ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей ПТЭЭП

Утверждены

приказом Минэнерго России

от 13 января 2003 г. N 6

 

ПРАВИЛА

ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

ПТЭЭП




Термины, применяемые в Правилах технической эксплуатации электроустановок потребителей, и их определения

РАЗДЕЛ 1. Организация эксплуатации электроустановок

Глава 1.1. Общие требования

Глава 1.2. Обязанности, ответственность потребителей за выполнение правил

Глава 1.3. Приемка в эксплуатацию электроустановок

Глава 1.4. Требования к персоналу и его подготовка

Глава 1.5. Управление электрохозяйством

Глава 1.6. Техобслуживание, ремонт, модернизация и реконструкция

Глава 1.7. Правила безопасности и соблюдения природоохранных требований

Глава 1.8. Техническая документация

РАЗДЕЛ 2. Электрооборудование и электроустановки общего назначения

Глава 2.1. Силовые трансформаторы и реакторы

Глава 2.2. Распределительные устройства и подстанции

Глава 2.3. Воздушные линии электропередачи и токопроводы

Глава 2.4. Кабельные линии

Глава 2.5. Электродвигатели

Глава 2.6. Релейная защита, электроавтоматика, телемеханика и вторичные цепи

Глава 2.7. Заземляющие устройства

Глава 2.8. Защита от перенапряжений

Глава 2.9. Конденсаторные установки

Глава 2.10. Аккумуляторные установки

Глава 2.11. Средства контроля, измерений и учета

Глава 2.12. Электрическое освещение

РАЗДЕЛ 3 Электроустановки специального назначения

Глава 3.1. Электросварочные установки

Глава 3.2. Электротермические установки

Глава 3.3. Технологические электростанции потребителей

Глава 3.4. Электроустановки во взрывоопасных зонах

Глава 3.5. Переносные и передвижные электроприемники

Глава 3.6. Методические указания по испытаниям электрооборудования и аппаратов  электроустановок Потребителей

Приложение 1

 

ОБРАЗЕЦ

 

ЗАЯВЛЕНИЕ-ОБЯЗАТЕЛЬСТВО

о возложении ответственности

за безопасную эксплуатацию электроустановок

 

Возложение ответственности  за       Начальнику         управления

безопасную        эксплуатацию       госэнергонадзора

электроустановок                     _____________________________

______________________________        подпись, инициалы, фамилия

______________________________       от __________________________

наименование организации               владельца, руководителя

______________________________                 организации

на ___________________________       _____________________________

Ф.И.О.                              Ф.И.О.

согласовано

Паспорт: серия ____ N _______

Начальник           управления       выдан _______________________

госэнергонадзора                     _____________________________

______________________________       Адрес    регистрации    места

(подпись, инициалы, фамилия)        жительства __________________

“__” ____________ 200_ г.            _____________________________

М.П.                             “__” ______________ 199_ г.

 

ЗАЯВЛЕНИЕ-ОБЯЗАТЕЛЬСТВО

 

В  соответствии  с  п. 1.2.4  Правил  технической эксплуатации

электроустановок потребителей  прошу  Вас  согласовать  возложение

ответственности за безопасную эксплуатацию электроустановок ______

___________________________________________________, расположенной

наименование организации

по адресу ________________________________________________________

________ на _______ руководителя, владельца ______________________

ненужное зачеркнуть

этого объекта ____________________________________________________

Ф.И.О. полностью

Я обязуюсь  содержать   и   эксплуатировать   электроустановку

указанного  объекта  в  соответствии  с  требованиями  действующих

правил и других нормативно-технических документов.

Электроприемников напряжением выше 380 В не имею.

 

“__” __________ 200_ г.      _________________________________

подпись руководителя, владельца

 

Проверено:

Инспектор госэнергонадзора _________________ /___________________/

штамп и подпись    фамилия и инициалы

инспектора

 

М.П.

 

“__” _____________ 200_ г.

 

Инструктаж      по     обеспечению     безопасной     эксплуатации

электроустановки получил: __________________ /___________________/

подпись        фамилия и инициалы

 

Инструктаж провел: __________________ /______________________/

подпись         фамилия и инициалы

 

“__” ____________ 200_ г.

