использованием специальных машин, механизмов, транспортных средств,
такелажа, оснастки, инструмента и приспособлений.
Средства механизации должны быть укомплектованы в соответствии с
действующими нормативами и размещены на ремонтно-производственных
базах (РПБ) предприятий и их подразделений.
Бригады, выполняющие работы на ВЛ, должны быть оснащены
средствами связи с РПБ и органами диспетчерского управления
соответствующего уровня.
5.7.8. При эксплуатации ВЛ должны строго соблюдаться правила
охраны электрических сетей и контролироваться их выполнение.
Организация, эксплуатирующая электрические сети, должна
осуществлять контроль за соблюдением правил охраны электрических сетей
со стороны юридических лиц и населения, информировать предприятия,
организации и граждан, находящихся в районе прохождения ВЛ, о
положениях указанных правил.
5.7.9. Антикоррозионная защита стальных опор и металлических
деталей железобетонных и деревянных опор, грозозащитных тросов и
тросовых элементов опор должна возобновляться или производиться заново
по мере необходимости по распоряжению технического руководителя
организации, эксплуатирующей электрические сети.
5.7.10. На участках ВЛ, подверженных интенсивному загрязнению,
должна применяться специальная или усиленная изоляция и при
необходимости выполняться чистка (обмывка) изоляции, замена
загрязненных изоляторов.
В зонах интенсивных загрязнений изоляции птицами и местах их
массовых гнездований на конструкциях опор ВЛ должны устанавливаться
специальные устройства, исключающие возможность перекрытий, а также
применяться устройства, отпугивающие птиц и не угрожающие их жизни.
5.7.11. При эксплуатации ВЛ в пролетах пересечения действующей
линии с другими ВЛ и линиями связи на каждом проводе или тросе
пересекающей ВЛ допускается не более двух соединителей; количество
соединений проводов и тросов на пересекаемой ВЛ не регламентируется.
5.7.12. Организации, эксплуатирующие электрические сети, должны
содержать в исправном состоянии:
сигнальные знаки на берегах в местах пересечения ВЛ с судоходной
или сплавной рекой, озером, водохранилищем, каналом, установленные
согласно уставу внутреннего водного транспорта по согласованию с
бассейновым управлением водного пути (управлением каналов);
устройства светоограждения, установленные на опорах ВЛ в
соответствии с требованиями правил маркировки и светоограждения
высотных препятствий;
постоянные знаки, установленные на опорах в соответствии с
проектом ВЛ и положениями нормативных документов.
5.7.13. 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.
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.
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-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 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.
5.7.17. Неисправности, выявленные при осмотре ВЛ и производстве
проверок и измерений, должны быть отмечены в эксплуатационной
документации и в зависимости от их характера устранены в кратчайший
срок при проведении или технического обслуживания, или капитального
ремонта ВЛ.
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.
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.
5.7.21. 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).
5.7.22. 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.
5.7.23. Для дистанционного определения мест повреждения ВЛ
напряжением 110 кВ и выше, а также мест междуфазных 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.
5.7.24. В целях своевременной ликвидации аварийных повреждений на
ВЛ в организациях, эксплуатирующих электрические сети, должен
храниться неснижаемый 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 не должна превышать температуру наружного воздуха более
чем на 10 град. С.
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 нормативными 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 должна быть оформлена и передана организации,
эксплуатирующей электрические сети, документация, предусмотренная
строительными нормами и правилами и отраслевыми правилами приемки, а
также:
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 на напряжение 110 кВ и
выше, согласованный перед прокладкой с организацией, эксплуатирующей
линии, а 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 организации: 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. На ответственных кабельных линиях, отходящих от
электростанций и подстанций, имеющих постоянный дежурный персонал,
контроль за нагрузками производится по стационарным приборам,
показания которых записываются в суточные ведомости.
