Про внесення змін та доповнень до Правил технічної експлуатації електроустановок споживачів (додатки 1-5)

{Правила технічної експлуатації електроустановок споживачів, затверджені Наказом № 91 від 13.02.2012}

Додаток 1

до Правил технічної експлуатації

електроустановок споживачів

НОРМИ І ОБСЯГ ВИПРОБУВАНЬ ТА ВИМІРЮВАНЬ

параметрів електрообладнання та апаратів електроустановок споживачів

Таблиця 1. Силові трансформатори, автотрансформатори й масляні реактори (далі - трансформатори)

Найменування перевірки

Вид перевірки

Перелік питань та обладнання, які підлягають перевірці

Вказівки

1

2

3

4

1. Обсяг і періодичність вимірювань та випробувань трансформаторів

Види та обсяг вимірювань і випробувань силових трансформаторів, автотрансформаторів та масляних реакторів загального призначення повинні відповідати вказівкам, зазначеним в таблиці 1 додатка 2 до цих Правил

2. Визначення умов увімкнення трансформатора

К2

Трансформатори, що пройшли капітальний ремонт з повною або частковою заміною обмоток чи ізоляції, підлягають сушінню незалежно від результатів вимірювання.

Трансформатори, що пройшли капітальний ремонт без заміни обмоток чи ізоляції, можуть бути увімкнені в роботу без підсушування чи сушіння, якщо показники масла й ізоляції обмоток відповідають вимогам, наведеним у таблиці 2 додатка 2 до цих Правил, а також за дотримання умов перебування активної частини у повітрі. Тривалість робіт, пов'язаних з розгерметизацією бака, повинна бути не більше ніж:

для трансформаторів на напругу до 35 кВ - 48 год. при відносній вологості до 75 % і 32 год. при відносній вологості до 85 %;

для трансформаторів на напругу 110 кВ і більше - 16 год. при відносній вологості до 75 % і 10 год. при відносній вологості до 85 %.

Якщо час огляду трансформатора перевищує вказаний, але не більше ніж у 2 рази, то має бути проведене контрольне підсушування трансформатора

Обсяг вимірювань і випробувань трансформаторів під час їх здавання на капітальний ремонт і після його завершення приймають згідно з пунктами 3-6, 9-19, 20, 21 цієї таблиці; додатково, у разі заміни обмоток трансформаторів, виконують визначення групи з'єднань, коефіцієнта трансформації за ГОСТ 3484.1-88 та випробування підвищеною напругою за ГОСТ 1516.3-96

3. Вимірювання опору ізоляції:

а) обмоток

К, П, М

Найменші допустимі значення опору ізоляції для обмоток маслонаповнених трансформаторів, які вводяться до експлуатації, регламентуються вимогами документації підприємства-виробника.

Значення опору ізоляції обмоток трансформаторів, які вводяться в експлуатацію після капітального ремонту, повинні бути не меншими ніж 50 % від значень, отриманих під час приймально-здавальних випробувань або паспортних, а для трансформаторів на напругу до 35 кВ потужністю до 10 МВ•А значення R60 має бути не меншим ніж значення, наведені у таблиці 4 додатка 2 до цих Правил.

Найменші допустимі значення опору ізоляції для обмотки сухих трансформаторів, які вводяться до експлуатації, за температури від 10°С до 30°С мають бути не нижчими: для обмоток з номінальною напругою до 1 кВ - 100 МОм, 6 кВ - 300 МОм; понад 6 кВ - 500 МОм.

Під час експлуатації значення опору ізоляції не нормується, але воно повинно враховуватися під час комплексного розгляду результатів усіх вимірювань ізоляції та порівнюватися з раніше одержаними параметрами.

Вимірювання проводиться мегаомметром на напругу 2500 В за схемами, наведеними в таблиці 3 додатка 2 до цих Правил.

Вимірювання опору ізоляції обмоток рекомендується виконувати за температури ізоляції: для трансформаторів на напругу 110 кВ - 150 кВ - не нижчої ніж 10°С, а для трансформаторів на напругу до 35 кВ - за температури не нижчої ніж 5°С.

Методика перерахунку R60, виміряного після капітального ремонту, за температури t1 до значення R60, виміряного під час приймально-здавальних випробувань за температури t2, наведена в додатку Д СОУ-Н ЕЕ 20.302

б) ярмових балок, пресувальних кілець і доступних стяжних шпильок

К, П

Опір ізоляції має бути не меншим ніж 0,5 МОм

Вимірювання проводиться за необхідності, у разі огляду або ремонту активної частини, мегаомметром на напругу 1000 В або 2500 В

4. Вимірювання тангенса кута діелектричних втрат

К,М

Для трансформаторів, які вводяться в експлуатацію після капітального ремонту, отримані значення tgd ізоляції, з урахуванням впливу tgd масла, не повинні відрізнятися більше ніж на 50 % від значень, отриманих під час приймально-здавальних випробувань або паспортних даних.

Значення tgd, які виміряні за температури ізоляції 20°С та вище, менші ніж 1%, вважають задовільними (без порівняння з паспортними).

Під час експлуатації значення tgd не нормується, але його необхідно враховувати під час комплексного розгляду результатів усіх вимірювань ізоляції і порівнювати із раніше одержаними

Під час експлуатації вимірювання tgd проводять в трансформаторах на напругу 110 кВ і вище. Вимірювання проводиться за схемами, наведеними в таблиці 3 додатка 2 до цих Правил.

Вимірювання tgd рекомендується виконувати за температури ізоляції не нижчої ніж 10°С.