 

 

 

 

 

Приложение 2

 

ПРИМЕРНЫЙ ПОРЯДОК

ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

 

Исходя из данной примерной методики проведения технического диагностирования электроустановок Потребители составляют раздельно для основных видов электроустановок документ (ОСТ, СТП, регламент и т.п.), включающий:

  1. Задачи технического диагностирования:

– определение вида технического состояния;

– поиск места отказа или неисправностей;

– прогнозирование технического состояния.

  1. Условия технического диагностирования:

– установление показателей и характеристик диагностирования;

– обеспечение приспособленности электроустановки к техническому диагностированию;

– разработка и осуществление диагностического обеспечения.

  1. Показатели и характеристики технического диагностирования.

3.1. Устанавливаются следующие показатели диагностирования:

– показатели точности и достоверности диагностирования;

– показатели технико-экономические.

Показатели точности и достоверности диагностирования приведены в таблице П2.1.

Показатели технико-экономические включают:

– объединенные материальные и трудовые затраты;

– продолжительность диагностирования;

– периодичность диагностирования.

3.2. Устанавливаются следующие характеристики диагностирования:

– номенклатура параметров электроустановки, позволяющих определить ее техническое состояние (при определении вида технического состояния электроустановки);

– глубина поиска места отказа или неисправности, определяемая уровнем конструктивной сложности составных частей или перечнем элементов, с точностью до которых должно быть определено место отказа или неисправности (при поиске места отказа или неисправности);

– номенклатура параметров изделия, позволяющих прогнозировать его техническое состояние (при прогнозировании технического состояния).

  1. Характеристика номенклатуры диагностических параметров.

4.1. Номенклатура диагностических параметров должна удовлетворять требованиям полноты, информативности и доступности измерения при наименьших затратах времени и стоимости реализации.

4.2. Диагностические параметры могут быть охарактеризованы приведением данных по номинальным и допускаемым значениям, точкам контроля и т.д.

  1. Метод технического диагностирования.

5.1. Диагностическая модель электроустановки.

Электроустановка, подвергаемая диагностированию, задается в виде табличной диагностической карты (в векторной, графической или другой форме).

5.2. Правила определения структурных (определяющих) параметров.

Этот параметр непосредственно и существенно характеризует свойство электроустановки или ее узла. Возможно наличие нескольких структурных параметров. Приоритет отдается тому (тем) параметру, который (которые) удовлетворяет требованиям определения истинного технического состояния данной электроустановки (узла) для заданных условий эксплуатации.

5.3. Правила измерения диагностических параметров.

Этот подраздел включает основные требования измерения диагностических параметров и имеющиеся соответствующие специфические требования.

5.4. Алгоритм диагностирования и программное обеспечение.

5.4.1. Алгоритм диагностирования.

Приводится описание перечня элементарных проверок объекта диагностирования. Элементарная проверка определяется рабочим или тестовым воздействием, поступающим или подаваемым на объект, а также составом признаков (параметров), образующих ответ объекта на соответствующее воздействие. Конкретные значения признаков (параметров), получаемые при диагностировании, являются результатами элементарных проверок или значениями ответа объекта.

5.4.2. Необходимость программного обеспечения, разработки как конкретных диагностических программных продуктов, так и других программных продуктов для обеспечения функционирования в целом системы технического диагностирования определяется Потребителем.

5.5. Правила анализа и принятия решения по диагностической информации.

5.5.1. Состав диагностической информации.

а) паспортные данные электроустановки;

б) данные о техническом состоянии электроустановки на начальный момент эксплуатации;

в) данные о текущем техническом состоянии с результатами измерений и обследований;

г) данные с результатами расчетов, оценок, предварительных прогнозов и заключений;

д) обобщенные данные по электроустановке.

Диагностическая информация вводится в отраслевую базу данных (при наличии таковой) и в базу данных Потребителя в соответствующем формате и структуре хранения информации. Методическое и практическое руководство осуществляет вышестоящая организация и специализированная организация.

5.5.2. В руководстве пользователю описывается последовательность и порядок анализа полученной диагностической информации, сравнения и сопоставления полученных после измерений и испытаний параметров и признаков; рекомендации и подходы при принятии решения по использованию диагностической информации.

  1. Средства технического диагностирования.

6.1. Средства технического диагностирования должны обеспечивать определение (измерение) или контроль диагностических параметров в режимах работы электроустановки, установленных в эксплуатационной документации или принятых на данном предприятии в конкретных условиях эксплуатации.

