Standardy techniczne przeglądów napowietrznych sieci SN i nn ...

Standardy techniczne przeglądów
napowietrznych sieci SN i nn
oraz stacji transformatorowych SN/nn
ENION S.A. Oddział w Krakowie
2/DS/2003
( z aktualizacją pismem ZEK/SN/JZ/ 2504 / 11965 /06 z dnia 06.12.2006 r.)
Kraków, marzec 2003
Zatwierdzam
Dyrektor Dystrybucji
mgr inż. Janusz Lach

Opracowanie:
Uzgodniono:
mgr inż. Jacek Duniec
mgr inż. Janusz Oleksa
mgr inż. Jan Węglarz
mgr inż. Janusz Lach
Dyrektor Dystrybucji
2

1. Wstęp
Ograniczone środki finansowe na eksploatację sieci i stacji transformatorowych
napowietrznych wymuszają prowadzenie prac w sposób efektywny. Prace powinny
być prowadzone przy ponoszeniu minimalnych kosztów, powinny mieć na celu
poprawę stanu sieci na okres kilku bądź kilkunastu lat. Przy eksploatacji sieci należy
pogodzić dwa cele:
� ograniczenie kosztów,
� poprawę stanu technicznego sieci rozdzielczej i urządzeń technicznych.
Prowadzenie eksploatacji linii napowietrznych SN i nn oraz stacji transformatorowych
napowietrznych SN/nn należy prowadzić wg:
� Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Rozdzielczej ENION S.A. Oddział
w Krakowie
� Instrukcji stanowiskowej dla elektromontera sieci elektroenergetycznej
średnich i niskich napięć w ENION S.A. Oddział w Krakowie.
2. Zasady dokonywania oględzin, przeglądów, oceny stanu technicznego oraz
konserwacji i remontów
2.1 Oględziny elektroenergetycznej sieci rozdzielczej
2.1.1 Oględziny elektroenergetycznej sieci rozdzielczej powinny być wykonywane
w miarę możliwości podczas ruchu sieci, w zakresie niezbędnym do ustalenia
jej zdolności do pracy.
2.1.2 Oględziny linii napowietrznych o napięciu znamionowym 110 kV są
przeprowadzane nie rzadziej niż raz w roku. Oględziny linii napowietrznych
o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV są przeprowadzane nie rzadziej
niż raz na 5 lat, a w przypadkach gdy linie te są narażone na szkodliwe
wpływy atmosferyczne i niszczące działania czynników występujących
podczas ich użytkowania, nie rzadziej niż raz w roku.
2.1.3 Podczas przeprowadzania oględzin linii napowietrznych sprawdza się
w szczególności :
a) stan konstrukcji wsporczych, fundamentów i izbic,
b) stan przewodów i ich osprzętu,
c) stan łączników, ochrony przeciwprzepięciowej i przeciwporażeniowej,
d) stan odcinków kablowych sprawdzanej linii napowietrznej,
e) stan izolacji linii,
3

f) stan napisów: informacyjnych i ostrzegawczych oraz zgodność oznaczeń
z dokumentacją techniczną,
g) stan instalacji oświetleniowej i jej elementów,
h) zachowanie prawidłowej odległości przewodów od ziemi, zarośli, gałęzi drzew
oraz od obiektów znajdujących się w pobliżu linii,
i) zachowanie prawidłowej odległości od składowisk materiałów łatwo
zapalnych,
j) wpływ na konstrukcje linii działania wód lub osiadania gruntu.
2.1.4 Oględziny linii kablowych o napięciu znamionowym 110 kV są
przeprowadzane nie rzadziej niż raz w roku. Oględziny linii kablowych
o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV są przeprowadzane nie rzadziej
niż raz na 5 lat, a w przypadkach gdy linie te są narażone na szkodliwe
wpływy atmosferyczne i niszczące działania czynników występujących
podczas ich użytkowania, nie rzadziej niż raz w roku.
2.1.5 Podczas przeprowadzania oględzin linii kablowych sprawdza się
w szczególności:
a) stan oznaczników linii kablowych i tablic ostrzegawczych na brzegach rzek,
b) stan wejść do tuneli, kanałów i studzienek kablowych,
c) stan osłon przeciwkorozyjnych kabli, konstrukcji wsporczych i osłon przed
uszkodzeniami mechanicznymi,
d) stan głowic kablowych,
e) stan połączeń przewodów uziemiających i zacisków,
f) stan urządzeń dodatkowego wyposażenia linii,
g) stan instalacji i urządzeń przeciwpożarowych i sprzętu pożarniczego,
h) czy w pobliżu tras linii kablowych nie prowadzi się wykopów oraz czy na
trasach linii kablowych nie są składowane duże i ciężkie elementy, mogące
utrudniać dostęp do kabla.
2.1.6 Oględziny stacji przeprowadza się w terminach:
a) stacji o napięciu znamionowym 110 kV ze stałą obsługą: w skróconym
zakresie – raz na dobę, w pełnym zakresie – raz na kwartał,
b) stacji o napięciu znamionowym 110 kV bez stałej obsługi: w skróconym
zakresie – przy każdej bytności na stacji, w pełnym zakresie – nie rzadziej niż
raz na kwartał,
c) stacji SN/SN i SN/nN wyposażonych w elektroenergetyczną automatykę
zabezpieczeniową współpracującą z wyłącznikami SN - w skróconym
zakresie raz na kwartał, w pełnym zakresie raz na pół roku.
d) stacji słupowych o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV – nie rzadziej
niż raz na 5 lat, a w przypadkach gdy stacje te są narażone na szkodliwe
wpływy atmosferyczne i niszczące działania czynników występujących
podczas ich użytkowania, nie rzadziej niż raz w roku,
e) stacji wnętrzowych o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV – nie
4

