соответствии с требованиями "Правил маркировки и светоограждения
высотных препятствий";
постоянные знаки, установленные на опорах в соответствии с
проектом ВЛ и требованиями нормативно - технических документов.
5.7.14. Организация, эксплуатирующая электрические сети, должна
следить за исправностью дорожных знаков ограничения габаритов,
устанавливаемых на пересечениях ВЛ с автомобильными дорогами; дорожных
знаков, устанавливаемых на пересечениях ВЛ 330 кВ и выше с
автомобильными дорогами и запрещающих остановку транспорта в охранных
зонах этих ВЛ. По представлению организаций, эксплуатирующих
электрические сети, в ведении которых находятся ВЛ, установка и
обслуживание указанных знаков производятся организациями, в ведении
которых, находятся автомобильные дороги.
5.7.15. 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 настоящей главы 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.
5.7.16. 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.
5.7.17. На ВЛ должны выполняться следующие проверки и измерения:
проверка состояния трассы ВЛ - при проведении осмотров и
измерения габаритов от проводов до поросли - при необходимости;
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-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;
проверка состояния опор, проводов, тросов при проведении
осмотров;
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.
5.7.18. Неисправности, обнаруженные при осмотре ВЛ и производстве
проверок и измерений, должны быть отмечены в эксплуатационной
документации и в зависимости от их характера устранены в кратчайший
срок или при проведении технического обслуживания, или капитального
ремонта ВЛ.
5.7.19. 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.
5.7.20. 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.
5.7.21. Плановый ремонт, техническое перевооружение,
реконструкция и модернизация ВЛ, проходящих по сельскохозяйственным
угодьям, 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.
5.7.22. Организации, эксплуатирующие ВЛ с совместной подвеской
проводов, должны производить плановый ремонт в согласованные сроки. В
аварийных случаях ремонтные работы должны производиться с
предварительным уведомлением другой стороны (владельца линии или
проводов).
5.7.23. На ВЛ напряжением выше 1000 В, подверженных интенсивному
гололедообразованию, должна осуществляться плавка гололеда
электрическим током.
Организация, эксплуатирующая электрические сети, должна
контролировать процесс гололедообразования на ВЛ и обеспечивать
своевременное включение схем плавки гололеда; ВЛ, на которых
производится плавка гололеда, должны быть, как правило, оснащены
устройствами автоматического контроля и сигнализации
гололедообразования и процесса плавки, а также закорачивающими
коммутационными аппаратами.
5.7.24. Для дистанционного определения мест повреждения ВЛ
напряжением 110 кВ и выше, а также мест междуфазовых замыканий на ВЛ 6
- 35 кВ должны быть установлены специальные приборы. На ВЛ напряжением
6 - 35 кВ с отпайками должны быть установлены указатели поврежденного
участка.
Организации, эксплуатирующие электрические сети, должны быть
оснащены переносными приборами для определения мест замыкания на землю
ВЛ 6 - 35 кВ.
5.7.25. В целях своевременной ликвидации аварийных повреждений на
ВЛ в организациях, эксплуатирующих электрические сети (в АО-энерго),
должен храниться аварийный запас материалов и деталей согласно
установленным нормам.
5.8. Силовые кабельные линии
5.8.1. При эксплуатации силовых кабельных линий должны
производиться техническое обслуживание и ремонт, направленные на
обеспечение их надежной работы.
5.8.2. Для каждой кабельной линии при вводе в эксплуатацию должны
быть установлены наибольшие допустимые токовые нагрузки. Нагрузки
должны быть определены по участку трассы с наихудшими тепловыми
условиями, если длина участка не менее 10 м. Повышение этих нагрузок
допускается на основе тепловых испытаний при условии, что нагрев жил
не будет превышать допустимый государственными стандартами и
техническими условиями. При этом нагрев кабелей должен проверяться на
участках трасс с наихудшими условиями охлаждения.
5.8.3. В кабельных сооружениях должен быть организован
систематический контроль за тепловым режимом работы кабелей,
температурой воздуха и работой вентиляционных устройств.
Температура воздуха внутри кабельных туннелей, каналов и шахт в
летнее время должна быть выше температуры наружного воздуха не более
чем на 10 град. C.
5.8.4. На период послеаварийного режима допускается перегрузка по
току для кабелей с пропитанной бумажной изоляцией на напряжение до 10
кВ включительно - на 30%, для кабелей с изоляцией из полиэтилена и
поливинилхлоридного пластиката - на 15%, для кабелей из резины и
вулканизированного полиэтилена - на 18% длительно допустимой нагрузки
продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение 5 сут., но не более
100 ч в год, если нагрузка в остальные периоды не превышает длительно
допустимой.
Для кабелей, находящихся в эксплуатации более 15 лет, перегрузка
по току не должна превышать 10%.
Перегрузка кабелей с пропитанной бумажной изоляцией на напряжение
20 и 35 кВ не допускается.
Перегрузка кабельных линий на напряжение 110 кВ и выше должна
регламентироваться нормативно - техническими документами.
5.8.5. Для каждой маслонаполненной линии или ее секции
напряжением 110 кВ и выше в зависимости от профиля линии должны быть
установлены пределы допустимых изменений давления масла. При
отклонениях от них кабельная линия должна быть отключена, и ее
включение разрешается только после выявления и устранения причин
нарушений.
5.8.6. Пробы масла из маслонаполненных кабельных линий и пробы
жидкости из муфт кабелей с пластмассовой изоляцией на напряжение 110
кВ и выше должны отбираться перед включением новой линии в работу,
через 1 год после включения, затем через 3 года и в последующем 1 раз
в 6 лет.
5.8.7. При сдаче в эксплуатацию кабельных линий на напряжение
свыше 1000 В кроме документации, предусмотренной СНиП и отраслевыми
правилами приемки, должны быть оформлены и переданы энергопредприятию:
исполнительный чертеж трассы с указанием мест установки
соединительных муфт, выполненный в масштабах 1:200 и 1:500 в
зависимости от развития коммуникаций в данном районе трассы;
скорректированный проект кабельной линии, который для кабельных
линий на напряжение 110 кВ и выше перед прокладкой линии должен быть
согласован с эксплуатирующей организацией и в случае изменения марки
кабеля с заводом - изготовителем и эксплуатирующей организацией;
чертеж профиля кабельной линии в местах пересечения с дорогами и
другими коммуникациями для кабельных линий на напряжение 35 кВ и для
особо сложных трасс кабельных линий на напряжение 6 - 10 кВ;
акты состояния кабелей на барабанах и в случае необходимости
протоколы разборки и осмотра образцов (для импортных кабелей разборка
обязательна);
кабельный журнал;
инвентарная опись всех элементов кабельной линии;
акты строительных и скрытых работ с указанием пересечений и
сближений кабелей со всеми подземными коммуникациями;
акты на монтаж кабельных муфт;
акты приемки траншей, блоков, труб, каналов под монтаж;
акты на монтаж устройств по защите кабельных линий от
электрохимической коррозии, а также результаты коррозионных испытаний
в соответствии с проектом;
протокол испытания изоляции кабельной линии повышенным
напряжением после прокладки;
результаты измерения сопротивления изоляции;
акты осмотра кабелей, проложенных в траншеях и каналах перед
закрытием;
протокол прогрева кабелей на барабанах перед прокладкой при
низких температурах;
акт проверки и испытания автоматических стационарных установок
систем пожаротушения и пожарной сигнализации.