6.2. Средства и аппаратура, применяемые для контроля диагностических параметров, должны позволять надежно определять измеряемые параметры. Надзор над средствами технического диагностирования должны вести метрологические службы соответствующих уровней функционирования системы технического диагностирования и осуществлять его согласно положению о метрологической службе.

Перечень средств, приборов и аппаратов, необходимых для технического диагностирования, устанавливается в соответствии с типом диагностируемой электроустановки.

  1. Правила технического диагностирования.

7.1. Последовательность выполнения операций диагностирования.

Описывается последовательность выполнения соответствующих измерений, экспертных оценок по всему комплексу диагностических параметров и характеристик, установленных для данной электроустановки и представленных в диагностической карте. Содержание диагностической карты определяется типом электроустановки.

7.2. Технические требования по выполнению операций диагностирования.

При выполнении операций диагностирования необходимо соблюдение всех требований и указаний ПУЭ, настоящих Правил, Межотраслевых правил по охране труда (правил безопасности) при эксплуатации электроустановок, других отраслевых документов, а также ГОСТов по диагностированию и надежности. Конкретные ссылки должны быть сделаны в рабочих документах.

7.3. Указания по режиму работы электроустановки при диагностировании.

Указывается режим работы электроустановки в процессе диагностирования. Процесс диагностирования может проходить во время функционирования электроустановки, и тогда это – функциональное техническое диагностирование. Возможно диагностирование в режиме останова. Возможно диагностирование при форсированном режиме работы электроустановки.

7.4. Требования к безопасности процессов диагностирования и другие требования в соответствии со спецификой эксплуатации электроустановки.

Указываются общие и те основные требования техники безопасности при диагностировании, которые касаются той или иной электроустановки; при этом должны быть конкретно перечислены разделы и пункты соответствующих правил и директивных материалов.

Упоминается о необходимости наличия у организации, выполняющей работы по диагностированию, соответствующих разрешений.

Перед началом работ по диагностированию работники, в ней участвующие, должны получить наряд-допуск на производство работ.

В данном разделе должны быть сформулированы требования техники безопасности при функциональном диагностировании и диагностировании при форсированном режиме работы электроустановки. Должны быть указаны и имеющиеся у данного Потребителя для конкретных условий эксплуатации данной электроустановки специфические требования.

  1. Обработка результатов технического диагностирования.

8.1. Указания по регистрации результатов диагностирования.

Указывается порядок регистрации результатов диагностирования, измерений и испытаний, приводятся формы протоколов и актов.

8.2. Указания и рекомендации по выдаче заключения.

Даются указания и рекомендации по обработке результатов обследований, измерений и испытаний, анализу и сопоставлению полученных результатов с предыдущими и выдаче заключения, диагноза. Даются рекомендации по проведению ремонтно-восстановительных работ.

 

Таблица П2.1

 

Показатели достоверности и точности

диагностирования электроустановок

 

 

Задача диагностирования Результат диагностирования Показатели достоверности и точности <*>
Определение вида технического состояния. Заключение в виде:

1. Электроустановка исправна и (или) работоспособна.

Вероятность того, что в результате диагностирования электроустановка признается исправной (работоспособной) при условии, что она неисправна (неработоспособна).
2. Электроустановка неисправна и (или) неработоспособна. Вероятность того, что в результате диагностирования электроустановка признается неисправной (неработоспособной) при условии, что она исправна (работоспособна).
Поиск места отказа или неисправностей. Наименование элемента (сборочной единицы) или группы элементов, которые имеют неисправное состояние и место отказа или неисправностей. Вероятность того, что в результате диагностирования принимается решение об отсутствии отказа (неисправности) в данном элементе (группе) при условии, что данный отказ имеет место.

Вероятность того, что в результате диагностирования принимается решение о наличии отказа в данном элементе (группе) при условии, что данный отказ отсутствует.

Прогнозирование технического состояния. Численное значение параметров технического состояния на задаваемый период времени, в том числе и на данный момент времени. Среднеквадратическое отклонение прогнозируемого параметра.
Численное значение остаточного ресурса (наработки). Среднеквадратическое отклонение прогнозируемого остаточного ресурса.
Нижняя граница вероятности безотказной работы по параметрам безопасности на задаваемый период времени. Доверительная вероятность.

 

——————————–

<*> Определение численных значений показателей диагностирования следует считать необходимым для особо важных объектов, установленных вышестоящей организацией, специализированной организацией и руководством Потребителя; в других случаях применяется экспертная оценка, производимая ответственным за электрохозяйство Потребителя.

