ZAŁĄCZNIK NR 2 do IRiESD APK

Transkrypt

ZAŁĄCZNIK NR 2
do instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej
Arctic Paper Kostrzyn S.A.
ZASADY DOKONYWANIA OGLĘDZIN, PRZEGLĄDÓW,
OCENY STANU TECHNICZNEGO ORAZ
KONSERWACJI I REMONTÓW URZĄDZEŃ,
INSTALACJI ORAZ SIECI DYSTRYBUCYJNYCH
Zasady dokonywania oględzin, przeglądów, oceny stanu technicznego oraz
konserwacji i remontów urządzeń, instalacji oraz sieci dystrybucyjnych
1.
OGLĘDZINY ELEKTROENERGETYCZNEJ SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
1.1.
Oględziny elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej powinny być wykonywane w miarę
moŜliwości podczas ruchu sieci, w zakresie niezbędnym do ustalenia jej zdolności do pracy.
1.2.
Planowe oględziny linii napowietrznych wykonuje się:
a) napięciu znamionowym 110 kV nie rzadziej niŜ raz w roku,
b) napięciu znamionowym niŜszym niŜ 110 kV nie rzadziej niŜ raz na 5 lat,
c) w przypadkach, gdy linie te lub ich części są naraŜone na szczególnie szkodliwe wpływy
atmosferyczne i niszczące działania czynników występujących podczas ich uŜytkowania,
nie rzadziej niŜ raz w roku.
Doraźne oględziny linii wszystkich napięć wykonuje się według potrzeb w celu
zlokalizowania uszkodzenia lub ustalenia zakresu podjęcia niezbędnych działań
zapobiegawczych przed niewłaściwą jej pracą.
1.3.
Podczas przeprowadzania oględzin linii napowietrznych sprawdza się w szczególności:
a) stan konstrukcji wsporczych, fundamentów i ścian,
b) stan przewodów i ich osprzętu,
c) stan podwieszonej linii światłowodowej wraz z osprzętem lub innych systemów
łączności montowanych na linii,
d) stan łączników, ochrony przeciwprzepięciowej i przeciwporaŜeniowej,
e) stan widocznych elementów kablowych sprawdzanej linii napowietrznej wraz z
przynaleŜnym do nich osprzętem,
f) stan izolacji linii,
g) stan napisów: informacyjnych i ostrzegawczych oraz zgodność oznaczeń dokumentacją
techniczną,
h) stan instalacji oświetleniowej i jej elementów,
i) zachowanie prawidłowej odległości przewodów od ziemi, zarośli, gałęzi drzew oraz od
obiektów znajdujących się w pobliŜu linii,
j) zachowanie prawidłowej odległości od składowisk materiałów łatwo zapalnych,
k) wpływ na konstrukcje linii działania wód lub osiadania gruntu,
l) zgodność obiektu z dokumentacją eksploatacyjną.
1.4.
Oględziny linii kablowych są przeprowadzane:
a) nie przeprowadza się oględzin linii kablowych o napięciu znamionowym niŜszym niŜ
110 kV,
b) w przypadkach, gdy linie kablowe lub jej elementy są naraŜone na szkodliwe wpływy
atmosferyczne i niszczące działania czynników występujących podczas ich uŜytkowania,
niezaleŜnie od napięcia, oględziny naleŜy przeprowadzać nie rzadziej niŜ raz w roku.
1.5.
Oględziny stacji przeprowadza się w stacji SN/SN, SN/nN – w pełnym zakresie nie rzadziej
niŜ raz na 5 lat. W przypadkach, gdy stacje są naraŜone na szkodliwe wpływy atmosferyczne
i niszczące działania czynników występujących podczas ich uŜytkowania – nie rzadziej niŜ
raz na rok.
1.6.