Кроме перечисленной документации при приемке в эксплуатацию
кабельной линии напряжением 110 кВ и выше монтажной организацией
должны быть дополнительно переданы энергообъекту:
исполнительные высотные отметки кабеля и подпитывающей аппаратуры
(для линий 110 - 220 кВ низкого давления);
результаты испытаний масла во всех элементах линий;
результаты пропиточных испытаний;
результаты опробования и испытаний подпитывающих агрегатов на
линиях высокого давления;
результаты проверки систем сигнализации давления;
акты об усилиях тяжения при прокладке;
акты об испытаниях защитных покровов повышенным напряжением после
прокладки;
протоколы заводских испытаний кабелей, муфт и подпитывающей
аппаратуры;
результаты испытаний устройств автоматического подогрева муфт;
результаты измерения тока по токопроводящим жилам и оболочкам
(экранам) каждой фазы;
результаты измерения рабочей емкости жил кабелей;
результаты измерения активного сопротивления изоляции;
результаты измерения сопротивления заземления колодцев и концевых
муфт.
При сдаче в эксплуатацию кабельных линий на напряжение до 1000 В
должны быть оформлены и переданы заказчику: кабельный журнал,
скорректированный проект линий, акты, протоколы испытаний и измерений.
5.8.8. Прокладка и монтаж кабельных линий всех напряжений,
сооружаемых организациями других ведомств и передаваемых в
эксплуатацию, должны быть выполнены под техническим надзором
эксплуатирующей организации.
5.8.9. Каждая кабельная линия должна иметь паспорт с указанием
основных данных по линии, а также архивную папку с документацией по п.
5.8.7 настоящих Правил.
Для предприятий, имеющих автоматизированную систему учета,
паспортные данные могут быть введены в память ЭВМ.
Открыто проложенные кабели, а также все кабельные муфты должны
быть снабжены бирками с обозначениями; на бирках кабелей в конце и
начале линии должны быть указаны марки, напряжения, сечения, номера
или наименования линии; на бирках соединительных муфт - номер муфты,
дата монтажа.
Бирки должны быть стойкими к воздействию окружающей среды. Бирки
должны быть расположены по длине линии через 50 м на открыто
проложенных кабелях, а также на поворотах трассы и в местах прохода
кабелей через огнестойкие перегородки и перекрытия (с обеих сторон).
5.8.10. Металлическая неоцинкованная броня кабелей, проложенных в
кабельных сооружениях, и металлические конструкции с
неметаллизированным покрытием, по которым проложены кабели, а также
кабельные короба из обычной стали должны периодически покрываться
негорючими антикоррозионными лаками и красками.
5.8.11. Нагрузки кабельных линий должны измеряться периодически в
сроки, установленные техническим руководителем энергообъекта.
На основании данных этих измерений при необходимости должны
уточняться режим работы и схема кабельной сети.
Требования этого пункта распространяются и на кабельные линии
потребителей, отходящие от шин распределительных устройств
электростанций и подстанций.
5.8.12. Осмотры кабельных линий должны производиться 1 раз в
следующие сроки, мес.:
-------------------------------------------------------------------------
| | Напряжение кабеля, кВ |
|-----------------------------------------------|-----------------------|
| | до 35 | 110 - 500 |
|-----------------------------------------------|---------|-------------|
| Трассы кабелей, проложенных в земле | 3 | 1 |
|-----------------------------------------------|---------|-------------|
| Трассы кабелей, проложенных под | | |
| усовершенствованным покрытием на территории | | |
| городов | 12 | - |
|-----------------------------------------------|---------|-------------|
| Трассы кабелей, проложенных в коллекторах, | | |
| туннелях, шахтах и по железнодорожным мостам | 6 | 3 |
|-----------------------------------------------|---------|-------------|
| Подпитывающие пункты при наличии сигнализации | | |
| давления масла (при отсутствии сигнализации - | | |
| по местным инструкциям) | - | 1 |
|-----------------------------------------------|---------|-------------|
| Кабельные колодцы | 24 | 3. |
-------------------------------------------------------------------------
Осмотр кабельных муфт напряжением ниже 1000 В должен также
производиться при осмотре электрооборудования.
Осмотр подводных кабелей должен производиться в сроки,
установленные техническим руководителем энергообъекта.
Периодически должны производиться выборочные контрольные осмотры
кабельных линий инженерно - техническим персоналом.
В период паводков и после ливней, а также при отключении
кабельной линии релейной защитой производятся внеочередные осмотры.
О выявленных при осмотрах нарушениях на кабельных линиях должны
быть сделаны записи в журнале дефектов и неполадок. Нарушения должны
устраняться в кратчайший срок.
5.8.13. Туннели, шахты, кабельные этажи и каналы на
электростанциях и подстанциях с постоянным оперативным обслуживанием
должны осматриваться не реже 1 раза в месяц, а на электростанциях и
подстанциях без постоянного оперативного обслуживания - в сроки,
установленные техническим руководителем энергообъекта.
5.8.14. Технический надзор и эксплуатация устройств пожарной
сигнализации и автоматического пожаротушения, установленных в
кабельных сооружениях, должны производиться в соответствии с "Типовой
инструкцией по эксплуатации автоматических установок водяного
пожаротушения", "Типовой инструкцией по эксплуатации автоматических
установок пожарной сигнализации на энергетических предприятиях" и
"Инструкцией по эксплуатации установок пожаротушения с применением
воздушно - механической пены".
5.8.15. Устройство в кабельных помещениях каких-либо временных и
вспомогательных сооружений (мастерских, инструментальных, кладовых и
т.д.), а также хранение в них каких-либо материалов и оборудования
запрещается.
5.8.16. В районах с электрифицированным рельсовым транспортом или
с агрессивными грунтами кабельная линия может быть принята в
эксплуатацию только после осуществления ее антикоррозионной защиты.
В этих районах на кабельных линиях должны проводиться измерения
блуждающих токов, составляться и систематически корректироваться
потенциальные диаграммы кабельной сети (или ее отдельных участков) и
карты почвенных коррозионных зон. В городах, где организована
совместная антикоррозионная защита для всех подземных коммуникаций,
снятие потенциальных диаграмм не требуется.
Потенциалы кабелей должны измеряться в зонах блуждающих токов,
местах сближения силовых кабелей с трубопроводами и кабелями связи,
имеющими катодную защиту, и на участках кабелей, оборудованных
установками по защите от коррозии. На кабелях с шланговыми защитными
покровами должно контролироваться состояние антикоррозионного покрытия
в соответствии с "Инструкцией по эксплуатации силовых кабельных линий"
и "Нормами испытания электрооборудования".
5.8.17. Энергообъекты должны контролировать выполнение
управлениями и службами городского трамвая, метрополитена и
электрифицированных железных дорог мероприятий по уменьшению значений
блуждающих токов в земле. Нормативные требования к источникам
блуждающих токов приведены в ГОСТ 9.602.
При обнаружении на кабельных линиях опасности разрушения
металлических оболочек вследствие электрокоррозии, почвенной или
химической коррозии должны быть приняты меры к ее предотвращению. В
целях предотвращения коррозии участков алюминиевых оболочек,
примыкающих к муфтам, необходимо обеспечить их защиту в соответствии с
рекомендациями "Сборника руководящих материалов. Электротехническая
часть". За защитными устройствами должно быть установлено регулярное
наблюдение.
5.8.18. Раскопки кабельных трасс или земляные работы вблизи них
должны производиться с письменного разрешения энергообъекта.
5.8.19. Производство раскопок землеройными машинами на расстоянии
1 м от кабеля, а также применение отбойных молотков, ломов и кирок для
рыхления грунта над кабелями на глубину более 0,3 м при нормальной
глубине прокладки кабелей запрещается.
Применение ударных и вибропогружных механизмов разрешается на
расстоянии не менее 5 м от кабелей.
Перед началом работ должно быть проведено под надзором персонала
энергообъекта контрольное вскрытие трассы. Для производства взрывных
работ должны быть выданы дополнительные технические условия.