 

 

 

 

 

Приложение 3

 

НОРМЫ ИСПЫТАНИЙ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

И АППАРАТОВ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

 

  1. Контактные соединения сборных и соединительных

шин, проводов и грозозащитных тросов.

К, М – производятся в сроки, устанавливаемые

системой планово-предупредительного ремонта

(далее – ППР)

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
1.1. Контроль опрессованных контактных соединений. Контролируются геометрические размеры и состояние контактных соединений. Геометрические размеры (длина и диаметр опрессованной части корпуса зажима) должны соответствовать требованиям указаний по монтажу зажимов.

На поверхности зажима не должно быть трещин, коррозии, механических повреждений.

Стальной сердечник опрессованного соединительного зажима не должен быть смещен относительно симметричного положения более чем на 15% длины прессуемой части зажима.
1.2. Контроль контактных соединений, выполненных с применением овальных соединительных зажимов. К Геометрические размеры зажимов не должны отличаться от предусмотренных указаниями по монтажу зажимов.

На поверхности зажима не должно быть трещин, коррозии (на стальных соединительных зажимах), механических повреждений.

Число витков скрутки скручиваемых зажимов на сталеалюминиевых, алюминиевых и медных проводах должно быть не менее 4 и не более 4,5; а зажимов типа СОАС-95-3 при соединении проводов АЖС 70/39 – от 5 до 5,5 витков.
1.3. Контроль болтовых контактных соединений:
1) контроль затяжки болтов контактных соединений; К Проверяется затяжка болтов контактных соединений, выполненных с применением соединительных плашечных, петлевых переходных, соединительных переходных, ответвительных, аппаратных зажимов. Проверка производится в соответствии с инструкцией по монтажу зажима.
2) измерение переходных сопротивлений. М На ВЛ сопротивление участка провода с соединителем не должно более чем в 2 раза превышать сопротивление участка провода такой же длины.

На подстанциях сопротивление контактного соединения не должно более чем в 1,2 раза превышать сопротивление участка (провода, шины) такой же длины, как и соединителя.

Измеряется переходное сопротивление неизолированных проводов ВЛ напряжением 35 кВ и выше, шин и токопроводов распределительных устройств на ток 1000 А и более.

Периодичность контроля – 1 раз в 6 лет.

При положительных результатах тепловизионного контроля измерения переходных сопротивлений не проводятся.

1.4. Контроль сварных контактных соединений: К
1) контроль контактных соединений, выполненных с применением термитных патронов; В сварных соединениях, выполненных с применением термитных патронов, не должно быть пережогов наружного повива провода или нарушения сварки при перегибе сваренных концов провода; усадочных раковин в месте сварки глубиной более 1/3 диаметра провода из алюминия, его сплавов или меди глубиной более 6 мм для сталеалюминиевых проводов сечением 150 – 600 мм2.
2) контроль контактных соединений сборных и соединительных шин, выполненных сваркой. В сварном соединении не должно быть трещин, прожогов, кратеров, непроваров сварного шва более 10% его длины при глубине более 15% толщины свариваемого металла. Суммарное значение непроваров, подрезов, газовых включений в швах алюминиевых шин должно быть не более 15% толщины свариваемого металла в каждом рассматриваемом сечении.
1.5. Тепловизионный контроль М Производится в соответствии с установленными нормами и инструкциями заводов-изготовителей.

 

  1. Силовые трансформаторы, автотрансформаторы

и масляные реакторы (далее трансформаторы).

К, Т, М – производятся в сроки,

устанавливаемые системой ППР

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
2.1. Определение условий включения трансформатора. К Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт с полной или частичной заменой обмоток или изоляции, подлежат сушке независимо от результатов измерений. Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт без замены обмоток или изоляции, могут быть включены в работу без подсушки или сушки при соответствии показателей масла и изоляции обмоток требованиям таблицы 1 (приложение 3.1), а также при соблюдении условий пребывания активной части на воздухе. Продолжительность работ, связанных с разгерметизацией, должна быть не более: При заполнении трансформаторов маслом с иными характеристиками, чем у слитого до ремонта, может наблюдаться изменение сопротивления изоляции и tg, что должно учитываться при комплексной оценке состояния трансформатора.