Podczas przeprowadzania oględzin stacji w skróconym zakresie, w zaleŜności od
wyposaŜenia sprawdza się w szczególności:
a) stan i gotowość potrzeb własnych prądu przemiennego,
b) stan prostowników oraz baterii akumulatorów w zakresie określonym odrębnymi
przepisami,
c) zgodność połoŜenia przełączników automatyki z aktualnym układem połączeń stacji,
d) działanie oświetlenia elektrycznego (zasadniczego i awaryjnego) stacji,
e) stan techniczny transformatorów, przekładników, wyłączników, odłączników, dławików
gaszących, rezystorów i ograniczników przepięć,
f) gotowość ruchową układów zabezpieczeń, automatyki i sygnalizacji oraz central
telemechaniki,
g) działanie rejestratorów zakłóceń,
h) działanie systemów nadzoru pracy stacji,
i) stan i gotowość ruchową aparatury i napędów łączników,
j) gotowość ruchową przetwornic awaryjnego zasilania urządzeń teletechnicznych,
k) działanie łączy teletechnicznych oraz innych urządzeń stacji, określonych w instrukcji
eksploatacji,
l) stan zewnętrzny izolatorów i głowic kablowych,
m) poziom gasiwa lub czynnika izolacyjnego w urządzeniach.
1.8.
Podczas przeprowadzania oględzin stacji w pełnym zakresie, w zaleŜności od wyposaŜenia
sprawdza się w szczególności:
a) spełnienie warunków przewidzianych w zakresie skróconych oględzin,
b) stan i warunki przechowywania oraz przydatność do uŜytku sprzętu ochronnego,
c) zgodność schematu stacji ze stanem faktycznym,
d) zgodność układu połączeń stacji z ustalonym w układzie pracy,
e) stan urządzeń i instalacji spręŜonego powietrza,
f) stan układów i urządzeń elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej, w zakresie
określonym w Instrukcji eksploatacji układów automatyki i zabezpieczeń, pomiarowych
regulacyjnych i sterowniczo-sygnalizacyjnych urządzeń elektrycznych, będącej
dokumentem związanym z IRiESD,
g) stan napisów i oznaczeń informacyjno-ostrzegawczych,
h) stan baterii kondensatorów,
i) poziom gasiwa lub czynnika izolacyjnego w urządzeniach,
j) działanie przyrządów kontrolno-pomiarowych,
k) aktualny stan liczników rejestrujących zadziałanie ochronników, wyłączników,
przełączników zaczepów i układów automatyki łączeniowej,
l) stan dróg, przejść, pomieszczeń, ogrodzeń i zamknięć przy wejściach do pomieszczeń
ruchu elektrycznego i na teren stacji,
n) stan fundamentów, kanałów kablowych, konstrukcji wsporczych, instalacji wodnokanalizacyjnych,
o) stan ochrony przeciwprzepięciowej, kabli, przewodów i ich osprzętu,
p) stan urządzeń grzewczych i wentylacyjnych oraz wysokości temperatury
w pomieszczeniach, a takŜe warunki chłodzenia urządzeń,
q) działanie lokalizatorów uszkodzeń linii oraz innych urządzeń stacji, określonych
w instrukcji eksploatacji,
r) kompletność dokumentacji eksploatacyjnej i ruchowej znajdującej się w stacji,
s) stan instalacji i urządzeń przeciwpoŜarowych oraz sprzętu poŜarniczego.
2.
PRZEGLĄDY ELEKTROENERGETYCZNEJ SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
2.1.
Terminy i zakresy przeglądów poszczególnych urządzeń elektroenergetycznej sieci
dystrybucyjnej powinny wynikać z przeprowadzonych oględzin oraz oceny stanu
technicznego sieci, z uwzględnieniem zapisów dotyczących wykonywania pomiarów i prób
określonych w Tabeli nr 1.
2.2.
Przegląd linii napowietrznych obejmuje w szczególności:
a) oględziny w zakresie określonym w pkt. 1.3.,
b) pomiary i próby eksploatacyjne określone w Tabeli nr 1,
c) konserwacje i naprawy.