На подстанциях, не имеющих постоянный дежурный персонал, контроль
за нагрузками производится не реже 1 раза в год в период летнего или
осенне-зимнего максимума в часы суток, соответствующие максимальной
нагрузке кабельной линии.
Кроме измерений в период максимума нагрузки должны производиться
измерения во всех случаях изменения схемы или присоединения
дополнительных токоприемников и изменения режима работы кабельных
линий. Сроки устанавливаются техническим руководителем энергообъекта.
На основании данных этих измерений при необходимости должны
уточняться режим работы и схема кабельной сети.
Положения этого пункта распространяются и на кабельные линии
потребителей, отходящие от шин РУ 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 организации, эксплуатирующей
кабельные линии.
Периодически должны производиться выборочные контрольные осмотры
кабельных линий инженерно-техническим персоналом.
Внеочередные осмотры производятся в период паводков и после
ливней, а также при отключении кабельной линии релейной защитой.
О выявленных при осмотрах нарушениях на кабельных линиях должны
быть сделаны записи в журнале дефектов и неполадок. Нарушения должны
устраняться в сроки, установленные техническим руководителем
энергообъекта.
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 установленном порядке.
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 не
допускается.
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 тех 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
объемом и нормами испытаний 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 в соответствии с государственными
стандартами.
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
нормативными документами.
За защитными устройствами должно быть установлено регулярное
наблюдение.
5.8.18. Раскопки кабельных трасс или земляные работы вблизи них
должны производиться с разрешения эксплуатирующей организации.
Перед началом раскопок должно быть произведено контрольное
вскрытие кабельной трассы под надзором персонала эксплуатирующей
организации.
5.8.19. Раскопка кабельных линий специальными землеройными
машинами, а также рыхление грунта над кабелем с применением отбойных
молотков, ломов и кирок производится не более чем на глубину залегания
защитного покрытия или сигнальной ленты или на глубину, при которой до
кабеля остается слой грунта не менее 25 см. Остальной слой грунта
должен удаляться вручную лопатами.
При проведении работ, не связанных с раскопкой, прокладкой или
ремонтом кабелей, применение землеройной техники на расстоянии менее 1
м, а ударных и вибропогружных механизмов - менее 5 м от кабельной
трассы не допускается.
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 объемом и нормами испытаний 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
необходимо периодически контролировать степень осушения изоляции
вертикальных участков по графику, утвержденному техническим
руководством энергообъекта. По результатам контроля при необходимости
следует их 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. Организации, эксплуатирующие кабельные линии, 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 цепей (допустимые температура,
влажность, вибрация, отклонения рабочих параметров от номинальных,
условия электромагнитной совместимости 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 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.
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 электротехнической лаборатории (ЭТЛ)
энергопредприятия 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 групп
устройств, на которые должны быть составлены рабочие программы,
утверждается техническим руководителем энергосистемы 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 всех уровней управления должны быть технические
данные об устройствах, находящихся в управлении и ведении этих служб,
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, ЭТЛ электроцехов
электростанций, 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, протокола проверки
и типовой или специальной рабочей программы вывода (ввода) устройства
РЗА не допускается.
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 ЭТЛ 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 отвечать 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 произведены дополнительные (послеаварийные)
проверки.
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.
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 и
автоматических выключателей).
Автоматические выключатели, колодки предохранителей должны иметь
маркировку с указанием назначения и тока.
5.9.25. Для выполнения оперативным персоналом на панелях и 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 не допускается.
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
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.
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.
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.
5.10.9. Проверка коррозионного состояния заземлителей должна
производиться:
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 организации, эксплуатирующей
электрические сети, 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 РУ 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 РУ;
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 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.
5.11.3. Ежегодно перед грозовым сезоном должна производиться
проверка состояния защиты от перенапряжений РУ и ВЛ и обеспечиваться
готовность защиты от грозовых и внутренних перенапряжений.
На энергопредприятиях должны регистрироваться случаи грозовых
отключений и повреждений ВЛ, оборудования РУ и ТП. На основании
полученных данных должна производиться 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 объемом и нормами испытаний
электрооборудования.