5.8.20. Организации, эксплуатирующие электрические сети, должны
периодически оповещать организации и население района, где проходят
кабельные трассы, о порядке производства земляных работ вблизи этих
трасс.
5.8.21. Кабельные линии должны периодически подвергаться
профилактическим испытаниям повышенным напряжением постоянного тока в
соответствии с "Нормами испытания электрооборудования".
Необходимость внеочередных испытаний на кабельных линиях после
ремонтных работ или раскопок, связанных с вскрытием трасс,
определяется руководством энергообъекта, района, организации,
эксплуатирующей электрические сети.
5.8.22. Для предупреждения электрических пробоев на вертикальных
участках кабелей с бумажной изоляцией напряжением 20 - 35 кВ
вследствие осушения изоляции необходимо их периодически заменять или
устанавливать на них стопорные муфты.
На кабельных линиях напряжением 20 - 35 кВ с кабелями с
нестекающей пропиточной массой и пластмассовой изоляцией или с
газонаполненными кабелями дополнительного наблюдения за состоянием
изоляции вертикальных участков и их периодической замены не требуется.
5.8.23. При надзоре за прокладкой и при эксплуатации
небронированных кабелей со шланговым покрытием должно обращаться
особое внимание на состояние шланга. Кабели со шлангами, имеющими
сквозные порывы, задиры и трещины, должны быть отремонтированы или
заменены.
5.8.24. Предприятия кабельных сетей должны иметь лаборатории,
оснащенные аппаратами для определения мест повреждения, измерительными
приборами и передвижными измерительными и испытательными установками.
5.8.25. Образцы поврежденных кабелей и поврежденные кабельные
муфты должны подвергаться лабораторным исследованиям для установления
причин повреждения и разработки мероприятий по их предотвращению.
5.9. Релейная защита и электроавтоматика
5.9.1. Силовое электрооборудование электростанций, подстанций и
электрических сетей должно быть защищено от коротких замыканий и
нарушений нормальных режимов устройствами релейной защиты,
автоматическими выключателями или предохранителями и оснащено
устройствами электроавтоматики, в том числе устройствами
противоаварийной автоматики и устройствами автоматического
регулирования.
Устройства релейной защиты и электроавтоматики (РЗА), в том числе
противоаварийной автоматики, по принципам действия, уставкам,
настройке и выходным воздействиям должны соответствовать схемам и
режимам работы энергосистем и постоянно находиться в работе, кроме
устройств, которые должны выводиться из работы в соответствии с
назначением и принципом действия, режимом работы энергосистемы и
условиями селективности.
5.9.2. В эксплуатации должны быть обеспечены условия нормальной
работы аппаратуры РЗА и вторичных целей (допустимые температура,
влажность, вибрация, отклонения рабочих параметров от номинальных,
уровень помех и др.).
5.9.3. Все случаи срабатывания и отказа срабатывания устройств
РЗА, а также выявляемые в процессе их эксплуатации дефекты должны
тщательно анализироваться и учитываться в установленном порядке
службами РЗА. Выявленные дефекты должны быть устранены.
О каждом случае неправильного срабатывания или отказа
срабатывания устройств РЗА, а также о выявленных дефектах схем и
аппаратуры вышестоящая организация, в управлении или ведении которой
находится устройство, должна быть проинформирована.
5.9.4. На панелях РЗА и шкафах двустороннего обслуживания, а
также на панелях и пультах управления на лицевой и оборотной сторонах
должны быть надписи, указывающие их назначение в соответствии с
диспетчерскими наименованиями.
Установленная на панелях, пультах и в шкафах с поворотными
панелями аппаратура должна иметь с обеих сторон надписи или маркировку
согласно схемам. Расположение надписей или маркировки должно
однозначно определять соответствующий аппарат.
На панели с аппаратурой, относящейся к разным присоединениям или
разным устройствам РЗА одного присоединения, которые могут проверяться
раздельно, должны быть нанесены четкие разграничительные линии и
должна быть обеспечена возможность установки ограждения при проверке
отдельных устройств РЗА.
Надписи у устройств, которыми управляет оперативный персонал,
должны четко указывать назначение этих устройств.
5.9.5. Силовое электрооборудование и линии электропередачи могут
находиться под напряжением только с включенной релейной защитой от
всех видов повреждений. При выводе из работы или неисправности
отдельных видов защит оставшиеся в работе устройства релейной защиты
должны обеспечить полноценную защиту электрооборудования и линий
электропередачи от всех видов повреждений. Если это условие не
выполняется, должна быть осуществлена временная быстродействующая
защита или введено ускорение резервной защиты, или присоединение
должно быть отключено.
5.9.6. При наличии быстродействующих релейных защит и устройств
резервирования в случае отказа выключателей (УРОВ) все операции по
включению линий, шин и оборудования после ремонта или нахождения без
напряжения, а также операции по переключению разъединителями и
воздушными выключателями должны осуществляться при введенных в работу
этих защитах; если на время проведения операций какие-либо из этих
защит не могут быть введены в работу или должны быть выведены из
работы по принципу действия, следует ввести ускорение на резервных
защитах либо выполнить временную защиту, хотя бы неселективную, но с
таким же временем действия, как и постоянная защита.
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 базе производится в соответствии с указаниями
завода - изготовителя. Если таких указаний нет, проверяется отсутствие
замыкания этих цепей на землю омметром на напряжение до 15 В.
При проверке изоляции вторичных цепей должны быть приняты
предусмотренные соответствующими инструкциями меры для предотвращения
повреждения этих устройств.
5.9.8. При включении после монтажа и первом профилактическом
контроле изоляция относительно земли электрически связанных цепей РЗА
и всех других вторичных цепей каждого присоединения, а также между
электрически не связанными цепями, находящимися в пределах одной
панели, за исключением цепей элементов, рассчитанных на рабочее
напряжение 60 В и ниже, должна быть испытана напряжением 1000 В
переменного тока в течение 1 мин.
Кроме того, напряжением 1000 В в течение 1 мин. должна быть
испытана изоляция между жилами контрольного кабеля тех цепей, где
имеется повышенная вероятность замыкания между жилами с серьезными
последствиями (цепи газовой защиты, цепи конденсаторов, используемых
как источник оперативного тока, вторичные цепи трансформаторов тока с
номинальным значением тока 1 А и т.п.).
В последующей эксплуатации изоляция цепей РЗА (за исключением
цепей напряжением 60 В и ниже) должна испытываться при
профилактических восстановлениях напряжением 1000 В переменного тока в
течение 1 мин. или выпрямленным напряжением 2500 В с использованием
мегаомметра или специальной установки.
Испытание изоляции цепей РЗА напряжением 60 В и ниже производится
в процессе ее измерения по п. 5.9.7 настоящих Правил.
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.
5.9.10. В службе РЗА на устройства РЗА, находящиеся в
эксплуатации, должна быть следующая техническая документация:
паспорта - протоколы;
инструкции или методические указания по наладке и проверке;
технические данные об устройствах в виде карт уставок и
характеристик;
исполнительные рабочие схемы: принципиальные, монтажные или
принципиально - монтажные;
рабочие программы вывода в проверку (ввода в работу) сложных
устройств РЗА с указанием последовательности, способа и места
отсоединения их цепей от остающихся в работе устройств РЗА, цепей
управления оборудованием и цепей тока и напряжения;
перечень устройств, на которые рабочие программы не составляются,
утверждается техническим руководителем АО-энерго или энергообъекта.
Результаты технического обслуживания должны быть занесены в
паспорт - протокол (подробные записи по сложным устройствам РЗА при
необходимости должны быть сделаны в рабочем журнале).
В службах РЗА энергосистем, в службах РЗА ОДУ (ЦЦУ ЕЭС России)
должны быть технические данные об устройствах, находящихся в
управлении и ведении этой службы, в виде карт (таблиц) или журналов
(характеристик), принципиальных или структурных схем (технологических
алгоритмов функционирования).