2.3.
Przegląd linii kablowej obejmuje w szczególności:
c) konserwacje i naprawy.
2.4.
Przegląd urządzeń stacji obejmuje w szczególności:
d) sprawdzenie działania układów zabezpieczeń, automatyki, pomiarów, telemechaniki i
sygnalizacji oraz środków łączności,
e) sprawdzenie działania i współpracy łączników oraz ich stanu technicznego,
f) sprawdzenie działania urządzeń i instalacji spręŜonego powietrza,
g) sprawdzenie działania urządzeń potrzeb własnych stacji, prądu przemiennego i stałego,
h) sprawdzenie ciągłości i stanu połączeń głównych torów prądowych,
i)
j)
sprawdzenie stanu osłon, blokad, urządzeń ostrzegawczych i innych urządzeń
zapewniających bezpieczeństwo pracy,
konserwacje i naprawy.
3.
OCENA STANU TECHNICZNEGO SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
3.1.
APK S.A. zapewnia wykonanie ocen stanu technicznego obiektów, układów, urządzeń i
instalacji eksploatowanej przez siebie elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej.
3.2.
Oceny stanu technicznego elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej lub jej elementów
przeprowadza się w czasookresach określanych na podstawie wyników oględzin oraz prób i
pomiarów eksploatacyjnych.
3.3.
Przy dokonywaniu oceny stanu technicznego elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej
uwzględnia się w szczególności:
a) wyniki oględzin, przeglądów, prób i pomiarów eksploatacyjnych,
b) zalecenia wynikające z programu pracy tych sieci,
c) dane statystyczne o uszkodzeniach i zakłóceniach w pracy sieci,
d) wymagania określone w dokumentacji fabrycznej,
e) wymagania wynikające z lokalnych warunków eksploatacji,
f) wiek sieci oraz zakresy i terminy wykonanych zabiegów konserwacyjnych napraw i
remontów,
g) warunki wynikające z planowanej rozbudowy sieci,
h) warunki bezpieczeństwa i higieny pracy oraz ochrony przeciwpoŜarowej,
i) warunki ochrony środowiska naturalnego.
3.4.
APK S.A. zapewnia wykonywanie ocen stanu technicznego obiektów, układów, urządzeń i
instalacji eksploatowanej przez siebie sieci dystrybucyjnej.
4.
REMONTY SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
Remonty urządzeń, instalacji i sieci przeprowadza się w terminach i zakresach wynikających
oględzin, przeglądów lub dokonanej oceny stanu technicznego.
4. OGLĘDZINY,
INSTALACJI
PRZEGLĄDY,
OCENA
STANU
TECHNICZNEGO
I
REMONTY
5.1.
Właściciel instalacji odpowiada za ich naleŜyty stan techniczny, w tym za prawidłowe ich
utrzymanie oraz prowadzenie eksploatacji, zgodnie z Tabelą nr 1 i odrębnymi przepisami.
5.2.
Oględziny instalacji przeprowadza się nie rzadziej niŜ co 5 lat, sprawdzając w szczególności:
a) stan widocznych części przewodów, izolatorów i ich zamocowania,
b) stan dławików w miejscu wprowadzenia przewodów do skrzynek przyłączeniowych,
odbiorników energii elektrycznej i osprzętu,
c) stan osłon przed uszkodzeniami mechanicznymi przewodów,
d) stan ochrony przeciwporaŜeniowej,
e) gotowość ruchową urządzeń zabezpieczających, automatyki i sterowania,
f) stan napisów informacyjnych i ostrzegawczych oraz oznaczeń, a takŜe ich zgodność z
dokumentacją techniczną.
5.3.
Przegląd instalacji obejmuje w szczególności:
a) oględziny w zakresie określonym pkt. 5.2.,
b) pomiary i próby eksploatacyjne określone w Tabeli nr 1 do niniejszego załącznika,
c) sprawdzenie ciągłości przewodów ochrony przeciwporaŜeniowej,
d) konserwacje i naprawy.