Методика перерахунку tgd, виміряного після капітального ремонту за температури t1, до значення tgd, виміряного під час приймально-здавальних випробувань за температури t2,наведена в додатку Д СОУ-Н ЕЕ 20.304:2009

5. Випробування ізоляції підвищеною прикладеною напругою частоти 50 Гц

Під час ремонту з повною заміною обмоток усіх типів трансформаторів випробування підвищеною напругою обов'язкове. Значення випробної напруги повинно дорівнювати встановленому підприємством-виробником.

Під час ремонту з частковою заміною ізоляції або під час реконструкції значення випробної напруги повинно дорівнювати 0,9 від встановленого підприємством-виробником. Випробування ізоляції обмоток під час експлуатації проводять згідно з інструкціями підприємства-виробника.

Тривалість прикладення випробної напруги - 1 хв.

Під час капітальних ремонтів без заміни обмоток та ізоляції випробування ізоляції обмоток разом із вводами маслонаповнених трансформаторів не обов'язкове.

Випробування ізоляції сухих трансформаторів проводиться обов'язково. Значення випробної напруги приймається згідно з даними таблиці 5 додатка 2 до цих Правил

6. Вимірювання опору обмоток постійному струму

К, М

Допускається відхилення виміряного значення опору обмоток трифазних трансформаторів в межах 2%, а для однофазних трансформаторів - не більше ніж 5% від значення опору, отриманого на відповідних відгалуженнях інших фаз, або паспортних значень опору за однакових температур, якщо немає особливих вказівок підприємства-виробника

Вимірювання проводиться на всіх відгалуженнях, якщо в паспорті підприємства-виробника немає інших вказівок

7. Перевірка коефіцієнта трансформації

К

Допускається відхилення виміряного значення в межах 2% від значень, отриманих на відповідних відгалуженнях інших фаз, або від вихідних даних. Крім того, для трансформаторів з РПН різниця коефіцієнтів трансформації не повинна бути більшою від значення ступеня регулювання

Перевірка проводиться на всіх відгалуженнях перемикального пристрою

8. Перевірка групи з'єднань обмоток трифазних трансформаторів і полярності виводів однофазних трансформаторів

К

Група з'єднань повинна відповідати зазначеній в паспорті трансформатора, а полярність виводів - позначенням на кришці трансформатора

Перевірка проводиться під час ремонту з частковою або повною заміною обмоток

9. Вимірювання значення сили струму і втрат неробочого ходу (НХ) за зниженої напруги

К

В експлуатації значення втрат НХ не нормується.

Силу струму НХ вимірюють за зниженої напруги. Значення сили струму НХ не нормується.

Вимірювання проводяться у трансформаторах потужністю 1000 кВЧА і більше

Вимірювання під час експлуатації проводять під час комплексних випробувань трансформатора.

Значення сили струму і втрат НХ вимірюють за схемами, за якими їх вимірювали на підприємстві-виробнику

10. Перевірка роботи перемикальних пристроїв типів РПН і ПБЗ

К, П

Контроль справності перемикальних пристроїв проводять згідно з типовими інструкціями або інструкціями підприємства-виробника

11. Випробування бака на щільність

К

Після монтажу та ремонту трансформаторів випробування баків на щільність проводять тиском згідно з ГОСТ 3484.5-88, інструкціями підприємства-виробника та керівними документами на ремонт трансформаторів. Трансформатори без розширника і герметизовані на маслощільність не випробуються

Випробування проводиться тиском стовпа масла, висота якого над рівнем заповненого розширника приймається 0,6 м; для баків хвилястих і з пластинчатими радіаторами - 0,3 м. Тривалість випробування - не менше ніж 3 годин за температури масла не нижче ніж 10°C

12. Перевірка пристроїв охолодження

К

Пристрої охолодження повинні бути справними і відповідати вимогам інструкцій підприємства-виробника

Перевірка проводиться відповідно до типових інструкцій і інструкцій підприємства-виробника

13. Перевірка засобів захисту масла від впливу навколишнього середовища

К, М

Перевірку повітроосушувача, установок азотного і плівкового захистів масла, термосифонного або абсорбційного фільтра під час капітального ремонту проводять згідно з інструкціями підприємства-виробника

Індикаторний силікагель повинен мати рівномірне блакитне забарвлення зерен. Зміна кольору зерен силікагелю на рожевий свідчить про його зволоження

14. Фазування трансформаторів

К

Чергування фаз повинно збігатися

Фазування проводиться після капітального ремонту, а також після змін у первинних колах

15. Випробування трансформаторного масла:

а) з бака трансформатора

К, П, М

Масло випробується за показниками, наведеними в пунктах 1-5 таблиці 6 додатка 2 до цих Правил. Вимірювання tgd масла проводиться у трансформаторах, які мають підвищене значення tgd ізоляції. Масло з трансформаторів з плівковим захистом повинно додатково випробуватися: за показниками, наведеними в пунктах 7 та 8 таблиці 6 додатка 2 до цих Правил, з азотним захистом - за показниками таблиці 6 додатка 2 до цих Правил

Випробування проводяться:

після капітальних ремонтів трансформаторів;

у силових трансформаторів потужністю більше 630 кВА на напругу 6 кВ - 35 кВ - не рідше одного разу на 3 роки, а трансформаторів, що працюють без термосифонних фільтрів, - не рідше ніж один раз на 2 роки;

у силових трансформаторів на напругу 110 кВ і вище - один раз на 3 роки та після спрацьовування газового реле на сигнал.

