№155

С какой периодичностью должен быть организован осмотр оборудования распределительных устройствах без отключения от сети на объектах с постоянным дежурством персонала?

1

А) Не реже 1 раза в 1 сутки.

2

Б) Один раз в 3 суток.

3

В) Один раз в 7 дней.

4

Г) Один раз в месяц.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.4.15. Осмотр оборудования РУ без отключения от сети должен быть организован:

на объектах с постоянным дежурством персонала: не реже 1 раза в 1 сут; в темное время суток для выявления разрядов, коронирования - не реже 1 раза в месяц;

на объектах без постоянного дежурства персонала - не реже 1 раза в месяц;

в трансформаторных и распределительных пунктах - не реже 1 раза в 6 мес.

Внешний осмотр токопроводов должен производиться на электростанциях ежедневно.

При неблагоприятной погоде (сильном тумане, мокром снеге, гололеде и т.п.) или усиленном загрязнении на ОРУ, а также после отключения оборудования при коротком замыкании должны быть организованы внеочередные осмотры.

О всех выявленных неисправностях должны быть произведены записи и поставлен в известность вышестоящий оперативно-диспетчерский и инженерно-технический персонал.

Неисправности должны быть устранены в кратчайший срок.

При изменении окраски оболочки токопровод должен быть отключен.

№156

С какой периодичностью должен производиться внешний осмотр токопроводов на электростанциях?

1

А) Ежедневно.

2

Б) Один раз в двое суток.

3

В) Один раз в трое суток.

4

Г) Один раз в месяц.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.4.15. Осмотр оборудования РУ без отключения от сети должен быть организован:

на объектах с постоянным дежурством персонала: не реже 1 раза в 1 сут; в темное время суток для выявления разрядов, коронирования - не реже 1 раза в месяц;

на объектах без постоянного дежурства персонала - не реже 1 раза в месяц;

в трансформаторных и распределительных пунктах - не реже 1 раза в 6 мес.

Внешний осмотр токопроводов должен производиться на электростанциях ежедневно.

При неблагоприятной погоде (сильном тумане, мокром снеге, гололеде и т.п.) или усиленном загрязнении на ОРУ, а также после отключения оборудования при коротком замыкании должны быть организованы внеочередные осмотры.

О всех выявленных неисправностях должны быть произведены записи и поставлен в известность вышестоящий оперативно-диспетчерский и инженерно-технический персонал.

Неисправности должны быть устранены в кратчайший срок.

При изменении окраски оболочки токопровод должен быть отключен.

№157

В каких местах помещений комплектных распределительных устройствах и закрытых распределительных устройствах должен производиться контроль концентрации элегаза с помощью специальных приборов?

1

А) На высоте 10 - 15 см от уровня пола.

2

Б) На высоте 20 - 25 см от уровня пола.

3

В) На расстоянии 10 - 15 см от уровня потолка.

4

Г) На расстоянии 1,7 - 1,8 м от уровня пола.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.4.26. Контроль концентрации элегаза в помещении КРУ и ЗРУ должен производиться с помощью специальных приборов на высоте 10 - 15 см от уровня пола.

Концентрация элегаза в помещении не должна превышать допустимых норм, указанных в инструкциях заводов-изготовителей аппаратов.

№158

Сколько ориентировочно составляет продолжительность уравнительного заряда батарей типа СН при напряжении 2,25 В?

1

А) 30 суток.

2

Б) 15 суток.

3

В) 5 суток.

4

Г) 6 часов.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.5.4. Кислотные батареи должны эксплуатироваться без тренировочных разрядов и периодических уравнительных перезарядов. Один раз в год должен быть произведен уравнительный заряд батареи типа СК напряжением 2,3 - 2,35 В на элемент до достижения установившегося значения плотности электролита во всех элементах 1,2 - 1,21 г/см3 при температуре 20 град. С.

Продолжительность уравнительного заряда зависит от состояния батареи и должна быть не менее 6 ч.

Уравнительные заряды батарей типа СН производятся при напряжении 2,25 - 2,4 В на элемент после доливки воды до уровня 35 - 40 мм над предохранительным щитком (при понижении уровня электролита до 20 мм над предохранительным щитком) до достижения плотности электролита 1,235 - 1,245 г/см3.

Продолжительность уравнительного заряда ориентировочно составляет при напряжении 2,25 В - 30 сут., при 2,4 В - 5 сут.

№159

Сколько ориентировочно составляет продолжительность уравнительного заряда батарей типа СН при напряжении 2,4 В?

1

А) 5 суток.

2

Б) 30 суток.

3

В) 15 суток.

4

Г) 6 часов.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.5.4. Кислотные батареи должны эксплуатироваться без тренировочных разрядов и периодических уравнительных перезарядов. Один раз в год должен быть произведен уравнительный заряд батареи типа СК напряжением 2,3 - 2,35 В на элемент до достижения установившегося значения плотности электролита во всех элементах 1,2 - 1,21 г/см3 при температуре 20 град. С.

Продолжительность уравнительного заряда зависит от состояния батареи и должна быть не менее 6 ч.

Уравнительные заряды батарей типа СН производятся при напряжении 2,25 - 2,4 В на элемент после доливки воды до уровня 35 - 40 мм над предохранительным щитком (при понижении уровня электролита до 20 мм над предохранительным щитком) до достижения плотности электролита 1,235 - 1,245 г/см3.

Продолжительность уравнительного заряда ориентировочно составляет при напряжении 2,25 В - 30 сут., при 2,4 В - 5 сут.

№160

С какой периодичностью должен выполняться контрольный разряд кислотной батареи для определения ее фактической емкости (в пределах номинальной емкости) на тепловых электростанциях?

1

А) Один раз в 1 - 2 года.

2

Б) Один раз в 3 - 4 года.

3

В) Один раз в 4 - 5 лет.

4

Г) Один раз в 5 - 6 лет.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.5.5. На тепловых электростанциях 1 раз в 1 - 2 года должен выполняться контрольный разряд батареи для определения ее фактической емкости (в пределах номинальной емкости).

На подстанциях и гидроэлектростанциях не менее 1 раза в год должна проверяться работоспособность батареи по падению напряжения при толчковых токах, а контрольные разряды - производиться по мере необходимости. В тех случаях, когда число элементов недостаточно, чтобы обеспечить напряжение на шинах в конце разряда в заданных пределах, допускается понижать на 50 - 70% номинальную емкость или осуществлять разряд части основных элементов.

Значение тока разряда каждый раз должно быть одно и то же. Результаты измерений при контрольных разрядах должны сравниваться с результатами измерений предыдущих разрядов. Заряжать и разряжать батарею допускается током, значение которого не выше максимального для данной батареи.

Температура электролита в конце заряда должна быть не выше 40 град. С для батарей типа СК. Для батарей типа СН температура должна быть не выше 35 град. С при максимальном зарядном токе.

№161

В течение какого времени после аварийного разряда батареи на электростанции должен быть осуществлен последующий заряд батареи до емкости, равной 90 % номинальной?

1

А) Не более чем за 8 часов.

2

Б) За 5 суток.

3

В) За 15 суток.

4

Г) За 30 суток.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.5.7. После аварийного разряда батареи на электростанции последующий ее заряд до емкости, равной 90% номинальной, должен быть осуществлен не более чем за 8 ч. При этом напряжение на аккумуляторах может достигать 2,5 - 2,7 В на элемент.

№162

При достижении какого значения сопротивления изоляции аккумуляторной батареи должно срабатывать на сигнал устройство контроля изоляции на шинах постоянного оперативного тока в сети 220 В?

1

А) 20 кОм.

2

Б) 10 кОм.

3

В) 6 кОм.

4

Г) 5 кОм.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.5.10. Сопротивление изоляции аккумуляторной батареи в зависимости от номинального напряжения должно быть следующим:

Напряжение аккумуляторной батареи, В .... 220 110 60 48 24

Сопротивление изоляции, кОм, не менее ... 100 50 30 25 15

Устройство для контроля изоляции на шинах постоянного оперативного тока должно действовать на сигнал при понижении сопротивления изоляции полюсов до уровня 20 кОм в сети 220 В, 10 кОм в сети 110 В, 6 кОм в сети 60 В, 5 кОм в сети 48 В, 3 кОм в сети 24 В.

В условиях эксплуатации сопротивление изоляции сети постоянного тока должно быть не ниже двукратного значения указанной уставки устройства для контроля изоляции.

5.5.11. При срабатывании устройства сигнализации в случае понижения уровня изоляции относительно земли в цепи оперативного тока должны быть немедленно приняты меры к устранению неисправностей. При этом производство работ без снятия напряжения в этой сети, за исключением поисков места повреждения изоляции, не допускается.

Для энергообъектов, на которых применяются микроэлектронные или микропроцессорные устройства РЗА, использовать метод определения мест понижения сопротивления изоляции путем поочередного отключения присоединений на щите постоянного тока не рекомендуется.

№163

При достижении какого значения сопротивления изоляции аккумуляторной батареи должно срабатывать на сигнал устройство контроля изоляции на шинах постоянного оперативного тока в сети 110 В?

1

А) 10 кОм.

2

Б) 6 кОм.

3

В) 5 кОм.

4

Г) 3 кОм.

Пояснение:

ПТЭЭСС п. 5.5.10. Сопротивление изоляции аккумуляторной батареи в зависимости от номинального напряжения должно быть следующим:

Напряжение аккумуляторной батареи, В .... 220 110 60 48 24

Сопротивление изоляции, кОм, не менее ... 100 50 30 25 15

Устройство для контроля изоляции на шинах постоянного оперативного тока должно действовать на сигнал при понижении сопротивления изоляции полюсов до уровня 20 кОм в сети 220 В, 10 кОм в сети 110 В, 6 кОм в сети 60 В, 5 кОм в сети 48 В, 3 кОм в сети 24 В.

В условиях эксплуатации сопротивление изоляции сети постоянного тока должно быть не ниже двукратного значения указанной уставки устройства для контроля изоляции.

5.5.11. При срабатывании устройства сигнализации в случае понижения уровня изоляции относительно земли в цепи оперативного тока должны быть немедленно приняты меры к устранению неисправностей. При этом производство работ без снятия напряжения в этой сети, за исключением поисков места повреждения изоляции, не допускается.

Для энергообъектов, на которых применяются микроэлектронные или микропроцессорные устройства РЗА, использовать метод определения мест понижения сопротивления изоляции путем поочередного отключения присоединений на щите постоянного тока не рекомендуется.

№164

С какой периодичностью должны выполняться измерения напряжения, плотности и температуры электролита каждого элемента аккумуляторной батареи?

1

А) Не реже 1 раза в месяц.

2

Б) Один раз в 2 месяца.

3

В) Два раза в 3 месяца.

4

Г) Один раз в квартал.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.5.15. Осмотр аккумуляторных батарей должен производиться по графику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта.

Измерения напряжения, плотности и температуры электролита каждого элемента должны выполняться не реже 1 раза в месяц.

5.5.16. Обслуживание аккумуляторных установок на электростанциях и подстанциях должно быть возложено на аккумуляторщика или специально обученного электромонтера (с совмещением профессии). На каждой аккумуляторной установке должен быть журнал для записи данных осмотров и объемов проведенных работ.

№165

При какой температуре конденсаторов, для конденсаторов климатического исполнения У и Т, не допускается включение конденсаторной установки?

1

А) При температуре конденсаторов ниже минус 40 °С.

2

Б) При температуре конденсаторов минус 50 °С.

3

В) При температуре конденсаторов минус 55 °С.

4

Г) При температуре конденсаторов минус 60 °С.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.6.5. Не допускается включение конденсаторной установки при температуре конденсаторов ниже:

минус 40 град. С - для конденсаторов климатического исполнения У и Т;

минус 60 град. С - для конденсаторов климатического исполнения ХЛ.

Включение конденсаторной установки в соответствии с инструкцией по их эксплуатации разрешается лишь после повышения температуры конденсаторов (окружающего воздуха) до указанных в инструкции значений и выдержки их при этой температуре в течение указанного времени.

№166

При какой разности токов в фазах работа конденсаторной установки не допускается?

1

А) Более чем на 10 %.

2

Б) На 3 %, при ручном управлении конденсаторной установки.

3

В) На 5 %, при ручном управлении конденсаторной установки.

4

Г) На 7 %, при автоматическом управлении конденсаторной установки.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.6.6. Если токи в фазах различаются более чем на 10%, работа конденсаторной установки не допускается.

№167

Какой отличительный знак на корпусе должны иметь конденсаторы с пропиткой трихлордифенилом?

1

А) Знак в виде равностороннего треугольника желтого цвета со стороной 40 мм.

2

Б) Знак в виде круга желтого цвета с диаметром 40 мм.

3

В) Знак в виде ромба желтого цвета со стороной 40 мм.

4

Г) Знак в виде квадрата желтого цвета со стороной 40 мм.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.6.9. Конденсаторы с пропиткой трихлордифенилом должны иметь на корпусе отличительный знак в виде равностороннего треугольника желтого цвета со стороной 40 мм.

При обслуживании этих конденсаторов должны быть приняты меры, предотвращающие попадание трихлордифенила в окружающую среду. Вышедшие из строя конденсаторы с пропиткой трихлордифенилом должны храниться в герметичном контейнере, конструкция которого исключает попадание трихлордифенила в окружающую среду.

Уничтожение поврежденных конденсаторов с пропиткой трихлордифенилом должно производиться централизованно на специально оборудованном полигоне.

№168

С какой периодичностью должен производиться осмотр конденсаторной установки без отключения?

1

А) Не реже 1 раза в месяц.

2

Б) Один раз в 2 месяца.

3

В) Два раза в 3 месяца.

4

Г) Один раз в квартал.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.6.10. Осмотр конденсаторной установки без отключения должен производиться не реже 1 раза в месяц.

№169

С какой периодичностью должны производиться верховые осмотры с выборочной проверкой проводов и тросов в зажимах и в дистанционных распорках на воздушной линии электропередачи напряжением 35 кВ и выше или их участках, имеющих срок службы 20 лет и более или проходящих в зонах интенсивного загрязнения, а также по открытой местности?

1

А) Не реже 1 раза в 6 лет.

2

Б) Один раз в 12 лет.

3

В) Один раз в 10 лет.

4

Г) Один раз в 15 лет.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.7.14. При эксплуатации ВЛ должны быть организованы их периодические и внеочередные осмотры. График периодических осмотров должен быть утвержден техническим руководителем организации, эксплуатирующей электрические сети.

Периодичность осмотров каждой ВЛ по всей длине должна быть не реже 1 раза в год <*>. Кроме того, не реже 1 раза в год инженерно-техническим персоналом должны производиться выборочные осмотры отдельных ВЛ (или их участков), а все ВЛ (участки), подлежащие капитальному ремонту, должны быть осмотрены полностью.

--------------------------------

<*> В данном и последующих пунктах настоящего раздела слова "не реже" означают, что конкретные сроки выполнения данного мероприятия в пределах, установленных настоящими Правилами, должны быть определены техническим руководителем энергообъекта.

Верховые осмотры с выборочной проверкой проводов и тросов в зажимах и в дистанционных распорках на ВЛ напряжением 35 кВ и выше или их участках, имеющих срок службы 20 лет и более или проходящих в зонах интенсивного загрязнения, а также по открытой местности, должны производиться не реже 1 раза в 6 лет; на остальных ВЛ 35 кВ и выше (участках) - не реже 1 раза в 12 лет.

На ВЛ 0,38 - 20 кВ верховые осмотры должны производиться при необходимости.