zadziej niż raz na dwa lata.
2.1.7 Podczas przeprowadzania oględzin stacji w skróconym zakresie, 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 położenia 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) stan i gotowość ruchową aparatury i napędów łączników,
h) gotowość ruchową przetwornic awaryjnego zasilania urządzeń
teletechnicznych,
i) działanie łączy teletechnicznych oraz innych urządzeń stacji, określonych
w instrukcji eksploatacji,
j) stan zewnętrzny izolatorów i głowic kablowych,
k) poziom gasiwa lub czynnika izolacyjnego w urządzeniach.
2.1.8 Podczas przeprowadzania oględzin stacji w pełnym zakresie, sprawdza się
w szczególności:
a) spełnienie warunków przewidzianych w zakresie skróconych oględzin,
b) stan i warunki przechowywania oraz przydatność do użytku sprzętu
ochronnego,
c) zgodność schematu stacji ze stanem faktycznym,
d) zgodność układu połączeń stacji z ustalonym w układzie pracy,
e) stan urządzeń i instalacji sprężonego 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 IRiESR,
g) stan napisów i oznaczeń informacyjno-ostrzegawczych,
h) stan baterii kondensatorów,
i) poziom gasiwa lub czynnika izolacyjnego w urządzeniach,
j) działanie przyrządów kontrolno-pomiarowych i rejestracyjnych,
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
5

pomieszczeń ruchu elektrycznego i na teren stacji,
m) stan fundamentów, kanałów kablowych, konstrukcji wsporczych, instalacji
wodno-kanalizacyjnych, ochrony przeciwprzepięciowej, kabli, przewodów
i ich osprzętu,
n) stan urządzeń grzewczych i wentylacyjnych oraz wysokości temperatury
w pomieszczeniach, a także warunki chłodzenia urządzeń,
o) działanie lokalizatorów uszkodzeń linii oraz innych urządzeń stacji,
określonych w instrukcji eksploatacji,
p) kompletność dokumentacji eksploatacyjnej i ruchowej znajdującej się w stacji,
q) stan instalacji i urządzeń przeciwpożarowych oraz sprzętu pożarniczego.
2.1.9 Oględziny instalacji przeprowadza się nie rzadziej niż co 5 lat,
a w przypadkach gdy instalacje te są narażone na szkodliwe wpływy
atmosferyczne i niszczące działania czynników występujących podczas ich
użytkowania, nie rzadziej niż raz w roku, 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 przeciwporażeniowej,
e) gotowość ruchową urządzeń zabezpieczających, automatyki i sterowania,
f) stan napisów informacyjnych i ostrzegawczych oraz oznaczeń, a także ich
zgodność z dokumentacją techniczną.
2.2 Przeglądy elektroenergetycznej sieci rozdzielczej
2.2.1 Terminy i zakresy przeglądów poszczególnych urządzeń elektroenergetycznej
sieci rozdzielczej powinny wynikać z przeprowadzonych oględzin oraz oceny
stanu technicznego sieci.
2.2.2 Terminy przeglądów poszczególnych urządzeń elektroenergetycznej sieci
rozdzielczej oraz związane z tym wyłączenia obiektów i urządzeń uzgadnia
się z operatorem systemu rozdzielczego.
2.2.3 Przegląd linii napowietrznych obejmuje w szczególności:
a) oględziny w zakresie określonym w p. 2.1.3,
b) pomiary i próby eksploatacyjne określone w załączniku nr 4 IRiESR,
c) konserwacje i naprawy.
2.2.4 Przegląd linii kablowej obejmuje w szczególności:
a) oględziny w zakresie określonym w p..2.1.5,
b) pomiary i próby eksploatacyjne określone w załączniku nr 4 IRiESR ,
6