У трансформаторів потужністю до 630 кВ•А проба масла не відбирається. У разі незадовільних характеристик ізоляції здійснюються роботи з відновлення ізоляції, заміни масла та силікагелю у термосифонних фільтрах. У трансформаторах на напругу 110 кВ і вище, а також у трансформаторах з пристроєм РПН проводиться хроматографічний аналіз розчинених у маслі газів.

Контроль проводиться згідно з СОУ-Н ЕЕ 46.302 та СОУ-Н ЕЕ 46.501.

Випробування проводиться після певної кількості перемикань, зазначених в інструкції з експлуатації даного перемикача, але не рідше ніж один раз на рік

б) з бака контактора РПН (відокремленого від масла трансформатора)

К, П, М

Масло слід замінювати:

коли значення пробивної напруги нижче ніж:

25 кВ у контакторах з ізоляцією на напругу 10 кВ;

30 кВ - з ізоляцією на напругу 35 кВ,

35 кВ - з ізоляцією на напругу 110 кВ;

якщо в маслі виявлена вода (визначення якісне) або механічні домішки (визначення візуальне)

16. Вимірювання значення опору короткого замикання (КЗ)

К, М

Значення опору КЗ (Zк) вимірюється перед першим увімкненням та після капітального ремонту трансформаторів на напругу 110 кВ і вище, потужністю 63 МВ•А і вище. Значення Zк приймають за базове. Значення Zк не повинно відрізнятися більше ніж на 3% від базового або на 5% від вирахуваного за паспортом на однакових відгалуженнях обмоток, якщо інші значення не вказані в документації підприємства-виробника

Під час експлуатації вимірювання проводять після протікання через обмотки трансформатора струму КЗ силою 70 % і більше від допустимого за стандартами і ТУ, а також під час комплексного визначення необхідності капітального ремонту

17. Випробування трансформаторів увімкненням поштовхом на номінальну напругу

К

У процесі 3-5-разового увімкнення трансформатора на номінальну напругу і витримки під напругою протягом часу не менше ніж 30 хв. не повинно бути явищ, що свідчать про незадовільний стан трансформатора

Трансформатори, змонтовані за схемою блока з генератором, рекомендується вмикати в мережу з підняттям напруги від нуля

18. Випробування вводів

К, М

Проводиться відповідно до таблиці 9 додатка 1 до цих Правил

19. Перевірка вбудованих трансформаторів струму (ТС)

К, М

Проводиться відповідно до таблиці 20 додатка 1 до цих Правил

20. Перевірка дії допоміжних елементів

К, П, М

Перевірку засобів захисту масла від впливу навколишнього середовища, дії газового і захисного реле РПН, стрілкового маслопокажчика, запобіжного і відсічного клапанів, термоперетворювачів опору проводять згідно з інструкціями підприємства-виробника

21. Оцінювання вологості твердої ізоляції

К, М

Оцінювання вологості проводять для трансформаторів на напругу 110 кВ і вище потужністю 63 МВ•А і більше. При цьому необхідно також враховувати вказівки пункту 8. 16 СОУ-Н ЕЕ 20.302

22. Перевірка запобіжних пристроїв

К

Перевірку запобіжного і відсічного клапанів, а також запобіжної (вихлопної) труби проводять згідно з інструкціями підприємства-виробника

__________

Примітки:

К - для:

трансформаторів на напругу 110 кВ і вище потужністю 63 МВ•А і більше, головних трансформаторів електростанцій та підстанцій,основних трансформаторів власних потреб електростанцій і реакторів - перший раз не пізніше ніж через 12 років після введення в експлуатацію, а надалі - залежно від стану цього обладнання згідно з рішенням технічного керівника споживача;

решти трансформаторів і реакторів - відповідно до місцевих інструкцій та залежно від терміну експлуатації.

П - для:

трансформаторів і автотрансформаторів з РПН - щорічно. Позачергові випробування пристроїв РПН проводять після кількості перемикань, яка встановлена інструкцією підприємства-виробника;

трансформаторів без РПН, реакторів, головних трансформаторів електростанцій і підстанцій, основних і резервних трансформаторів власних потреб - один раз на 3 роки;

трансформаторів, які експлуатуються в зонах підвищеного забруднення, - згідно з місцевими інструкціями;

системи охолодження типів Д, ДЦ і Ц - щорічно;

решти трансформаторів - не рідше одного разу на 6 років.

М - проводиться у терміни, установлені системою ТОР.

Випробування трансформаторного масла слід проводити відповідно до вказівок, наведених у пункті 15 цієї таблиці.

1. Випробування за пунктами 4, 7 - 9, 12, 16, 18, 20-22 цієї таблиці не обов'язкові для трансформаторів потужністю до 1000 кВЧА.

2. Випробування за пунктами 2, 4, 9 - 13, 15, 16, 18-22 цієї таблиці для сухих трансформаторів усіх потужностей не проводяться.

3. Вимірювання опору ізоляції та tgd повинні проводитися за однакової температури або приводитися до однієї температури. Значення tgd, виміряні за температури ізоляції 20°С і вище, які не перевищують 1%, вважаються задовільними, і їх перерахунок до вихідної температури не вимагається.