.
Tabela nr 1
ZAKRES POMIARÓW I PRÓB EKSPLOATACYJNYCH URZĄDZEŃ SIECI ELEKTROENERGETYCZNYCH
ORAZ TERMINY ICH WYKONANIA
L.p.
1.
2.
Nazwa urządzenia
Linie kablowe z izolacją
papierową przesyconą o
napięciu znamionowym
1 do 30 kV
polietylenową o napięciu
znamionowym
1 do 30 kV
Rodzaj pomiarów i prób
eksploatacyjnych
Sprawdzenie ciągłości Ŝył
Pomiar rezystancji izolacji
Próba napięciowa izolacji
Próba napięciowa dodatkowej
powłoki polwinitowej lub
polietylenowej
Wymagania techniczne
Brak przerwy w Ŝyłach
Rezystancja izolacji przeliczona na 1 km linii przy
Termin wykonania
Po wykonaniu
naprawy
temperaturze 200 C większa od 50 MΩ
Izolacja powinna wytrzymać w czasie 10 min. napięcie
wyprostowane 76 kV dla kabli o Uzn=30kV, 54 kV dla
kabli o Uzn=20kV, 39 kV dla kabli o Uzn=15kV, 27 kV
dla kabli o Uzn=10kV i 20 kV dla kabli o Uzn=6kV
Powłoka powinna wytrzymać w czasie 1 min. napięcie
Po wykonaniu naprawy
wyprostowane o wartości 5 kV
w uzasadnionych
przypadkach
Po wykonaniu
naprawy
Izolacja powinna wytrzymać w czasie 10 min. 0,75
wartości napięcia wyprostowanego wymaganego przy
próbie fabrycznej.
Dopuszcza się wykonanie próby napięciem
wolnozmiennym
0,1 Hz o wartości 3 U0 w czasie 60 minut
Dla kabli o izolacji z PE 1,5 Un dla przypadków
uzasadnionych technicznie
L.p.
3.
4.
5.
Nazwa urządzenia
polwinitową o napięciu
znamionowym powyŜej
1 do 30 kV
eksploatacyjnych
polietylenowej
polietylenowej
Linie kablowe o napięciu Sprawdzenie ciągłości Ŝył
do 1 kV
Wyłączniki o napięciu
znamionowym
od 1 kV do 60 kV
(małoolejowe,
próŜniowe)
Izolacja powinna wytrzymać w czasie 10 min. 0,75
wartości napięcia wyprostowanego wymaganego przy
próbie fabrycznej.
10
temperaturze 200 C nie mniejsza niŜ 3
S
głównej wyłącznika.
nie mniej niŜ 2 MΩ
gdzie S – przekrój Ŝyły kabla w mm2
Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu do
eksploatacji, nie mniej niŜ 3 000 MΩ
Pomiar rezystancji głównych
torów prądowych wyłącznika.
Nie więcej niŜ 120% wartości wymaganej przy
przyjmowaniu wyłącznika do eksploatacji
Termin wykonania
w uzasadnionych
przypadkach
Po wykonaniu
naprawy
w uzasadnionych
przypadkach
w uzasadnionych
przypadkach
Po wykonaniu
naprawy
Po przeglądzie.
Nie rzadziej niŜ co 5 lat.
Dla wyłączników z
próŜniowych, zgodnie
wymaganiami
producenta.
L.p.
Nazwa urządzenia
5
6
7
8
eksploatacyjnych
Ograniczniki przepięć i
odgromniki.
Termin wykonania
Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu
wyłącznika do eksploatacji. Czasy niejednoczesności
otwierania i zamykania wyłącznika nie powinny być
większe niŜ :
5 ms – przy otwieraniu i zamykaniu wyłącznika którego
bieguny są sprzęgnięte mechanicznie.
