_0,17  310^4 17__51,8 17_  8,357 ^м.

---

rС0

_ 25,24818,122 _{ 21,685 м.}

2

r 21,685^{11,8097 }  8,831<sup>м.

сi </sup> 11,809 ^

 

Таким образом, была рассчитана зона молниезащиты на уровне земли и на уровне защищаемого объекта.

7. 
   ОЦЕНКА НАДЁЖНОСТИ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
   

10 КВ
Любая электрическая сеть должна обеспечивать установленную надёжность электроснабжения, так как каждое прекращение подачи электроэнергии связано с определёнными последствиями и ущербом для потребителя. Поэтому надёжность является одним из показателей качества электроэнергии. Уровень надёжности, устанавливаемый для различных категорий электроприёмников, базируется на общей оценке этих последствий. При этом для каждого конкретного электроприёмника устанавливается его категория по надёжности и применительно к каждой категории электроприёмников устанавливаются соответствующие схемы их электроснабжения. В результате за счёт выбора схемы построения сети обеспечивается требуемый уровень надёжности электроснабжения рассматриваемых потребителей. Указанный подход считается эталонным при разработке указаний по проектированию электрических сетей. В то же время принятая надёжность питания определяет параметры основных и резервных элементов сети. Чем выше надёжность, тем выше при прочих равных условиях стоимость сооружения и другие показатели сети. Следовательно, уровень надёжности питания потребителей противопоставляется стоимостным показателям сети. В этих условиях возникает необходимость в количественной оценке надёжности.

Для расчёта надёжности необходимо определить число перерывов питания и их длительность. Такие перерывы в процессе эксплуатации сети могут происходить внезапно из-за аварийного повреждения отдельных элементов сети, а также в плановом порядке – при капитальном ремонте и обслуживании. Число и длительность перерывов определяются качественными показателями оборудования сети, а также организацией системы мер по поддержанию работоспособного состояния оборудования. В частности сроками и объёмами предупредительных ремонтов,

профилактических испытаний и т. п. Время ликвидации возникающих нарушений зависит от организации работы дежурных и ремонтных бригад.

В процессе расчёта возможны те или иные допущения. В частности, считают, что повреждение одного элемента сети не приводит к появлению повреждения других элементов, а также могут исключаться случаи совпадения планового ремонта с повреждением резервного элемента, случаи отказа релейной защиты и т. п.

Надёжность питания будет определяться вероятностью отсутствия перерывов электроснабжения за расчётный срок. Этот показатель может служить одним из критериев для оценки надёжности. За расчётный срок принимается один год.

Произведём оценку надёжности существующей сети 10 кВ и проектируемой сети 10 кВ ПС «Троица». Для этого рассчитаем основные параметры надёжности в нормальном режиме.

К основным показателям надёжности относятся:

• 
  время безотказной работы и время восстановления;
  
• 
  среднее время безотказной работы и среднее время восстановления;
  
• 
  среднее значение параметра потока отказов и средняя интенсивность отказов;
  
• 
  вероятность отказов и вероятность безотказной работы в заданный промежуток времени;
  
• 
  коэффициент готовности;
  
• 
  коэффициент простоя;
  
• 
  условный недоотпуск энергии в течение года;
  
• 
  средний ущерб от нарушения функционирования.
  

Расчёт надёжности сетей электроснабжения проводим аналитическим методом (наиболее распространённый классический метод).

Поток отказов для последовательно соединённых элементов определим

как:

^{  }_i^{ }_{пр.наиб.} , (114)

где

^пр.наиб.

^пр.наиб.

• 
  наибольшая частота преднамеренных отключений, 1/год. определяется по справочнику исходя из максимального
  

значения частоты капитальных ремонтов.

Поток отказов для двух параллельно соединённых элементов определим как:

^II,III^{ }II^{ q}III^III^{ q}II^{ *  q}

 ^*  q

, (115)

II пр.III III пр.II

где

^qпр.

• 
  вероятность преднамеренного отключения цепочки определяемая
  

по формуле:

^qпр.

_  t_B

T_г

(116)

^* находим по формуле:

^* ^{ с}пр.наиб.
(117)

Средняя вероятность состояния отказа системы или коэффициент простоя системы определяется по формуле:

q_c K_ПС q₁ q₂  K_пр.1 _пр.1  q₂  K_пр.2 _пр.2  q₁

, (118)

где

^Кпр.i

- коэффициент, учитывающий фактор уменьшения вероятности

преднамеренного отключения одного элемента или аварийного отключения другого, который определяется по выражению:

^tпр.i

^Kпр.i

_{1 e}^tBэкв.