Таблиця 2. Напівпровідникові перетворювачі (далі - перетворювачі)

Найменування перевірки

Вид перевірки

Значення параметрів

Вказівки

1

2

3

4

1. Вимірювання опору ізоляції струмовідних частин

К, М

Опір ізоляції повинен бути не менше ніж 5 МОм

Проводяться в холодному стані і за незаповненої системи охолодження для силової частини мегаомметром на напругу 2500 В, для кіл вторинної комутації - мегаомметром на напругу 1000 В. Усі тиристори (аноди, катоди, керуючі електроди), вентилі, конденсатори, обмотки трансформаторів на час випробувань слід закоротити, блоки системи керування необхідно вийняти з роз'ємів

2. Випробування підвищеною напругою частоти 50 Гц ізоляції струмовідних частин відносно корпусу та кіл, не пов'язаних між собою

К, М

Значення випробної напруги наведені в таблиці 7 додатка 2 до цих Правил.

Тривалість випробування 1 хв.

Силові кола змінної і постійної напруг на період випробування повинні бути електрично з'єднані. Усі тиристори (аноди, катоди, керуючі електроди), вентилі, конденсатори, обмотки трансформаторів на час випробувань слід закоротити, блоки системи керування необхідно вийняти з роз'ємів

3. Перевірка режимів роботи силових напівпровідникових приладів:

а) вимірювання значення опору «анод-катод» на всіх тиристорах (перевірка відсутності пробою)

К, П, М

Відхилення від середньоариф-метичного значення опору не більше ніж на 10%

Вимірюється омметром

б) перевірка відсутності обриву у вентилях (вимірювання прямого і зворотного падіння напруги на вентилях)

К, М

Значення падіння напруги на вентилях повинно бути в межах даних, вказаних підприємством-виробником

Вимірюється вольтметром або осцилографом за умови граничного значення сили струму перетворювача

в) перевірка цілісності плавких вставок запобіжників

К, М

Значення опору не нормується

Вимірюється омметром

г) вимірювання розподілення струмів між паралельними вітками тиристорів або вентилів

К, П, М

Відхилення від середньо-арифметичного значення сили струму не більше ніж на 10%

Вимірюється під час роботи перетворювача з номінальним значенням сили струму

ґ) вимірювання розподілення напруги між послідовно включеними тиристорами і вентилями

К, П, М

Відхилення від середньоарифметичного значення напруги не більше ніж на 20%

Вимірюється під час роботи перетворювача з номінальним значенням сили струму

д) вимірювання розподілення струмів між паралельно увімкненими перетворювачами

К, П, М

Відхилення від середнього розрахункового значення струму через перетворювач не більше ніж на 10%

Вимірюється під час роботи перетворювача з номінальним значенням сили струму

е) вимірювання розподілення струмів між гілками однойменних плечей паралельно ввімкнених перетворювачів

К, П, М

Відхилення від середнього розрахункового значення струму гілки однойменних плечей не більше ніж на 20%

Вимірюється під час роботи перетворювача з номінальним значенням сили струму

4. Перевірка трансформаторів агрегату (крім вимірювання опору обмоток)

К, М

Проводиться відповідно до пунктів 2-19 таблиці 1 цього додатка та інструкцій підприємств-виробників

5. Вимірювання значення опору обмоток агрегату трансформатора (випрямного, послідовного та ін.)

К

Допускається відхилення від початкових даних у межах ±5%

Показники вимірювань повинні бути приведені до температури вихідних даних

6. Перевірка системи керування тиристорами

К, П, М

Діапазон регулювання випрямленої напруги повинен відповідати вимогам підприємства-виробника

Проводиться в обсязі і за методикою, передбаченими інструкціями підприємства-виробника

7. Перевірка системи охолодження тиристорів і вентилів

К, П, М

Виконуються гідравлічні випробування підвищеним тиском води. Значення тиску та час випробування повинні відповідати нормам підприємства-виробника

Проводиться в обсязі і за методикою, передбаченими інструкціями підприємства-виробника

8. Знімання робочих регулювальних та динамічних характеристик

К

Відхилення від заданих характеристик повинні залишатися в межах, установлених підприємством-виробником

Проводиться в обсязі і за методикою, передбаченими інструкціями підприємства-виробника

9. Перевірка температури силових тиристорів, діодів, запобіжників, шин та інших елементів перетворювача

К, М

Значення температури не повинно перевищувати допустимі значення згідно з вимогами підприємства-виробника

Перевірку рекомендується виконувати за допомогою тепловізора

10. Перевірка захисту агрегатів на напругу до 1 кВ

К, П, М

Проводиться відповідно до пункту 3 таблиці 27 цього додатка

__________

Примітка.

К, П, М - проводяться у терміни, установлені системою ТОР.

Таблиця 3. Силові конденсатори

Найменування перевірки

Вид перевірки

Нормативне значення

Вказівки

1

2

3

4

1. Зовнішній огляд

К, П

Перевіряється відсутність течі просочувальної рідини, пошкодження ізоляторів, здуття стінок корпусу

З експлуатації знімаються конденсатори, що мають краплинну течу, яку не можна усунути, пошкодження ізоляторів, здуття стінок корпусу

2. Вимірювання опору ізоляції

К

Значення опору ізоляції між виводами і корпусом конденсатора не нормується, але воно має бути не меншим ніж 100 МОм.