5.7.15. Внеочередные осмотры ВЛ или их участков должны производиться:

при образовании на проводах и тросах гололеда, при пляске проводов, во время ледохода и разлива рек, при лесных и степных пожарах, а также после стихийных бедствий;

после автоматического отключения ВЛ релейной защитой.

№170

С какой периодичностью на воздушной линии электропередачи должно выполняться измерение ширины просеки?

1

А) Не реже одного раза в полугодие.

2

Б) Не реже одного раза в год.

3

В) Не реже одного раза в два года.

4

Г) Не реже одного раза в три года.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.7.16. На ВЛ должны выполняться следующие проверки и измерения:

проверка состояния трассы ВЛ - при проведении осмотров и измерения расстояний от проводов до деревьев и кустарников под проводами, измерения стрел провеса проводов - при необходимости; измерение ширины просеки - не реже 1 раза в 3 года;

№171

С какой периодичностью на воздушной линии электропередачи должна выполняться проверка загнивания деталей деревянных опор?

1

А) Не реже одного раза в три года.

2

Б) С периодичностью, приведенной в типовой инструкции по эксплуатации ВЛ.

3

В) Через три года после ввода в эксплуатацию ВЛ, далее - не реже одного раза в год.

4

Г) Через 3-6 лет после ввода воздушной линии электропередачи в эксплуатацию, далее - не реже 1 раза в 3 года, а также перед подъемом на опору или сменой деталей.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.7.16. На ВЛ должны выполняться следующие проверки и измерения:

проверка состояния трассы ВЛ - при проведении осмотров и измерения расстояний от проводов до деревьев и кустарников под проводами, измерения стрел провеса проводов - при необходимости; измерение ширины просеки - не реже 1 раза в 3 года;

проверка загнивания деталей деревянных опор - через 3 - 6 лет после ввода ВЛ в эксплуатацию, далее - не реже 1 раза в 3 года, а также перед подъемом на опору или сменой деталей;

№172

С какой периодичностью на воздушной линии электропередачи должна выполняться проверка визуально состояния изоляторов и линейной арматуры при осмотрах, а также проверка электрической прочности подвесных тарельчатых фарфоровых изоляторов?

1

А) Первый раз на 1-2-м годах после ввода в эксплуатацию ВЛ, далее - не реже одного раза в 6 лет, в зависимости от уровня отбраковки и условий работы изоляторов на ВЛ.

2

Б) Не реже одного раза в три года, в зависимости от уровня отбраковки и условий работы изоляторов на ВЛ.

3

В) С периодичностью, приведенной в типовой инструкции по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35-800 кВ.

4

Г) Первый раз на 1-2-м, второй раз на 6-10-м годах после ввода ВЛ в эксплуатацию и далее с периодичностью, приведенной в типовой инструкции по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35-800 кВ в зависимости от уровня отбраковки и условий работы изоляторов на ВЛ.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.7.16. На ВЛ должны выполняться следующие проверки и измерения:

проверка состояния трассы ВЛ - при проведении осмотров и измерения расстояний от проводов до деревьев и кустарников под проводами, измерения стрел провеса проводов - при необходимости; измерение ширины просеки - не реже 1 раза в 3 года;

проверка загнивания деталей деревянных опор - через 3 - 6 лет после ввода ВЛ в эксплуатацию, далее - не реже 1 раза в 3 года, а также перед подъемом на опору или сменой деталей;

проверка визуально состояния изоляторов и линейной арматуры при осмотрах, а также проверка электрической прочности подвесных тарельчатых фарфоровых изоляторов первый раз на 1 - 2, второй раз на 6 - 10 годах после ввода ВЛ в эксплуатацию и далее с периодичностью, приведенной в типовой инструкции по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35 - 800 кВ в зависимости от уровня отбраковки и условий работы изоляторов на ВЛ;

№173

С какой периодичностью на воздушной линии электропередачи должна выполняться проверка состояния болтовых соединений проводов напряжением 35 кВ и выше путем электрических измерений?

1

А) Не реже одного раза в 3 года.

2

Б) Не реже одного раза в 6 лет.

3

В) Не реже одного раза в 8 лет.

4

Г) Не реже одного раза в 12 лет.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.7.16. На ВЛ должны выполняться следующие проверки и измерения:

проверка состояния трассы ВЛ - при проведении осмотров и измерения расстояний от проводов до деревьев и кустарников под проводами, измерения стрел провеса проводов - при необходимости; измерение ширины просеки - не реже 1 раза в 3 года;

проверка загнивания деталей деревянных опор - через 3 - 6 лет после ввода ВЛ в эксплуатацию, далее - не реже 1 раза в 3 года, а также перед подъемом на опору или сменой деталей;

проверка визуально состояния изоляторов и линейной арматуры при осмотрах, а также проверка электрической прочности подвесных тарельчатых фарфоровых изоляторов первый раз на 1 - 2, второй раз на 6 - 10 годах после ввода ВЛ в эксплуатацию и далее с периодичностью, приведенной в типовой инструкции по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35 - 800 кВ в зависимости от уровня отбраковки и условий работы изоляторов на ВЛ;

проверка состояния опор, проводов, тросов при проведении осмотров;

проверка состояния прессуемых, сварных, болтовых (на ВЛ напряжением до 20 кВ), выполненных овальными соединителями соединений проводов производится визуально при осмотре линии по мере необходимости; проверка состояния болтовых соединений проводов ВЛ напряжением 35 кВ и выше путем электрических измерений - не реже 1 раза в 6 лет; болтовые соединения, находящиеся в неудовлетворительном состоянии, подвергаются вскрытию, а затем ремонтируются или заменяются;

проверка и подтяжка бандажей, болтовых соединений и гаек анкерных болтов - не реже 1 раза в 6 лет;

№174

С какой периодичностью на воздушной линии электропередачи должна выполняться проверка и подтяжка бандажей, болтовых соединений и гаек анкерных болтов?

1

А) Не реже одного раза в 3 года.

2

Б) Не реже одного раза в 6 лет.

3

В) Не реже одного раза в 8 лет.

4

Г) Не реже одного раза в 12 лет.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.7.16. На ВЛ должны выполняться следующие проверки и измерения:

проверка состояния трассы ВЛ - при проведении осмотров и измерения расстояний от проводов до деревьев и кустарников под проводами, измерения стрел провеса проводов - при необходимости; измерение ширины просеки - не реже 1 раза в 3 года;

проверка загнивания деталей деревянных опор - через 3 - 6 лет после ввода ВЛ в эксплуатацию, далее - не реже 1 раза в 3 года, а также перед подъемом на опору или сменой деталей;

проверка визуально состояния изоляторов и линейной арматуры при осмотрах, а также проверка электрической прочности подвесных тарельчатых фарфоровых изоляторов первый раз на 1 - 2, второй раз на 6 - 10 годах после ввода ВЛ в эксплуатацию и далее с периодичностью, приведенной в типовой инструкции по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35 - 800 кВ в зависимости от уровня отбраковки и условий работы изоляторов на ВЛ;

проверка состояния опор, проводов, тросов при проведении осмотров;

проверка состояния прессуемых, сварных, болтовых (на ВЛ напряжением до 20 кВ), выполненных овальными соединителями соединений проводов производится визуально при осмотре линии по мере необходимости; проверка состояния болтовых соединений проводов ВЛ напряжением 35 кВ и выше путем электрических измерений - не реже 1 раза в 6 лет; болтовые соединения, находящиеся в неудовлетворительном состоянии, подвергаются вскрытию, а затем ремонтируются или заменяются;

проверка и подтяжка бандажей, болтовых соединений и гаек анкерных болтов - не реже 1 раза в 6 лет;

№175

С какой периодичностью на воздушной линии электропередачи должна выполняться выборочная проверка состояния фундаментов и U-образных болтов на оттяжках со вскрытием грунта?

1

А) Не реже одного раза в 12 лет.

2

Б) Не реже одного раза в 8 лет.

3

В) Не реже одного раза в 6 лет.

4

Г) Не реже одного раза в 3 года.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.7.16. На ВЛ должны выполняться следующие проверки и измерения:

проверка состояния трассы ВЛ - при проведении осмотров и измерения расстояний от проводов до деревьев и кустарников под проводами, измерения стрел провеса проводов - при необходимости; измерение ширины просеки - не реже 1 раза в 3 года;

проверка загнивания деталей деревянных опор - через 3 - 6 лет после ввода ВЛ в эксплуатацию, далее - не реже 1 раза в 3 года, а также перед подъемом на опору или сменой деталей;

проверка визуально состояния изоляторов и линейной арматуры при осмотрах, а также проверка электрической прочности подвесных тарельчатых фарфоровых изоляторов первый раз на 1 - 2, второй раз на 6 - 10 годах после ввода ВЛ в эксплуатацию и далее с периодичностью, приведенной в типовой инструкции по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35 - 800 кВ в зависимости от уровня отбраковки и условий работы изоляторов на ВЛ;

проверка состояния опор, проводов, тросов при проведении осмотров;

проверка состояния прессуемых, сварных, болтовых (на ВЛ напряжением до 20 кВ), выполненных овальными соединителями соединений проводов производится визуально при осмотре линии по мере необходимости; проверка состояния болтовых соединений проводов ВЛ напряжением 35 кВ и выше путем электрических измерений - не реже 1 раза в 6 лет; болтовые соединения, находящиеся в неудовлетворительном состоянии, подвергаются вскрытию, а затем ремонтируются или заменяются;

проверка и подтяжка бандажей, болтовых соединений и гаек анкерных болтов - не реже 1 раза в 6 лет;

выборочная проверка состояния фундаментов и U-образных болтов на оттяжках со вскрытием грунта - не реже 1 раза в 6 лет;

№176

С какой периодичностью на воздушной линии электропередачи должна выполняться проверка состояния железобетонных опор и приставок, состояния антикоррозионного покрытия металлических опор и траверс, металлических подножников и анкеров оттяжек с выборочным вскрытием грунта?

1

А) Через 5 лет после ввода ВЛ в эксплуатацию, далее - один раз в два года.

2

Б) Через год после ввода ВЛ в эксплуатацию, далее - не реже 1 раза в 3 года.

3

В) Не реже одного раза в 10 лет.

4

Г) Не реже одного раза в 6 лет.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.7.16. На ВЛ должны выполняться следующие проверки и измерения:

проверка состояния трассы ВЛ - при проведении осмотров и измерения расстояний от проводов до деревьев и кустарников под проводами, измерения стрел провеса проводов - при необходимости; измерение ширины просеки - не реже 1 раза в 3 года;

проверка загнивания деталей деревянных опор - через 3 - 6 лет после ввода ВЛ в эксплуатацию, далее - не реже 1 раза в 3 года, а также перед подъемом на опору или сменой деталей;

проверка визуально состояния изоляторов и линейной арматуры при осмотрах, а также проверка электрической прочности подвесных тарельчатых фарфоровых изоляторов первый раз на 1 - 2, второй раз на 6 - 10 годах после ввода ВЛ в эксплуатацию и далее с периодичностью, приведенной в типовой инструкции по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35 - 800 кВ в зависимости от уровня отбраковки и условий работы изоляторов на ВЛ;

проверка состояния опор, проводов, тросов при проведении осмотров;

проверка состояния прессуемых, сварных, болтовых (на ВЛ напряжением до 20 кВ), выполненных овальными соединителями соединений проводов производится визуально при осмотре линии по мере необходимости; проверка состояния болтовых соединений проводов ВЛ напряжением 35 кВ и выше путем электрических измерений - не реже 1 раза в 6 лет; болтовые соединения, находящиеся в неудовлетворительном состоянии, подвергаются вскрытию, а затем ремонтируются или заменяются;

проверка и подтяжка бандажей, болтовых соединений и гаек анкерных болтов - не реже 1 раза в 6 лет;

выборочная проверка состояния фундаментов и U-образных болтов на оттяжках со вскрытием грунта - не реже 1 раза в 6 лет;

проверка состояния железобетонных опор и приставок - не реже 1 раза в 6 лет;

проверка состояния антикоррозионного покрытия металлических опор и траверс, металлических подножников и анкеров оттяжек с выборочным вскрытием грунта - не реже 1 раза в 6 лет;

проверка тяжения в оттяжках опор - не реже 1 раза в 6 лет;

измерения сопротивления заземления опор, а также повторных заземлений нулевого провода - в соответствии с п. 5.10.7 настоящих Правил;

измерения сопротивления петли фаза-нуль на ВЛ напряжением до 1000 В при приемке в эксплуатацию, в дальнейшем - при подключении новых потребителей и выполнении работ, вызывающих изменение этого сопротивления;

проверка состояния опор, проводов, тросов, расстояний от проводов до поверхности земли и различных объектов, до пересекаемых сооружений - при осмотрах ВЛ.

№177

С какой периодичностью должен выполняться капитальный ремонт воздушных линий электропередачи с деревянными опорами?

1

А) Не реже 1 раза в 6 лет по решению технического руководителя организации, эксплуатирующей электрические сети.

2

Б) Один раз в 7 лет по решению технического руководителя организации, эксплуатирующей электрические сети.

3

В) Один раз в 10 лет по решению технического руководителя организации, эксплуатирующей электрические сети.

4

Г) Один раз в 12 лет по решению руководителя организации, эксплуатирующей электрические сети.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.7.18. Капитальный ремонт ВЛ должен выполняться по решению технического руководителя организации, эксплуатирующей электрические сети, на ВЛ с железобетонными и металлическими опорами - не реже 1 раза в 12 лет, на ВЛ с деревянными опорами - не реже 1 раза в 6 лет.

№178

С какой периодичностью должен выполняться капитальный ремонт на воздушной линии электропередачи с железобетонными и металлическими опорами?

1

А) Не реже 1 раза в 6 лет по решению технического руководителя организации, эксплуатирующей электрические сети.

2

Б) Один раз в 7 лет по решению технического руководителя организации, эксплуатирующей электрические сети.

3

В) Один раз в 10 лет по решению технического руководителя организации, эксплуатирующей электрические сети.

4

Г) Один раз в 12 лет по решению руководителя организации, эксплуатирующей электрические сети.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.7.18. Капитальный ремонт ВЛ должен выполняться по решению технического руководителя организации, эксплуатирующей электрические сети, на ВЛ с железобетонными и металлическими опорами - не реже 1 раза в 12 лет, на ВЛ с деревянными опорами - не реже 1 раза в 6 лет.

№179

С кем должны быть согласованы работы по плановому ремонту, техническому перевооружению, реконструкции и модернизации воздушных линий электропередачи, проходящих по сельскохозяйственным угодьям, садовым, дачным и огородным участкам?

1

А) С органами местного самоуправления (с администрацией поселения).

2

Б) С организацией - владельцем ВЛ.

3

В) С землепользователем.

4

Г) С региональной инспекцией государственного строительного надзора.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.7.19. Конструктивные изменения опор и других элементов ВЛ, а также способа закрепления опор в грунте должны выполняться только при наличии технической документации и с разрешения технического руководителя организации, эксплуатирующей электрические сети.

5.7.20. Плановый ремонт, техническое перевооружение, реконструкция и модернизация ВЛ, проходящих по сельскохозяйственным угодьям, садовым, дачным и огородным участкам, должны производиться по согласованию с землепользователями и, как правило, в период, когда эти угодья не заняты сельскохозяйственными культурами или когда возможно обеспечение сохранности этих культур.

Работы по предотвращению нарушений в работе ВЛ и ликвидации последствий таких нарушений могут производиться в любое время года без согласования с землепользователями, но с уведомлением их о проводимых работах.