(119)

Определяем вероятность отказа системы с учетом АВР. Учет АВР осуществляем по формуле полной вероятности, при этом вероятность отказа системы равна:

q_c.АВР q(S/ A₁A)  p( A₁)  p( A₂ )  q(S/ A^/ A)  q( A^/ )  p( A) 

2 ^{1 2 1 2}

(120)

q(S/ AA^/ )  p( A)  q( A^/ )  q(S/ A^/ A^/ )  q( A^/ )  q( A^/ ),

1 2 1 2 ¹ 2 1 2

где

q(S/ A₁A₂ )

• 
  условная вероятность отказа, при условии отсутствия отказа
  

поврежденного элемента и отсутствие отказа во включении резервного элемента;

1 2
q(S / A^/ A)

• 
  условная вероятность отказа, при условии не успешного
  

отключения поврежденного элемента и отсутствия отказа во включении резервного элемента;

1 2
q(S/ AA^/ )

• 
  условная вероятность отказа, при условии успешного
  

автоматического отключения поврежденного элемента и отказа при включении резервного;

q(S/ A^/ A^/ )

• 
  условная вероятность отказа, при условии неуспешного
  

¹ 2

автоматического отключения поврежденного элемента и не успешного автоматического включения резервного элемента;

p( A₁)

• 
  вероятность того, что не произошел отказ в автоматическом
  

отключении поврежденного элемента;

p( A₂ )

• 
  вероятность того, что не произошел отказ в автоматическом
  

включении резервного элемента;

1
q( A^/ )

• 
  вероятность того, что произошел отказ при автоматическом
  

отключении поврежденного элемента;

2
q( A^/ )

• 
  вероятность того, что произойдет отказ в автоматическом
  

включении резервного элемента.

Среднее время безотказной работы системы находится по формуле:

Т_с ¹

_с

. (121)

Расчетное время безотказной работы системы определяем по формуле:

1


Т_р 0,105 

с

. (122)

Среднее время восстановления системы найдем из формулы:

^tВС

 ^qc.

_c

(123)

Математическое ожидание количества недоотпущеной электроэнергии определяется по выражению, кВт∙ч:

W_нед.  P_деф.  q_с5000.

(124)

Ограничения мощности определяется по выражению, кВт:

P_нед.  P_P q_c.
(125)

Ущерб от недоотпуска электроэнергии за год определяется по выражению, руб.:

У СW_нед. 8760,

(126)

где С – стоимость электроэнергии, отпускаемой потребителям, равная 2,06 руб/кВт∙ч.

Произведем расчеты надежности для существующей и проектируемой систем электроснабжения по приведенному выше алгоритму.

Рисунок 11 – Схема существующей сети


Рисунок 12 – Схема замещения существующей сети с точки зрения надёжности

Расчёты произведены при помощи вычислительной программы MathCad и сведены в приложение М. Результаты расчёта обобщены и показаны в таблице.

Таблица 37 – Сравнение показателей надёжности

Показатели	Надёжность существующей сети	Надёжность проектируемой сети
Вероятность отказа системы без учёта АВР	0,01351	0,0018
Вероятность отказа системы с учётом АВР	0,0058	0,0002
Коэффициент вынужденного простоя системы	0,0058	0,0018
Коэффициент готовности системы	0,994	0,998
Время восстановления, ч	0,2	0,2
Расчётное время безотказной работы, лет	3	8,6
Среднее время безотказной работы, лет	28,4	82
Недоотпуск ЭЭ, кВт*ч в год	45356	14076
Ограничения мощности, кВт	9,07	2,8
Ущерб от недоотпуска за год, руб	93433	28997

Анализируя результаты расчета надежности схем, видно, что такие показатели надёжности как среднее и расчетное время безотказной работы, объём недоотпущенной энергии, ограничение по мощности и удельный ущерб у проектируемой схемы лучше, чем у существующей, несмотря на то,

что время восстановления существующей системы ниже, чем проектируемой. Поэтому делаем вывод о том, что проектируемая сеть электроснабжения надёжнее, чем существующая.