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.
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 производиться 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 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.
5.11.10. Дугогасящие реакторы должны иметь резонансную настройку.
Допускается настройка с перекомпенсацией, при которой степень
расстройки компенсации должна быть 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.
Понижение 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, не допускаются.
5.11.12. В сетях 6 - 20 кВ, как правило, должны применяться
плавнорегулируемые дугогасящие реакторы с автоматическими регуляторами
настройки тока компенсации.
При применении дугогасящих реакторов с ручным регулированием тока
показатели настройки должны определяться по измерителю расстройки
компенсации.
Настройка дугогасящих реакторов на основании результатов
измерений емкостного тока замыкания на землю и тока компенсации
дугогасящих реакторов разрешается, только если емкостный ток замыкания
на землю компенсируемой сети изменяется в среднем не чаще 2 раз в
сутки с расстройкой компенсации не более 5%.
5.11.13. В установках с вакуумными выключателями, как правило,
должны быть предусмотрены мероприятия по защите от перенапряжений при
коммутациях индуктивных элементов (электродвигателей,
трансформаторов); отказ от мероприятий по защите 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 сетях 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 таблице 5.3.
Указанные значения распространяются также на амплитуду напряжения,
образованного наложением на синусоиду 50 Гц составляющих другой
частоты.
В числителях таблицы 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 t повышения напряжения, промежуточной между
двумя значениями, приведенными в таблице 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 U1c + 0,3 (U0,1c - U1c), где U1c и U0,1c - допустимые повышения
напряжения при длительности соответственно 1 и 0,1 с.
Таблица 5.3
Допустимое повышение напряжения промышленной частоты
оборудования в электросетях 110 - 750 кВ
------------------------------------------------------------------------------
| Оборудование | Номинальное | Допустимое повышение |
| | напряжение | напряжения при длительности |
| | | воздействия, с |
| | |-----------------------------|
| | | 1200 | 20 | 1 | 0,1 |
|--------------------------------|-------------|-------|------|------|-------|
| Силовые трансформаторы и | 110 - | 1,10 | 1,25 | 1,90 | 2,00 |
| автотрансформаторы <*> | 500 | ---- | ---- | ---- | ---- |
| | | 1,10 | 1,25 | 1,50 | 1,58 |
|--------------------------------|-------------|-------|------|------|-------|
| Шунтирующие реакторы и | 110 - | 1,15 | 1,35 | 2,00 | 2,10 |
| электромагнитные | 330 | ---- | ---- | ---- | ---- |
| трансформаторы напряжения | | 1,15 | 1,35 | 1,50 | 1,58 |
| | | | | | |
| | 500 | 1,15 | 1,35 | 2,00 | 2,08 |
| | | ---- | ---- | ---- | ---- |
| | | 1,15 | 1,35 | 1,50 | 1,58 |
|--------------------------------|-------------|-------|------|------|-------|
| Коммутационные аппараты <**>, | 110 - | 1,15 | 1,60 | 2,20 | 2,40 |
| емкостные трансформаторы | 500 | ---- | ---- | ---- | ---- |
| напряжения, трансформаторы | | 1,15 | 1,60 | 1,70 | 1,80 |
| тока, конденсаторы связи и | | | | | |
| шинные опоры | | | | | |
|--------------------------------|-------------|-------|------|------|-------|
| Вентильные разрядники всех | 110 - | 1,15 | 1,35 | 1,38 | - |
| типов | 220 | | | | |
|--------------------------------|-------------|-------|------|------|-------|
| Вентильные разрядники типа | 330 - | 1,15 | 1,35 | 1,38 | - |
| РВМГ | 500 | | | | |
|--------------------------------|-------------|-------|------|------|-------|
| Вентильные разрядники типа | 330 - | 1,15 | 1,35 | 1,45 | - |
| РВМК | 500 | | | | |
|--------------------------------|-------------|-------|------|------|-------|
| Вентильные разрядники типа | 330 - | 1,15 | 1,35 | 1,70 | - |
| РВМК-П | 500 | | | | |
|--------------------------------|-------------|-------|------|------|-------|
| 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 - | 1,39 | 1,50 | 1,65 | - |
| нелинейные | 220 | | | | |
| | | | | | |
| | 330 - | 1,26 | 1,35 | 1,52 | - |
| | 750 | | | | |
|----------------------------------------------------------------------------|
| <*> 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 ограниченно: 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. |
------------------------------------------------------------------------------
При одновременном воздействии повышения напряжения на несколько
видов оборудования допустимым для электроустановки в целом является
значение, наинизшее из нормированных для этих видов оборудования.