После выполнения указанных работ организация, эксплуатирующая электрические сети, должна привести земельные угодья в состояние, пригодное для их использования по целевому назначению, а также возместить землепользователям убытки, причиненные при производстве работ.

№180

С кем должны быть согласованы работы по предотвращению нарушений в работе ВЛ и ликвидации последствий таких нарушений?

1

А) С организацией - владельцем ВЛ.

2

Б) С региональной инспекцией государственного строительного надзора.

3

В) С органами местного самоуправления (с администрацией поселения).

4

Г) Работы по предотвращению нарушений в работе ВЛ и ликвидации последствий могут проводиться без согласования с землепользователями, но с уведомлением их о проводимых работах.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.7.19. Конструктивные изменения опор и других элементов ВЛ, а также способа закрепления опор в грунте должны выполняться только при наличии технической документации и с разрешения технического руководителя организации, эксплуатирующей электрические сети.

5.7.20. Плановый ремонт, техническое перевооружение, реконструкция и модернизация ВЛ, проходящих по сельскохозяйственным угодьям, садовым, дачным и огородным участкам, должны производиться по согласованию с землепользователями и, как правило, в период, когда эти угодья не заняты сельскохозяйственными культурами или когда возможно обеспечение сохранности этих культур.

Работы по предотвращению нарушений в работе ВЛ и ликвидации последствий таких нарушений могут производиться в любое время года без согласования с землепользователями, но с уведомлением их о проводимых работах.

После выполнения указанных работ организация, эксплуатирующая электрические сети, должна привести земельные угодья в состояние, пригодное для их использования по целевому назначению, а также возместить землепользователям убытки, причиненные при производстве работ.

№181

Какое сопротивление изоляции должно поддерживаться в пределах каждого присоединения электрически связанных вторичных цепей напряжением выше 60 В относительно земли, а также между цепями различного назначения, электрически не связанными (измерительные цепи, цепи оперативного тока, сигнализации)?

1

А) Не ниже 0,5 МОм.

2

Б) Не ниже 1 МОм.

3

В) Не ниже 0,3 МОм.

4

Г) В соответствии с указаниями завода-изготовителя.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.9.7. Сопротивление изоляции электрически связанных вторичных цепей напряжением выше 60 В относительно земли, а также между цепями различного назначения, электрически не связанными (измерительные цепи, цепи оперативного тока, сигнализации), должно поддерживаться в пределах каждого присоединения не ниже 1 МОм.

Сопротивление изоляции вторичных цепей, рассчитанных на рабочее напряжение 60 В и ниже, питающихся от отдельного источника или через разделительный трансформатор, должно поддерживаться не ниже 0,5 МОм.

Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром в первом случае на напряжение 1000 - 2500 В; а во втором случае - 500 В.

Измерение сопротивления изоляции цепей 24 В и ниже устройств РЗА на микроэлектронной и микропроцессорной базе производится в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

При проверке изоляции вторичных цепей должны быть приняты предусмотренные соответствующими инструкциями меры к предотвращению повреждения этих устройств.

№182

Какое сопротивление изоляции должно поддерживаться во вторичных цепях, рассчитанных на рабочее напряжение 60 В и ниже, питающихся от отдельного источника или через разделительный трансформатор?

1

А) Не ниже 0,5 МОм.

2

Б) Не ниже 1 МОм.

3

В) Не ниже 0,3 МОм.

4

Г) В соответствии с указаниями завода-изготовителя.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.9.7. Сопротивление изоляции электрически связанных вторичных цепей напряжением выше 60 В относительно земли, а также между цепями различного назначения, электрически не связанными (измерительные цепи, цепи оперативного тока, сигнализации), должно поддерживаться в пределах каждого присоединения не ниже 1 МОм.

Сопротивление изоляции вторичных цепей, рассчитанных на рабочее напряжение 60 В и ниже, питающихся от отдельного источника или через разделительный трансформатор, должно поддерживаться не ниже 0,5 МОм.

Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром в первом случае на напряжение 1000 - 2500 В; а во втором случае - 500 В.

Измерение сопротивления изоляции цепей 24 В и ниже устройств РЗА на микроэлектронной и микропроцессорной базе производится в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

При проверке изоляции вторичных цепей должны быть приняты предусмотренные соответствующими инструкциями меры к предотвращению повреждения этих устройств.

№183

В каком из перечисленных документов должна производиться запись о разрешении на ввод и включение в работу вновь смонтированных устройств релейной защиты и электроавтоматики и вторичных цепей новых устройств?

1

А) В журнале релейной защиты и электроавтоматики.

2

Б) В журнале распоряжений.

3

В) В карте уставок релейной защиты и автоматики.

4

Г) В оперативном журнале.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.9.9. Вновь смонтированные устройства РЗА и вторичные цепи перед вводом в работу должны быть подвергнуты наладке и приемочным испытаниям.

Разрешение на ввод новых устройств и их включение в работу выдается в установленном порядке с записью в журнале релейной защиты и электроавтоматики.

№184

Какие требования установлены к монтажу концевых заделок контрольных кабелей?

1

А) Концы свободных жил контрольных кабелей должны быть изолированы.

2

Б) Концы свободных жил контрольных кабелей должны быть тщательно обезжирены.

3

В) Концы свободных жил контрольных кабелей должны быть уложены в пучки без перекрещиваний.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.9.19. Провода и жилы контрольных кабелей, присоединенные к сборкам (рядам) зажимов, должны иметь маркировку, соответствующую схемам. Контрольные кабели должны иметь маркировку на концах, в местах разветвления и пересечения потоков кабелей, при проходе их через стены, потолки и пр. Концы свободных жил контрольных кабелей должны быть изолированы.

№185

Сколько эпоксидных соединительных муфт допускается монтировать на одном контрольном кабеле?

1

А) Не более одного соединения (в среднем) на каждые 50 м кабеля.

2

Б) Два соединения (в среднем) на каждые 75 м для кабеля с металлической оболочкой.

3

В) Три соединения (в среднем) на каждые 100 м для кабеля с резиновой оболочкой.

4

Г) Пять соединений (в среднем) на каждые 200 м для кабеля с поливинилхлоридной оболочкой.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.9.20. При устранении повреждений контрольных кабелей с металлической оболочкой или их наращивании соединение жил должно осуществляться с установкой герметичных муфт или с помощью предназначенных для этого коробок. Указанные муфты и коробки должны быть зарегистрированы.

Кабели с поливинилхлоридной и резиновой оболочкой должны соединяться, как правило, с помощью эпоксидных соединительных муфт или на переходных рядах зажимов.

На каждые 50 м одного кабеля в среднем должно быть не более одного из указанных выше соединений.

№186

В каких случаях допускается последовательное соединение заземляющими проводниками нескольких элементов установки?

1

А) Такое соединение не допускается.

2

Б) Допускается для электроустановок постоянного напряжения 127 В, находящихся в помещениях без повышенной опасности.

3

В) Допускается для электроустановок переменного напряжения до 300 В, при сечении заземляющего проводника не менее 25 мм2.

4

Г) Допускается для электроустановок переменного напряжения до 300 В, при присоединении к одному заземляющему проводнику не более трех элементов установки.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.10.3. Каждый элемент установки, подлежащий заземлению, должен быть присоединен к заземлителю посредством отдельного заземляющего проводника.

Последовательное соединение заземляющими проводниками нескольких элементов установки не допускается.

№187

Каким цветом должны быть окрашены открыто проложенные заземляющие проводники?

1

А) Черным.

2

Б) Желтым.

3

В) Красным.

4

Г) Коричневым.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.10.5. Заземляющие проводники должны быть предохранены от коррозии. Открыто проложенные заземляющие проводники должны иметь черную окраску.

№188

С какой периодичностью должны производиться измерения сопротивления заземляющего устройства с выборочной проверкой со вскрытием грунта для оценки коррозионного состояния элементов заземлителя, находящихся в земле?

1

А) Не реже 1 раза в 12 лет.

2

Б) Один раз в 14 лет в засушливых регионах.

3

В) Один раз в 15 лет в засушливых регионах.

4

Г) Один раз в 20 лет в засушливых регионах.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.10.6. Для контроля заземляющего устройства должны производиться:

измерение сопротивления заземляющего устройства и не реже 1 раза в 12 лет выборочная проверка со вскрытием грунта для оценки коррозионного состояния элементов заземлителя, находящихся в земле;

проверка наличия и состояния цепей между заземлителем и заземляемыми элементами, соединений естественных заземлителей с заземляющим устройством - не реже 1 раза в 12 лет;

измерение напряжения прикосновения в электроустановках, заземляющее устройство которых выполнено по нормам на напряжение прикосновения;

проверка (расчетная) соответствия напряжения на заземляющем устройстве требованиям правил устройства электроустановок - после монтажа, переустройства и капитального ремонта заземляющего устройства, но не реже 1 раза в 12 лет;

в установках до 1000 В проверка пробивных предохранителей и полного сопротивления петли фаза-нуль - не реже 1 раза в 6 лет.

№189

С какой периодичностью должна производиться проверка наличия и состояния цепей между заземлителем и заземляемыми элементами, соединений естественных заземлителей с заземляющим устройством?

1

А) Не реже 1 раза в 12 лет.

2

Б) Один раз в 15 лет.

3

В) Один раз в 17 лет в засушливых регионах.

4

Г) Один раз в 20 лет в засушливых регионах.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.10.6. Для контроля заземляющего устройства должны производиться:

измерение сопротивления заземляющего устройства и не реже 1 раза в 12 лет выборочная проверка со вскрытием грунта для оценки коррозионного состояния элементов заземлителя, находящихся в земле;

проверка наличия и состояния цепей между заземлителем и заземляемыми элементами, соединений естественных заземлителей с заземляющим устройством - не реже 1 раза в 12 лет;

измерение напряжения прикосновения в электроустановках, заземляющее устройство которых выполнено по нормам на напряжение прикосновения;

проверка (расчетная) соответствия напряжения на заземляющем устройстве требованиям правил устройства электроустановок - после монтажа, переустройства и капитального ремонта заземляющего устройства, но не реже 1 раза в 12 лет;

в установках до 1000 В проверка пробивных предохранителей и полного сопротивления петли фаза-нуль - не реже 1 раза в 6 лет.

№190

С какой периодичностью должна производиться проверка (расчетная) соответствия напряжения на заземляющем устройстве требованиям правил устройства электроустановок?

1

А) Только после капитального ремонта, но не реже одного раза в 6 лет.

2

Б) Только после монтажа или переустройства.

3

В) В зависимости от преобладающих типов почв на территории региона, но не реже одного раза в 3 года.

4

Г) После монтажа, переустройства и капитального ремонта заземляющего устройства, но не реже 1 раза в 12 лет.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.10.6. Для контроля заземляющего устройства должны производиться:

измерение сопротивления заземляющего устройства и не реже 1 раза в 12 лет выборочная проверка со вскрытием грунта для оценки коррозионного состояния элементов заземлителя, находящихся в земле;

проверка наличия и состояния цепей между заземлителем и заземляемыми элементами, соединений естественных заземлителей с заземляющим устройством - не реже 1 раза в 12 лет;

измерение напряжения прикосновения в электроустановках, заземляющее устройство которых выполнено по нормам на напряжение прикосновения;

проверка (расчетная) соответствия напряжения на заземляющем устройстве требованиям правил устройства электроустановок - после монтажа, переустройства и капитального ремонта заземляющего устройства, но не реже 1 раза в 12 лет;

в установках до 1000 В проверка пробивных предохранителей и полного сопротивления петли фаза-нуль - не реже 1 раза в 6 лет.

№191

С какой периодичностью должна производиться проверка пробивных предохранителей и полного сопротивления петли фаза-нуль в установках до 1000 В?

1

А) Не реже 1 раза в 6 лет.

2

Б) Один раз в 7 лет.

3

В) Один раз в 10 лет.

4

Г) Один раз в 12 лет.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.10.6. Для контроля заземляющего устройства должны производиться:

измерение сопротивления заземляющего устройства и не реже 1 раза в 12 лет выборочная проверка со вскрытием грунта для оценки коррозионного состояния элементов заземлителя, находящихся в земле;

проверка наличия и состояния цепей между заземлителем и заземляемыми элементами, соединений естественных заземлителей с заземляющим устройством - не реже 1 раза в 12 лет;

измерение напряжения прикосновения в электроустановках, заземляющее устройство которых выполнено по нормам на напряжение прикосновения;

проверка (расчетная) соответствия напряжения на заземляющем устройстве требованиям правил устройства электроустановок - после монтажа, переустройства и капитального ремонта заземляющего устройства, но не реже 1 раза в 12 лет;

в установках до 1000 В проверка пробивных предохранителей и полного сопротивления петли фаза-нуль - не реже 1 раза в 6 лет.

№192

С какой периодичностью должно производиться измерение сопротивления заземляющих устройств на подстанциях воздушных распределительных сетей напряжением 35 кВ и ниже?

1

А) Не реже 1 раза в 12 лет.

2

Б) Один раз в 15 лет в регионах с нормальными проводящими грунтами.

3

В) Один раз в 17 лет в регионах с нормальными проводящими грунтами.

4

Г) Один раз 20 лет в регионах с нормальными проводящими грунтами.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.10.7. Измерение сопротивления заземляющих устройств должно производиться:

после монтажа, переустройства и капитального ремонта этих устройств на электростанциях, подстанциях и линиях электропередачи;

при обнаружении на тросовых опорах ВЛ напряжением 110 кВ и выше следов перекрытий или разрушений изоляторов электрической дугой;

на подстанциях воздушных распределительных сетей напряжением 35 кВ и ниже - не реже 1 раза в 12 лет. В сетях напряжением 35 кВ и ниже у опор с разъединителями, защитными промежутками, трубчатыми и вентильными разрядниками и у опор с повторными заземлителями нулевых проводов - не реже 1 раза в 6 лет; выборочно на 2% опор с заземлителями в населенной местности, на участках ВЛ с наиболее агрессивными, оползневыми, выдуваемыми или плохо проводящими грунтами - после монтажа, переустройства, ремонта, а также в эксплуатации - не реже 1 раза в 12 лет. Измерения должны выполняться в периоды наибольшего высыхания грунта.

№193

С какой периодичностью должно производиться измерение сопротивления заземляющих устройств в сетях напряжением 35 кВ и ниже у опор с разъединителями, защитными промежутками, трубчатыми и вентильными разрядниками и у опор с повторными заземлителями нулевых проводов?

1

А) Не реже 1 раза в 6 лет.

2

Б) Один раз в 9 лет.

3

В) Один раз в 12 лет в периоды наибольшего высыхания грунта.

4

Г) Один раз в 15 лет в периоды наибольшего высыхания грунта.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.10.7. Измерение сопротивления заземляющих устройств должно производиться:

после монтажа, переустройства и капитального ремонта этих устройств на электростанциях, подстанциях и линиях электропередачи;

при обнаружении на тросовых опорах ВЛ напряжением 110 кВ и выше следов перекрытий или разрушений изоляторов электрической дугой;

на подстанциях воздушных распределительных сетей напряжением 35 кВ и ниже - не реже 1 раза в 12 лет. В сетях напряжением 35 кВ и ниже у опор с разъединителями, защитными промежутками, трубчатыми и вентильными разрядниками и у опор с повторными заземлителями нулевых проводов - не реже 1 раза в 6 лет; выборочно на 2% опор с заземлителями в населенной местности, на участках ВЛ с наиболее агрессивными, оползневыми, выдуваемыми или плохо проводящими грунтами - после монтажа, переустройства, ремонта, а также в эксплуатации - не реже 1 раза в 12 лет. Измерения должны выполняться в периоды наибольшего высыхания грунта.