7. 
   АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ИНФОРМАЦИОННО - ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ СИСТЕМА КОММЕРЧЕСКОГО УЧЁТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
   

Используемые технические средства:

• 
  однофазные счетчики - СОЭБ-2П ДР многотарифный с устройством передачи данных по радиоканалу и с ДДМ и СОЭБ-2ПР-65-01 с устройством передачи по радиоканалу и макс током 65 А.
  
• 
  трёхфазные счетчики СТЭБ-0,4Н/1-7,5-1Р с устройством передачи данных по радиоканалу и СТЭБ-0,4Н/1-80-ДР с дистанционными ДДМ, передающими показания по радиоканалу, которые устанавливаются на опоре ЛЭП пофазно на отводе к абоненту.
  
• 
  мобильный пульт переноса информации (ридер) РМРМ-2055РК. Концепция построения:
  

В основу построения системы заложены принципы позволяющие организовать:

• 
  дистанционный доступ для снятия показаний со счетчиков и проверки их технического состояния.
  
• 
  возможность постепенного наращивания точек учета без ограничения их количества.
  
• 
  учет всей потребленной электроэнергии независимо от методов ее хищения.
  

Для этого у потребителей старые индукционные счетчики заменяются на электронные типа СОЭБ-2П ДР или СОЭБ-2ПР-65-01, и СТЭБ-04Н/1-80- ДР с детекторами обнаружения несанкционированного потребления электроэнергии.

В этом случае любые методы подключения учитываются и идёт непрерывный учет всей потребляемой электроэнергии абонента.

Сбор информации осуществляется на мобильный пульт контролёром, который проходит с пультом вдоль строений потребителей, в которых

установлены счетчики-детекторы, и производит съем информации. Такой же съем информации можно производить из автомашины. Для этого мобильный пульт оснащается внешней автомобильной антенной, позволяющей осуществлять прием информации на расстоянии до 100 м.

При необходимости контролёр может принять информацию от конкретного абонента либо от группы абонентов и анализировать ее на месте.

После сбора информации мобильный пульт подключается к компьютеру, информация переносится в компьютер для дальнейшей обработки.

Особенности:

Полностью снимается проблема доступа представителей энергосбытовых организаций к приборам учета для сверки показаний и проверки их технического состояния.

Расчетные и диспетчерские службы получают дистанционный доступ к актуальной учетной и служебной информации, что решает вопрос о сокращении штата контролёров.

Полностью устраняется возможность хищения электроэнергии и других нарушений со стороны абонентов.

Предоставляется возможность введения многотарифной и гибкой системы расчетов с потребителями.

Для внедрения системы не надо создавать проводных линий связи. Функциональные возможности:

• 
  максимально возможное снижение коммерческих потерь за счет учета потребления электроэнергии при любых методах её хищения;
  
• 
  минимальные затраты по установке на одного потребителя;
  
• 
  расчет баланса отпущенной и потребленной электроэнергии;
  
• 
  дистанционный съем показаний электросчетчика контроллёром по радиоканалу (до 7000 счетчиков в смену);
  
• 
  минимизация затрат на съем показаний с электросчетчиков и выдачу счетов потребителям на оплату электроэнергии;
  
• 
  возможность применения многотарифной системы оплаты. Программное обеспечение:
  
• 
  программа ввода счетчиков СОЭБ-2П ДР в эксплуатацию;
  
• 
  программа ввода счетчиков СТЭБ-0,4Н/1-80-ДР в эксплуатацию;
  
• 
  программа обслуживания мобильного пульта переноса информации, позволяющая считывать информацию из пульта и сохранять её в базе данных и записывать в пульт новые установки для проведения корректировки этих данных в счетчиках, установленных у потребителей.
  

Рисунок 13 – Структурная схема системы РМС 2050 м Мобильный пульт переноса информации (ридер) РМРМ-2055РК

Назначение - считывание по радиоканалу информации о потреблённой электроэнергии от микропроцессорных электронных счетчиков с последующим вводом этой информации в базу данных ЭВМ, коррекция хода часов и констант счетчиков для организации учета электроэнергии.

Область применения - в составе АСКУЭ бытовых потребителей

электроэнергии.

Нормативно-правовое обеспечение:

• 
  соответствие ГОСТ 30207-94 (МЭК 1036-90);
  
• 
  протокол обмена данными соответствует МЭК 1107-96. Особенности:
  

Принцип работы РМРМ 2055РК заключается в считывании данных по радиоканалу показаний электросчетчиков и хранение этих данных в энергонезависимом ОЗУ для последующего ввода в базу ЭВМ. Обмен данными с ЭВМ осуществляется по интерфейсу RS232.