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 более 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 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.
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.
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.
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 не допускается. Снятие рассеивателей светильников,
экранирующих и защитных решеток не допускается.
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 РУ, 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 II, 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. 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,
влажность водорода после установок 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.
5.13.2. 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.
5.13.3. 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.
5.13.4. 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.
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.
5.13.6. 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.
5.13.7. Для питания электролиза должна применяться вода, по
качеству соответствующая дистилляту (обессоленная вода, конденсат).
При этом удельная электрическая проводимость воды должна быть не более
5 мкСм/см (или удельное сопротивление - не менее 200 кОм/см).
Для приготовления электролита в соответствии с действующими
государственными стандартами должен применяться гидрат окиси калия
(КОН): технический высшего сорта, поставляемый в виде чешуек или марок
ЧДА, Ч.
5.13.8. Чистота водорода, вырабатываемого электролизными
установками, должна быть не ниже 99,5% (в электролизных установках
типа СЭУ-4м и СЭУ-8м - не ниже 99%), а кислорода - не ниже 98,5%.
5.13.9. Температура электролита в электролизере должна быть не
выше 80, а разность температур наиболее горячих и холодных ячеек
электролизера - не более 20 град. С.
5.13.10. При использовании кислорода для нужд электростанции
давление в ресиверах кислорода должно автоматически поддерживаться
ниже давления водорода в них.
5.13.11. 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 не
допускается.
5.13.12. 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/см2 (50 кПа).
5.13.13. 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
приблизительно 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%.
5.13.14. 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.;
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.
5.13.16. 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/см2 (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.
5.13.17. 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.
5.13.18. 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.
5.13.19. Трубопроводы электролизной установки должны окрашиваться
в соответствии с действующими государственными стандартами; 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 предприятия изготовителя и быть подвергнуты лабораторному
анализу в целях определения их соответствия государственным стандартам
или техническим условиям. В случае несоответствия их качества
применение этих масел в оборудовании не допускается.
Отбор проб масел из транспортных емкостей осуществляется в
строгом соответствии с положениями действующих государственных
стандартов, определяющих порядок отбора проб.
5.14.3. Контроль качества электроизоляционного масла должен быть
организован в соответствии с объемом и нормами испытаний
электрооборудования.
5.14.4. Электрооборудование в зависимости от типа и класса
напряжения после ремонта, выполнявшегося со сливом масла из
оборудования, должно быть залито подготовленным электроизоляционным
маслом. Качество электроизоляционного масла должно соответствовать
положениям объема и норм испытаний электрооборудования, определяющим
качество регенерированных или очищенных эксплуатационных масел.
Электрооборудование (активная часть, маслобак и т.д.) должно быть
промыто или очищено от остатков загрязнения до начала залива
электроизоляционного масла, которое затем будет в нем
эксплуатироваться.
Качество электроизоляционного масла в электрооборудовании, ремонт
которого выполнялся без слива масла, должно соответствовать положениям
объема и норм испытаний электрооборудования, определяющим качество
эксплуатационных масел в области "нормального состояния".
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 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.