Условия включения сухих трансформаторов без сушки определяются в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

1) для трансформаторов на напряжение до 35 кВ – 24 ч при относительной влажности до 75% и 16 ч при относительной влажности до 85%;

2) для трансформаторов напряжением 110 кВ и более – 16 ч при относительной влажности до 75% и 10 ч при относительной влажности до 85%. Если время осмотра трансформатора превышает указанное, но не более чем в 2 раза, то должна быть проведена контрольная подсушка трансформатора.

При вводе в эксплуатацию трансформаторов, прошедших капитальный ремонт в условиях эксплуатации без смены обмоток и изоляции, рекомендуется выполнение контроля в соответствии с требованиями, приведенными в нормативно-технической документации.
2.2. Измерение сопротивления изоляции:
1) обмоток; К, Т, М Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции, при которых возможно включение трансформаторов в работу после капитального ремонта, регламентируются указаниями табл. 2 (приложение 3.1). Измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В.

Производится как до ремонта, так и после его окончания. См. также примечание 3.

Измерения в процессе эксплуатации производятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла и (или) хроматографического анализа растворенных в масле газов, а также в объеме комплексных испытаний.

Для трансформаторов на напряжение 220 кВ сопротивление изоляции рекомендуется измерять при температуре не ниже 20 °C, а до 150 кВ – не ниже 10 °C.

Измерения производятся по схемам табл. 3 (приложение 3.1). При текущем ремонте измерение производится, если специально для этого не требуется расшиновка трансформатора.
2) доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем, прессующих колец, ярмовых балок и электростатических экранов. К Измеренные значения должны быть не менее 2 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок – не менее 0,5 МОм. Измеряется мегаомметром на напряжение 1000 В у масляных трансформаторов только при капитальном ремонте, а у сухих трансформаторов и при текущем ремонте.
2.3. Измерение тангенса угла дидиэлектрических потерь tg изоляции обмоток. К, М Для трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, наибольшие допустимые значения tg изоляции приведены в табл. 4 (приложение 3.1). При межремонтных испытаниях измерение производится у силовых трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше или мощностью 31500 кВА и более.
В эксплуатации значение tg не нормируется, но оно должно учитываться при комплексной оценке результатов измерения состояния изоляции. Измерения в процессе эксплуатации проводятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла и (или) хроматографического анализа растворенных в масле газов, а также в объеме комплексных испытаний. Результаты измерений tg изоляции обмоток, включая динамику их изменений, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний. У трансформаторов на напряжение 220 кВ tg рекомендуется измерять при температуре не ниже 20 °C, а до 150 кВ – не ниже 10 °C. Измерения производятся по схемам табл. 3 (приложение 3.1).

См. также примечание 3.

2.4. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
1) изоляции обмоток 35 кВ и ниже вместе с вводами; К См. табл. 5 (приложение 3.1). Продолжительность испытания – 1 мин. Наибольшее испытательное напряжение при частичной замене обмоток принимается равным 90%, а при капитальном ремонте без замены обмоток и изоляции или с заменой изоляции, но без замены обмоток – 85% от значения, указанного в табл. 5 (приложение 3.1). При капитальных ремонтах маслонаполненных трансформаторов без замены обмоток и изоляции испытание изоляции обмоток повышенным напряжением не обязательно. Испытание изоляции сухих трансформаторов обязательно.
2) изоляции доступных для испытания стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем, прессующих колец, ярмовых балок и электростатических экранов; Производится напряжением 1 кВ в течение 1 мин., если заводом-изготовителем не установлены более жесткие нормы испытания. Испытание производится в случае вскрытия трансформатора для осмотра активной части. См. также п. 3.25.
3) изоляции цепей защитной аппаратуры. К Производится напряжением 1 кВ в течение 1 мин.

Значение испытательного напряжения при испытаниях изоляции электрических цепей манометрических термометров – 0,75 кВ в течение 1 мин.

Испытывается изоляция (относительно заземленных частей) цепей с присоединенными трансформаторами тока, газовыми и защитными реле, маслоуказателями, отсечным клапаном и датчиками температуры при отсоединенных разъемах манометрических термометров, цепи которых испытываются отдельно.
2.5. Измерение сопротивления обмоток постоянному току. К, М Должно отличаться не более чем на 2% от сопротивления, полученного на соответствующих ответвлениях других фаз, или от значений заводских и предыдущих эксплуатационных измерений, если нет особых оговорок в паспорте трансформатора.

В процессе эксплуатации измерения могут производиться при комплексных испытаниях трансформатора.