c) sprawdzenie stanu instalacji olejowej i sygnalizacji linii, w której zainstalowano
kable olejowe,
d) konserwacje i naprawy.
2.2.5 Przegląd urządzeń stacji obejmuje w szczególności:
a) oględziny w zakresie określonym w p. 2.1.8,
b) pomiary i próby eksploatacyjne określone w załączniku nr 4 IRiESR,
c) sprawdzenie działania układów zabezpieczeń, automatyki, pomiarów,
telemechaniki i sygnalizacji oraz środków łączności,
d) sprawdzenie działania i współpracy łączników oraz ich stanu technicznego,
e) sprawdzenie działania urządzeń i instalacji sprężonego powietrza,
f) sprawdzenie działania urządzeń potrzeb własnych stacji, prądu przemiennego
i stałego,
g) sprawdzenie ciągłości i stanu połączeń głównych torów prądowych,
h) sprawdzenie stanu osłon, blokad, urządzeń ostrzegawczych i innych urządzeń
zapewniających bezpieczeństwo pracy,
i) konserwacje i naprawy.
2.2.6 Przegląd instalacji obejmuje w szczególności:
a) oględziny w zakresie określonym p. 2.1.9,
b) pomiary i próby eksploatacyjne określone w załączniku nr 4 IRiESR,
c) sprawdzenie ciągłości przewodów ochrony przeciwporażeniowej,
d) konserwacje i naprawy.
2.3 Ocena stanu technicznego sieci
2.3.1 Oceny stanu technicznego sieci elektroenergetycznej o napięciu
znamionowym 110 kV dokonuje się nie rzadziej niż raz na 3 lata,
a o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV nie rzadziej niż co 5 lat.
2.3.2 Przy dokonywaniu oceny stanu technicznego sieci elektroenergetycznej
uwzględnia się w szczególności:
a) wyniki oględzin, przeglądów, prób i pomiarów eksploatacyjnych,
b) zalecenia wynikające z programu pracy tych sieci, o których mowa
w rozdziale VII.5 IRiESR,
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 wykonania zabiegów konserwacyjnych
napraw i remontów,
g) warunki wynikające z planowanej rozbudowy sieci,
h) warunki bezpieczeństwa i higieny pracy oraz ochrony przeciwpożarowej,
7

i) warunki ochrony środowiska naturalnego.
2.4 Remonty
2.4.1 Uwzględniając w szczególności planowanie pracy systemu rozdzielczego,
remonty obiektów, sieci i jej elementów oraz instalacji przeprowadza się
w terminach i zakresach wynikających z dokonanej oceny stanu
technicznego, uwzględniając spodziewane efekty techniczno-ekonomiczne
planowanych remontów.
2.4.2 Terminy remontów oraz związanych z tym wyłączeń obiektów i urządzeń
uzgadnia się z operatorem systemu rozdzielczego.
2.4.3 Operator systemu rozdzielczego uzgadnia z operatorem systemu
przesyłowego terminy remontów oraz związanych z tym wyłączeń obiektów
i urządzeń w sieci rozdzielczej koordynowanej.
Ponadto wprowadza się do stosowania zabiegi eksploatacyjne określone
w poniższych pkt.
3. Przeglądy linii napowietrznych SN
3.1. Wymiany słupów - w ramach wymiany słupów stosować następujące
rozwiązania:
3.1.1. w ciągach głównych:
a) słupy BSW lub wirowane – zabudowywać w miejsce istniejących
słupów żelbetowych, ewentualnie w miejsce drewnianych dla linii
mieszanych,
b) drewniane – zabudowywać w miejsce słupów drewnianych na
szczudłach. Wykorzystywać stare, istniejące szczudła, stosując do
mocowania nowe objemki. Każdorazowo dobierać objemkę do
grubości żerdzi i typu szczudła.
c) konstrukcje i osprzęt – zabudowywać osprzęt przystosowany do
przewodu AFl 3x70 mm 2 ,
d) konstrukcje dla słupów drewnianych dobierać jak dla słupów
wirowanych,
e) na słupach drewnianych zabudowanych na wzniesieniach zabudować
uziemienia konstrukcji.
8