5.9.11. Вывод из работы, изменение параметров настройки или
изменение действия устройств РЗА должны быть оформлены в соответствии
с пп. 6.4.2, 6.4.5, 6.4.6 и 6.4.10 настоящих Правил.
При угрозе неправильного срабатывания устройство РЗА должно быть
выведено из работы с учетом требования п. 5.9.5 настоящих Правил без
разрешения вышестоящего оперативно - диспетчерского персонала, но с
последующим сообщением ему (в соответствии с местной инструкцией) и
последующим оформлением заявки в соответствии с п. 6.4.6 настоящих
Правил.
5.9.12. Реле, аппараты и вспомогательные устройства РЗА, за
исключением тех, уставки которых изменяет оперативный персонал,
разрешается вскрывать только работникам служб РЗА, электротехнической
лаборатории электроцехов электростанций (ЭТЛ), эксплуатирующим эти
устройства, или в исключительных случаях по их указанию оперативному
персоналу.
Работы в устройствах РЗА должен выполнять персонал, обученный и
допущенный к самостоятельной проверке соответствующих устройств.
5.9.13. На сборках (рядах) зажимов пультов управления, шкафов и
панелей не должны находиться в непосредственной близости зажимы,
случайное соединение которых может вызвать включение или отключение
присоединения, короткое замыкание в цепях оперативного тока или в
цепях возбуждения генератора (синхронного компенсатора).
5.9.14. При работе на панелях, пультах, в шкафах и в цепях
управления и РЗА должны быть приняты меры против ошибочного отключения
оборудования. Работы должны выполняться только изолированным
инструментом.
Выполнение этих работ без исполнительных схем, заданных объемов и
последовательности работ (типовая или специальная программа)
запрещается.
Операции во вторичных цепях трансформаторов тока и напряжения (в
том числе с испытательными блоками) должны производиться с выводом из
действия устройств РЗА (или отдельных их ступеней), которые по
принципу действия и параметрам настройки (уставкам) могут срабатывать
ложно в процессе выполнения указанных операций.
По окончании работ должны быть проверены исправность и
правильность присоединения цепей тока, напряжения и оперативных цепей.
Оперативные цепи РЗА и цепи управления должны быть проверены, как
правило, путем опробования в действии.
5.9.15. Работы в устройствах РЗА, которые могут вызвать
неправильное отключение защищаемого или других присоединений, а также
иные непредусмотренные воздействия на оборудование, действующие
устройства РЗА, должны производиться по разрешенной заявке,
учитывающей эти возможности.
5.9.16. Контроль правильности положения переключающих устройств
на панелях и шкафах РЗА, крышек испытательных блоков; контроль
исправности предохранителей или автоматических выключателей в цепях
управления и защит; контроль работы устройств РЗА по показаниям
имеющихся на аппаратах и панелях (шкафах) устройств внешней
сигнализации и приборов; опробование выключателей и прочих аппаратов;
обмен сигналами высокочастотных защит; измерения контролируемых
параметров устройств высокочастотного телеотключения, низкочастотной
аппаратуры каналов автоматики, высокочастотной аппаратуры
противоаварийной автоматики; измерение тока небаланса в защите шин и
устройства контроля изоляции вводов; измерение напряжения небалансов в
разомкнутом треугольнике трансформатора напряжения; опробование
устройств автоматического повторного включения, автоматического
включения резерва и фиксирующих приборов; завод часов автоматических
осциллографов и т.п. должен осуществлять оперативный персонал.
Периодичность контроля и опробования, перечень аппаратов и
устройств, подлежащих опробованию, порядок операций при опробовании, а
также порядок действий персонала при выявлении отклонений от норм
должны быть установлены местными инструкциями.
5.9.17. Персонал служб РЗА организаций, эксплуатирующих
электрические сети, и электротехнических лабораторий электростанций
должен периодически осматривать все панели и пульты управления, панели
релейной защиты, электроавтоматики, сигнализации, обращая особое
внимание на правильность положения переключающих устройств
(рубильников, ключей управления, накладок и пр.) и крышек
испытательных блоков и соответствие их положения схемам и режимам
работы электрооборудования.
Периодичность осмотров должна быть установлена руководством
энергообъекта. Независимо от периодических осмотров персоналом службы
РЗА оперативно - диспетчерский персонал должен нести ответственность
за правильное положение тех элементов РЗА, с которыми ему разрешено
выполнять операции.
5.9.18. Устройства РЗА и вторичные цепи должны быть проверены и
опробованы в объеме и в сроки, указанные в действующих правилах и
инструкциях.
После неправильного срабатывания или отказа срабатывания этих
устройств должны быть проведены дополнительные (послеаварийные)
проверки.
5.9.19. Провода, 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.
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.
5.9.21. При применении контрольных кабелей с изоляцией жил,
подверженной разрушению под воздействием воздуха, света и масла, на
участках жил от зажимов до концевых разделок должно быть
дополнительное покрытие, препятствующее этому разрушению.
5.9.22. Вторичные обмотки трансформаторов тока должны быть всегда
замкнуты на реле и приборы или закорочены. Вторичные цепи
трансформаторов тока, напряжения и вторичные обмотки фильтров
присоединения ВЧ каналов должны быть заземлены.
5.9.23. Установленные на электростанциях и подстанциях
самопишущие приборы с автоматическим ускорением записи в аварийных
режимах, автоматические осциллографы, в том числе их устройства пуска,
фиксирующие приборы (амперметры, вольтметры и омметры) и другие
устройства, используемые для анализа работы устройства РЗА и
определения места повреждения на линиях электропередачи, должны быть
всегда готовы к действию. Ввод и вывод из работы указанных устройств
должны осуществляться по заявке.
5.9.24. В цепях оперативного тока должна быть обеспечена
селективность действия аппаратов защиты (предохранителей
автоматических выключателей).
Автоматические выключатели, колодки предохранителей должны иметь
маркировку с указанием назначения и тока.
5.9.25. Для выполнения оперативным персоналом на панелях в шкафах
устройств РЗА переключений с помощью ключей, накладок, испытательных
блоков и других приспособлений должны применяться таблицы положения
указанных переключающих устройств для используемых режимов или другие
наглядные методы контроля, а также программы для сложных переключений.
Об операциях по этим переключениям должна быть сделана запись в
оперативный журнал.
5.9.26. На щитах управления электростанций и подстанций, а также
на панелях и шкафах переключающие устройства в цепях РЗА должны быть
расположены наглядно, а однотипные операции с ними должны
производиться одинаково.
5.10. Заземляющие устройства
5.10.1. Заземляющие устройства должны удовлетворять требованиям
обеспечения электробезопасности людей и защиты электроустановок, а
также эксплуатационных режимов работы.
Все металлические части электрооборудования и электроустановок,
которые могут оказаться под напряжением вследствие нарушения изоляции,
должны быть заземлены или занулены.
5.10.2. При сдаче в эксплуатацию заземляющих устройств
электроустановок монтажной организацией, кроме документации, указанной
в п. 1.2.9 настоящих Правил, должны быть представлены протоколы приемо
- сдаточных испытаний этих устройств.
5.10.3. Каждый элемент установки, подлежащий заземлению, должен
быть присоединен к заземлителю посредством отдельного заземляющего
проводника.
Последовательное соединение заземляющими проводниками нескольких
элементов установки запрещается.
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.
5.10.5. Заземляющие проводники должны быть предохранены от
коррозии. Открыто проложенные заземляющие проводники должны иметь
черную окраску.
5.10.6. Для контроля заземляющего устройства должны проводиться:
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 ПУЭ - 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.