№194

Когда и с какой периодичностью должны производиться измерения напряжений прикосновения в электроустановках, выполненных по нормам на напряжение прикосновения?

1

А) После монтажа и переустройства, но не реже одного раза в три года.

2

Б) После монтажа и капитального ремонта, но не реже одного раза в пять лет.

3

В) Не реже одного раза в 6 лет, если другие сроки не оговорены в местной инструкции.

4

Г) После монтажа, переустройства и капитального ремонта заземляющего устройства, но не реже 1 раза в 6 лет.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.10.8. В электроустановках, выполненных по нормам на напряжение прикосновения, измерения напряжений прикосновения должны производиться после монтажа, переустройства и капитального ремонта заземляющего устройства, но не реже 1 раза в 6 лет.

Измерения должны выполняться при присоединенных естественных заземлителях и тросах ВЛ.

№195

В каких случаях допускается подвеска проводов воздушной линии электропередачи напряжением до 1000 В любого назначения (осветительных, телефонных, высокочастотных) на конструкциях ОРУ, отдельно стоящих стержневых молниеотводах, прожекторных мачтах, дымовых трубах и градирнях, а также подводка этих линий к взрывоопасным помещениям?

1

А) Если проводка будет выполнена с учетом требований действующей инструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений.

2

Б) Если проводка будет выполнена с соблюдением норм пожарной безопасности в зависимости от класса пожаро- и взрывоопасности помещений и условий окружающей среды.

3

В) Подвеска проводов ВЛ напряжением до 1000 В любого назначения на конструкциях ОРУ, отдельно стоящих стержневых молниеотводах, прожекторных мачтах, дымовых трубах и градирнях, а также подводка этих линий к взрывоопасным помещениям не допускается.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.11.2. Подвеска проводов ВЛ напряжением до 1000 В любого назначения (осветительных, телефонных, высокочастотных и т.п.) на конструкциях ОРУ, отдельно стоящих стержневых молниеотводах, прожекторных мачтах, дымовых трубах и градирнях, а также подводка этих линий к взрывоопасным помещениям не допускается.

Для указанных целей должны применяться кабели с металлическими оболочками или кабели без оболочек, проложенные в металлических трубах в земле.

Оболочки кабелей, металлические трубы должны быть заземлены.

Подводка кабелей к взрывоопасным помещениям должна быть выполнена с учетом требований действующей инструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений.

№196

С какой периодичностью должна производиться проверка трубчатых разрядников со снятием с опор?

1

А) Один раз в 3 года.

2

Б) Один раз в 4 года.

3

В) Один раз в 5 лет.

4

Г) Один раз в год.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.11.6. Трубчатые разрядники и защитные промежутки должны осматриваться при обходах ВЛ. Срабатывание разрядников должно быть отмечено в листках обхода. Проверка трубчатых разрядников со снятием с опор должна производиться 1 раз в 3 года.

Верховой осмотр без снятия с опор, а также дополнительные осмотры и проверки трубчатых разрядников, установленных в зонах интенсивного загрязнения, должны выполняться в соответствии с положениями местных инструкций.

Ремонт трубчатых разрядников должен производиться по мере необходимости в зависимости от результатов проверок и осмотров.

№197

С какой периодичностью должно производиться измерение емкостных токов, токов дугогасящих реакторов, токов замыкания на землю и напряжений смещения нейтрали в сетях с компенсацией емкостного тока?

1

А) Производится при вводе в эксплуатацию дугогасящих реакторов, и далее - один раз в 6 лет.

2

Б) Производится только при значительных изменениях режимов сети.

3

В) Должно производиться при вводе в эксплуатацию дугогасящих реакторов и значительных изменениях режимов сети, но не реже 1 раза в 6 лет.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.11.8.Измерение емкостных токов, токов дугогасящих реакторов, токов замыкания на землю и напряжений смещения нейтрали в сетях с компенсацией емкостного тока должно производиться при вводе в эксплуатацию дугогасящих реакторов и значительных изменениях режимов сети, но не реже 1 раза в 6 лет.

№198

Допускается ли установка дугогасящих реакторов на тупиковых подстанциях?

1

А) Допускается, в зависимости от принятой схемы подстанции и вариантов соединения обмоток трансформатора.

2

Б) Не допускается из-за их малой эффективности в условиях подстанции.

3

В) Установка дугогасящих реакторов на тупиковых подстанциях не допускается.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.11.9. Мощность дугогасящих реакторов должна быть выбрана по емкостному току сети с учетом ее перспективного развития.

Заземляющие дугогасящие реакторы должны быть установлены на подстанциях, связанных с компенсируемой сетью не менее чем двумя линиями электропередачи.

Установка дугогасящих реакторов на тупиковых подстанциях не допускается.

Дугогасящие реакторы должны быть подключены к нейтралям трансформаторов, генераторов или синхронных компенсаторов через разъединители.

Для подключения дугогасящих реакторов, как правило, должны использоваться трансформаторы со схемой соединения обмоток звезда-треугольник.

Подключение дугогасящих реакторов к трансформаторам, защищенным плавкими предохранителями, не допускается.

Ввод дугогасящего реактора, предназначенный для заземления, должен быть соединен с общим заземляющим устройством через трансформатор тока.

№199

Что не допускается при подключении дугогасящих реакторов на подстанциях?

1

А) Подключать дугогасящие реакторы к нейтралям трансформаторов, генераторов или синхронных компенсаторов через разъединители.

2

Б) Использовать для подключения дугогасящих реакторов трансформаторы со схемой соединения обмоток звезда-треугольник.

3

В) Обеспечивать соединение с общим заземляющим устройством через трансформатор тока ввод дугогасящего реактора, предназначенный для заземления.

4

Г) Подключать дугогасящие реакторы к трансформаторам, защищенным плавкими предохранителями.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.11.9. Мощность дугогасящих реакторов должна быть выбрана по емкостному току сети с учетом ее перспективного развития.

Заземляющие дугогасящие реакторы должны быть установлены на подстанциях, связанных с компенсируемой сетью не менее чем двумя линиями электропередачи.

Установка дугогасящих реакторов на тупиковых подстанциях не допускается.

Дугогасящие реакторы должны быть подключены к нейтралям трансформаторов, генераторов или синхронных компенсаторов через разъединители.

Для подключения дугогасящих реакторов, как правило, должны использоваться трансформаторы со схемой соединения обмоток звезда-треугольник.

Подключение дугогасящих реакторов к трансформаторам, защищенным плавкими предохранителями, не допускается.

Ввод дугогасящего реактора, предназначенный для заземления, должен быть соединен с общим заземляющим устройством через трансформатор тока.

№200

Чем должны отличатся светильники аварийного освещения от светильников рабочего освещения?

1

А) Знаками или окраской.

2

Б) Исполнением и сроком службы.

3

В) Уровнем светового потока и отсутствием слепящего воздействия.

4

Г) Источником света.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.12.1. Рабочее, аварийное и эвакуационное освещение во всех помещениях, на рабочих местах и на открытой территории должно обеспечивать освещенность согласно установленным требованиям.

Светильники аварийного освещения должны отличаться от светильников рабочего освещения знаками или окраской. Светоограждение дымовых труб и других высоких сооружений должно соответствовать правилам маркировки и светоограждения высотных препятствий.

№201

Какая освещенность должна обеспечиваться светильниками аварийного освещения на фасадах панелей основного щита в помещениях главного, центрального и блочного щитов управления электростанций и подстанций, а также на диспетчерских пунктах?

1

А) Не менее 30 лк.

2

Б) 15 лк при наличии на каждом рабочем месте переносного аккумуляторного фонаря.

3

В) 20 лк при наличии на 75 % рабочих местах переносных аккумуляторных фонарей.

4

Г) 25 лк при наличии на 50 % рабочих местах переносных аккумуляторных фонарей.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.12.2. В помещениях главного, центрального и блочного щитов управления электростанций и подстанций, а также на диспетчерских пунктах светильники аварийного освещения должны обеспечивать на фасадах панелей основного щита освещенность не менее 30 лк; одна - две лампы должны быть присоединены к шинам постоянного тока через предохранители или автоматы и включены круглосуточно.

Эвакуационное освещение должно обеспечивать в помещениях и проходах освещенность не менее 0,5 лк на уровне пола.

№202

Допускается ли присоединение к сети аварийного освещения других видов нагрузок, не относящихся к этому освещению?

1

А) Допускается на непродолжительное время по указанию начальника смены.

2

Б) Допускается присоединение переносных светильников, если это обусловлено необходимостью проведения работ.

3

В) Допускается при наличии другого независимого источника питания.

4

Г) Присоединение к сети аварийного освещения других видов нагрузок, не относящихся к этому освещению, не допускается.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.12.3. Рабочее и аварийное освещение в нормальном режиме должно питаться от разных независимых источников питания. При отключении источников питания на электростанциях и подстанциях и на диспетчерских пунктах аварийное освещение должно автоматически переключаться на аккумуляторную батарею или другой независимый источник питания.

Присоединение к сети аварийного освещения других видов нагрузок, не относящихся к этому освещению, не допускается.

Сеть аварийного освещения не должна иметь штепсельных розеток.

Светильники эвакуационного освещения должны быть присоединены к сети, не зависящей от сети рабочего освещения. При отключении источника питания эвакуационного освещения оно должно переключаться на аккумуляторную батарею или двигатель-генераторную установку.

№203

Какое допустимое напряжение должно применяться на переносных ручных светильниках ремонтного освещения при повышенной опасности поражения электрическим током?

1

А) Не выше 12 В.

2

Б) 24 В, при использовании основных средств защиты от электрического тока.

3

В) 36 В, при использовании основных средств защиты от электрического тока.

4

Г) 42 В, при использовании основных и дополнительных средств защиты от электрического тока.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.12.4. Переносные ручные светильники ремонтного освещения должны питаться от сети напряжением не выше 42 В, а при повышенной опасности поражения электрическим током - не выше 12 В.

Вилки 12 - 42 В не должны подходить к розеткам 127 и 220 В. Розетки должны иметь надписи с указанием напряжения.

№204

Откуда должно осуществляться управление сетью наружного рабочего освещения электростанций, а также управление сетью охранного освещения?

1

А) Из помещения любого дежурного пункта.

2

Б) Из помещения главного или центрального щита управления.

3

В) Из распределительного пункта.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.12.6. Сети внутреннего, наружного, а также охранного освещения электростанций и подстанций должны иметь питание по отдельным линиям.

Управление сетью наружного рабочего освещения, кроме сети освещения склада топлива и удаленных объектов электростанций, а также управление сетью охранного освещения должно осуществляться из помещения главного или центрального щита управления.

№205

Какое понижение напряжения допускается у наиболее удаленных ламп сети внутреннего рабочего освещения, а также прожекторных установок?

1

А) Не более 5 % номинального напряжения.

2

Б) 6,5 % номинального напряжения, при наличии локальных источников освещения.

3

В) 7,5 % номинального напряжения, при наличии локальных источников освещения.

4

Г) 10 % номинального напряжения, при наличии локальных источников освещения.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.12.7. Сеть освещения электростанций должна получать питание через стабилизаторы или от отдельных трансформаторов, обеспечивающих возможность поддержания напряжения освещения в необходимых пределах.

Напряжение на лампах должно быть не выше номинального. Понижение напряжения у наиболее удаленных ламп сети внутреннего рабочего освещения, а также прожекторных установок должно быть не более 5% номинального напряжения; у наиболее удаленных ламп сети наружного и аварийного освещения и в сети 12 - 42 В - не более 10% (для люминесцентных ламп - не более 7,5%).

№206

В какие сроки должна производиться проверка действия автомата аварийного освещения осветительной сети?

1

А) Не реже 1 раза в месяц в дневное время.

2

Б) Один раз в 2 месяца в темное время.

3

В) Два раза в 3 месяца в дневное время.

4

Г) Один раз в квартал в темное время.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.12.12. Осмотр и проверка осветительной сети должны производиться в следующие сроки:

проверка действия автомата аварийного освещения - не реже 1 раза в месяц в дневное время;

проверка исправности аварийного освещения при отключении рабочего освещения - 2 раза в год;

измерение освещенности рабочих мест - при вводе в эксплуатацию и в дальнейшем по мере необходимости;

испытание изоляции стационарных трансформаторов 12 - 42 В - 1 раз в год; переносных трансформаторов и светильников 12 - 42 В - 2 раза в год.

Обнаруженные при проверке и осмотре дефекты должны быть устранены в кратчайший срок.

№207

В какие сроки должна производиться проверка исправности аварийного освещения при отключении рабочего освещения?

1

А) Один раз в год.

2

Б) Два раза в год.

3

В) Один раз в 3 года.

4

Г) Только при вводе в эксплуатацию и в дальнейшем по мере необходимости.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.12.12. Осмотр и проверка осветительной сети должны производиться в следующие сроки:

проверка действия автомата аварийного освещения - не реже 1 раза в месяц в дневное время;

проверка исправности аварийного освещения при отключении рабочего освещения - 2 раза в год;

измерение освещенности рабочих мест - при вводе в эксплуатацию и в дальнейшем по мере необходимости;

испытание изоляции стационарных трансформаторов 12 - 42 В - 1 раз в год; переносных трансформаторов и светильников 12 - 42 В - 2 раза в год.

Обнаруженные при проверке и осмотре дефекты должны быть устранены в кратчайший срок.

№208

В какие сроки должны производиться испытания изоляции трансформаторов освещения?

1

А) Один раз в год для стационарных трансформаторов 12 - 42 В; 2 раза в год для переносных трансформаторов и светильников 12 - 42 В.

2

Б) Один раз в 2 года для стационарных трансформаторов 12 - 42 В; 1 раз в год для переносных трансформаторов и светильников 12 - 42 В.

3

В) Два раза в 3 года для стационарных трансформаторов 12 - 42 В; 1 раз в 2 года для переносных трансформаторов и светильников 12 - 42 В.

4

Г) Один раз в 3 год для стационарных и переносных трансформаторов светильников 12 - 42 В.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.12.12. Осмотр и проверка осветительной сети должны производиться в следующие сроки:

проверка действия автомата аварийного освещения - не реже 1 раза в месяц в дневное время;

проверка исправности аварийного освещения при отключении рабочего освещения - 2 раза в год;

измерение освещенности рабочих мест - при вводе в эксплуатацию и в дальнейшем по мере необходимости;

испытание изоляции стационарных трансформаторов 12 - 42 В - 1 раз в год; переносных трансформаторов и светильников 12 - 42 В - 2 раза в год.

Обнаруженные при проверке и осмотре дефекты должны быть устранены в кратчайший срок.

№209

При какой разности давления в регуляторах давления водорода и кислорода должна сработать технологическая защита на отключение преобразовательных агрегатов (двигателей-генераторов) электролизной установки?

1

А) При разности более 200 кгс/м2.

2

Б) При разности 100 кгс/м2.

3

В) При разности 125 кгс/м2.

4

Г) При разности 175 кгс/м2.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.13.2. Технологические защиты электролизных установок должны действовать на отключение преобразовательных агрегатов (двигателей-генераторов) при следующих отклонениях от установленного режима:

разности давлений в регуляторах давления водорода и кислорода более 200 кгс/м2 (2 кПа);

содержании водорода в кислороде 2%;

содержании кислорода в водороде 1%;

давлении в системах выше номинального;

межполюсных коротких замыканиях;

однополюсных коротких замыканиях на землю (для электролизеров с центральным отводом газов);

исчезновении напряжения на преобразовательных агрегатах (двигателях-генераторах) со стороны переменного тока.