3.1.2. na odgałęzieniach:
a) słupy ŻN, wirowane lub drewniane ,
b) konstrukcje i osprzęt przystosowany do przewodu AFl 3x35 mm 2 .
3.2. Wymiany przewodów:
a) przewody Fl lub AL - w zależności od środków wymieniać je na AFl,
b) przewody ponadpalane z przerdzewiałym rdzeniem stalowym -
wymieniać na nowe.
c) w przypadku dużego zadrzewienia oraz terenów sadziowych
3.3. Wymiany łączników.
wymieniać przewody na izolowane w systemie „PAS”. Wykorzystując
stare słupy, wymieniając tylko konstrukcje i izolatory, należy tworzyć
krótkie sekcje odciągowe do 5 przęseł.
W przypadku konieczności wymiany łączników stosować alternatywnie
następujące rozwiązania:
3.3.1. w ciągach głównych:
a) rozłączniki o dużym prądzie roboczym łączeniowym – stosować
w przypadku konieczności wykonywania dużej ilości czynności
łączeniowych. Czynności łączeniowe mogą być wykonywane pod
obciążeniem stąd wymagany duży prąd roboczy łączeniowy. Dla linii
30 kV stosować na przykład THO-36 (prąd łączeniowy 400 A), a dla
linii 15 kV np. THO-24 (prąd łączeniowy 630 A),
b) odłączniki zwykłe - w pozostałych przypadkach.
c) nie stosować rozłączników o małym prądzie łączeniowym np. RNIIIS
24/4.
3.3.2. na odgałęzieniach – dotyczy linii 15 kV:
a) rozłączniki o małym prądzie łączeniowym np. RNIIIS 24/4- na
odgałęzieniach do stacji transformatorowych, w których sumaryczna moc
transformatorów jest mniejsza niż 600 kVA. Czynności łączeniowe mogą
być dokonywane pod obciążeniem. Robocza zdolność łączeniowa 20 A,
b) rozłączniki o większym prądzie roboczym łączeniowym - w przypadku
obciążenia większymi prądami roboczymi (np. RUNS -- 24B1K
9

O ROBOCZEJ ZDOLNOŚCI ŁĄCZENIOWEJ 50A ZDIE BIAŁYSTOK) –
odgałęzienia o mocy zainstalowanej 1500 kVA
c) w przypadku linii 30 kV w uzasadnionych przypadkach stosować
3.3.3 montaż
UWAGA:
rozłączniki THO 36 w pozostałych stosować odłączniki.
a) przy wymianie łącznika powietrznego montować go pod linią ze względu
na awarie powodowane przez ptaki,
b) w tym przypadku jako izolację odciągową na słupie odłącznikowym
stosować bezwzględnie łańcuch izolatorów odciągowych, podwójnych -
ŁO2.
3.4. Inne prace
a) wymiana wszystkich wiązałek izolatorach stojących na nowe wg
załącznika nr 1. Wiązałki należy wymieniać na wszystkich słupach
przelotowych bez obostrzeń oraz z obostrzeniami 1 o , 2 o , 3 o ,
b) wymiana wszystkich zacisków prądowych na mostkach na słupach
odporowych, rozgałęźnych, odłącznikowych bez względu na wygląd
zewnętrzny,
c) wymiana uszkodzonych izolatorów,
d) zabrania się pozostawiać stare zaciski i dokładać nowe,
e) jako połączenie przewodów na słupie odporowym stosować połączenie
dwoma zaciskami prądowymi,
f) dla przypadku kiedy mostki są montowane pod konstrukcją (dołem) i co
najmniej z jednej strony jest zabudowany łańcuch z izolatorem
odciągowym pojedynczym zaleca się przełożyć je na górę i zamontować
poprzez izolator stojący, na którym umocować go wiązałką wg załącznika
nr 2,
g) jeżeli na słupie odporowym z obydwu stron są łańcuchy odciągowe
podwójnych izolatorów ŁO-2, nie przekładać mostków na górę,
h) wymieniać tabliczki ostrzegawcze starego typu na nowe,
i) wycinka gałęzi zgodnie z instrukcją,
j) zwracać uwagę na stan techniczny oraz wartość uziemienia,
10