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% железобетонных и
металлических опор в населенной местности, на участках ВЛ с наиболее
агрессивными, оползневыми, выдуваемыми или плохо проводящими грунтами
- не реже 1 раза в 12 лет. Измерения должны выполняться в периоды
наибольшего высыхания грунта.
5.10.8. 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.
5.10.9. Проверка коррозионного состояния заземлителей должна
проводиться:
на подстанциях и электростанциях - в местах, где заземлители
наиболее подвержены коррозии, а также вблизи нейтралей силовых
трансформаторов, короткозамыкателей;
на ВЛ - у 2% опор с заземлителями.
Для заземлителей подстанций и опор ВЛ в случае необходимости по
решению технического руководителя энергообъекта может быть установлена
более частая проверка коррозионного состояния.
5.11. Защита от перенапряжений
5.11.1. На электростанциях, подстанциях и в организациях,
эксплуатирующих электрические сети, должны иметься сведения по защите
от перенапряжений каждого распределительного устройства и ВЛ:
очертание защитных зон молниеотводов, прожекторных мачт,
металлических и железобетонных конструкций, возвышающихся сооружений и
зданий;
схемы устройств заземления РУ с указанием мест подключения
защитных аппаратов, заземляющих спусков подстанционного оборудования и
порталов с молниеотводами, расположения дополнительных заземляющих
электродов с данными по их длине и количеству;
паспортные данные по импульсной прочности (импульсные
испытательные и пробивные напряжения) оборудования РУ;
паспортные защитные характеристики использованных на РУ и ВЛ
ограничителей перенапряжений, вентильных и трубчатых разрядников и
искровых промежутков;
схемы РУ со значениями длин защищенных тросом подходов ВЛ (для ВЛ
с тросом по всей длине - длин опасных зон) и соответствующими им
расстояниями по ошиновке между защитными аппаратами РУ и защищаемым
оборудованием;
значения сопротивлений заземления опор ВЛ, в том числе тросовых
подходов ВЛ, РУ, ТП и переключательных пунктов;
данные о проводимости грунтов по трассе ВЛ и территории
распределительных устройств;
данные о пересечении ВЛ между собой, с линиями связи,
радиотрансляции, автоблокировочными линиями железных дорог.
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 запрещается.
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 линий к взрывоопасным помещениям должна быть выполнена с
учетом требований действующей инструкции по устройству молниезащиты
зданий и сооружений.
5.11.3. Ежегодно перед грозовым сезоном должна проводиться
проверка состояния защиты от перенапряжений распределительных
устройств и линий электропередачи и обеспечиваться готовность защиты
от грозовых и внутренних перенапряжений.
На предприятиях должны регистрироваться случаи грозовых
отключений и повреждений ВЛ, оборудования РУ и ТП. На основании
полученных данных должна проводиться оценка надежности грозозащиты и
разрабатываться в случае необходимости мероприятия по повышению ее
надежности.
При установке в РУ нестандартных аппаратов или оборудования
необходима разработка соответствующих грозозащитных мероприятий.
5.11.4. Ограничители перенапряжений и вентильные разрядники всех
напряжений должны быть постоянно включены.
В ОРУ допускается отключение на зимний период (или отдельные его
месяцы) вентильных разрядников, предназначенных только для защиты от
грозовых перенапряжений в районах с ураганным ветром, гололедом,
резким изменением температуры и интенсивным загрязнением.
5.11.5. Профилактические испытания вентильных и трубчатых
разрядников, а также ограничителей перенапряжений должны проводиться в
соответствии с действующими "Нормами испытания электрооборудования".
5.11.6. Трубчатые разрядники и защитные промежутки должны
осматриваться при обходах линий электропередачи. Срабатывание
разрядников должно быть отмечено в обходных листах. Проверка трубчатых
разрядников со снятием с опор должна проводиться 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 требованиями местных
инструкций.
Ремонт трубчатых разрядников должен производиться по мере
необходимости в зависимости от результатов проверок и осмотров.
5.11.7. В сетях с изолированной нейтралью или с компенсацией
емкостных токов допускается работа воздушных и кабельных линий
электропередачи с замыканием на землю до устранения повреждения.
При этом к отысканию места повреждения на ВЛ, проходящих в
населенной местности, где возникает опасность поражения током людей и
животных, следует приступать немедленно и ликвидировать повреждение в
кратчайший срок.
В сетях генераторного напряжения, а также в сетях, к которым
подключены двигатели высокого напряжения, работа с замыканием на землю
допускается в соответствии с п. 5.1.24 настоящих Правил.
5.11.8. Компенсация емкостного тока замыкания на землю
дугогасящими реакторами должна применяться при емкостных токах,
превышающих следующие значения:
------------------------------------------------------------------------
| Номинальное напряжение сети, кВ | 6 | 10 | 15 - 20 | 35 и выше |
|--------------------------------------|---------|---------|-----------|
| Емкостный ток замыкания на землю, А | 30 | 20 | 15 | 10. |
------------------------------------------------------------------------
В сетях собственных нужд 6 кВ блочных электростанций допускается
режим работы с заземлением нейтрали сети через резистор. В цепях
генераторного напряжения при обосновании соответствующими расчетами
допускается режим работы с изолированной нейтралью.
В сетях 6 - 35 кВ с ВЛ на железобетонных и металлических опорах
должны использоваться дугогасящие реакторы при емкостном токе
замыкания на землю более 10 А.
Работа сетей 6 - 35 кВ без компенсации емкостного тока при его
значениях, превышающих указанные выше, не допускается.
Для компенсации емкостных токов замыкания на землю в сетях должны
применяться заземляющие дугогасящие реакторы с ручным или
автоматическим регулированием.
Измерение емкостных токов, токов дугогасящих реакторов, токов
замыкания на землю и напряжений смещения нейтрали в сетях с
компенсацией емкостного тока должно проводиться при вводе в
эксплуатацию дугогасящих реакторов и значительных изменениях режимов
сети, но не реже 1 раза в 6 лет.
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 запрещается. 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, запрещается.
Ввод дугогасящего реактора, предназначенный для заземления,
должен быть соединен с общим заземляющим устройством через
трансформатор тока.
5.11.10. Дугогасящие реакторы должны иметь резонансную настройку.
Допускается настройка с перекомпенсацией, при которой реактивная
составляющая тока замыкания на землю должна быть не более 5 А, а
степень расстройки - не более 5%. Если установленные в сетях 6 - 20 кВ
дугогасящие реакторы имеют большую разность токов смежных ответвлений,
допускается настройка с реактивной составляющей тока замыкания на
землю не более 10 А. В сетях 35 кВ при емкостном токе замыкания на
землю менее 15 А допускается степень расстройки не более 10%.
Работа сетей с недокомпенсацией емкостного тока, как правило, не
допускается. Разрешается применение настройки с недокомпенсацией лишь
временно при отсутствии дугогасящих реакторов необходимой мощности и
при условии, что аварийно возникающие несимметрии емкостей фаз сети не
могут привести к появлению напряжения смещения нейтрали, превышающего
70% фазного напряжения.
5.11.11. В сетях, работающих с компенсацией емкостного тока,
напряжение несимметрии должно быть не выше 0,75% фазного напряжения.
При отсутствии в сети замыкания на землю напряжение смещения
нейтрали допускается не выше 15% фазного напряжения длительно и не
выше 30% в течение 1 ч.
Снижение напряжения несимметрии и смещения нейтрали до указанных
значений должно быть осуществлено выравниванием емкостей фаз сети
относительно земли (изменением взаимного положения фазных проводов, а
также распределением конденсаторов высокочастотной связи между фазами
линий).
При подключении к сети конденсаторов высокочастотной связи и
конденсаторов молниезащиты вращающихся машин должна быть проверена
допустимость несимметрии емкостей фаз относительно земли.