Пульт представляет собой микропроцессорный блок, который обеспечивает управление всеми узлами устройства (ведение календаря, хранение, просмотр, поиск учетной информации в базе данных пульта), а также управление радиоприёмным устройством.

Все режимы задаются с помощью клавиатуры и индицируются на жидкокристальном дисплее.

Функциональные возможности:

• 
  считывание информации по радиоканалу ("общий радиоприём");
  
• 
  радиопоиск по номеру счетчика, по типу счетчика, по группам;
  
• 
  просмотр на дисплее информации базы данных;
  
• 
  выдача информации по запросу от внешнего устройства через интерфейс RS 232;
  
• 
  хранение считанной информации при выключенном питании (со встроенными элементами питания пульта);
  
• 
  индикация состояния элементов питания;
  
• 
  зарядка аккумуляторов, установленных вместо элементов АА 1,5 В;
  
• 
  дополнительно пульт может быть запитан от 12 В бортовой сети автомобиля или через внешний блок питания от сети 220 В;
  
• 
  внесение данных в счетчик о номере ДДМ;
  
• 
  ведение журналов счетчиков.
  

Рисунок 14 – Мобильный пульт переноса информации (ридер) РМРМ- 2055РК

Таблица 38 – Технические характеристики

Мощность передатчика, мВт	10
Чувствительность радиоприёмника, dBм	110
Несущая частота принимаемого/передаваемого сигналов, МГц	433,92
Стабильность хода часов, с/сут	+1,5
Потребляемый ток, мА не более	100
Питание от 4-х элементов (АА 1,5 В)	6
Диапазон рабочих температур, оС	от -10 до 55
Габаритные размеры, мм	110х230х60
Масса, кг	1,0
Средний срок службы, лет не менее	10
База данных обеспечивает хранение информации	от 7500 счетчиков

7. 
   ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОЕКТА
   

Расчет капиталовложений проектируемой сети

Реконструируемую сеть 0,4 – 10 кВ выполняем проводами СИП-2А, СИП-3, кабелями ААШв.

Используем КТП от ЗАО «ЭлтКомзавода». Прайс лист на выбираемое оборудование в ценах первого квартала 2014 года взят с сайта [24]. Используем порядок расчёта [25].

Капитальные вложения – это расходы, необходимые для сооружения электрических сетей, электростанций и энергообъектов.

Рассчитаем суммарные затраты, связанные со строительством сети электроснабжения, в которые входят затраты на строительство линий электропередач (кабельных и воздушных), а так же затраты на реконструкцию трансформаторных подстанций.

Расчет капиталовложений производится приближенным методом, связанным с укрупненными показателями стоимости на строительство энергетических объектов сети электроснабжения.

Капиталовложения в сооружение системы электроснабжения определяются по выражению, [25], тыс.руб.:

К_∑= К_ЛЭП+ К_ПС, (127)

где К_ЛЭП- суммарные капиталовложения в строительство кабельных линий электропередачи, тыс.руб., определяемые по выражению, [25]:

К_ЛЭП= ∑k_уд.i∙ L_i, (128)

где k_уд.i– удельные капиталовложения единицы длинны линии электропередачи;

К_ПС– капиталовложения на сооружение подстанций, тыс.руб., которые определяются по формуле, [25]:

К_ПС= К_РУ+ К_ТР+ К_ДГР+ К_КУ+ К_ПОСТ, (129)

где К_РУ– стоимость распределительных устройств, тыс.руб.;

К_ТР– стоимость трансформаторов ТП, тыс.руб.;

К_ДГР– стоимость дугогасящих реакторов, тыс.руб.;

К_КУ– стоимость компенсирующих устройств, тыс.руб.;

К_ПОСТ– постоянная часть затрат на строительство подстанций, тыс.руб.

Большое значение капиталовложений определяют факторы, влияющие на строительство и особенности технологии монтажа электрооборудования, данными факторами являются район климатических условий по гололеду, геологические особенности места расположения элемента сети, конструктивное исполнение элементов сети, и их электрофизические свойства.

Стоимостью К_ДГР, К_КУв расчетах капиталовложений можно пренебречь, поскольку в проектируемой схеме они не устанавливаются. А так же пренебрежем постоянной частью затрат, так как места установки и размеры участков земли, отводимых под ТП, остаются без изменений. Так как в проекте применены КТП, то их стоимость берётся с учётом стоимости РУ (К_РУ) и стоимости трансформаторов (К_ТР).