Производится на всех ответвлениях, если в заводском паспорте нет других указаний и если для этого не требуется выемки активной части. Перед измерениями сопротивления обмоток трансформаторов, снабженных устройствами регулирования напряжения, следует произвести не менее трех полных циклов переключения.
2.6. Проверка коэффициента трансформации. К Должен отличаться не более чем на 2% от значений, полученных на соответствующих ответвлениях других фаз, или от заводских (паспортных) данных. Кроме того, для трансформаторов с РПН разница коэффициентов трансформации должна быть не выше значения ступени регулирования. Производится на всех ступенях переключателя.
2.7. Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов. К Группа соединений должна соответствовать паспортным данным, а полярность выводов – обозначениям на щитке или крышке трансформатора. Производится при ремонтах с частичной или полной заменой обмоток.
2.8. Измерение тока и потерь холостого хода. К Значение тока и потерь холостого хода не нормируется. Измерения производятся у трансформаторов мощностью 1000 кВА и более. Производится одно из измерений:

а) при номинальном напряжении измеряется ток холостого хода;

2) при пониженном напряжении измеряются потери холостого хода по схемам, по которым производилось измерение на заводе-изготовителе.

2.9. Оценка состояния переключающих устройств. К Осуществляется в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей или нормативно-технических документов
2.10. Испытание бака на плотность. К Продолжительность испытания во всех случаях – не менее 3 ч.

Температура масла в баке трансформаторов напряжением до 150 кВ – не ниже 10 °C, трансформаторов 220 кВ – не ниже 20 °C.

Не должно быть течи масла.

Герметизированные трансформаторы и не имеющие расширителя испытаниям не подвергаются.

Производится:

у трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно – гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя принимается равной 0,6 м; для баков волнистых и с пластинчатыми радиаторами – 0,3;

у трансформаторов с пленочной защитой масла – созданием внутри гибкой оболочки избыточного давления воздуха 10 кПа;

у остальных трансформаторов – созданием избыточного давления азота или сухого воздуха 10 кПа в надмасляном пространстве расширителя.

2.11. Проверка устройств охлаждения. К Устройства должны быть исправными и удовлетворять требованиям заводских инструкций. Производится согласно типовым и заводским инструкциям.
2.12. Проверка средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха. К, Т, М Проверка воздухоосушителя, установок азотной и пленочной защит масла, термосифонного или адсорбирующего фильтров производится в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей или нормативно-технических документов. Индикаторный силикагель должен иметь равномерную голубую окраску зерен. Изменение цвета зерен силикагеля на розовый свидетельствует о его увлажнении.
2.13. Испытание трансформаторного масла: К, Т, М
1) из трансформаторов; У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно – по показателям пп. 15, 7 табл. 6 (приложение 3.1). Производится:

1) после капитальных ремонтов трансформаторов;

2) не реже 1 раза в 5 лет для трансформаторов мощностью выше 630 кВА, работающих с термосифонными фильтрами;
У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше – по показателям пп. 19 табл. 6 (приложение 3.1), а у трансформаторов с пленочной защитой дополнительно по п. 10 той же таблицы. 3) не реже 1 раза в 2 года для трансформаторов мощностью выше 630 кВА, работающих без термосифонных фильтров.

Производится 1 раз в 2 года, а также при комплексных испытаниях трансформатора.

2) из баков контакторов устройств РПН. Т, М Масло следует заменить:

1) при пробивном напряжении ниже 25 кВ в контакторах с изоляцией 10 кВ, 30 кВ – с изоляцией 35 кВ, 35 кВ – с изоляцией 40 кВ, 110 кВ – с изоляцией 220 кВ;

2) если в нем обнаружена вода (определение качественное) или механические примеси (определение визуальное). Производится в соответствии с инструкцией завода-изготовителя данного переключателя.
2.14. Испытание трансформаторов включением на номинальное напряжение. К В процессе 3 – 5-кратного включения трансформатора на номинальное напряжение и выдержки под напряжением в течение времени не менее 30 мин. не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора. Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, включаются в сеть подъемом напряжения с нуля.
2.15. Хроматографический анализ газов, растворенных в масле. М Оценка состояния трансформатора и определение характера возможных дефектов производится 1 раз в 6 мес. в соответствии с рекомендациями методических указаний по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле. Состояние трансформаторов оценивается путем сопоставления измеренных данных с граничными концентрациями газов в масле и по скорости роста концентрации газов в масле.
2.16. Оценка влажности твердой изоляции. К, М Допустимое значение влагосодержания твердой изоляции после капитального ремонта – 2%, эксплуатируемых – 4% по массе; в процессе эксплуатации допускается не определять, если влагосодержание масла не превышает 10 г/т.