Пофазные включения и отключения воздушных и кабельных линий,
которые могут приводить к напряжению смещения нейтрали, превышающему
указанные значения, запрещаются.
5.11.12. В сетях 6 - 10 кВ, как правило, должны применяться
плавнорегулируемые дугогасящие реакторы с автоматической настройкой
тока компенсации.
При применении дугогасящих реакторов с ручным регулированием тока
показатели настройки должны определяться по измерителю расстройки
компенсации. Если такой прибор отсутствует, показатели настройки
должны выбираться на основании результатов измерений тока замыкания на
землю, емкостных токов, тока компенсации с учетом напряжения смещения
нейтрали.
5.11.13. В установках с вакуумными выключателями, как правило,
должны быть предусмотрены мероприятия по защите от коммутационных
перенапряжений. Отказ от защиты от перенапряжений должен быть
обоснован.
5.11.14. На подстанциях 110 - 220 кВ для предотвращения
возникновения перенапряжений от самопроизвольных смещений нейтрали или
опасных феррорезонансных процессов оперативные действия должны
начинаться с заземления нейтрали трансформатора, включаемого на
ненагруженную систему шин с трансформаторами напряжения НКФ-110 и
НКФ-220.
Перед отделением от сети ненагруженной системы шин с
трансформаторами НКФ-110 и НКФ-220 нейтраль питающего трансформатора
должна быть заземлена.
В сетях 110 - 220 кВ при появлении неполнофазного режима питания
трансформаторов, работающих с изолированной нейтралью, оперативные
действия, связанные с заземлением нейтрали этих трансформаторов, не
допускаются.
Распределительные устройства 150 - 500 кВ с электромагнитными
трансформаторами напряжения и выключателями, контакты которых
шунтированы конденсаторами, должны быть проверены на возможность
возникновения феррорезонансных перенапряжений при отключениях систем
шин. При необходимости должны быть приняты меры к предотвращению
феррорезонанса при оперативных и автоматических отключениях.
В сетях и на присоединениях 6 - 35 кВ в случае необходимости
должны быть приняты меры к предотвращению феррорезонансных процессов,
в том числе самопроизвольных смещений нейтрали.
5.11.15. Неиспользуемые обмотки низшего (среднего) напряжения
трансформаторов и автотрансформаторов должны быть соединены в звезду
или треугольник и защищены от перенапряжений.
Защита неиспользуемых обмоток низшего напряжения, расположенных
между обмотками более высокого напряжения, должна быть осуществлена
вентильными разрядниками или ограничителями перенапряжений,
присоединенными к вводу каждой фазы. Защита не требуется, если к
обмотке низшего напряжения постоянно подключена кабельная линия длиной
не менее 30 м, имеющая заземленную оболочку или броню.
Защита неиспользуемых обмоток низшего и среднего напряжения в
других случаях должна быть осуществлена заземлением одной фазы или
нейтрали либо вентильными разрядниками (или ограничителями
перенапряжений), присоединенными к вводу каждой фазы.
5.11.16. В сетях напряжением 110 кВ и выше разземление нейтрали
обмоток 110 - 220 кВ трансформаторов, а также выбор действия релейной
защиты и системной автоматики должны быть осуществлены таким образом,
чтобы при различных оперативных и автоматических отключениях не
выделялись участки сети без трансформаторов с заземленными нейтралями.
Защита от перенапряжений нейтрали трансформатора с уровнем
изоляции ниже, чем у линейных вводов, должна быть осуществлена
вентильными разрядниками или ограничителем перенапряжений.
5.11.17. В сетах 110 - 750 кВ при оперативных переключениях и в
аварийных режимах повышение напряжения промышленной частоты (50 Гц) на
оборудовании должно быть не выше значений, указанных в табл. 5.3.
Указанные значения распространяются также на амплитуду напряжения,
образованного наложением на синусоиду 50 Гц составляющих другой
частоты.
В числителях табл. 5.3 указаны значения для изоляции фаза - земля
в долях амплитуды наибольшего рабочего фазного напряжения, в
знаменателях - для изоляции фаза - фаза в долях амплитуды наибольшего
рабочего междуфазного напряжения.
Значения для изоляции фаза - фаза относятся только к трехфазным
силовым трансформаторам, шунтирующим реакторам и электромагнитным
трансформаторам напряжения, а также к аппаратам в трехполюсном
исполнении при расположении трех полюсов в одном баке или на одной
раме. При этом для аппаратов значения 1,6; 1,7 и 1,8 относятся только
к внешней междуфазной изоляции аппаратов 110, 150 и 220 кВ.
При длительности повышения напряжения, промежуточной между двумя
значениями, приведенными в табл. 5.3, допустимое повышение напряжения
равно указанному для большего из этих двух значений длительности. При
0,1 < t < 0,5 с допускается повышение напряжения, равное U1с + 0,3
(U0,1с - U1с), где U1с и U0,1с - допустимые повышения напряжения при
длительности соответственно 1 и 0,1 с.
При одновременном воздействии повышения напряжения на несколько
видов оборудования допустимым для электроустановки в целом является
значение, наинизшее из нормированных для этих видов оборудования.
Таблица 5.3
ДОПУСТИМОЕ ПОВЫШЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ ЧАСТОТЫ
ОБОРУДОВАНИЯ В ЭЛЕКТРОСЕТЯХ 110 - 750 КВ
--------------------------------------------------------------------------------
| Оборудование | Номинальное | Допустимое повышение |
| | напряжение, кВ | напряжения при длительности |
| | | воздействия, с |
| | |-----------------------------|
| | | 1200 | 20 | 1 | 0,1 |
|-------------------------------|----------------|------|------|------|--------|
| Силовые трансформаторы и | 110 - 500 | 1,10 | 1,25 | 1,90 | 2,00 |
| автотрансформаторы <*> |----------------|------|------|------|--------|
| | | 1,10 | 1,25 | 1,50 | 1,58 |
|-------------------------------|----------------|------|------|------|--------|
| Шунтирующие реакторы и | 110 - 330 | 1,15 | 1,35 | 2,00 | 2,10 |
| электромагнитные |----------------|------|------|------|--------|
| трансформаторы напряжения | 500 | 1,15 | 1,35 | 1,50 | 1,58 |
|-------------------------------|----------------|------|------|------|--------|
| | | 1,15 | 1,35 | 2,00 | 2,08 |
|-------------------------------|----------------|------|------|------|--------|
| | | 1,15 | 1,35 | 1,50 | 1,58 |
|-------------------------------|----------------|------|------|------|--------|
| Коммутационные аппараты <**>, | 110 - 500 | 1,15 | 1,60 | 2,20 | 2,40 |
| емкостные трансформаторы |----------------|------|------|------|--------|
| напряжения, трансформаторы | | 1,15 | 1,60 | 1,70 | 1,80 |
| тока, конденсаторы связи и | | | | | |
| шинные опоры | | | | | |
|-------------------------------|----------------|------|------|------|--------|
| Вентильные разрядники всех | 110 - 220 | 1,15 | 1,35 | 1,38 | - |
| типов | | | | | |
|-------------------------------|----------------|------|------|------|--------|
| Вентильные разрядники типа | 330 - 500 | 1,15 | 1,35 | 1,38 | - |
| РВМГ | | | | | |
|-------------------------------|----------------|------|------|------|--------|
| Вентильные разрядники типа | 330 - 500 | 1,15 | 1,35 | 1,45 | - |
| РВМК | | | | | |
|-------------------------------|----------------|------|------|------|--------|
| Вентильные разрядники типа | 330 - 500 | 1,15 | 1,35 | 1,70 | - |
| РВМК-П | | | | | |
|-------------------------------|----------------|------|------|------|--------|
| Силовые трансформаторы и | 750 | 1,10 | 1,25 | 1,67 | 1,76 |
| автотрансформаторы <*> | | | | | |
|-------------------------------|----------------|------|------|------|--------|
| Шунтирующие реакторы, | 750 | 1,10 | 1,30 | 1,88 | 1,98 |
| коммутационные аппараты <**>, | | | | | |
| трансформаторы напряжения и | | | | | |
| тока, конденсаторы связи и | | | | | |
| шинные опоры | | | | | |
|-------------------------------|----------------|------|------|------|--------|
| Вентильные разрядники | 750 | 1,15 | 1,36 | 1,40 | - |
|-------------------------------|----------------|------|------|------|--------|
| Ограничители перенапряжений | 110 - 220 | 1,39 | 1,58 | 1,65 | - |
|-------------------------------|----------------|------|------|------|--------|
| нелинейные | 330 - 750 | 1,26 | 1,35 | 1,52 | - |
--------------------------------------------------------------------------------
--------------------------------
<*> Независимо от значений, указанных в таблице, по условию
нагрева магнитопровода повышение напряжения в долях номинального
напряжения установленного ответвления обмотки должно быть ограничено
при 1200 с до 1,15, при 20 с - до 1,3.