Сведем исходные данные для расчетов капиталовложений и суммарные затраты по каждому типу элементов электрической сети в таблицы.

Таблица 39 – Капиталовложения в трансформаторные подстанции, [24]

Марка ТП	Nтп	Стп, тыс. руб.	Стп сумм, тыс. руб
СТП-63/10-0,4	1	235000	235 000
СТП-100/10-0,4	4	235000	940 000
СТП-160/10-0,4	3	235000	705 000
КТП-250/10-0,4	2	240000	480 000
КТП-400/10-0,4	3	250800	752 400
Всего			3112,4

Таблица 40 – Капиталовложения в линии электропередачи, [24]

Марка кабеля или провода	F, мм2	Lсум, км	Слин, руб.\км		Слин сумм, тыс. руб
СИП 2А, 0,4 кВ	16	0,50	184 800		92,400
	25	2,10	205 300		431,129
	35	1,60	228 004		364,806
	50	1,95	267 366		521,364
	70	3,15	341 801		1 076,673
	95	1,05	403 669		423,853
	120	1,15	449 698		517,152
	150	0,64	404 778		259,058
СИП 3, 10 кВ	35	72,49	334 000		1 970,600
ААШв, 0,4 кВ	25	0,10	80 399		8,04
	50	0,10	135 336		13,5
	95	1,00	248 731		248,7
	120	0,15	311 911		47
	150	0,43	362 058		156
	16	0,50	184 800		92,4
Всего				6 129,811

Таблица 41 – Капиталовложения в РУ 10 кВ ПС, [24]

Тип оборудования	Nячеек	Сячеек, тыс. руб.	Стпячеек сумм, тыс. руб
Ячейка линейная КРУ с выключателем BB/TEL-10- 12,5/630	3	850 000	2 550
Ячейка секционная КРУ с выключателем BB/TEL-10- 12,5/630	1	595 000	595
Комплект РЗиА	4	290 000	1 160
Всего			4305

Капиталовложения в сеть электроснабжения должны быть рассчитаны с учетом зонального коэффициента K_зон., для ТП K_зон= 1,3, для ЛЭП K_зон= 1,4., [25].

К_∑= (К_ЛЭП+ К_ПС) ∙ K_зон. (130)

Суммарные капиталовложения в строительство сети электроснабжения равны, [25], тыс.руб.:

К_∑= (К_ЛЭП+ К_ПС) ∙ K_зон= 6129,8∙ 1,4 + (4305+3112,4) ∙ 1,3 = 19224,4.

7. 
   БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
   

Система электроснабжения выбранного района, подлежащего реконструкции, должна сооружаться с соблюдением мер безопасности. Проектом предусматривается сооружение дополнительных ячеек РУ-10 кВ на ПС «Троица», сооружение ВЛ-0,4 кВ с изолированным проводом СИП, монтаж комплектных ТП.

Также необходимо определить площадь земель отводимых во временное и постоянное пользование. В качестве мероприятий по предотвращению чрезвычайных ситуаций рассмотрим меры пожарной безопасности.

1. 1   ...   16   17   18   19   20   21   22   23   24

---

Безопасность

При реконструкции сетей 10-0,4 кВ села Андреевка, Рисовая Падь и Витязь а также РУ-10 кВ ПС «Троица» для обеспечения безопасности предусматривается соблюдение следующих требований, [33].

1. 
   Безопасность при монтаже и эксплуатации РУ-10 кВ
   

При реконструкции РУ-10 кВ ПС «Троица» необходимо соблюдать

«Правила технической эксплуатации электроустановок», «Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок». К работам допускаются лица, прошедшие инструктаж по технике безопасности. Не допускается нарушений правил техники безопасности. Необходимо также обеспечить безопасное выполнение работ всеми устройствами, механизмами, такелажными средствами, инструментом и приспособлениями.

Согласно [33], соблюдаются следующие требования:

• 
  Электрооборудование РУ-10 кВ ПС «Троица» удовлетворяет условиям работы при номинальных режимах (расчёт режимов выполнен в п. 1.3.4 основной части проекта), коротких замыканиях (расчёт токов КЗ выполнен в п. 1.4.1 основной части проекта), перенапряжениях и нормированных перегрузках (расчёт режимов выполнен в п. 1.3.4 основной части проекта).
  