Вимірювання опору ізоляції ізолюючих фарфорових підставок конденсаторів проводиться відповідно до пункту 2 таблиці 8 цього додатка

Вимірювання проводиться мегаомметром на напругу 2500 В

3. Вимірювання значення ємності конденсатора

К, М

Допускається відхилення значення ємності від вихідних даних:

не більше ніж на плюс 10 % та не менше ніж на мінус 10 % для косинусних конденсаторів;

не більше ніж на плюс 10 % та не менше ніж на мінус 15 % для конденсаторів поздовжньої компенсації; не більше ніж на плюс 5 % та не менше ніж на мінус 5 % для конденсаторів зв'язку та конденсаторів - подільників напруги, якщо інші значення не вказані в документації підприємства-виробника

4. Випробування підвищеною напругою частоти 50 Гц

К

Необхідність проведення випробування конденсаторів підвищеною напругою, значення випробної напруги та тривалість її прикладання визначають за інструкціями підприємства-виробника

Випробування відносно корпусу проводиться при перемкнутих виводах конденсатора. Випробування конденсаторів відносно корпусу, що мають один вивід, з'єднаний з корпусом, не проводяться

5. Вимірювання тангенса кута діелектричних втрат tgd

К

Виміряні значення tgd не повинні перевищувати 0,8 % за температури 20°С. Якщо виміри проведені за температури, яка відрізняється від 20°С, необхідно застосовувати коефіцієнт перерахунку, що дорівнює 0,3 % на 1°С

Вимірювання проводяться на конденсаторах зв'язку, відбору потужності та конденсаторах для подільників напруги

6. Випробування батареї конденсаторів

К

Випробування проводять трикратним увімкненням батареї на номінальну напругу з контролем значення сили струму кожної з фаз

Значення сили струму в різних фазах не повинні відрізнятися один від одного більше ніж на 5%

__________

Примітки:

1. К, М - проводяться у терміни, установлені системою ТОР.

2. Вимірювання проводяться для:

косинусних конденсаторів під час капітального ремонту, але не рідше ніж один раз на 8 років, якщо інше не передбачене інструкцією підприємства-виробника;

конденсаторів зв'язку та відбору потужностей - за результатами огляду та за необхідності;

подільників напруги - під час капітального ремонту обладнання або розподільної установки (РУ);

конденсаторів подовжньої компенсації - у перші 2 роки експлуатації - щорічно, у подальшому - один раз на 3 роки.

Таблиця 4. Акумуляторні батареї

Найменування перевірки

Вид перевірки

Нормативне значення

Вказівки

1

2

3

4

1. Перевірка ємності відформованої АБ

К, П

Ємність, яка приведена до температури 20°С, повинна відповідати даним підприємства-виробника

У разі зниження ємності батареї до значення 70 % від номінальної її необхідно відновити. За неможливості відновлення батарея підлягає заміні.

Визначення фактичного значення ємності АБ електростанції - не рідше одного разу на 2 роки, підстанції - за необхідності.

Перевірка напруги АБ поштовховими струмами - щорічно

2. Перевірка густини електроліту в кожному елементі батареї відкритого типу

К, М

Густина електроліту в кожному елементі для повністю зарядженої батареї в кінці зарядження та в режимі постійного підзарядження, приведена до температури 20°С, повинна бути:

для акумуляторів типу СК (1,205 ± 0,005) г/см3;

для акумуляторів типу СН (1,24 ± 0,005) г/см3.

Густина електроліту в кінці розрядження у справних акумуляторів повинна бути не менше ніж 1,145 г/см3 для акумуляторів типу С (СК) та 1,15 г/см3 для СН.

Для інших типів батарей густина електроліту повинна відповідати даним підприємства-виробника

Температура електроліту під час зарядження не повинна перевищувати 40°С для акумуляторів типу СК і 45°С для акумуляторів типу СН

3. Хімічний аналіз електроліту

К, М

Вимоги до сірчаної кислоти і електроліту наведені в таблиці 8 додатка 2 до цих Правил

Проводиться один раз на рік за пробами, взятими з контрольних елементів

4. Вимірювання значення напруги кожного елемента батареї

К, М

Значення напруги елементів, що відстають, в кінці контрольного розряду не повинні відрізнятися більше ніж на 2 % від середньо-арифметичного значення напруги решти елементів, а кількість елементів, що відстають, не повинна перевищувати 3 % від їх загальної кількості.

Значення напруги кожного елемента батареї, що працює в режимі підзарядження, повинно бути 2,2 ± 0,05 В

Значення напруги в кінці розряду встановлюється у стандарті або технічних умовах на акумулятор (батарею) конкретного типу

5. Вимірювання значення опору ізоляції батареї

К, М

Значення опору ізоляції повинно бути не менше ніж:

15 кОм за напруги 24 В;

25 кОм за напруги 48 В;

30 кОм за напруги 60 В;

50 кОм за напруги 100 В;

100 кОм за напруги 220 В

6. Вимірювання висоти осаду (шламу) у кожному елементі батареї

М

Між поверхнею осаду і нижнім краєм позитивних пластин повинен бути вільний простір не менше ніж 10 мм

7. Перевірка працездатності АБ на підстанціях, ТЕС та ВРУ електростанцій в режимах поштовхових струмів

М

Значення напруги на виводах АБ за вимкнутого підзарядного агрегату та розрядки батареї протягом не більше ніж 5с найбільшою можливою силою струму (кратністю не більше ніж 2,5 значення сили струму одногодинної розрядки) не повинно знижуватися більше ніж на 0,4 В на один елемент від напруги в момент, що передує поштовху струму. Результати вимірювання порівнюють з попередніми

Рекомендується виконувати один раз на рік. Перевірка виконується тільки на тих енергооб'єктах, де є споживачі, які можуть викликати потужні поштовхові навантаги на АБ

__________

Примітки:

1. К, П та М проводяться у терміни, установлені системою ТОР, при цьому хімічний аналіз електроліту проводиться один раз на рік.