При автоматическом отключении электролизной установки, а также повышении температуры электролита в циркуляционном контуре до 70 град. С, при увеличении содержания водорода в воздухе помещений электролизеров и датчиков газоанализаторов до 1% на щит управления должен подаваться сигнал.

После получения сигнала оперативный персонал должен прибыть на установку не позднее чем через 15 мин.

Повторный пуск установки после отключения ее технологической защитой должен осуществляться оперативным персоналом только после выявления и устранения причины отключения.

№210

При каком содержании водорода в кислороде должна сработать технологическая защита на отключение преобразовательных агрегатов (двигателей-генераторов) электролизной установки?

1

А) При содержании 2 %.

2

Б) При содержании 1,5 %.

3

В) При содержании 1,0 %.

4

Г) При содержании 0,5 %.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.13.2. Технологические защиты электролизных установок должны действовать на отключение преобразовательных агрегатов (двигателей-генераторов) при следующих отклонениях от установленного режима:

разности давлений в регуляторах давления водорода и кислорода более 200 кгс/м2 (2 кПа);

содержании водорода в кислороде 2%;

содержании кислорода в водороде 1%;

давлении в системах выше номинального;

межполюсных коротких замыканиях;

однополюсных коротких замыканиях на землю (для электролизеров с центральным отводом газов);

исчезновении напряжения на преобразовательных агрегатах (двигателях-генераторах) со стороны переменного тока.

При автоматическом отключении электролизной установки, а также повышении температуры электролита в циркуляционном контуре до 70 град. С, при увеличении содержания водорода в воздухе помещений электролизеров и датчиков газоанализаторов до 1% на щит управления должен подаваться сигнал.

После получения сигнала оперативный персонал должен прибыть на установку не позднее чем через 15 мин.

Повторный пуск установки после отключения ее технологической защитой должен осуществляться оперативным персоналом только после выявления и устранения причины отключения.

№211

При каком содержании кислорода в водороде должна сработать технологическая защита на отключение преобразовательных агрегатов (двигателей-генераторов) электролизной установки?

1

А) При содержании 1 %.

2

Б) При содержании 0,75 %.

3

В) При содержании 0,5 %.

4

Г) При содержании 0,25 %.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.13.2. Технологические защиты электролизных установок должны действовать на отключение преобразовательных агрегатов (двигателей-генераторов) при следующих отклонениях от установленного режима:

разности давлений в регуляторах давления водорода и кислорода более 200 кгс/м2 (2 кПа);

содержании водорода в кислороде 2%;

содержании кислорода в водороде 1%;

давлении в системах выше номинального;

межполюсных коротких замыканиях;

однополюсных коротких замыканиях на землю (для электролизеров с центральным отводом газов);

исчезновении напряжения на преобразовательных агрегатах (двигателях-генераторах) со стороны переменного тока.

При автоматическом отключении электролизной установки, а также повышении температуры электролита в циркуляционном контуре до 70 град. С, при увеличении содержания водорода в воздухе помещений электролизеров и датчиков газоанализаторов до 1% на щит управления должен подаваться сигнал.

После получения сигнала оперативный персонал должен прибыть на установку не позднее чем через 15 мин.

Повторный пуск установки после отключения ее технологической защитой должен осуществляться оперативным персоналом только после выявления и устранения причины отключения.

№212

В течение какого времени после получения сигнала технологической защиты оперативный персонал должен прибыть на электролизную установку?

1

А) Не позднее чем через 15 минут.

2

Б) В течение 30 минут.

3

В) В течение 45 минут (с проверкой готовности СИЗ).

4

Г) В течение 1 часа в ночное время.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.13.2. Технологические защиты электролизных установок должны действовать на отключение преобразовательных агрегатов (двигателей-генераторов) при следующих отклонениях от установленного режима:

разности давлений в регуляторах давления водорода и кислорода более 200 кгс/м2 (2 кПа);

содержании водорода в кислороде 2%;

содержании кислорода в водороде 1%;

давлении в системах выше номинального;

межполюсных коротких замыканиях;

однополюсных коротких замыканиях на землю (для электролизеров с центральным отводом газов);

исчезновении напряжения на преобразовательных агрегатах (двигателях-генераторах) со стороны переменного тока.

При автоматическом отключении электролизной установки, а также повышении температуры электролита в циркуляционном контуре до 70 град. С, при увеличении содержания водорода в воздухе помещений электролизеров и датчиков газоанализаторов до 1% на щит управления должен подаваться сигнал.

После получения сигнала оперативный персонал должен прибыть на установку не позднее чем через 15 мин.

Повторный пуск установки после отключения ее технологической защитой должен осуществляться оперативным персоналом только после выявления и устранения причины отключения.

№213

С какой периодичностью должен проводиться химический анализ содержания кислорода в водороде и водорода в кислороде при неисправности одного из автоматических газоанализаторов?

1

А) Каждые 2 часа.

2

Б) Каждые 3 часа.

3

В) Один раз в смену.

4

Г) Каждые 4 часа.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.13.4. Для проверки исправности автоматических газоанализаторов 1 раз в сутки должен проводиться химический анализ содержания кислорода в водороде и водорода в кислороде. При неисправности одного из автоматических газоанализаторов соответствующий химический анализ должен проводиться каждые 2 ч.

№214

Какое регулировочное давление должно устанавливаться на регуляторах давления водорода и кислорода и на ресиверах предохранительных клапанов электролизной установки?

1

А) 1,15 номинального.

2

Б) 1,15 минимального.

3

В) 1,15 максимального.

4

Г) 1,15 пробного.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.13.5. На регуляторах давления водорода и кислорода и на ресиверах предохранительные клапаны должны быть отрегулированы на давление, равное 1,15 номинального. Предохранительные клапаны на регуляторах давления должны проверяться не реже 1 раза в 6 мес., а предохранительные клапаны на ресиверах - не реже 1 раза в 2 года. Предохранительные клапаны должны испытываться на стенде азотом или чистым воздухом.

№215

С какой периодичностью должно проверяться действие технологических защит, предупредительной и аварийной сигнализации и состояние обратных клапанов в процессе эксплуатации электролизной установки?

1

А) Не реже 1 раза в 3 месяца.

2

Б) Один раз в 6 месяцев.

3

В) Один раз в 9 месяцев.

4

Г) Один раз в 12 месяцев.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.13.14. В процессе эксплуатации электролизной установки должны проверяться:

плотность электролита - не реже 1 раза в мес.;

напряжение на ячейках электролизеров - не реже 1 раза в 6 мес.;

действие технологических защит, предупредительной и аварийной сигнализации и состояние обратных клапанов - не реже 1 раза в 3 мес.;

влажность водорода - не реже 1 раза в сутки.

5.13.15. При работе установки сорбционной осушки водорода или кислорода переключение адсорберов-осушителей должно выполняться по графику. Температура точки росы водорода после установки осушки должна быть не выше минус 5 град. С.

При осушке водорода методом охлаждения температура водорода на выходе из испарителя должна быть не выше минус 5 град. С.

Для оттаивания испаритель должен периодически по графику отключаться.

№216

Какой запас трансформаторного масла должен постоянно храниться на электростанциях?

1

А) В объеме, равном (или более) вместимости одного самого вместительного масляного выключателя, и запас на доливки не менее 1% всего масла, залитого в оборудование.

2

Б) 10 % объема масла, залитого в трансформатор наибольшей емкости.

3

В) 2 % залитого в оборудование.

4

Г) 1 % залитого в оборудование.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.14.9. На электростанциях должен постоянно храниться запас трансформаторного масла в количестве, равном (или более) вместимости одного самого вместительного масляного выключателя, и запас на доливки не менее 1% всего масла, залитого в оборудование; на электростанциях, имеющих только воздушные или малообъемные масляные выключатели, - не менее 10% объема масла, залитого в трансформатор наибольшей емкости.

В организациях, эксплуатирующих электрические сети (в районах), должен постоянно храниться запас трансформаторного масла не менее 2% залитого в оборудование.

№217

Какой запас трансформаторного масла должен постоянно храниться в организациях, эксплуатирующих электрические сети (в районах)?

1

А) В объеме, равном (или более) вместимости одного самого вместительного масляного выключателя, и запас на доливки не менее 1% всего масла, залитого в оборудование.

2

Б) Не менее 10 % объема масла, залитого в трансформатор наибольшей емкости.

3

В) Не менее 2 % залитого в оборудование.

4

Г) Не менее 1 % залитого в оборудование.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.14.9. На электростанциях должен постоянно храниться запас трансформаторного масла в количестве, равном (или более) вместимости одного самого вместительного масляного выключателя, и запас на доливки не менее 1% всего масла, залитого в оборудование; на электростанциях, имеющих только воздушные или малообъемные масляные выключатели, - не менее 10% объема масла, залитого в трансформатор наибольшей емкости.

В организациях, эксплуатирующих электрические сети (в районах), должен постоянно храниться запас трансформаторного масла не менее 2% залитого в оборудование.

№218

С какой периодичностью должен проводиться визуальный контроль масла, применяемого в паровых турбинах и турбонасосах?

1

А) Один раз в сутки.

2

Б) Один раз в неделю.

3

В) Один раз в месяц.

4

Г) Один раз в квартал.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.14.16. Визуальный контроль масла, применяемого в паровых турбинах и турбонасосах, должен проводиться 1 раз в сутки.

Визуальный контроль масла, применяемого в гидротурбинах, на электростанциях с постоянным дежурством персонала должен проводиться 1 раз в неделю, а на автоматизированных электростанциях - при каждом очередном осмотре оборудования, но не реже 1 раза в месяц.

№219

Какой постоянный запас нефтяного турбинного масла должен храниться на электростанциях и в организациях, эксплуатирующих электрические сети?

1

А) Не менее годовой потребности на доливки для одного турбоагрегата.

2

Б) В количестве равном (или более) вместимости маслосистемы самого крупного агрегата, и запас на доливки не менее 45-дневной потребности.

3

В) В количестве равном (или более) вместимости масляной системы одного синхронного компенсатора и запас на доливки не менее 45-дневной потребности.

4

Г) В количестве 60-дневной потребности.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.14.17. На электростанциях должен храниться постоянный запас нефтяного турбинного масла в количестве, равном (или более) вместимости маслосистемы самого крупного агрегата, и запас на доливки не менее 45-дневной потребности; в организациях, эксплуатирующих электрические сети, постоянный запас масла должен быть равен (или более) вместимости масляной системы одного синхронного компенсатора и запас на доливки не менее 45-дневной потребности.

Постоянный запас огнестойкого турбинного масла должен быть не менее годовой потребности его на доливки для одного турбоагрегата.

№220

С какой периодичностью должно подвергаться визуальному контролю на содержание механических примесей, шлама и воды масло, принудительно циркулирующее в системах смазки вспомогательного оборудования на электростанциях и в организациях, эксплуатирующих электрические сети?

1

А) Не реже 1 раза в месяц.

2

Б) Один раз в 2 месяца.

3

В) Один раз в 3 месяца.

4

Г) Один раз в 6 месяцев.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.14.19. Для вспомогательного оборудования и механизмов на электростанциях и в организациях, эксплуатирующих электрические сети, должны быть установлены нормы расхода, периодичность контроля качества и смены смазочных материалов. Марка смазочного материала, используемого для этих целей, должна соответствовать требованиям заводских инструкций по эксплуатации к ассортименту смазок, допущенных к применению на данном оборудовании. Возможность замены смазочных материалов должна быть согласована с предприятием-изготовителем оборудования.

В системах смазки вспомогательного оборудования с принудительной циркуляцией масло должно подвергаться визуальному контролю на содержание механических примесей, шлама и воды не реже 1 раза в месяц. При обнаружении загрязнения масло должно быть очищено или заменено.

На каждой электростанции и в каждой организации, эксплуатирующей электрические сети, должен храниться постоянный запас смазочных материалов для вспомогательного оборудования не менее 45-дневной потребности.

№221

Какой постоянный запас смазочных материалов для вспомогательного оборудования должен храниться на каждой электростанции и в каждой организации, эксплуатирующей электрические сети?

1

А) Не менее 45-дневной потребности.

2

Б) Запас в объеме 40-дневной потребности.

3

В) Запас в объеме 30-дневной потребности.

4

Г) Запас в объеме 25-дневной потребности.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.14.19. Для вспомогательного оборудования и механизмов на электростанциях и в организациях, эксплуатирующих электрические сети, должны быть установлены нормы расхода, периодичность контроля качества и смены смазочных материалов. Марка смазочного материала, используемого для этих целей, должна соответствовать требованиям заводских инструкций по эксплуатации к ассортименту смазок, допущенных к применению на данном оборудовании. Возможность замены смазочных материалов должна быть согласована с предприятием-изготовителем оборудования.

В системах смазки вспомогательного оборудования с принудительной циркуляцией масло должно подвергаться визуальному контролю на содержание механических примесей, шлама и воды не реже 1 раза в месяц. При обнаружении загрязнения масло должно быть очищено или заменено.

На каждой электростанции и в каждой организации, эксплуатирующей электрические сети, должен храниться постоянный запас смазочных материалов для вспомогательного оборудования не менее 45-дневной потребности.

№222

Какое допустимое содержание воды может быть в сорбенте, загружаемом в фильтры трансформаторов?

1

А) Не более 0,5 % массы.

2

Б) 0,55 - 0,6 % массы.

3

В) 0,65 - 0,7 % массы.

4

Г) 0,75 -0,8 % массы.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.14.6. Сорбенты в термосифонных и адсорбционных фильтрах трансформаторов мощностью свыше 630 кВ.А должны заменяться при достижении значения кислотного числа масла 0,1 мг КОН на 1 г масла, а также в случае появления в масле растворенного шлама, водорастворимых кислот и (или) повышения значения тангенса угла диэлектрических потерь выше эксплуатационной нормы.

Замена сорбента в фильтрах трансформаторов до 630 кВ.А включительно должна производиться во время ремонта или при эксплуатации при ухудшении характеристик твердой изоляции.

Содержание воды в сорбенте, загружаемом в фильтры, должно быть не более 0,5% массы.

№223

С какой периодичностью должно подвергаться сокращенному анализу нефтяное турбинное масло, находящееся в резерве?

1

А) Не реже 1 раза в 3 года.

2

Б) Один раз в 4 года.

3

В) Один раз в 5 лет.

4

Г) Один раз в 6 лет.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.14.15. Периодичность проведения сокращенного анализа турбинного масла следующая:

масла Тп-22С или Тп-22Б - не позднее чем через 1 мес. после заливки в масляные системы и далее в процессе эксплуатации не реже 1 раза в 2 мес. при кислотном числе до 0,1 мг КОН на 1 г масла включительно и не реже 1 раза в 1 мес. при кислотном числе более 0, 1 мг КОН на 1 г масла;

огнестойкого масла - не позднее чем через 1 нед. после начала эксплуатации и далее не реже 1 раза в 2 мес. при кислотном числе не выше 0,5 мг КОН на 1 г масла и не реже 1 раза в 3 нед. при кислотном числе выше 0,5 мг КОН на 1 г масла;

турбинного масла, залитого в систему смазки синхронных компенсаторов,- не реже 1 раза в 6 мес.;

масла Тп-30, применяемого в гидротурбинах,- не позднее чем через 1 мес. после заливки в масляную систему и далее не реже 1 раза в год при полной прозрачности масла и массовой доле растворенного шлама не более 0,005%; при массовой доле растворенного шлама более 0,005% - не реже 1 раза в 6 мес.

При помутнении масла должен быть выполнен внеочередной сокращенный анализ.

