Р доп при сварке и врезке под давлением см. На первом этапе высверливают отверстие в трубе направляющим сверлом, вытесняют давлением газа инертный газ из полости стыковочного узла через вентиляционный клапан машины, клапан закрывают, выравнивают давление газа в стыковочном узле и газопроводе.

На втором этапе вырезают отверстие в трубе фрезой. Подачу фрезы осуществляют вручную до соприкосновения с поверхностью трубы.

Фрезерование производят в автоматическом режиме, параметры которого выбирают в зависимости от диаметра фрезы, прочности металла трубы и толщины ее стенки. По окончании вырезания отверстия в трубе фрезу возвращают в адаптер машины, закрывают шаровой кран, сбрасывают давление из адаптера машины, машину демонтируют. Специальное оборудование должно иметь разрешение Ростехнадзора для применения. Для врезки лупинга перемычки, перехода выполняют аналогичные работы в двух местах его подключения.

Таблица 8 - Перечень специального оборудования и комплектующих для выполнения работ по врезке и перекрытию полости газопровода под давлением. Шаровой запорный кран на отводной тройник. Разрезной тройник отводной с фланцем LOR.

Разрезной тройник стопльный для перекрытия полости газопровода с фланцем LOR. Разрезной тройник с боковым ответвлением, с фланцем LOR. Фланцевый адаптер Spool с боковым ответвлением, с фланцами LOR. Перепускной фиттинг TOR с колпаком, заглушкой, уплотнительным кольцом, ниппелем и трубной обвязкой. Машина для врезки с комплектом инструмента и принадлежностей для вырезания отверстий и установки заглушек LOR фреза, держатель фрезы, направляющее сверло, держатель заглушки LOR , адаптер, фланец диаметром: Ручной сверлильный станок в комплекте с спиральным сверлом, адаптером, держателем заглушки TOR.

Заглушка LOR с уплотнительным кольцом для тройника: Глухой фланец с прокладкой для тройников: Выполняют с помощью вертикальной врезки перпендикулярно поверхности земли через плоские задвижки, установленные на фланцах вертикальных ответвлений тройников. Отвод лупинг, перемычка, переход подсоединяют параллельно поверхности земли сварным соединением к боковому ответвлению тройника, как показано на рисунке При необходимости на перемычке устанавливают ЗРА.

При подсоединении лупинга, перемычки, перехода производят приварку двух тройников с боковым ответвлением в местах предполагаемого их подключения к магистральному газопроводу. Монтаж, приварку разрезных тройников с боковым ответвлением и контроль качества сварных швов приварки тройников производят в соответствии с требованиями разделов 7 и 8.

Исполнение вертикальных ответвлений тройников - фланцевое, боковых ответвлений - с концом под приварку. Рисунок 20 - Врезка отвода лупинга, перемычки, байпаса через тройник с боковым ответвлением. Закрывают плоскую задвижку и демонтируют машину. При подсоединении лупинга байпаса, перемычки, перехода аналогичные работы производят на другом узле врезки. При подсоединении лупинга, байпаса, перемычки, перехода аналогичные работы производят на другом узле врезки.

Временный байпас подсоединяют перпендикулярно поверхности земли к вертикальным либо горизонтальным ответвлениям тройников фланцевым соединением через плоские задвижки, установленные на фланцах ответвлений тройников. Монтаж, приварку фиттингов, перепускных патрубков и контроль качества сварных швов приварки производят в соответствии с положениями разделов 7 и 8.

Сборку труб с условным диаметром мм и более производят с использованием центраторов. Примечание - Возможно проектирование и изготовление инвентарного временного байпаса, состоящего из труб трубных секций с фланцами и собираемого на трассе.

При использовании инвентарного временного байпаса впоследствии для ремонта других участков количество технологических операций по его подготовке существенно сокращается, снижается трудоемкость, себестоимость и продолжительность ремонта. Контроль качества сварных швов производят в соответствии с требованиями СТО Газпром При выборе диаметра временного байпаса допускается принимать величину большую, чем указано в таблице для данного условного диаметра запорного устройства.

Расстояние между тройниками для запорных устройств и местом выполнения огневой работы должно быть не менее 8 м. Диаметр и протяженность временного байпаса уточняют при разработке конкретного проекта. Рисунок 21 - Врезка временного байпаса и перекрытие полости газопровода с использованием четырех разрезных приварных тройников.

Таблица 9 - Диаметры временного байпаса и трубной обвязки устройств перекрытия полости трубы. Условный диаметр головки запорного устройства, мм. Допустимый перепад давления на запорном устройстве, МПа. Условный диаметр временного байпаса, мм. Условный диаметр трубной обвязки запорного устройства, мм. Аналогичные работы производят последовательно на другом конце участка, подлежащего ремонту. Проверку на герметичность и испытание временного байпаса производят под давлением перекачиваемого газа, равным допустимому рабочему на период проведения работ по врезке на газопроводах под давлением.