2. Визначення фактичної ємності АБ електростанції - не рідше одного разу на 2 роки, підстанції - за необхідності.

3. Інші перевірки (щільність, осад, вимірювання значення напруги тощо) - згідно з місцевими інструкціями.

4. Перевірка напруги АБ поштовховими струмами - щорічно.

Таблиця 5. Кабельні лінії

Найменування перевірки

Вид перевірки

Значення параметрів

Вказівки

1

2

3

4

1. Визначення відсутності обривів оболонок і жил кабелів та фазування кабельних ліній (КЛ)

К,П

Виконують до початку високовольтних випробувань, після монтажу, перемонтажу муфт або перез'єднання жил кабелю (за необхідності)

Обов'язковим є вимірювання перехідного опору електричного контакту між наконечником і жилою кабелю

2. Вимірювання значення опору ізоляції:

К, П

Тривалість вимірювання 1 хв.

Вимірювання проводять мегаомметром на напругу 2500 В до і після випробувань підвищеною напругою.

Мета випробування - встановити відсутність КЗ в кабелі

а) кабелі напругою понад 1 кВ

Значення опору ізоляції не нормується (порівнюється з попереднім значенням).

б) кабелі напругою до 1 кВ

Значення опору ізоляції повинно бути не нижче ніж 0,5 МОм

3. Випробування підвищеною напругою:

К, П

Випробування кабелів напругою до 1 кВ може проводитися мегаомметром на напругу 2500 В протягом 1 хв.

Дозволяється проводити випробування ізоляції кабелів напругою 110 кВ - 150 кВ шляхом увімкнення КЛ на номінальну напругу. Тривалість випробування визначають за згодою споживача і підприємства-виробника, але не більше ніж 24 год.

У період випробування кожної фази, періодично і на останній хвилині випробування за показами міліамперметра визначають значення струму витоку. Якщо під час випробування струм витоку наростатиме або з'являться поштовхи струму, то тривалість випробування слід збільшити у два рази. Абсолютне значення струму витоку не є бракувальним показником. КЛ із задовільною ізоляцією мають стабільні значення струму витоку: КЛ з паперовою ізоляцією напругою до 10 кВ - 300 мкА, напругою 20 кВ - 35 кВ - 800 мкА, за коефіцієнта асиметрії по фазах до 2,5. Для коротких КЛ (довжиною до 100 м) напругою 3 кВ - 10 кВ без з'єднувальних муфт допустимі значення струму витоку не повинні перевищувати 2 мкА - 3 мкА на 1 кВ значення випробної напруги. При цьому коефіцієнт асиметрії струмів витоку по фазах не повинен перевищувати 8-10 за умови, що абсолютні значення струму не перевищують допустимі.

За наявності в мережі 6 кВ - 35 кВ засобів неперервного діагностування стану ізоляції силових кабелів під робочою напругою (наприклад, за частковими пробоями) випробування кабелів можуть проводитися лише у разі незадовільних результатів їх контролю під робочою напругою.

Допускається розпорядженням технічного керівника споживача за погодженням з електропередавальною організацією (основним споживачем) встановлювати інші значення випробної напруги та періодичності випробувань:

для живильних КЛ з кількістю з'єднувальних муфт, більшою ніж 10 на 1 км довжини;

для КЛ напругою 6 кВ - 35 кВ з терміном експлуатації більше ніж 15 років;

для кабелів, які підлягають реконструкції та виведенню з роботи в найближчі 5 років.

Позапланові випробування проводяться після проведення ремонтних робіт на КЛ

а) випробування випрямленою напругою

Значення випробної випрямленої напруги приймають згідно з таблицею 9 додатка 2 до цих Правил, з урахуванням місцевих умов роботи силових КЛ.

Тривалість випробування в процесі експлуатації 5 хв.

б) випробування змінною напругою наднизької частоти 0,1 Гц спеціальної форми „косинусний прямокутник”

К, П

Значення випробної змінної напруги наведені в таблиці 10 додатка 2 до цих Правил.

Тривалість випробування в процесі експлуатації 15 хв.

Ці випробування рекомендується проводити замість випробування підвищеною випрямленою напругою (особливо для кабелів з ізоляцією із зшитого поліетилену) на підставі аналізу технічної можливості, за рішенням технічного керівника споживача.

в) періодичність випробувань підвищеною напругою

Періодичність випробування КЛ встановлюється відповідно до таблиці 11 додатка 2 до цих Правил.

4. Контроль ступеня осушення вертикальних ділянок кабелю

М

Різниця нагрівання між окремими точками не повинна перевищувати 2°С - 3°С з урахуванням температури зовнішнього повітря. Періодичність контролю визначають на підставі рекомендації підприємства-виробника кабельної продукції

Виконують для кабелів напругою 20 кВ - 35 кВ, ізоляцію яких просочено в'язкою сполукою, згідно із СОУ-Н МПЕ 40.1.20.509, вимірюванням і порівнянням температури нагрівання оболонок у різних точках вертикального відрізка кабелю

5. Вимірювання значення блукаючих струмів у КЛ

М

Під час експлуатації КЛ вимірюють значення потенціалів і струму на оболонках кабелів у контрольних точках, а також параметри електрозахисту

Небезпечними з точку зору корозії, викликаної блукаючими струмами, вважають відрізки КЛ в анодних і знакозмінних зонах у випадках, якщо:

кабелі з металевою оболонкою прокладено в ґрунтах з середньою та низькою корозійною активністю (питомий опір ґрунту більший ніж 20 ОмЧм) за середньодобової щільності струму витоку в ґрунт, більшої ніж 0,15 мА/дм2;

кабелі з металевою оболонкою прокладено в ґрунтах з високою корозійною активністю (питомий опір ґрунту менший ніж 20 Ом·м) за будь-якої середньодобової щільності струму витоку в землю;

кабелі мають незахищену металеву оболонку, зруйновану броню і зруйновані захисні покриття;

відрізок КЛ використовують у вигляді сталевого трубопроводу кабелів високого тиску незалежно від агресивності навколишнього ґрунту та видів ізоляційних покриттів на ньому.