При обнаружении в масле шлама или механических примесей во время визуального контроля должен быть проведен внеочередной сокращенный анализ.

Находящееся в резерве нефтяное турбинное масло должно подвергаться сокращенному анализу не реже 1 раза в 3 года и перед заливкой в оборудование, а огнестойкое масло - не реже 1 раза в год и перед заливкой в оборудование.

№224

С какой периодичностью должно подвергаться сокращенному анализу огнестойкое масло?

1

А) Не реже 1 раза в год.

2

Б) Один раз в 2 года.

3

В) Один раз в 3 года.

4

Г) Один раз в 6 лет.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.14.15. Периодичность проведения сокращенного анализа турбинного масла следующая:

масла Тп-22С или Тп-22Б - не позднее чем через 1 мес. после заливки в масляные системы и далее в процессе эксплуатации не реже 1 раза в 2 мес. при кислотном числе до 0,1 мг КОН на 1 г масла включительно и не реже 1 раза в 1 мес. при кислотном числе более 0, 1 мг КОН на 1 г масла;

огнестойкого масла - не позднее чем через 1 нед. после начала эксплуатации и далее не реже 1 раза в 2 мес. при кислотном числе не выше 0,5 мг КОН на 1 г масла и не реже 1 раза в 3 нед. при кислотном числе выше 0,5 мг КОН на 1 г масла;

турбинного масла, залитого в систему смазки синхронных компенсаторов,- не реже 1 раза в 6 мес.;

масла Тп-30, применяемого в гидротурбинах,- не позднее чем через 1 мес. после заливки в масляную систему и далее не реже 1 раза в год при полной прозрачности масла и массовой доле растворенного шлама не более 0,005%; при массовой доле растворенного шлама более 0,005% - не реже 1 раза в 6 мес.

При помутнении масла должен быть выполнен внеочередной сокращенный анализ.

При обнаружении в масле шлама или механических примесей во время визуального контроля должен быть проведен внеочередной сокращенный анализ.

Находящееся в резерве нефтяное турбинное масло должно подвергаться сокращенному анализу не реже 1 раза в 3 года и перед заливкой в оборудование, а огнестойкое масло - не реже 1 раза в год и перед заливкой в оборудование.

№225

Каким образом должно быть выполнено присоединение заземляющих проводников к корпусам аппаратов, машин и опорам воздушных линий электропередачи?

1

А) Только сваркой.

2

Б) Сваркой или болтовым соединением.

3

В) Только болтовым соединением.

Пояснение:

СО 153-34.20.501-2003 п.5.10.4. Присоединение заземляющих проводников к заземлителю и заземляемым конструкциям должно быть выполнено сваркой, а к корпусам аппаратов, машин и опорам воздушных линий электропередачи - сваркой или болтовым соединением.

№226

Кто осуществляет допуск к работам на КЛ расположенных в РУ, если РУ и КЛ принадлежат разным организациям?

1

А) Персонал, обслуживающий КЛ.

2

Б) Персонал, обслуживающий РУ.

3

В) Персонал, обслуживающий РУ или КЛ.

4

Г) Персонал, обслуживающий РУ и КЛ.

Пояснение:

ПОТ Р М-016-2001

2.2.16. Работы на концевых муфтах и заделках КЛ, расположенных в РУ, должны выполняться по нарядам, выдаваемым персоналом, обслуживающим РУ. Если РУ и КЛ принадлежат разным организациям, то эти работы проводятся в соответствии с требованиями, изложенными в разделе 12 настоящих Правил.

Допуск к работам на КЛ во всех случаях осуществляет персонал, обслуживающий РУ.

Работы на КЛ, проходящих по территории и в кабельных сооружениях РУ, должны выполняться по нарядам, выдаваемым персоналом, обслуживающим КЛ. Допуск осуществляет персонал, обслуживающий КЛ, после получения разрешения от оперативного персонала, обслуживающего РУ.

№227

Какое требование Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации к эксплуатации электродвигателей с короткозамкнутыми роторами указано неверно?

1

А) Электродвигатели с короткозамкнутыми роторами разрешается пускать из холодного состояния 2 раза подряд, если заводской инструкцией не допускается большего количества пусков. Последующие пуски разрешаются после охлаждения электродвигателя в течение времени, определяемого заводской инструкцией для данного типа двигателя.

2

Б) Электродвигатели с короткозамкнутыми роторами разрешается пускать из горячего состояния 1 раз. Последующие пуски разрешаются после охлаждения электродвигателя в течение времени, определяемого заводской инструкцией для данного типа электродвигателя.

3

В) Повторные включения электродвигателей в случае отключения их основными защитами разрешаются после обследования и проведения измерений сопротивления изоляции.

4

Г) Повторное включение двигателей в случае действия резервных защит до выяснения причины отключения не допускается.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.5.2.8. Электродвигатели с короткозамкнутыми роторами разрешается пускать из холодного состояния 2 раза подряд, из горячего - 1 раз, если заводской инструкцией не допускается большего количества пусков. Последующие пуски разрешаются после охлаждения электродвигателя в течение времени, определяемого заводской инструкцией для данного типа электродвигателя.

Повторные включения электродвигателей в случае отключения их основными защитами разрешаются после обследования и проведения контрольных измерений сопротивления изоляции.

Для двигателей ответственных механизмов, не имеющих резерва, повторное включение разрешается после внешнего осмотра двигателя.

Повторное включение двигателей в случаях действия резервных защит до выяснения причины отключения не допускается.

Особенности пуска и других режимов работы двухскоростных электродвигателей и двигателей с регулируемой частотой вращения должны указываться в местных инструкциях, составленных с учетом типовой и заводских инструкций по эксплуатации электродвигателей и регулируемых электроприводов.

№228

Какие задачи возлагаются на оперативно-диспетчерское управление энергосистемы?

1

А) Только планирование и ведение режимов работы электростанций, сетей и энергосистем, объединенных и единой энергосистем, обеспечивающих энергоснабжение потребителей.

2

Б) Только обеспечение надежности функционирования энергосистемы, объединенных и единой энергосистем.

3

В) Только предотвращение и ликвидация технологических нарушений при производстве, передаче и распределении электрической энергии и тепла.

4

Г) Все перечисленные задачи, включая планирование и подготовку ремонтных работ и выполнение требований к качеству электрической энергии и тепла.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.1.1. В каждой энергосистеме, объединенных и единой энергосистемах должно быть организовано круглосуточное оперативно-диспетчерское управление согласованной работой электростанций, электрических и тепловых сетей независимо от их форм собственности.

Задачами оперативно-диспетчерского управления являются:

планирование и ведение режимов работы электростанций, сетей и энергосистем, объединенных и единой энергосистем, обеспечивающих энергоснабжение потребителей;

планирование и подготовка ремонтных работ;

обеспечение надежности функционирования энергосистемы, объединенных и единой энергосистем;

выполнение требований к качеству электрической энергии и тепла;

предотвращение и ликвидация технологических нарушений при производстве, передаче и распределении электрической энергии и тепла.

№229

Какие задачи возлагаются на круглосуточное оперативно-диспетчерское управление энергообъектов?

1

А) Только ведение требуемого режима работы, подготовка к производству ремонтных работ и ликвидация аварий.

2

Б) Только производство переключений, пусков и остановов.

3

В) Только восстановление режима работы оборудования после инцидентов.

4

Г) Ведение требуемого режима работы; производство переключений, пусков и остановов; локализация аварий и восстановление режима работы; подготовка к производству ремонтных работ.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.1.2. На каждом энергообъекте (электростанции, электрической сети, тепловой сети и подстанциях с постоянным обслуживающим персоналом) должно быть организовано круглосуточное оперативно-диспетчерское управление, задачами которого являются:

ведение требуемого режима работы;

производство переключений, пусков и остановов;

локализация аварий и восстановление режима работы;

подготовка к производству ремонтных работ.

№230

С кем должны быть согласованы графики ремонта тепловых сетей, отключение которых приводит к ограничению горячего водоснабжения в межотопительный период?

1

А) С Ростехнадзором.

2

Б) С местными органами управления.

3

В) С техническим руководителем органа оперативно-диспетчерского управления объединенной энергосистемы.

4

Г) С Потребителем.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.2.7. Годовые графики ремонта линий электропередачи и оборудования подстанций, устройств релейной защиты и автоматики, средств связи и диспетчерского управления, оборудования тепловых сетей и теплоисточников должны быть утверждены главным диспетчером (техническим руководителем) органа оперативно-диспетчерского управления единой, объединенных энергосистем, энергосистемы или энергообъекта в зависимости от уровня оперативного подчинения.

Графики ремонта тепловых сетей, отключение которых приводит к ограничению горячего водоснабжения в межотопительный период, должны быть согласованы с местными органами управления.

№231

С какой периодичностью должны производиться контрольные измерения потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения в электрических сетях энергосистем, объединенных и единой энергосистем?

1

А) 2 раза в год - в третью среду июня и декабря.

2

Б) 2 раза в год - в первую среду июня и декабря.

3

В) 2 раза в год - во вторую среду июня и декабря.

4

Г) 2 раза в год - в четвертую среду июня и декабря.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.2.8. Контрольные измерения потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения в электрических сетях энергосистем, объединенных и единой энергосистем должны производиться 2 раза в год - в третью среду июня и декабря.

Эти данные должны использоваться для расчетов электрических режимов, при долгосрочном и краткосрочном планировании и при составлении перспективных, на несколько лет, планов и балансов.

№232

На какое время диспетчер энергосистемы имеет право изменить график тепловой сети?

1

А) Не более чем на 3 часа.

2

Б) На 2 часа, при этом понижение температуры сетевой воды допускается на 15 °С по сравнению с ее значением в утвержденном графике.

3

В) На 5 часов в теплое время года с разрешения технического руководителя энергосистемы, при этом понижение температуры сетевой воды допускается на 10 °С по сравнению с ее значением в утвержденном графике.

4

Г) На 6 часов в теплое время года с разрешения руководителя энергосистемы, при этом понижение температуры сетевой воды допускается на 10 °С по сравнению с ее значением в утвержденном графике.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.3.2. При изменении режимных условий (составляющих баланса мощности, схемы электрической сети и обеспеченности электростанций энергоресурсами) диспетчер должен скорректировать диспетчерский график нижестоящего уровня оперативно-диспетчерского управления.

Коррекция диспетчерского графика должна быть зафиксирована диспетчером в оперативно-диспетчерской документации с указанием причины коррекции.

О всех вынужденных (фактических и ожидаемых) отклонениях от заданного диспетчерского графика оперативно-диспетчерский персонал обязан немедленно доложить диспетчеру вышестоящего уровня диспетчерского управления для принятия решения о коррекции диспетчерского графика.

Электростанции обязаны по распоряжению диспетчера энергосистемы немедленно повышать нагрузку до полной рабочей мощности или снижать ее до технического минимума со скоростью, определяемой соответствующими инструкциями.

При необходимости диспетчер энергосистемы, объединенных и единой энергосистем должен дать распоряжение о включении агрегатов из резерва или выводе их в резерв.

Ограничение рабочей мощности электростанций или отклонение минимально допустимых нагрузок агрегатов от установленных норм должно быть оформлено оперативной заявкой.

Диспетчер энергосистемы имеет право изменить кратковременно (не более чем на 3 ч) график тепловой сети. Понижение температуры сетевой воды допускается не более чем на 10 град. С по сравнению с ее значением в утвержденном графике. При наличии среди потребителей промышленных предприятий с технологической нагрузкой или тепличных хозяйств значение понижения температуры должно быть согласовано с ними. Не допускается понижать температуру ниже минимальной, принятой для сетевой воды.

О вынужденных отклонениях от графика оперативно-диспетчерский персонал электростанции и теплоисточника должен немедленно сообщать дежурному диспетчеру энергосистемы и диспетчеру тепловой сети.

№233

На какую величину допускается понижение температуры сетевой воды по сравнению с ее значением в утвержденном графике?

1

А) Не более чем на 5 °С.

2

Б) Не более чем на 8 °С.

3

В) Не более чем на 10 °С.

4

Г) Не более чем на 12 °С.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.4.11.1. Режим работы теплофикационной установки электростанции и районной котельной (давление в подающих и обратных трубопроводах и температура в подающих трубопроводах) должен быть организован в соответствии с заданием диспетчера тепловой сети.

Температура сетевой воды в подающих трубопроводах в соответствии с утвержденным для системы теплоснабжения температурным графиком должна быть задана по усредненной температуре наружного воздуха за промежуток времени в пределах 12 - 24 ч, определяемый диспетчером тепловой сети в зависимости от длины сетей, климатических условий и других факторов.

Отклонения от заданного режима за головными задвижками электростанции (котельной) должны быть не более:

по температуре воды, поступающей в тепловую сеть, +/- 3%;

по давлению в подающих трубопроводах +/- 5%;

по давлению в обратных трубопроводах +/- 0,2 кгс/см2 (+/- 20 кПа).

Температура сетевой воды в обратных трубопроводах, расход сетевой воды в подающих трубопроводах, разность расходов в подающем и обратном трубопроводах обеспечиваются режимами работы тепловой сети и систем теплопотребления и контролируются диспетчером тепловой сети. Среднесуточная температура сетевой воды в обратных трубопроводах не может превышать заданную графиком более чем на 3%. Понижение температуры сетевой воды в обратных трубопроводах по сравнению с графиком не лимитируется.

Максимальные среднечасовые расходы сетевой воды в подающих трубопроводах и разность расходов сетевой воды в подающих и обратных трубопроводах не должны превышать установленных в договорах теплоснабжения значений. При превышении максимальных среднечасовых расходов сетевой воды в подающих трубопроводах, разности расходов в подающих и обратных трубопроводах, температуры сетевой воды в обратных трубопроводах диспетчер тепловой сети должен принять меры к восстановлению установленных значений.

№234

В какие сроки должна быть представлена на утверждение и согласование рабочая программа испытаний, в результате которых может существенно измениться режим отдельной, объединенных и единой энергосистем оборудования энергообъектов?

1

А) Не позднее чем за 7 дней до начала испытаний.

2

Б) За 6 дней до начала испытаний.

3

В) За 5 дней до начала испытаний.

4

Г) За 24 часа до начала испытаний, по согласованию руководителя энергообъекта с главным диспетчером энергосистемы.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.4.3. Испытания, в результате которых может существенно измениться режим отдельной, объединенных и единой энергосистем, должны быть проведены по рабочей программе, утвержденной главным диспетчером энергосистемы и согласованной с органом оперативно-диспетчерского управления объединенной и единой энергосистемами по оперативной подчиненности.

Рабочие программы других испытаний оборудования энергообъектов должны быть утверждены техническим руководителем энергообъекта.

Рабочая программа должна быть представлена на утверждение и согласование не позднее чем за 7 дней до начала испытаний.

№235

Должно ли быть включено в срок ремонта, разрешенного по заявке, время операций, связанных с выводом в ремонт и вводом в работу оборудования и линий электропередачи, а также растопкой котла, пуском турбины и набором на них требуемой нагрузки?

1

А) В срок ремонта включается только время на проведение операций, связанных с выводом в ремонт и вводом в работу оборудования и линий электропередачи.

2

Б) В срок ремонта включается только время на растопку котла, пуск турбины и набор на них требуемой нагрузки.

3

В) Время операций, связанных с выводом в ремонт и вводом в работу оборудования и линий электропередачи, растопкой котла, пуском турбины и набором на них требуемой нагрузки, должно быть включено в срок ремонта, разрешенного по заявке.