10 ms – przy otwieraniu pozostałych typów
wyłączników.
20 ms – przy zamykaniu pozostałych typów
wyłączników.
Metodą termowizyjną przy obciąŜeniu prądowym nie
mniejszym niŜ 30 % obciąŜenia znamionowego
Dla wyłączników z
próŜniowych, zgodnie
wymaganiami
producenta.
uzwojeń pierwotnych i wtórnych.
Badania oleju w przekładnikach
olejowych niehermetyzowanych,
wyposaŜonych we wskaźniki
poziomu oleju, wykonane w razie
uzyskania negatywnych wyników
pomiaru rezystancji izolacji
70 % wartości wymaganej przy przyjmowaniu
przekładników do eksploatacji
Nie rzadziej niŜ co 10lat,
chyba, Ŝe instrukcja
fabryczna przewiduje
inaczej
Pomiar rezystancji uziemienia
lub rezystancji przejścia do
sprawdzonego układu
uziomowego
Sprawdzenie liczników
zadziałań ograniczników
przepięć, których zadziałania są
rejestrowane i analizowane
Rezystancja uziemienia nie większa niŜ 5 Ω, a
rezystancja
Pomiar czasów własnych i
czasów niejednoczesności
otwierania i zamykania
wyłącznika
Połączenia prądowe w
rozdzielniach SN i
rozdzielniach sieciowych
SN/SN
Przekładniki napięciowe,
prądowe i zespolone o
wyŜszym niŜ 1 kV
Badanie stanu połączeń
prądowych
metodą termowizyjną
Nie rzadziej niŜ co 5 lat
Olej przekładnika o napięciu znamionowym 110 kV lub
niŜszym powinien spełniać wymagania jak dla
transformatorów o mocy do 100 MVA
przejścia nie większa niŜ 0,05 Ω
Licznik powinien zadziałać przy impulsie prądowym
z kondensatora
Nie rzadziej niŜ co 10lat
Nie rzadziej niŜ co 10
lat, chyba, Ŝe instrukcja
fabryczna przewiduje
inaczej
L.p.
Nazwa urządzenia
9
Rezystory uziemiające
10
Transformatory suche
11
Transformatory olejowe
o mocy 0,02 – 1,6
MVA oraz dławiki do
kompensacji
ziemnozwarciowej
12
Zabezpieczenia i
obwody wtórne w
rozdzielniach SN.
eksploatacyjnych
Termin wykonania
Sprawdzenie ciągłości
połączeń.
Wartości zgodne jak przy przyjmowaniu do eksploatacji Nie rzadziej niŜ co 5 lat
oraz po stwierdzeniu
nieprawidłowej pracy.
Pomiar rezystancji izolacji R30 Wartość rezystancji izolacji jak przy przyjmowaniu do
Po remoncie oraz po
eksploatacji.
stwierdzeniu
nieprawidłowej pracy,
Pomiar rezystancji uzwojeń lub Zgodnie z danymi w karcie prób transformatora
Nie wymaga się badania
pomiar przekładni
transformatora w czasie
jego prawidłowej
eksploatacji
Pomiar rezystancji izolacji R30 R60 ≥ 35 MΩ przy 30 0C – dla transformatorów w
Po remoncie oraz po
stwierdzeniu
eksploatacji
nieprawidłowej pracy.
Pomiar rezystancji uzwojeń lub Zgodnie z danymi w karcie prób transformatora
Nie wymaga się badania
pomiar przekładni
transformatora w czasie
Badanie oleju (nie dotyczy
Wygląd klarowny, brak wody wydzielonej i zawartość
jego prawidłowej pracy
transformatorów
ciał
z wyjątkiem
hermetycznych) w zakresie:
obcych
transformatorów potrzeb
- wyglądu
Rezystywność nie niŜsza niŜ 2 x109 Ω m przy 50 0C
własnych i dławików w
- rezystywności
Napięcie przebicia nie niŜsze niŜ 35 kV przy temp.
stacjach SN.