У споживача мають бути розроблені місцеві інструкції з антикорозійного захисту КЛ

6. Визначення хімічної корозії КЛ

М

Оцінку корозійної активності ґрунтів і природних вод рекомендується здійснювати за даними хімічного аналізу середовища або методом втрати ваги металу згідно з місцевими інструкціями

Проводиться, якщо має місце пошкодження кабелів корозією і немає відомостей про корозійні умови траси. Корозійну активність ґрунтів оцінюють по відношенню до алюмінієвих і стальних оболонок кабелів згідно з нормами та методами визначення агресивності середовища відносно алюмінієвої та стальних оболонок електричних кабелів (ГКД 34.20.507)

7. Вимірювання значення навантаги і перевантаження КЛ

М

Значення навантаги і переван-таження кабелів мають відповідати вимогам цих Правил і вимогам підприємств-виробників

Необхідно проводити в період максимальної навантаги лінії

8. Вимірювання температури КЛ

М

Температура кабелів не повинна перевищувати допустимих значень

Вимірюють згідно із вказівкою місцевих інструкцій на відрізках траси, на яких можливі перегрівання кабелів, за допомогою приладів інфрачервоної техніки

9. Випробування пластмасової оболонки (шланга) кабелів з ізоляцією із зшитого поліетилену підвищеною випрямленою напругою

К, П

Випробується випрямленою напругою 5 кВ.

Випрямлену напругу прикладають між металевою оболонкою (екраном) і землею.

Тривалість випробування 1 хв.

Випробування проводять через рік після введення до експлуатації, а надалі - через кожні 3 роки.

Випробування доцільно також виконувати для кабелів усіх типів ізоляції, які мають пластмасову оболонку для оцінювання її цілісності

10. Вимірювання сили струму розподілу між одножильними кабелями

М

Нерівномірність значень сили струму розподілу між одножильними кабелями має бути не більшою ніж 10% (особливо, якщо це може призвести до перевантаження окремих фаз).

Виконують за результатами контрольних вимірювань сили струму та в разі різкої зміни режимів роботи мережі

__________

Примітки:

1. Періодичність випробувань КЛ наведена в таблиці 11 додатка 2 до цих Правил.

2. Випробування масла з маслонаповнених кабелів - через рік після введення до експлуатації, далі - через 3 роки, а в подальшому - один раз на 6 років.

Таблиця 6. Повітряні лінії електропередавання

Найменування перевірки

Вид перевірки

Значення параметрів

Вказівки

1

2

3

4

1. Перевірка охоронних зон повітряних ліній (ПЛ)

П, М

Перевірка траси ПЛ:

ширина просіки;

висота дерев і кущів під ПЛ та біля просіки;

протипожежний стан траси.

Вимоги до просіки повинні відповідати вимогам ПУЕ. Періодичність оглядів визначається виробничими інструкціями

Згідно з вимогами СОУ-Н ЕЕ 20.502 та Правил охорони електричних мереж на ПЛ з неізольованими проводами перевірку проводять не рідше одного разу на 3 роки. Вимірювання висоти дерев та кущів під проводами - за необхідності

2. Контроль опор та їх елементів:

К, П, М

а) контроль положення опор

Допустимі значення відхилення опор та їх елементів наведено в таблиці 12 додатка 2 до цих Правил.

б) контроль заглиблення опор у ґрунті

Заглиблення залізобетонних опор у ґрунт повинно відповідати проектним рішенням.

Перевірку необхідно провести на 20 % проміжних опор та на всіх складних опорах.

в) контроль стану фундаментів опор

Допуски на розміщення збірних фундаментів наведені в таблиці 13 додатка 2 до цих Правил.

Перевірку необхідно провести на 2 - 3 % від загальної кількості опор.

Дефекти та тріщини фундаментів і відхилення розміщення анкерних болтів не повинні перевищувати значень, наведених у СОУ-Н ЕЕ 20.502 та ГКД 34.20.503

г) контроль відтяжок опор

Значення тяжіння при відхиленні опор у межах допустимого не повинно відрізнятися від проектного більше ніж на 20 %.

Зменшення перерізу троса відтяжки не повинно перевищувати 10 %.

Вимірювання проводиться згідно з СОУ-Н ЕЕ 20.502

ґ) контроль дефектів залізобетонних опор і приставок

Розміри тріщин, наскрізних отворів і значення прогинів стійок опор повинні відповідати вимогам НД. Граничні значення прогинів та розміри дефектів залізобетонних стояків і приставок наведені у таблиці 14 додатка 2 до цих Правил.

д) контроль прогинів та корозійного зношення металоконструкцій опор

Граничні значення допусків для прогинів елементів металевих опор та металевих деталей залізобетонних опор ПЛ напругою 35 кВ і вище становлять:

траверса опори 1:300 від довжини траверси;

стояк або підкіс металевої опори 1:750 від довжини стояка, але не більше 20 мм;

поясні кутники металевих опор 1:750 від довжини елемента.