По завершении испытания плоские задвижки временного байпаса закрывают. Аналогичную работу производят последовательно на другом конце участка, подлежащего ремонту. Порядок выполнения технологических операций по резке газопровода на ремонтируемом участке, количество технологических отверстий и устанавливаемых запорных шаров отражают в плане организации огневых работ при проведении выборочного капитального ремонта.

Инструкцию по проведению огневых работ составляют эксплуатирующая и специализированная организации применительно к конкретному газопроводу с учетом местных условий производства работ и согласовывают с технадзором.

Работы проводят одновременно на двух концах отремонтированного участка. В указанной последовательности монтируют заглушку LOR и глухой фланец на фланец тройника байпаса. Схема организации работ по ремонту участка газопровода с устройством байпаса приведена на рисунке Рекомендуемый состав специализированной бригады по сварке, врезке отвода, лупинга или байпаса и перекрытию полости трубы под давлением приведен в таблице Специализированная бригада должна пройти подготовку и аттестацию на выполнение работ по врезке и перекрытию полости газопровода под давлением на предприятии - изготовителе специального оборудования.

Рисунок 22 - Схема газопровода после демонтажа байпаса и плоских задвижек. Таблица 10 - Состав бригады по сварке, врезке и перекрытию полости трубы под давлением. Количество человек при диаметре газопровода, мм. Электросварщики, специально подготовленные и аттестованные. Операторы специалисты по обслуживанию машины для врезки и устройств перекрытия полости газопровода. Примечание - В состав бригады дополнительно включают машинистов трубоукладчиков, используемых для монтажа тройников и специального оборудования.

Эксплуатирующая организация должна обеспечить проведение работ персоналом для обслуживания применяемых технических средств, а также персоналом для выполнения неспециальных работ. Байпас подсоединяют параллельно поверхности земли к боковым ответвлениям фланцевых адаптеров через плоские задвижки, установленные на фланцах боковых ответвлений адаптеров, как показано на рисунке По окончании ремонтных работ байпас демонтируют. Монтаж, приварку фиттингов и контроль качества сварных швов приварки производят в соответствии с требованиями разделов 7 и 8.

Примечание - Для проведения работ с использованием фланцевых адаптеров с боковым ответвлением требуется использование машин для врезки и устройств перекрытия с повышенной длиной хода шпинделя штока. Рисунок 23 - Схема организации работ по ремонту участка газопровода с устройством временного байпаса.

Рисунок 24 - Врезка временного байпаса и перекрытие полости газопровода с использованием фланцевых адаптеров с боковым ответвлением. По завершении испытания плоские задвижки фланцевых адаптеров закрывают. Аналогичные работы производят последовательно на другом конце участка.

Вновь построенный участок газопровода подсоединяют к боковым ответвлениям тройников сварным соединением, как показано на рисунке Замененный участок газопровода демонтируют.

Монтаж, приварку тройников и контроль качества сварных швов приварки производят в соответствии с положениями разделов 7 и 8. Приваривают новый участок газопровода к боковым ответвлениям тройников. Рисунок 25 - Врезка вновь построенного участка и перекрытие полости газопровода через тройники с боковым ответвлением.

По результатам расшифровки рентгеновских снимков и данных УЗК в случае обнаружения дефектов, выходящих на поверхность, применяют капиллярный метод дефектоскопии для уточнения границ дефектов. Очищенная поверхность должна быть серого цвета с характерным металлическим блеском. Надземную часть шарового крана, узла врезки и отвода перемычки, лупинга изолируют покрытием для защиты от атмосферных осадков.

Размеры ограждений и порядок производства работ вокруг них регламентируют правила [ 20 ]. Персонал специализированных бригад должен быть аттестован на знание требований настоящего стандарта. Персонал, не участвующий в проведении специализированных работ, на время их выполнения должен находиться за пределами охранной зоны. Оборудование, не задействованное в выполнении специализированных работ, также должно находиться за границами охранной зоны. Весь персонал, занятый на выполнении как специализированных, так и неспециализированных работ, должен быть обучен правилам и приемам оказания первой доврачебной помощи.

Механизмы и средства транспорта с двигателями внутреннего сгорания должны иметь искропламегасители на выхлопных трубах. Осветительное, сварочное оборудование и механизмы должны иметь исправную электропроводку. Количественное содержание горючих газов и их паров в воздухе следует определять перед началом огнеопасных работ и периодически в процессе их проведения газоиндикаторами.