- napięcia przebicia
otoczenia
Badanie nie rzadziej niŜ
co 5 lat
Badanie zabezpieczeń i
Zgodne z przyjętym programem działania EAZ
Zgodnie z wymaganiami
obwodów wtórnych
oraz
producenta.
Ramową Instrukcją Eksploatacji EAZ.
Pomiary rezystancji izolacji
obwodów.
Rezystancja izolacji nie mniejsza niŜ 1 MΩ z tym,
Ŝe dla kaŜdego z elementów wchodzących w skład
obwodów nie mniejsza niŜ 10 MΩ.
L.p.
12
13
14
15
Nazwa urządzenia
Układy rejestracji
zakłóceń i zdarzeń w
rozdzielniach SN.
Ochrona
przeciwporaŜeniowa w
elektroenergetycznych
stacjach SN/ nn
Sieci o napięciu
znamionowym do 1 kV.
Instalacje odbiorcze o
do 1 kV w obiektach
energetycznych.
eksploatacyjnych
Termin wykonania
Próby funkcjonalne rejestracji
Zgodne z przyjętym programem działania rejestracji
oraz Ramową Instrukcją Eksploatacji EAZ.
Zgodnie z wymaganiami
producenta.
obwodów.
Rezystancja izolacji nie mniejsza niŜ 1 MΩ z tym,
Ŝe dla kaŜdego z elementów wchodzących w skład
Pomiar rezystancji uziemień
roboczych, ochronnych.
Sprawdzenie ciągłości
połączeń.
Pomiar napięć i obciąŜeń.
Sprawdzenie skuteczności
działania środków ochrony
PrzeciwporaŜeniowej.
Pomiar rezystancji uziemień.
Sprawdzenie skuteczności
działania środków ochrony
przeciwporaŜeniowej.
Pomiar rezystancji przewodów
roboczych instalacji .
obwodów nie mniejsza niŜ 10 MΩ.
Zgodnie z przepisami w sprawie ochrony
przeciwporaŜeniowej
Zgodnie z przepisami w sprawie dopuszczalnych
obciąŜeń i wymaganych poziomów napięć.
Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu
instalacji do eksploatacji.
Instalacje na otwartym
powietrzu oraz
instalacje w
pomieszczeniach o
szczególnych
wymaganiach lub
zagroŜeniach – na
podstawie
szczegółowych
przepisów.
L.p.
Nazwa urządzenia
eksploatacyjnych
16
Stacje SN
Pomiar /ustalenie / prądów
ziemnozwarciowych
Zgodnie z przyjętymi zasadami działania układów
kompensacji danej sieci.
Dopuszcza się stosowanie metod obliczeniowych.
17
Kondensatory
sprzęgające
głównej
Wartość rezystancji izolacji nie powinna być
podstawy
Pomiar rezystancji dzielnika
telefonii
nośnej
Pomiar pojemności
18
Baterie akumulatorów
Pomiar napięć i pojemności
mniejsza niŜ 5000 MΩ
Zgodnie z danymi wytwórcy
Termin wykonania
Nie rzadziej niŜ raz na 5
lat,
oraz po zmianie układu
normalnego sieci.
Nie rzadziej niŜ co 10
lat oraz w przypadku
nieprawidłowej pracy
Wartość rezystancji dzielnika nie powinna być
mniejsza niŜ 50000 MΩ
RóŜnica wartości pojemności w porównaniu do
wartości zmierzonej przy przyjmowaniu do
eksploatacji nie powinna przekraczać 5%
Zgodnie z danymi wytwórcy
Nie rzadziej niŜ 1 raz w
roku,
zalecane co 6 miesięcy

ZAŁĄCZNIK NR 2 do IRiESD APK

Transkrypt

Podobne dokumenty

SZCZEGÓŁOWY OPIS PRZEDMIOTU ZAMÓWIENIA „Zakup usług