Відношення зменшеного перерізу металевого елемента (за рахунок корозії) до проектного значення перерізу не повинно бути менше ніж:

0,9 для несучих елементів;

0,8 для ненесучих елементів;

0,7 для косинок.

е) контроль дерев'яних деталей опор

Вимірюються глибина та розміри зовнішнього і внутрішнього загнивання деталей опор

Контроль проводиться згідно з СОУ-Н ЕЕ 20.502 та ГКД 34.20.503

3. Контроль проводів, грозозахисних тросів та лінійної арматури:

К, П, М

а) вимірювання відстаней від проводів і тросів

Відстані від проводів і тросів до поверхні землі та до різних об'єктів і споруд повинні відповідати вимогам ПУЕ.

б) контроль стріл провисання проводів

Стріла провисання не повинна відрізнятися від передбаченої проектом більше ніж на 5 %.

Різниця стріл провисання між проводами різних фаз не повинна перевищувати 10 % від проектного значення стріли провисання.

в) контроль перерізів проводів та грозозахисних тросів

Допустиме зменшення площі перерізу проводів і грозозахисних тросів приймається у відповідності до СОУ-Н ЕЕ 20.502.

г) контроль з'єднань проводів та грозозахисних тросів

Проводиться згідно з таблицею 7 цього додатка

Тепловізійний контроль проводиться згідно з СОУ-Н ЕЕ 20.577:2007

4. Контроль грозозахисних тросів з умонтованим волоконно-оптичним кабелем (ОКГТ)

П, М

Контроль відстаней від ОКГТ до проводів, стану заземлювальних спусків арматури ОКГТ і відсутності пошкоджень кабелю в місцях кріплення затискачів

5. Контроль ліній напругою до 1 кВ із самоутримними ізольованими проводами

К, М

Контроль стану ізоляції проводів, підтримувальних затискачів і захисних кожухів на з'єднувальних та відгалужувальних затискачах.

Значення опору ізоляції повинно бути не менше ніж 0,5 МОм на 1 км

Вимірювання опору ізоляції проводиться між фазними жилами та між фазними і додатковими жилами мегаомметром на напругу 1000 В

6. Контроль ізоляторів та ізолювальних підвісок

К, М

Контроль фарфорових ізоляторів проводиться згідно з таблицею 8 цього додатка.

Розподіл напруги між підвісними фарфоровими ізоляторами гірлянд ПЛ напругою 35 кВ - 110 кВ наведений в таблиці 15 додатка 2 до цих Правил.

Тепловізійний контроль проводиться згідно з СОУ-Н ЕЕ 20.577. Контроль скляних ізоляторів проводиться зовнішнім оглядом

Контроль ізоляторів під робочою напругою проводиться за допомогою вимірної штанги або штангою з постійним іскровим проміжком

7. Перевірка заземлювальних пристроїв

П, К, М

Проводиться згідно з таблицею 25 цього додатка

8. Перевірка трубчастих розрядників і захисних проміжків

К, М

Проводиться згідно з таблицею 18 цього додатка

9. Перевірка обмежувачів перенапруги

К, М

Проводиться згідно з таблицею 17 цього додатка

10. Контроль симетричності ємностей фаз ПЛ напругою 6 кВ - 35 кВ

ПЛ напругою до 35 кВ, які вводяться, перевіряються на симетричність ємностей їх фаз відносно землі. Допустиме значення несиметрії визначається умовами введення в роботу дугогасних реакторів, ком- пенсації ємнісного струму однофазного замикання нормованому значенню напруги несиметрії U0

Проводиться також після робіт на ПЛ, які могли призвести до порушення симетричності ємностей

__________

Примітки:

К, П, М - проводяться у терміни, установлені системою ТОР.

Періодичність перевірки елементів ПЛ:

перевірка загнивання деталей дерев'яних опор: перший раз - через 6 років після введення ПЛ в експлуатацію, а в подальшому - не рідше ніж один раз на 3 роки, а також перед підйомом на опору і перед заміною деревини;

перевірка стану антикорозійного покриття металевих опор, траверз, металевих наголовників залізобетонних підножників, анкерних болтів відтяжок, відтяжок в цілому та тросів з вибірковим розкриттям ґрунту - не рідше ніж один раз на 6 років;

перевірка стану залізобетонних опор і приставок - не рідше ніж один раз на 6 років;

перевірка електричної міцності підвісних ізоляторів (крім скляних, стрижневих і штирьових) штангою або іншим способом - в перший рік експлуатації і в подальшому - не рідше ніж один раз на 6 років. Якщо ПЛ контролюється тепловізором, то перевірку один раз на 6 років дозволено не проводити;

перевірка стану болтових з'єднань проводів ПЛ напругою 35 кВ і вище електричними вимірами - один раз на 6 років. Електричні виміри з'єднань проводів, які виконані зварюванням, скруткою, обтиском і опресовуванням, проводити не потрібно. Якщо ПЛ контролюється тепловізором, то перевірку один раз на 6 років дозволено не проводити;

вимірювання опору заземлення опор і тросів, а також повторних заземлювань нульового проводу - згідно з таблицею 25 цього додатка;

вимірювання опору петлі «фаза-нуль» на ПЛ напругою 0,4 кВ - під час прийняття в експлуатацію, після підключення нових споживачів, але не рідше ніж один раз на 6 років.

Таблиця 7. Контактні з'єднання збірних та з'єднувальних шин, проводів і грозозахисних тросів