При необходимости следует обеспечить принудительную вентиляцию зоны проведения работ. При изменении направления ветра в сторону расположения жилых зданий проведение работ по врезке под давлением следует прекратить. Место врезки должно располагаться на расстоянии не менее м от отдельно стоящих жилых зданий независимо от категории участка газопровода.

При работе на открытом воздухе в зимнее время персонал должен быть обеспечен утепленной спецодеждой и спецобувью по ГОСТ Идентификацию металла труб проводят согласно требованиям ВРД Микропробы металлическая стружки, опилки отбирают с поверхности анализируемой трубы, зачищенной от следов загрязнения, защитных покрытий, окалины, в трех местах на расстоянии от 5 до 10 мм друг от друга при размере частиц стружки площадью в пределах от 0,25 до 1,0 мм 2 и толщиной от 0,01 до 0,20 мм.

Места отбора микропроб выбирают на расстоянии не менее 20 мм от имеющихся сварных швов, мест ремонта, приварки и других, где структура металла может быть искажена. Для отбора микропроб используют шабер или другие приспособления. Место соскоба микропробы должно иметь плавные края, не иметь царапин с острыми углами и не выходить за минусовой допуск трубы.

Толщина стенки тройников и деталей узлов врезки d , d 1 , мм. Минимальный предел текучести s т min ,. Временное сопротивление разрыву s в ,. Условное обозначение тройников при заказе должно содержать: Тройники должны соответствовать требованиям настоящих технических условий, техническим условиям и рабочим чертежам предприятия-изготовителя, утвержденным в установленном порядке. Тройники с боковым ответвлением изготавливают с вертикальным отводным патрубком во фланцевом исполнении и боковым ответвлением - с концом под приварку см.

Высоту длину ответвлений тройников, наружный диаметр, количество и диаметр отверстий фланцев уточняют при заказе тройников с учетом технических характеристик специального оборудования, работающего в комплекте с тройниками. Фланцы тройников, герметизирующие заглушки и глухие фланцы изготавливают по ТУ предприятия-изготовителя и рабочим чертежам, утвержденным в установленном порядке.

Подкладные пластины под продольные стыковые соединения тройников изготавливают в заводских условиях и поставляют в комплекте с тройниками. Приварку выполняют в приспособлении, обеспечивающем строго перпендикулярное положение оси ответвления и фланца к оси магистральной части тройника.

Приварку выполняют с обязательной подваркой корня шва. При наложении корневого слоя шва приварки ответвлений тройников для врезки отводов, байпасов, перемычек, лупингов допускается обратный валик высотой не более 1,5 мм. При наложении корневого слоя шва приварки ответвлений тройников для перекрытия полости трубы обратный валик не допускается, усиление сварного шва должно быть снято заподлицо с внутренней поверхностью ответвления тройника. Выбор электродов производят в зависимости от нормативного временного сопротивления разрыву основного металла.

Сварочные электроды, прошедшие аттестацию и рекомендованные к применению, приведены в разделе Г. Сварочные электроды непосредственно перед их использованием прокаливают согласно требованиям завода-изготовителя.

Применение порошковой проволоки для сварки тройников при их изготовлении допускается при обязательной аттестации соответствующей технологии. Параметры подогрева следует принимать согласно 7. Каждый слой сварного шва перед наложением последующего очищают металлической щеткой. Сварку производят без перерывов в работе, при вынужденных перерывах, во время которых стык остывает, перед возобновлением сварки обеспечивают подогрев согласно 7.

После сварки проводят тщательную очистку зоны сварного соединения от брызг и загрязнений, наружный осмотр и обмер на соответствие настоящим техническим требованиям. Термическую обработку производят по технологическому процессу предприятия-изготовителя после получения положительных результатов неразрушающего контроля качества. Трубы и листовая сталь, используемые для изготовления тройников, должны сопровождаться сертификатами соответствия требованиям ТУ на трубы с указанием завода-изготовителя, марки стали, химического состава металла, прочностных характеристик.

Допускается применение сталей по другим стандартам и техническим условиям, если установленные в них требования не ниже регламентированных. Для изготовления подкладных пластин под продольные сварные соединения тройников толщиной от 1,5 до 2,5 мм, шириной 25 мм применяют малоуглеродистые стали марок ВСт. Эквивалент углерода металла тройников не должен превышать 0,46 согласно СНиП 2. Контроль производят в 2 этапа: Усиление внутреннего заводского сварного шва труб, из которых изготавливают тройник, должно быть снято до высоты 0,5 мм на всю длину тройника.

Наличие дефектов в сварных швах труб, используемых для изготовления тройников, размеры которых превышают пределы, приведенные в приложении Ж , не допускается.