5.14.7. Контроль качества трансформаторного масла при приеме и
хранении осуществляется в соответствии с положениями объема и норм
испытаний электрооборудования. Допускается определять класс
промышленной чистоты вместо определения содержания механических
примесей.
5.14.8. Баки (резервуары) для хранения масел должны быть
оборудованы воздухоосушительными фильтрами. Перед заливом масла баки
проверяются на чистоту и при необходимости очищаются от загрязнений.
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-методом.
Нефтяное турбинное масло, слитое из цистерны в свободный чистый
сухой резервуар, должно быть проверено на время деэмульсации,
стабильность против окисления, антикоррозионные свойства. В случае
несоответствия качества масла по этим показателям государственным
стандартам должен быть выполнен анализ пробы, отобранной из цистерны.
Масло перед заливом в оборудование должно быть подготовлено и
соответствовать положениям инструкций по эксплуатации турбинных масел,
определяющих качество масел заливаемых в оборудование.
5.14.11. Эксплуатационное турбинное масло в паровых турбинах,
питательных электро- и турбонасосах должно удовлетворять следующим
нормам:
а) нефтяное:
кислотное число - не более 0,3 мг КОН на 1 г масла;
вода, шлам, механические примеси должны отсутствовать
(определяются визуально);
растворенный шлам должен отсутствовать (определяется при
кислотном числе масла 0,1 мг КОН на 1 г масла и выше);
термоокислительная стабильность - для масла Тп-22С или Тп-22Б
(кислотное число - не более 0,8 КОН на 1 г масла; массовая доля осадка
- не более 0,15%).
Условия окисления масла: температура испытания 120 +/- 0,5 град.
С, время - 14 ч; скорость подачи кислорода - 200 см3/мин.
Термоокислительная стабильность масла определяется 1 раз в год
перед наступлением осенне-зимнего максимума для масел или их смесей с
кислотным числом 0,1 мг КОН на 1 г масла и более. Для масла из
маслосистем питательных электро- и турбонасосов этот показатель не
определяется;
б) огнестойкое синтетическое:
кислотное число - не более 1 мг КОН на 1 г масла;
содержание водорастворимых кислот - не более 0,4 мг КОН на 1 г
масла;
массовая доля механических примесей - не более 0,01 %;
изменение вязкости - не более 10% исходного значения для
товарного масла;
содержание растворенного шлама (по методике ВТИ) - изменение
оптической плотности не менее 25% (определяется при кислотном числе
масла 0,7 мг КОН на 1 г масла и выше).
Вместо определения содержания механических примесей допускается
определение класса промышленной чистоты - не более 11-го класса.
5.14.12. Огнестойкие турбинные масла, достигшие предельной
эксплуатационной нормы по кислотному числу, должны быть отправлены на
завод-изготовитель для восстановления качества. Эксплуатация
огнестойких турбинных масел должна осуществляться в соответствии с
положениями специальной инструкции.
5.14.13. Эксплуатационное масло Тп-30 в гидротурбинах должно
удовлетворять следующим нормам:
кислотное число - не более 0,6 мг КОН на 1 г масла;
вода, шлам, механические примеси должны отсутствовать
(определяются визуально);
массовая доля растворенного шлама - не более 0,01 %.
Вместо определения содержания механических примесей допускается
определение класса промышленной чистоты - не более 13-го класса.
5.14.14. В процессе хранения и эксплуатации турбинное масло
должно периодически подвергаться визуальному контролю и сокращенному
анализу.
В объем сокращенного анализа нефтяного масла входит определение
кислотного числа, наличия механических примесей, шлама и воды;
огнестойкого масла - определение кислотного числа, содержания
водорастворимых кислот, наличия воды, количественное определение
содержания механических примесей экспресс-методом.
Визуальный контроль масла заключается в проверке его по внешнему
виду на содержание воды, шлама и механических примесей для решения о
необходимости его очистки.
Дополнительно рекомендуется определять класс промышленной
чистоты.
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
|