4

Г) Время на данные операции включается в срок ремонта по заявке по усмотрению начальника диспетчерской службы энергообъекта.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.4.7. Время операций, связанных с выводом в ремонт и вводом в работу оборудования и линий электропередачи, а также растопкой котла, пуском турбины и набором на них требуемой нагрузки, должно быть включено в срок ремонта, разрешенного по заявке.

Если по какой-либо причине оборудование не было отключено в намеченный срок, длительность ремонта должна быть сокращена, а дата включения оставаться прежней.

Продлить срок ремонта может только диспетчерская служба энергообъекта или соответствующий орган оперативно-диспетчерского управления энергосистемы, объединенных, единой энергосистем (по оперативной подчиненности).

№236

Какое оборудование считается введенным в работу из ремонта?

1

А) Если закрыты все наряды-допуски на проведение работ.

2

Б) Если получено уведомление эксплуатирующей организации о завершении ремонтных работ.

3

В) Если коммутационные аппараты в его цепи включены и образована или может быть автоматически образована замкнутая электрическая цепь.

4

Г) Если эксплуатирующая организация уведомила о завершении ремонтных работ, включении его в сеть и закрытии оперативной заявки.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.4.11. Оборудование считается введенным в работу из ремонта после уведомления эксплуатирующей организацией о завершении ремонтных работ, включения его в сеть и закрытия оперативной заявки.

№237

Какие задачи являются основными для оперативно-диспетчерского управления при ликвидации технологических нарушений?

1

А) Только предотвращение развития нарушений, исключение травмирования персонала и повреждения оборудования, не затронутого технологическим нарушением.

2

Б) Только быстрое восстановление энергоснабжения потребителей и нормальных параметров отпускаемой потребителям электроэнергии и создание наиболее надежной послеаварийной схемы.

3

В) Только быстрое восстановление режима работы субъектов рынка энергии и мощности.

4

Г) Все перечисленные задачи, включая выяснение состояния отключившегося и отключенного оборудования и при возможности - включение его в работу и восстановление схемы сети.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.5.1. Основными задачами оперативно-диспетчерского управления при ликвидации технологических нарушении являются:

предотвращение развития нарушений, исключение травмирования персонала и повреждения оборудования, не затронутого технологическим нарушением;

быстрое восстановление энергоснабжения потребителей и нормальных параметров отпускаемой потребителям электроэнергии;

создание наиболее надежной послеаварийной схемы;

быстрое восстановление режима работы субъектов рынка энергии и мощности;

выяснение состояния отключившегося и отключенного оборудования и при возможности включение его в работу и восстановление схемы сети.

№238

Каким оперативно-техническим документом должен руководствоваться персонал на каждом диспетчерском пункте органа оперативно-диспетчерского управления объединенных энергосистем, энергосистемы, щите управления энергообъекта при предотвращении чрезвычайных ситуаций в ходе дежурства?

1

А) Местной инструкцией по предотвращению и ликвидации технологических нарушений.

2

Б) Местной инструкцией по предотвращению и ликвидации чрезвычайных ситуаций в ходе дежурства.

3

В) Местной инструкцией по предотвращению и ликвидации техногенной аварии.

4

Г) Местной инструкцией по проведению противоаварийных и противопожарных тренировок.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.5.2. На каждом диспетчерском пункте органа оперативно-диспетчерского управления объединенных энергосистем, энергосистемы, щите управления энергообъекта должна быть местная инструкция по предотвращению и ликвидации технологических нарушений, которая составляется в соответствии с инструкцией вышестоящего органа оперативно-диспетчерского управления, и планы ликвидации технологических нарушений в тепловых сетях и газовом хозяйстве электростанций и котельных.

Планы ликвидации технологических нарушений в тепловых сетях городов и крупных населенных пунктов должны быть согласованы в установленном порядке.

Аварийно-диспетчерскими службами городов и энергообъектами должны быть согласованы документы, определяющие их взаимодействие при ликвидации технологических нарушений на энергообъектах.

№239

Какие документы должны быть согласованы между аварийно-диспетчерскими службами городов и энергообъектами?

1

А) Планы проведения противоаварийных и противопожарных тренировок.

2

Б) Определяющие их взаимодействие при ликвидации технологических нарушений на энергообъектах.

3

В) Нормы оснащения энергообъектов пожарной техникой и инвентарем.

4

Г) Программы обучения работников действиям в случае аварии или инцидента на опасном производственном объекте.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.5.2. На каждом диспетчерском пункте органа оперативно-диспетчерского управления объединенных энергосистем, энергосистемы, щите управления энергообъекта должна быть местная инструкция по предотвращению и ликвидации технологических нарушений, которая составляется в соответствии с инструкцией вышестоящего органа оперативно-диспетчерского управления, и планы ликвидации технологических нарушений в тепловых сетях и газовом хозяйстве электростанций и котельных.

Планы ликвидации технологических нарушений в тепловых сетях городов и крупных населенных пунктов должны быть согласованы в установленном порядке.

Аварийно-диспетчерскими службами городов и энергообъектами должны быть согласованы документы, определяющие их взаимодействие при ликвидации технологических нарушений на энергообъектах.

№240

На кого возлагается руководство ликвидацией технологических нарушений на электростанции?

1

А) На наиболее опытного работника оперативно-выездной бригады.

2

Б) На диспетчера энергосистемы.

3

В) На начальника смены станции.

4

Г) На лицо, назначенное диспетчером органа оперативно-диспетчерского управления объединенных (единой) энергосистем.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.5.4. Ликвидацией технологических нарушений на электростанции должен руководить начальник смены станции.

На подстанциях руководство ликвидацией технологических нарушений должно возлагаться на дежурного подстанции, оперативно-выездную бригаду, мастера или начальника группы подстанций в зависимости от типа обслуживания подстанции.

Руководство ликвидацией технологических нарушений в тепловых сетях должно осуществляться диспетчером тепловых сетей. Его указания являются также обязательными для оперативно-диспетчерского персонала ТЭЦ или других самостоятельно действующих теплоисточников.

№241

На кого возлагается руководство ликвидацией технологических нарушений в тепловых сетях?

1

А) На диспетчера тепловых сетей.

2

Б) На наиболее опытного работника оперативно-выездной бригады.

3

В) На лицо, назначенное диспетчером органа оперативно-диспетчерского управления объединенных (единой) энергосистем.

4

Г) На оперативно-диспетчерский персонал самостоятельно действующих теплоисточников.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.5.4. Ликвидацией технологических нарушений на электростанции должен руководить начальник смены станции.

На подстанциях руководство ликвидацией технологических нарушений должно возлагаться на дежурного подстанции, оперативно-выездную бригаду, мастера или начальника группы подстанций в зависимости от типа обслуживания подстанции.

Руководство ликвидацией технологических нарушений в тепловых сетях должно осуществляться диспетчером тепловых сетей. Его указания являются также обязательными для оперативно-диспетчерского персонала ТЭЦ или других самостоятельно действующих теплоисточников.

№242

На кого возлагается руководство ликвидацией технологических нарушений, затрагивающих режим работы одной энергосистемы?

1

А) На диспетчера энергосистемы.

2

Б) На диспетчера центрального управления ЕЭС.

3

В) На лицо, назначенное диспетчером органа оперативно-диспетчерского управления объединенных (единой) энергосистем.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.5.3. Распределение функций по ликвидации технологических нарушений между диспетчерами органов оперативно-диспетчерского управления единой, объединенных энергосистем, энергосистемы, электрических сетей, электростанций и подстанций должно быть регламентировано соответствующими инструкциями.

Распределение функций при ликвидации технологических нарушений на связях между единой энергосистемой России и энергосистемами соседних государств должно быть регламентировано взаимосогласованными инструкциями, соглашениями и другими документами.

№243

Кто из должностных лиц может дать разрешение на приемку и сдачу смены при затянувшейся ликвидации технологического нарушения на оборудовании, находящемся в оперативном управлении или ведении вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала?

1

А) Начальник смены вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала.

2

Б) Технический руководитель энергообъета на котором произошло технологическое нарушение, но не ранее 4 часов после начала его ликвидации.

3

В) Руководитель энергообъета на котором произошло технологическое нарушение, но не ранее 4 часов после начала его ликвидации.

4

Г) Начальник смены осуществляющий мероприятия по восстановлению нормального режима после доклада вышестоящему оперативно-диспетчерскому персоналу.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.5.5. Приемка и сдача смены во время ликвидации технологических нарушений допускается.

Пришедший на смену оперативный персонал используется по усмотрению лица, руководящего ликвидацией технологических нарушений. При затянувшейся ликвидации технологического нарушения в зависимости от его характера допускается сдача смены с разрешения вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала.

№244

Допускается ли приемка и сдача смены во время ликвидации технологических нарушений?

1

А) Допускается по указанию начальника смены при затянувшейся ликвидации технологического нарушения.

2

Б) Ни в коем случае не допускается до полного устранения технологического нарушения.

3

В) При затянувшейся ликвидации технологического нарушения в зависимости от его характера допускается сдача смены с разрешения вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.5.5. Приемка и сдача смены во время ликвидации технологических нарушений допускается.

Пришедший на смену оперативный персонал используется по усмотрению лица, руководящего ликвидацией технологических нарушений. При затянувшейся ликвидации технологического нарушения в зависимости от его характера допускается сдача смены с разрешения вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала.

№245

Как должны фиксироваться все оперативные переговоры и распоряжения диспетчеров всех уровней диспетчерского управления, а также начальников смен электростанций и дежурных крупных подстанций во время ликвидации технологического нарушения?

1

А) Дежурным персоналом, находящимся в смене, - в оперативном журнале.

2

Б) Должны записываться на магнитофон.

3

В) Должны записываться на видеоносители информации.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.5.7. Все оперативные переговоры и распоряжения диспетчеров всех уровней диспетчерского управления, а также начальников смен электростанций и дежурных крупных подстанций во время ликвидации технологического нарушения должны записываться на магнитофон.

№246

С какой периодичностью должны утверждаться нормальные и ремонтные схемы соединений электрической сети, подстанции и электростанции техническим руководителем энергообъекта?

1

А) Ежегодно.

2

Б) Один раз в 2 года.

3

В) Один раз в 3 года.

4

Г) Один раз в 5 лет.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.6.4. Нормальные и ремонтные схемы соединений электрической сети, подстанции и электростанции ежегодно должен утверждать технический руководитель энергообъекта, а схемы энергосистемы - главный диспетчер органа оперативно-диспетчерского управления энергосистемы.

Указанные схемы должны быть согласованы с органом диспетчерского управления, в оперативном ведении или оперативном управлении которого находится входящее в них оборудование.

№247

С какой периодичностью должны утверждаться схемы энергосистемы главным диспетчером органа оперативно-диспетчерского управления энергосистемы?

1

А) Ежегодно.

2

Б) Один раз в 2 года.

3

В) Один раз в 3 года.

4

Г) Один раз в 5 лет.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.6.4. Нормальные и ремонтные схемы соединений электрической сети, подстанции и электростанции ежегодно должен утверждать технический руководитель энергообъекта, а схемы энергосистемы - главный диспетчер органа оперативно-диспетчерского управления энергосистемы.

Указанные схемы должны быть согласованы с органом диспетчерского управления, в оперативном ведении или оперативном управлении которого находится входящее в них оборудование.

№248

Кто из должностных лиц может разрешить совмещение рабочих мест оперативно-диспетчерского персонала энергообъекта при его работе в смене неполным составом?

1

А) Технический руководитель энергообъекта, главный диспетчер соответствующего органа оперативно-диспетчерского управления только по письменному указанию.

2

Б) Начальник смены энергообъекта, с последующим докладом техническому руководителю энергообъекта.

3

В) Начальник подразделения (цеха, лаборатории), с последующим докладом начальнику смены энергообъекта.

4

Г) Начальник подразделения (цеха, лабоатории), с последующим докладом техническому руководителю энергообъекта.

Пояснение:

ПТЭЭСС п. 6.7.2.Совмещение рабочих мест оперативно-диспетчерского персонала при его работе в смене неполным составом может быть разрешено только по письменному указанию технического руководителя энергообъекта, главного диспетчера соответствующего органа оперативно-диспетчерского управления.

№249

Как должны фиксироваться оперативные переговоры на всех уровнях диспетчерского управления и оперативные переговоры начальников смен электростанций и крупных подстанций?

1

А) Должны автоматически фиксироваться на магнитной ленте.

2

Б) Должны автоматически передаваться системному оператору.

3

В) Должны автоматически передаваться в региональное диспетчерское управление.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.1.7.12. Оперативная документация, диаграммы регистрирующих КИП, магнитные записи оперативно-диспетчерских переговоров и выходные документы, формируемые оперативно-информационным комплексом АСУ, относятся к документам строгого учета и подлежат хранению в установленном порядке:

ленты с записями показаний регистрирующих приборов - 3 года;

магнитофонные записи оперативных переговоров в нормальных условиях - 10 сут., если не поступит указание о продлении срока;

магнитофонные записи оперативных переговоров при авариях и других нарушениях в работе - 3 мес., если не поступит указание о продлении срока.

№250

Что должно быть указано в распоряжениях по изменению режима работы оборудования электростанции, энергосистемы, объединенных, единой энергосистем?

1

А) Изменяемый режимный параметр, время отдачи распоряжения и время, к которому должно быть достигнуто указанное значение параметра.

2

Б) Необходимое значение изменяемого режимного параметра и время, к которому должно быть достигнуто указанное значение параметра.

3

В) Технологическая броня и время отдачи распоряжения.

4

Г) Минимально допустимый состав работающего оборудования и необходимое значение изменяемого режимного параметра.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.7.9. В распоряжениях по изменению режима работы оборудования электростанции, энергосистемы, объединенных, единой энергосистем должны быть указаны необходимое значение изменяемого режимного параметра и время, к которому должно быть достигнуто указанное значение параметра, а также время отдачи распоряжения.

№251

Допускается ли выполнять распоряжения вышестоящего персонала, содержащие нарушения правила электробезопасности, а также распоряжения, которые могут привести к повреждению оборудования, потере питания собственных нужд электростанции, подстанции?

1

А) Допускается, с оповещением вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала и непосредственного руководителя, с записью о нарушении в оперативном журнале.

2

Б) Распоряжения вышестоящего персонала должны выполняться беспрекословно.

3

В) Не допускается выполнять такие распоряжения.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.7.12. В случае, если распоряжение вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала представляется подчиненному оперативно-диспетчерскому персоналу ошибочным, он должен немедленно доложить об этом лицу, давшему распоряжение. При подтверждении распоряжения оперативно-диспетчерский персонал обязан выполнить его.

Не допускается выполнять распоряжения вышестоящего персонала, содержащие нарушения правила электробезопасности, а также распоряжения, которые могут привести к повреждению оборудования, потере питания СН электростанции, подстанции.

№252

Как должна быть организована замена одного лица из числа оперативно-диспетчерского персонала другим до начала смены в случае необходимости?

1

А) Допускается с разрешения соответствующего административно-технического руководителя и с уведомлением вышестоящего оперативно-диспетчерского персонал.

2

Б) Допускается с разрешения начальника смены энергообъекта, с последующим докладом техническому руководителю энергообъекта.

3

В) Допускается с разрешения начальника подразделения (цеха, лаборатории и т.д.), с последующим докладом начальнику смены энергообъекта.

4

Г) Допускается с разрешения начальника подразделения (цеха, лаборатории и т.д.), с последующим докладом техническому руководителю энергообъекта.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.7.14. Замена одного лица из числа оперативно-диспетчерского персонала другим до начала смены в случае необходимости допускается с разрешения соответствующего административно-технического руководителя и с уведомлением вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала.