<**> Независимо от значений, указанных в таблице, собственное
восстанавливающееся напряжение на контактах выключателя должно быть
ограничено: по условию отключения неповрежденной фазы линии при
несимметричном КЗ - до 2,4 или 2,8 (в зависимости от исполнения
выключателя, указанного в технических условиях) для оборудования 110 -
220 кВ и до 3,0 - для оборудования 330 - 750 кВ, по условию отключения
ненагруженной линии - до 2,8 для оборудования 330 - 750 кВ.
Количество повышений напряжения продолжительностью 1200 с должно
быть не более 50 в течение 1 года. Количество повышений напряжения
продолжительностью 20 с должно быть не более 100 за срок службы
электрооборудования, указанный в государственном стандарте, или за 25
лет, если срок службы не указан. При этом количество повышений
напряжения длительностью 20 с должно быть не более 15 в течение 1 года
и не 2 в течение 1 сут.
Промежуток времени между двумя повышениями напряжения
длительностью 1200 и 20 с должен быть не менее 1 ч. Если повышение
напряжения длительностью 1200 с имело место два раза (с часовым
интервалом), то в течение ближайших 24 ч повышение напряжения в третий
раз допускается лишь в случае, если это требуется ввиду аварийной
ситуации, но не ранее чем через 4 ч.
Количество повышений напряжения длительностью 0,1 и 1 с не
регламентировано. Не регламентировано также количество повышений
напряжения для вентильных разрядников.
Для предотвращения повышения напряжения сверх допустимых значений
в местных инструкциях должен быть указан порядок операций по включению
и отключению каждой линии электропередачи 330 - 750 кВ и линий 110 -
220 кВ большой длины. Для линий 330 - 750 кВ и тех линий 110 - 220 кВ,
где возможно повышение напряжения более 1,1 наибольшего рабочего,
должна быть предусмотрена релейная защита от повышения напряжения.
В схемах, в том числе пусковых, в которых при плановых включениях
линии возможно повышение напряжения более 1,1, а при автоматических
отключениях более 1,4 наибольшего рабочего, рекомендуется
предусматривать автоматику, ограничивающую до допустимых значение и
продолжительность повышения напряжения.
5.12. Освещение
5.12.1. Рабочее, аварийное и эвакуационное освещение во всех
помещениях, на рабочих местах и на открытой территории должно
обеспечивать освещенность согласно ведомственным нормам и "Санитарным
нормам проектирования промышленных предприятий".
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".
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 30 лк.
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, запрещается.
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.
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.
5.12.5. Установка ламп мощностью больше допустимой для данного
типа светильников запрещается. Снятие рассеивателей светильников,
экранирующих и защитных решеток запрещается.
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.
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%).
5.12.8. В коридорах распределительных устройств, имеющих два
выхода, и в проходных туннелях освещение должно быть выполнено с
двусторонним управлением.
5.12.9. На щитах и сборках осветительной сети на всех
выключателях (рубильниках, автоматах) должны быть надписи с
наименованием присоединения, а на предохранителях - с указанием
значения тока плавкой вставки.
5.12.10. У дежурного персонала должны быть схемы сети освещения и
запас плавких калиброванных вставок и ламп всех напряжений
осветительной сети. Дежурный и оперативно - ремонтный персонал даже
при наличии аварийного освещения должен быть снабжен переносными
электрическими фонарями.
5.12.11. Очистку светильников, замену ламп и плавких вставок,
ремонт и осмотр осветительной сети на электростанциях должен
производить персонал электроцеха. В помещениях с мостовыми кранами
допускается их использование для обслуживания светильников с
соблюдением мер безопасности.
Очистка светильников и замена перегоревших ламп может выполняться
обученным персоналом технологических цехов энергообъектов, имеющих
группу по электробезопасности не ниже 11, с помощью устройств,
обеспечивающих удобный и безопасный доступ к светильникам.
Периодичность очистки должна быть установлена с учетом местных
условий.
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.
5.12.13. Проверка состояния стационарного оборудования и
электропроводки аварийного, эвакуационного и рабочего освещения,
испытание и измерение сопротивления изоляции должны производиться при
пуске в эксплуатацию, а в дальнейшем - по графику, утвержденному
техническим руководителем энергообъекта.
5.13. Электролизные установки
5.13.1. Устройство и эксплуатация электролизных установок должны
соответствовать требованиям Госгортехнадзора России.
5.13.2. При эксплуатации электролизных установок должны
контролироваться: напряжение и ток на электролизерах, давление
водорода и кислорода, уровни жидкости в аппаратах, разность давлений
между системами водорода и кислорода, температура электролита в
циркуляционном контуре и температура газов в установках осушки,
чистота водорода и кислорода в аппаратах и содержание водорода в
помещениях установки.
Нормальные и предельные значения контролируемых параметров должны
быть установлены на основе инструкции завода - изготовителя и
проведенных испытаний и строго соблюдаться при эксплуатации.
5.13.3. 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/кв. м (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.
C, 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.
5.13.4. Электролизная установка, работающая без постоянного
дежурства персонала, должна осматриваться не реже 1 раза в смену.
Обнаруженные дефекты и неполадки должны регистрироваться в журнале
(картотеке) и устраняться в кратчайшие сроки.
При осмотре установки оперативный персонал должен проверять:
соответствие показаний дифференциального манометра - уровнемера
уровням воды в регуляторах давления работающего электролизера;
положение уровней воды в регуляторах давления отключенного
электролизера;
открытие клапанов выпуска газов в атмосферу из регуляторов
давления отключенного электролизера;
наличие воды в гидрозатворах;
расход газов в датчиках газоанализаторов (по ротаметрам);
нагрузку и напряжение на электролизере;
температуру газов на выходе из электролизера;
давление водорода и кислорода в системе и ресиверах;
давление инертного газа в ресиверах.
5.13.5. 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.
5.13.6. 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.
5.13.7. На трубопроводах подачи водорода и кислорода в ресиверах,
а также на трубопроводе подачи обессоленной воды (конденсата) в
питательные баки должны быть установлены газоплотные обратные клапаны.
5.13.8. Для электролиза должна применяться вода с содержанием
железа не более 30 мкг/куб. дм, хлоридов не более 20 мкг/куб. дм и
карбонатов не более 70 мкг-экв/куб. дм.
Для приготовления электролита должен применяться гидрат окиси
калия технический высшего сорта, поставляемый в виде чешуек в
полиэтиленовых вкладышах или мешках, или жидкий марки ХЧ
соответствующего ГОСТ.
5.13.9. Чистота водорода, вырабатываемого электролизными
установками, должна быть не ниже 99, а кислорода - не ниже 98%.