Зачистку внешних дефектов труб допускают при условии, что толщина стенки труб после зачистки не выходит за пределы минусового допуска на толщину стенки тройника. Тройники сварные и штампосварные подвергают систематическому пооперационному контролю в процессе сборки и сварки на соответствие настоящим техническим требованиям. Контроль температуры предварительного подогрева свариваемых стыков производят при помощи контактных термометров или термокарандашей.

Внешний осмотр тройников на отсутствие недопустимых дефектов производят визуально. Обмер тройников на соответствие настоящим требованиям производят с помощью шаблонов, угольников и других инструментов и приспособлений. Для контроля качества сварных соединений тройников в заводских условиях применяют аппараты рентгеновские по ГОСТ и гамма-дефектоскопы по ГОСТ Сварочные материалы и оборудование, применяемые при сварке тройников, должны отвечать требованиям 7.

Чистота обработки поверхностей тройника должна соответствовать требованиям, указанным в конструкторской документации. Кромки тройника и примыкающие к ним внутренние и наружные поверхности не должны иметь следов ржавчины, масла и других загрязнений. В качестве контролируемого диаметра принимают фактический внутренний диаметр тройника D вн ф. Ремонту подлежат сварные швы, у которых суммарная длина дефектных участков не превышает 0,1 периметра сварного шва. Сварные швы подвергают только однократному ремонту сваркой, повторное исправление отремонтированных швов не допускается.

На каждый тройник составляют паспорт. Образцы паспортов на тройники отечественного производства приведены в разделе В. В комплект поставки тройников включают прокладки, болты, гайки, ЗИП, эксплуатационную и товарно-сопроводительную документацию. Все прокладки, болты, гайки и др. В комплект поставки тройников во фланцевом исполнении включают заглушки с секторными шпонками и уплотнительными кольцами круглого сечения, глухие фланцы.

Подкладные пластины поставляют в комплекте с разрезными тройниками. Образец маркировки тройников отечественного производства приведен в разделе В. При ударном способе маркировку обводят в рамку несмываемой краской и защищают антикоррозионной смазкой.

Маркировку на табличках наносят методом гравирования по ГОСТ Транспортную маркировку производят по ГОСТ Покрытие наносят в заводских базовых или трассовых условиях. На период транспортировки и хранения на сварную зону наносят консервационную защиту, фаски защищают заглушками.

Для правильного сопряжения половин тройника при его монтаже на газопроводе концы обеих половин с одной стороны помечают яркой несмываемой краской. При транспортировании и хранении тройников повреждения поверхности не допускают. Тройники укладывают на деревянные доски. При погрузке тройников строго контролируют, чтобы стропы и цепи, используемые при погрузке, не вступали в металлический контакт с тройником.

Рекомендуется использовать деревянные прокладки. Тройники с покрытием заводского базового нанесения обеспечивают дополнительной защитой упаковкой от механических повреждений на период транспортировки. В месте монтажа тройника поверхность газопровода очищают от изоляции, места наложения сварных швов приварки тройника к стенке газопровода зачищают до металлического блеска с использованием приспособлений безударного действия не менее чем на мм по обе стороны окружности сварки.

Выпуклость продольного сварного шва газопровода зашлифовывают заподлицо с поверхностью трубы на расстояние, равное длине тройни ка плюс 50 мм с каждой стороны от него, и проверяют на отсутствие дефектов ультразвуковым методом.

При обнаружении поверхностных или внутренних дефектов, утонения стенки трубы, превышения допусков на размеры трубы место монтажа тройника сдвигают. Сварку кольцевых нахлесточных швов тройника с поверхностью трубы выполняют на толщину стенки тройника, равную 1,4 толщины стенки газопровода. При сварке тройников на газопроводе под давлением применяют сварочные материалы и оборудование согласно требованиям 7.

Сведения о сварщиках Ф. При обнаружении дефектов, вызванных некачественным изготовлением и утвержденных соответствующим актом, изготовитель обязуется устранить дефекты. Производственную аттестацию проводит организация, выполняющая сварочные работы на газопроводе под давлением, совместно с аттестационным центром по сварке газопроводов.

Форма заявки на производственную аттестацию технологий сварки приведена в разделе Г. Группы однотипных конструкций узлов врезки, сварных соединений приведены в таблицах Г. Область распространения результатов производственной аттестации технологий сварки узлов врезки: Номер группы индекс однотипности по типам. Тип конструктивного исполнения узла врезки. Отводной патрубок с усиливающей накладкой. Разрезная муфта с отводным патрубком. Разрезной тройник приварной штампосварной с цельноштампованным ответвлением или литой.

Разрезной тройник приварной сварной.

About the Author: Анна