Работа в течение двух смен подряд не допускается.

№253

В каких случаях допускается работа лиц из числа оперативно-диспетчерского персонала в течение двух смен подряд?

1

А) Работа в течение двух смен подряд не допускается.

2

Б) При укомплектованности персоналом подразделения оперативно-диспетчерской службы менее чем на 75 %.

3

В) При обустройстве рабочих мест, местами для отдыха (сна).

4

Г) При обеспечении выполнения графика отпусков.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.7.14. Замена одного лица из числа оперативно-диспетчерского персонала другим до начала смены в случае необходимости допускается с разрешения соответствующего административно-технического руководителя и с уведомлением вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала.

Работа в течение двух смен подряд не допускается.

№254

Допускается работнику из числа оперативно-диспетчерского персонала уход с дежурства без сдачи смены?

1

А) Допускается с уведомлением вышестоящего диспетчерского персонала, если за смену не было инцидентов.

2

Б) Допускается, если следующий по графику работник задерживается более тридцати минут.

3

В) Допускается с уведомлением вышестоящего диспетчерского персонала, если работник почувствовал резкое недомогание.

4

Г) Уход с дежурства без сдачи смены не допускается.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.7.15. Каждый работник из числа оперативно-диспетчерского персонала, заступая на рабочее место, должен принять смену от предыдущего работника, а после окончания работы - сдать смену следующему по графику работнику.

Уход с дежурства без сдачи смены не допускается.

№255

Разрешается ли производить переключения при ликвидации технологических нарушений или для их предотвращения без бланков переключений?

1

А) Разрешается, по распоряжению уполномоченного административно-технического персонала.

2

Б) Разрешается, если переключения будут проводить не менее трех работников с последующим уведомление диспетчера.

3

В) Разрешается производить переключения без бланков переключений с последующей записью в оперативном журнале.

4

Г) Разрешается, если оперативный персонал знает оперативную схему, расположение оборудования и устройств РЗА.

Пояснение:

ППЭ п.119. При переключениях в электроустановках для предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима допускается выполнение переключений без использования программ (типовых программ) и бланков (типовых бланков) переключений с последующей фиксацией выполненных операций в оперативном журнале.

№256

В каком из перечисленных случаев должны корректироваться типовые программы и бланки переключений?

1

А) Только при изменениях в главной схеме электрических соединений электроустановок, связанных с вводом нового оборудования.

2

Б) Только при изменениях в главной схеме электрических соединений электроустановок, связанных с заменой или частичным демонтажем устаревшего оборудования.

3

В) Только при изменениях в главной схеме электрических соединений электроустановок, связанных с реконструкцией распределительных устройств.

4

Г) В любом из перечисленных случаев, а также при включении новых или изменениях в установленных устройствах РЗА.

Пояснение:

ППЭ п.70. Типовые программы и типовые бланки переключений должны своевременно корректироваться при изменениях в нормальных схемах электрических соединений объектов электроэнергетики, а также при изменениях, связанных с вводом нового оборудования, заменой или демонтажем оборудования, реконструкцией распределительных устройств, при модернизации действующих и вводе в работу новых устройств РЗА.

№257

С какой периодичностью должен пересматриваться перечень сложных переключений на энергообъекте?

1

А) Один раз в 3 года.

2

Б) Один раз в 4 года.

3

В) Один раз в 5 лет.

4

Г) Один раз в 7 лет.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.9.4. На каждом энергообъекте должен быть разработан перечень сложных переключений, утвержденный техническим руководителем. Перечень должен корректироваться с учетом ввода, реконструкции или демонтажа оборудования, изменения технологических схем и схем технологических защит и автоматики и т.п. Перечень должен пересматриваться 1 раз в 3 года. Копии перечня должны находиться на рабочем месте оперативно-диспетчерского персонала цеха и энергообъекта.

№258

С какой периодичностью должны пересматриваться типовые программы для повторяющихся сложных переключений?

1

А) Один раз в 3 года.

2

Б) Один раз в 4 года.

3

В) Один раз в 5 лет.

4

Г) Один раз в 7 лет.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.9.8. Для повторяющихся переключений, указанных в п. 6.9.3 настоящих Правил, на энергообъектах должны применяться заранее составленные типовые программы.

Типовые программы должны пересматриваться 1 раз в 3 года и корректироваться с вводом, реконструкцией или демонтажем оборудования, изменением технологических схем и схем технологических защит и автоматики.

№259

Какое должно быть среднее время восстановления полной работоспособности оперативно-информационного комплекса ?

1

А) Не должно составлять более 4 часов.

2

Б) По решению технического руководителя энергосистемы разрешается превышать среднее время восстановления полной работоспособности оперативно-информационного комплекса (ОИК), но не более чем на 2 часа.

3

В) Может составлять 8 часов и более (но не более 24 часов) при возникновении сбоев в работе прикладного программного обеспечения.

4

Г) Может составлять более 24 часов, но не более 3 суток, в случае необходимости вызова представителей завода - изготовителя.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.10.4.среднее время восстановления полной работоспособности ОИК не должно составлять более 4 часов;

№260

Какое должно быть время полного цикла обработки информации от поступления параметра в ОИК до архивирования и предоставления информации локальным пользователям?

1

А) Не более 5 секунд.

2

Б) В пределах 6 - 7 секунд.

3

В) В пределах 7 - 8 секунд.

4

Г) В пределах 8 - 9 секунд.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6,10,4.полный цикл обработки информации от поступления параметра в ОИК до архивирования и предоставления информации локальным пользователям - не более 5 секунд.

№261

Какое должно быть сопротивление изоляции у выходных цепей телеуправления и цепей питания устройств телемеханики напряжением 220 В?

1

А) Не ниже 10 МОм, при измерении мегомметром 1000 - 2500 В.

2

Б) Должно быть в пределах 5 - 7 МОм, при измерении мегомметром 1000 - 2500 В.

3

В) Не ниже 10 МОм, при измерении мегомметром 500 В.

4

Г) Должно быть в пределах 5 - 7 МОм, при измерении мегомметром 500 В.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.11.21. Сопротивление изоляции выходных цепей телеуправления и цепей питания устройств телемеханики напряжением 220 В должно измеряться мегомметром 1000 - 2500 В и быть не ниже 10 МОм.

№262

Какие категории управления оборудованием и сооружениями должны быть установлены для каждого уровня оперативно-диспетчерского управления?

1

А) Только оперативное управление.

2

Б) Оперативное управление и оперативное ведение.

3

В) Только оперативное ведение.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.1.3. Для каждого уровня оперативно-диспетчерского управления должны быть установлены две категории управления оборудованием и сооружениями - оперативное управление и оперативное ведение.

№263

Что из нижеперечисленного должно находится в оперативном управлении диспетчера?

1

А) Теплопроводы, линии электропередачи, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, оперативно-информационные комплексы.

2

Б) Теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления.

3

В) Теплопроводы, устройства релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, оперативно-информационные комплексы.

Пояснение:

6.1.4. В оперативном управлении диспетчера должны находиться оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, операции с которыми оперативно-диспетчерский персонал данного уровня выполняет непосредственно или если эти операции требуют координации действий подчиненного оперативно-диспетчерского персонала и согласованных изменений на нескольких объектах.

Операции с указанным оборудованием и устройствами должны производиться оперативно-диспетчерским персоналом непосредственно или под руководством диспетчера, в оперативном управлении которого находятся данное оборудование и устройства.

№264

Что из нижеперечисленного должно находится в оперативном ведении диспетчера?

1

А) Теплопроводы, линии электропередачи, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления.

2

Б) Теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления.

3

В) Теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, оперативно-информационные комплексы.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.1.5. В оперативном ведении диспетчера должны находиться оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, оперативно-информационные комплексы, состояние и режим которых влияют на располагаемую мощность и резерв электростанций и энергосистемы в целом, режим и надежность сетей, а также настройку противоаварийной автоматики.

Операции с указанным оборудованием и устройствами должны производиться с разрешения диспетчера.

№265

Где должны располагаться разработанные инструкции по оперативно-диспетчерскому управлению, производству переключений и ликвидации аварийных режимов?

1

А) На каждом объекте, на каждом предприятии электрических и тепловых сетей, в органах оперативно-диспетчерского управления энергосистем, объединенных единой энергосистем с учетом их специфики и структурных особенностей.

2

Б) Только на режимных объектах электрических и тепловых сетей, в органах оперативно-диспетчерского управления энергосистем.

3

В) На каждом объекте электросетевого хозяйства.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.5.2. На каждом диспетчерском пункте органа оперативно-диспетчерского управления объединенных энергосистем, энергосистемы, щите управления энергообъекта должна быть местная инструкция по предотвращению и ликвидации технологических нарушений, которая составляется в соответствии с инструкцией вышестоящего органа оперативно-диспетчерского управления, и планы ликвидации технологических нарушений в тепловых сетях и газовом хозяйстве электростанций и котельных.

№266

Что должно быть обеспечено при планировании режимов работы?

1

А) Сбалансированность потребления и нагрузки электростанций с учетом внешних перетоков энергосистем, объединенных и единой энергосистем.

2

Б) Минимизация суммарных затрат покупателей электроэнергии при обеспечении требуемой надежности с учетом режимных условий, условий заключенных договоров на поставки электрической энергии и мощности и действующих правил купли-продажи электрической энергии и мощности.

3

В) Поддержание требуемых резервов активной и реактивной мощности.

4

Г) Все вышеперечисленное.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.2.2. При планировании режимов работы должны быть обеспечены:

сбалансированность потребления и нагрузки электростанций с учетом внешних перетоков энергосистем, объединенных и единой энергосистем;

минимизация суммарных затрат покупателей электроэнергии при обеспечении требуемой надежности с учетом режимных условий (составляющих баланса мощности, схемы электрической сети и обеспеченности электрических станций энергоресурсами), условий заключенных договоров на поставки электрической энергии и мощности и действующих правил купли-продажи электрической энергии и мощности;

поддержание требуемых резервов активной и реактивной мощности.

№267

Какие данные не должны учитываться и использоваться при планировании режимов работы?

1

А) Прогноз потребления энергосистем, объединенных и единой энергосистем России электрической энергии и мощности на год, квартал, месяц, неделю, сутки и каждые полчаса (час).

2

Б) Характеристики электрических станций с точки зрения готовности их оборудования к несению нагрузки и обеспеченности энергоресурсами, а также технико-экономические характеристики оборудования.

3

В) Нормы расхода гидроэнергоресурсов, устанавливаемые для ГЭС действующими межведомственными документами и заданиями государственных органов с учетом интересов других водопользователей.

4

Г) Внешние климатические условия эксплуатации электрических станций и сетей.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.2.3. При планировании режимов должны учитываться и использоваться следующие данные:

прогноз потребления энергосистем, объединенных и единой энергосистем России электрической энергии и мощности на год, квартал, месяц, неделю, сутки и каждые полчаса (час);

характеристики электрических станций с точки зрения готовности их оборудования к несению нагрузки и обеспеченности энергоресурсами, а также технико-экономические характеристики оборудования;

характеристики электрических сетей, используемых для передачи и распределения электроэнергии, с точки зрения пропускной способности, потерь и других характеристик;

нормы расхода гидроэнергоресурсов, устанавливаемые для ГЭС действующими межведомственными документами и заданиями государственных органов с учетом интересов других водопользователей (судоходства, орошения, рыбного хозяйства, водоснабжения и др.).

№268

Расчет чего должен осуществляться при долгосрочном планировании режимов работ?

1

А) Расчет балансов электрической энергии и мощности на периоды: год, квартал, месяц.

2

Б) Расчет характеристик электрических станций с точки зрения готовности их оборудования к несению нагрузки и обеспеченности энергоресурсами.

3

В) Расчет балансов электрической энергии и мощности на каждый день недели, а также расчет диспетчерского графика.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.2.4. При долгосрочном планировании должен осуществляться расчет балансов электрической энергии и мощности на периоды: год, квартал, месяц:

годовой баланс электрической энергии и мощности должен включать в себя годовой баланс электрической энергии с разбивкой по каждому кварталу года и баланс электрической мощности на час максимума нагрузки характерного рабочего дня каждого месяца года;

квартальный баланс электрической энергии и мощности должен включать в себя квартальный баланс электрической энергии с разбивкой по каждому месяцу квартала и баланс электрической мощности на час максимума нагрузки характерного рабочего дня каждого месяца квартала;

месячный баланс электрической энергии и мощности должен включать в себя месячный баланс электрической энергии с разбивкой по неделям месяца и баланс электрической мощности на час максимума нагрузки характерного рабочего дня каждой недели месяца

№269

Расчет чего должен осуществляться при краткосрочном планировании режимов работ?

1

А) Расчет балансов электрической энергии и мощности на периоды: год, квартал, месяц.

2

Б) Расчет характеристик электрических станций с точки зрения готовности их оборудования к несению нагрузки и обеспеченности энергоресурсами.

3

В) Расчет балансов электрической энергии и мощности на каждый день недели, а также расчет диспетчерского графика.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.2.5. При краткосрочном планировании должен осуществляться расчет балансов электрической энергии и мощности на каждый день недели, а также расчет диспетчерского графика.

Диспетчерский график должен включать в себя заданные объектам оперативно-диспетчерского управления получасовые (часовые) значения мощности генерации, потребления, перетоков мощности, а также значения заданных резервов мощности и уровней напряжения.

Диспетчерский график должен быть выдан соответствующему диспетчеру на каждом уровне оперативно-диспетчерского управления после утверждения соответственно главным диспетчером (техническим руководителем) органа оперативно-диспетчерского управления энергосистемы или энергообъекта, объединенных и единой энергосистем.

График тепловой нагрузки для каждой ТЭЦ и других теплоисточников должен быть составлен диспетчерской службой тепловой сети и утвержден главным диспетчером (начальником диспетчерской службы) тепловой сети.

№270

На основании чего производится планирование капитальных, средних и текущих ремонтов основного оборудования и сооружений электростанций на предстоящий год?

1

А) На основании нормативов и заданных значений электрической энергии и мощности на каждый день недели.

2

Б) На основании нормативов и заданных значений ремонтной мощности по месяцам года.

3

В) На основании нормативов и заданных значений электрической энергии и ремонтной мощности по кварталам года.

Пояснение:

ПТЭЭСС п.6.2.6. Планирование капитальных, средних и текущих ремонтов основного оборудования и сооружений (дымовых труб, градирен и др.) электростанций на предстоящий год должно производиться на основании нормативов и заданных значений ремонтной мощности по месяцам года.

Графики ремонтов должны быть согласованы с органами оперативно-диспетчерского управления объединенных или единой энергосистем и утверждены в установленном порядке.

Изменение годовых графиков капитальных и средних ремонтов допускается в исключительных случаях по согласованию с органами оперативно-диспетчерского управления объединенных, единой энергосистем с утверждением изменений в установленном порядке.

№271

Какие периодические расчеты, а также расчеты при вводе новых генерирующих мощностей и сетевых объектов не нужно производить органам оперативно-диспетчерского управления единой и объединенных энергосистем?

1

А) Расчеты электрических режимов для определения значений допустимых перетоков активной мощности и уровней напряжения.

2

Б) Расчеты токов короткого замыкания, проверку соответствия схем и режимов электродинамической и термической устойчивости оборудования и отключающей способности выключателей, а также выбор параметров противоаварийной и режимной автоматики.

3

В) Проверку соответствия настройки устройств противоаварийной автоматики складывающимся электрическим режимам.

4