Подъем давления газов в аппаратах до номинального значения
разрешается только после достижения указанной чистоты водорода и
кислорода.
5.13.10. Температура электролита в электролизере должна быть не
выше 80, а разность температур наиболее горячих и холодных ячеек
электролизера не выше 20 град. C.
5.13.11. При использовании кислорода для нужд электростанции его
давление в ресиверах должно автоматически поддерживаться ниже давления
водорода в них.
5.13.12. Перед включением электролизера в работу все аппараты и
трубопроводы должны быть продуты азотом. Чистота азота для продувки
должна быть не ниже 97,5%. Продувка считается законченной, если
содержание азота в выдуваемом газе достигает 97%. Продувка аппаратуры
электролизеров углекислым газом запрещается.
5.13.13. Подключение электролизера к ресиверам, находящимся под
давлением водорода, должно осуществляться при превышении давления в
системе электролизера по отношению к давлению в ресиверах не менее чем
на 0,5 кгс/кв. см (50 кПа).
5.13.14. Для вытеснения воздуха или водорода из ресиверов должен
применяться углекислый газ или азот. Воздух должен вытесняться
углекислым газом до тех пор, пока содержание углекислого газа в
верхней части ресиверов не достигнет 85%, а при вытеснении водорода -
95%.
Вытеснение воздуха или водорода азотом должно производиться, пока
содержание азота в выдуваемом газе не достигнет 97%.
При необходимости внутреннего осмотра ресиверов они должны
предварительно продуваться воздухом до тех пор, пока содержание
кислорода в выдуваемом газе не достигнет 20%.
Азот или углекислый газ должен вытесняться водородом из
ресиверов, пока в их нижней части содержание водорода не достигнет 99
%.
5.13.15. В процессе эксплуатации электролизной установки должны
проверяться:
плотность электролита - не реже 1 раза в месяц;
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.
5.13.16. При работе установки сорбционной осушки водорода или
кислорода переключение адсорберов - осушителей должно выполняться по
графику.
При осушке водорода методом охлаждения температура водорода на
выходе из испарителя должна быть не выше минус 5 град. C. Для
оттаивания испаритель должен периодически по графику отключаться.
5.13.17. При отключении электролизной установки на срок до 1 ч
разрешается оставлять аппаратуру под номинальным давлением газа, при
этом сигнализация повышения разности давлений в регуляторах давления
кислорода должна быть включена.
При отключении электролизной установки на срок до 4 ч давление
газов в аппаратах должно быть понижено до 0,1 - 0,2 кгс/кв. см (10 -
20 кПа), а при отключении на срок более 4 ч аппараты и трубопроводы
должны быть продуты азотом. Продувка должна выполняться также во всех
случаях вывода электролизера из работы при обнаружении неисправности.
5.13.18. При работе на электролизной установке одного
электролизера и нахождении другого в резерве вентили выпуска водорода
и кислорода в атмосферу на резервном электролизере должны быть
открыты.
5.13.19. Промывка электролизеров, проверка усилия затяжки их
ячеек и ревизия арматуры должны производиться 1 раз в 6 мес.
Текущий ремонт, включающий вышеупомянутые работы, а также
разборку электролизеров с заменой прокладок, промывку и очистку
диафрагм и электродов и замену дефектных деталей должен осуществляться
1 раз в 3 года.
Капитальный ремонт с заменой асбестовой ткани на диафрагменных
рамах должен производиться 1 раз в 6 лет.
При отсутствии утечек электролита из электролизеров и сохранении
нормальных параметров технологического режима допускается удлинение
срока работы электролизной установки между текущими и капитальными
ремонтами по решению технического руководителя энергообъекта.
5.13.20. Трубопроводы электролизной установки должны окрашиваться
в соответствии с ГОСТ 14202-69; окраска аппаратов должна выполняться
по цвету окраски трубопроводов соответствующего газа; окраска
ресиверов - светлой краской с кольцами по цвету окраски трубопроводов
соответствующего газа.
5.14. Энергетические масла
5.14.1. При эксплуатации энергетических масел должны быть
обеспечены: надежная работа технологических систем маслонаполненного
оборудования; сохранение эксплуатационных свойств масел; сбор и
регенерация отработанных масел в целях повторного применения по
прямому назначению.
5.14.2. Все энергетические масла (турбинные, электроизоляционные,
компрессорные, индустриальные и др.), принимаемые на
энергопредприятиях от поставщиков, должны иметь сертификаты качества
или паспорта и быть подвергнуты лабораторному анализу в целях
определения их соответствия требованиям стандарта (ГОСТ или ТУ).
Масла, не отвечающие требованиям стандарта (ГОСТ или ТУ), в
соответствии с которым они производятся, применять в оборудовании
запрещается.
Отбор проб масел из транспортных емкостей осуществляется в
соответствии с требованиями ГОСТ 2517-85.
5.14.3. Контроль качества изоляционного масла должен быть
организован в соответствии с "Нормами испытания электрооборудования".
5.14.4. Электрооборудование после капитального ремонта должно
быть залито изоляционным маслом, удовлетворяющим нормам на свежее
сухое масло.
В силовые трансформаторы напряжением до 220 кВ включительно
допускается заливка эксплуатационного и регенерированного масла с
кислотным числом не более 0,05 мг КОН на 1 г масла, удовлетворяющего
нормам на эксплуатационное масло по реакции водной вытяжки, содержанию
растворенного шлама, механических примесей и имеющего пробивное
напряжение в соответствии с требованиями к свежему маслу и тангенс
угла диэлектрических потерь (tgдельта) при температуре 90 град. C не
более 6%. В масляных выключателях допускается повторно использовать
масло, слитое из этого оборудования и очищенное от механических
примесей и воды до норм на свежее сухое масло.
5.14.5. Марка свежего трансформаторного масла должна выбираться в
зависимости от типа и класса напряжения оборудования. При
необходимости допускается смешивание свежих масел, имеющих одинаковые
или близкие области применения. Смесь масел, предназначенных для
оборудования различных классов напряжения, должна заливаться только в
оборудование низшего класса напряжения.
5.14.6. Сорбенты в термосифонных и адсорбционных фильтров
трансформаторов мощностью свыше 630 кВ x А должны заменяться при
достижении значения кислотного числа масла 0,1 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 x 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.
5.14.7. Трансформаторное масло должно подвергаться следующим
лабораторным испытаниям: до слива из железнодорожных цистерн -
сокращенному анализу (без определения пробивного напряжения). Масло,
предназначенное для заливки в трансформаторы и вводы 220 кВ и выше,
должно быть дополнительно проверено на стабильность и tgдельта.
Испытание на стабильность tgдельта пробы масла, отобранной из
железнодорожной цистерны, в связи с его продолжительностью разрешается
проводить после приема масла; слитое в баки масляного хозяйства -
сокращенному анализу, находящееся в резерве - сокращенному анализу (не
реже 1 раза в 3 года) и проверке на пробивное напряжение (1 раз в
год).
В объем сокращенного анализа трансформаторного масла входит
определение пробивного напряжения, температуры вспышки, кислотного
числа, реакции водной вытяжки, визуальное определение механических
примесей и нерастворенной воды.
5.14.8. Баки для сухого масла должны быть оборудованы
воздухоосушительными фильтрами.
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.
5.14.10. До слива из цистерн турбинные нефтяные и огнестойкие
масла должны быть подвергнуты лабораторному испытанию:
нефтяное - на кислотное число, температуру вспышки,
кинематическую вязкость, реакцию водной вытяжки, время деэмульсации,
содержание механических примесей и воды;
огнестойкое - на кислотное число, содержание водорастворимых
кислот и щелочей, температуру вспышки, вязкость, плотность, цвет;
содержание механических примесей должно определяться экспресс -
|