• 
  в РУ-10 кВ ПС «Троица» проводится контроль соответствия класса изоляции электрооборудования номинальному напряжению сети, а устройств защиты от перенапряжений - уровню изоляции электрооборудования.
  
• 
  Приняты меры, исключающие попадание животных и птиц в помещение РУ (сетки на окнах), камеры КРУ; рекомендуется покрытие полов металлическим листами, чтобы не происходило образования цементной пыли.
  

---

Помещение РУ-10 кВ ПС «Троица», в котором установлены ячейки КРУ, а также помещения для их ремонта и технического обслуживания изолированы от других помещений и улицы. Стены, пол и потолок окрашены пыленепроницаемой краской. Помещения РУ-10 кВ ПС «Троица» оборудованы приточно-вытяжной вентиляцией с отсосом воздуха снизу. Воздух приточной вентиляции проходит через фильтры, предотвращающие попадание в помещение пыли. Уборка помещений КРУ производиться мокрым или вакуумным способом.

• 
  Кабельные каналы и наземные лотки РУ-10 кВ ПС «Троица» закрыты несгораемыми плитами, а места выхода кабелей из кабельных каналов, туннелей, этажей и переходы между кабельными отсеками уплотнены несгораемым материалом.
  
• 
  За температурой контактных соединений шин в РУ-10 кВ ПС
  

«Троица» организован контроль по утвержденному графику.

• 
  РУ-10 кВ ПС «Троица» оборудованы блокировкой, предотвращающей возможность ошибочных операций разъединителями, отделителями, выкатными тележками комплектных РУ (КРУ) и заземляющими ножами. Блокировочные замки с устройствами опломбирования постоянно опломбированы.
  
• 
  Для наложения заземлений в РУ-10 кВ ПС «Троица», применяются стационарные и переносные заземляющие ножи.
  

Рукоятки приводов заземляющих ножей окрашены в красный цвет, а заземляющие ножи, как правило, - в черный.

• 
  В РУ-10 кВ ПС «Троица» находятся переносные заземления, средства по оказанию первой помощи пострадавшим от несчастных случаев, защитные и противопожарные средства.
  

---

Для РУ 10 кВ КТП, обслуживаемых оперативно-выездными бригадами (ОВБ), переносные заземления, средства по оказанию первой помощи, защитные и первичные средства пожаротушения находятся у ОВБ. Шкафы управления выключателей и разъединителей, верхняя часть которых расположена на высоте 2 м и более имеет стационарные площадки обслуживания.

• 
  На дверях и внутренних стенках камер РУ-10 кВ ПС «Троица», наружных и внутренних лицевых частях КРУ, сборках, а также на лицевой и оборотной сторонах панелей щитов выполнены надписи, указывающие назначение присоединений и их диспетчерское наименование.
  

На дверях РУ-10 кВ ПС «Троица» имеются предупреждающие знаки в соответствии с положениями правил применения и испытания средств защиты, используемых в электроустановках.

На предохранительных щитках и (или) у предохранителей присоединений имеются надписи, указывающие номинальный ток плавкой вставки.

На металлических частях корпусов оборудования обозначена расцветка фаз.

• 
  Осмотр оборудования РУ-10 кВ ПС «Троица» без отключения от сети организован в трансформаторных и распределительных пунктах - не реже 1 раза в 6 мес.
  
• 
  Шкафы с аппаратурой устройств релейной защиты и автоматики, связи и телемеханики, шкафы управления и распределительные шкафы воздушных выключателей, а также шкафы приводов масляных выключателей, отделителей, короткозамыкателей и двигательных приводов разъединителей, установленные в РУ имеют устройства электроподогрева.
  
• 
  Выключатели РУ-10 кВ ПС «Троица» и их приводы оборудованы
  

указателями отключенного и включенного положений.

2. 
   Безопасность при монтаже и эксплуатации воздушных изолированных линий
   

---

Смотрите также файлы

• Перелом верхней челюсти по ЛеФоріі.docx

• Определить годовую величину амортизационных отчислений и норму амортизации технологического оборудования, если цена его приобретения 300 млн руб., затраты на транспортировку и монтаж 20 млн руб.docx

• Доклад по дисциплине Основы социального государства на тему Президент Российской Федерации.pdf

• Задача управления. Астапенко К. В. Антипов Е. А.docx

• рыты клдене орналасуында болатын асыну.docx