Uwagi
k) stosować do uzupełniania uziemień pręty uziomowe,
l) przy przeglądach linii napowietrznych SN obligatoryjnie należy
wymieniać wiszące pojedyncze izolatory porcelanowe na kompozytowe
(nie są wymagane dodatkowe izolatory stojące).*
m) wprowadza się do stosowania z dniem 1.01.2007r. zawieszenia oplotowe
na izolatorach stojących[ boczne i środkowe (centralne)] w zależności od
typu izolatora z wykorzystaniem uchwytu oplotowego (przykład:
zawieszenie przelotowe boczne z wykorzystaniem uchwytu GFST -
obostrzenie 0 0 załącznik nr 1a) oraz dopuszcza się zawieszenia
odciągowe w wykonaniu oplotowym (przykład: zał. 1b z wykorzystaniem
uchwytu PLP DDE). Dotychczasowa zawieszenia odciągowe mogą być
w dalszym ciągu stosowane. Do stosowania dopuszcza się uchwyty
oplotowe prod. Preformed Line Products (GB) oraz SAAE (F) zgodnie
z katalogowymi rozwiązaniami (Katalog linii napowietrznych średniego
napięcia 15 20 kV ENERGOLINIA nr EN - 340, Katalog uchwytów
oplotowych prod. PLP ELTEL Networks Olsztyn S.A. Do przewodów
AFL-6 35-70mm 2 ) . Powyższe dotyczy również budowanych,
przebudowywanych, modernizowanych linii napowietrznych średniego
napięcia z przewodami gołymi. Powyższe dotyczy linii AFL-6,
o przekrojach 35 - 70mm 2 . Dla obiektów w procesie inwestycyjno-
remontowym z uwagi na okres przygotowania dokumentacji czas
wprowadzenia to II połowa 2007r.
( aktualizacja pismem ZEK/SN/JZ/ 2504 / 11965 /06 z dnia 06.12.2006 r.)
1. słupy wymieniać tylko w ostateczności przy bardzo dużych uszkodzeniach.
Większą uwagę należy zwracać na elementy związane z torem prądowym,
mocowanie przewodów, izolację. Pozostałe prace jak w Instrukcji Ruchu
i Eksploatacji Sieci Rozdzielczej, Instrukcji szczegółowej eksploatacji elektro
energetycznych linii napowietrznych w ENION S.A. Oddział w Krakowie.
2. ustalenia związane z izolatorami odciągowymi dotyczą tylko izolatorów
porcelanowych
11

4. Przeglądy linii napowietrznych nn
a) wymieniać przewody przyłączy gołych na izolowane w przypadku
zadrzewień, długich przyłączy powyżej 30 m, ponadpalane
b) wymieniać wszystkie zaciski prądowe przy wyjściu obwodów na stacji
transformatorowej, na słupach odporowych, na odgałęzieniach bez
względu na wygląd zewnętrzny
c) stosować opisy obwodów na pierwszych słupach od stacji
transformatorowych oraz odpowiadające im opisy w stacji
transformatorowych,
d) zaleca się wymianę zacisków „prądowych” łączących przewód neutralny
sieci z przewodem przyłącza, ze względu na pewność ochrony
przeciwporażeniowej w instalacjach u odbiorców,
Uwaga ogólna – zaleca się wymianę przewodów gołych na izolowane na całych
obwodach (szczególnie na obwodach zadrzewionych, których awaryjność jest
potwierdzona w module AWARIE) pozostawiając istniejące słupy lub wymieniając tylko
nie spełniające wymogów słupy mocne. Przy awariach spowodowanych zerwanymi
przewodami gołymi na przyłączach należy je wymieniać na izolowane.
5. Przeglądy stacji transformatorowych SN/nn.
a) wymieniać wszystkie zaciski prądowe łączące piony obwodowe z linią
napowietrzną nn bez względu na ich stan techniczny,
b) wymieniać odgromniki SN - OWS i uszkodzone - na ograniczniki
przepięć kompozytowe wg przyjętych standardów,
c) ograniczniki nn łączyć na transformatorze zgodnie z przyjętą
standaryzacją,
d) połączenie ograniczników przepięć SN z bednarką uziemienia
ochronnego wykonać za pomocą bednarki,
e) demontować podstawy bezpiecznikowe SN na stacjach o dużej ilości
przepalonych bezpieczników SN i jednocześnie wymieniać pion główny
łączący transformator ze skrzynią rozdzielczą nn na AsXS lub YAKY
ułożony na uchwytach - bez rur osłonowych oraz przewody SN do
transformatora (w przypadku likwidacji podstaw bezpiecznikowych
12

należy usuwać rury osłonowe dla przewodów głównych Al, przewody
miedziane w dobrym stanie technicznym pozostawiamy w rurach
osłonowych bez zmian, a w przypadku złego stanu technicznego
odsłoniętych przewodów pionu głównego dokonać ich wymiany),
Wstrzymuje się do odwołania upraszczanie stacji transformatorowych
30/0,4 w zakresie rezygnacji zabudowy podstaw bezpiecznikowych,
z następującymi dodatkowymi uwagami :
− zaleca się rezygnację z przewodów PAS na odcinku od
przewodów linii do podstaw bezpiecznikowych SN,
− połączenie podstawy bezpiecznikowej SN do transformatora
wykonać przewodem PAS lub gołym lecz z osłoną przeciw
ptakom,
f) zwracać szczególną uwagę na stan uziemień ochronnych i roboczych,
g) dla transformatorów o mocy 100 kVA i mniejszej stosować przewody
AsXS 4x120 mm 2 lub kabel YAKY 4x120 mm 2 , dla transformatorów 160 i
250 kVA stosować przewody 2 x AsXS 4x120 mm 2 lub 2 x YAKY 4x120
mm 2 , YKY 4x120 mm 2 , YKY 4x240 mm 2 ,
− Preferuje się przewody miedziane przy dużych przekrojach
przewodów AL,
− Przy dużych przekrojach przewodów zaleca się stosowanie
przewodów linkowych , przy czym muszą być one zakończone
tulejami
− Dla przewodów pionu dopuszcza się przekrój 185 mm 2
h) przewód pionu głównego łączyć w skrzyni z rozłącznikiem za pomocą
zacisków V-klemme. W przypadku istniejącej aparatury dopuszcza się
końcówki zaprasowane.
i) na transformatorach zabudowywać zaciski transformatorowe nn
(trzewiki) - w przypadku ich braku – ponadto na zacisku neutralnym
transformatora zabudowywać zacisk z dwoma otworami: jednym dla
przewodu pionu, drugim dla bednarki uziemienia roboczego,
j) na izolatorach SN i nn zabudowywać osłony przeciw ptakom, likwidując
iskierniki,
k) do poprawy rezystancji uziemień stosować pręty uziomowe,
13

l) przy wymianach skrzyń rozdzielczych nn na stacjach transformatorowych
do 3 obwodów rozdzielczych i oświetlenie drogowe stosować rozłączniki
napowietrzne, np. typu RSA serii „OO” i skrzynię oświetlenia ulicznego,
m) na stacjach transformatorowych ze skrzyniami rozdzielczymi
umieszczać schemat ideowy stacji transformatorowej lub opisywać
wartość zabezpieczeń.
n) przewód PEN z zacisku transformatora należy prowadzić do szyny PEN
skrzyni rozdzielczej nn, a następnie na obwody – pominięcie skrzyni
rozdzielczej nn jest niedopuszczalne,
o) obligatoryjnie należy wymieniać wiszące pojedyncze izolatory
porcelanowe na kompozytowe (nie są wymagane dodatkowe izolatory
stojące).*
Pozostałe prace wykonywać zgodnie z instrukcją stanowiskową dla elektromontera
sieci elektroenergetycznej średnich i niskich napięć w ENION S.A. Oddział
w Krakowie.
6. Uwagi końcowe
6.1. Należy wprowadzić do stosowania w RDR mapę sytuacyjną linii napowietrznej
SN, na której należy oznaczać miejsca wystąpienia awarii lub uszkodzenia linii.
Na mapie należy oznaczać uszkodzony element za pomocą kolorowych szpilek.
Ponadto na mapie należy oznaczać kolorową linią wykonane przeglądy. Po
wykonaniu przeglądu i oznaczeniu kolorem na mapie, wyciągnąć szpilki na
odcinku linii po przeglądzie.
6.2. Zaleca się wykonywanie prac planowych wg przyjętego harmonogramu.
Prowadzenie prac w powyższy sposób pozwoli na zmniejszenie wskaźnika
nieciągłości zasilania i ilości niesprzedanej energii.
14

Sposób mocowania wiązałki
Załącznik 1.
15

Załącznik nr 1a
16

Załącznik 1b
17

Połączenie przewodów na słupie odporowym.
Montaż mostka poprzez izolator stojący.
Załącznik 2
18