Производится первый раз через 10 – 12 лет после включения, в дальнейшем 1 раз в 4 – 6 лет у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше мощностью 60 МВА и более.

При капитальном ремонте определяется по влагосодержанию заложенных в бак образцов, в эксплуатации – расчетным путем.
2.17. Оценка состояния бумажной изоляции обмоток:
по наличию фурановых соединений в масле; М Допустимое содержание фурановых соединений, в том числе фурфурола, приведено в п. 11 табл. 6 (приложение 3.1). Производится хроматографическими методами 1 раз в 12 лет, а после 24 лет эксплуатации – 1 раз в 4 года.
по степени полимеризации бумаги. К Ресурс бумажной изоляции обмоток считается исчерпанным при снижении степени полимеризации бумаги до 250 единиц.
2.18. Измерение сопротивления короткого замыкания (ZК) трансформатора. К, М Значения ZК не должны превышать исходные более чем на 3%. У трехфазных трансформаторов дополнительно нормируется различие значений ZК по фазам на основном и крайних ответвлениях – оно не должно превышать 3%. Производится у трансформаторов мощностью 125 МВА и более (при наличии РПН – на основном и обоих крайних ответвлениях) после воздействия на трансформатор тока КЗ, превышающего 70% расчетного значения, а также в объеме комплексных испытаний.
2.19. Испытание вводов. К, М Производится в соответствии с указаниями раздела 10.
2.20. Испытание встроенных трансформаторов тока. К, М Производится в соответствии с указаниями пп. 20.1, 20.3.2, 20.5, 20.6, 20.7 раздела 20.
2.21. Тепловизионный контроль. М Производится в соответствии с установленными нормами и инструкциями заводов-изготовителей.

 

Примечания:

  1. Испытания по пп. 2.1, 2.3, 2.82.12, 2.13, 2.15 и 2.16 для сухих трансформаторов всех мощностей не проводятся.
  2. Измерения сопротивления изоляции и tgдолжны производиться при одной и той же температуре или приводиться к одной температуре. Измеренные значения tgизоляции при температуре изоляции 20 °C и выше, не превышающие 1%, считаются удовлетворительными, и их пересчет к исходной температуре не требуется.
  3. Силовые трансформаторы 6 – 10 кВ мощностью до 630 кВА межремонтным испытаниям и измерениям не подвергаются.

 

  1. Полупроводниковые преобразователи и устройства

(далее – преобразователи).

К, Т, М – производятся в сроки, устанавливаемые

системой ППР

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
3.1. Измерение сопротивления изоляции токоведущих частей. К, М Не менее 5 МОм. Производится в холодном состоянии и при незаполненной системе охлаждения для силовой части мегаомметром на напряжение 2500 В, для цепей вторичной коммутации – мегаомметром на напряжение 1000 В. Все тиристоры, вентили, конденсаторы, обмотки трансформаторов на время испытаний следует закоротить.
3.2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции токоведущих цепей агрегата относительно корпуса и между цепями, не связанными между собой. К, М См. табл. 7 (приложение 3.1).

Продолжительность испытания – 1 мин.

Силовые цепи переменного и выпрямленного напряжений на время испытаний должны быть электрически соединены.
3.3. Проверка режимов работы силовых полупроводниковых приборов:
1) разброс в распределении токов по параллельным ветвям тиристоров или вентилей; К, Т, М Не более 15% среднего значения тока через ветвь.
2) разброс в распределении напряжения по последовательно включенным тиристорам и вентилям; К, Т, М Не более 20% среднего значения.
3) измерение сопротивления анод-катод на всех тиристорах (проверка отсутствия пробоя); К, Т, М Разброс сопротивлений не более 10%. Измеряется омметром.
4) проверка отсутствия обрыва в вентилях (измерения прямого и обратного падения напряжения на вентилях). К, М Падение напряжения на вентилях должно быть в пределах заводских данных. Измеряется вольтметром или осциллографом при предельном токе.
3.4. Измерение сопротивления обмоток трансформатора агрегата (выпрямительного, последовательного и др.). К Снижение относительно результатов заводских испытаний не более 65%. Данные измерений должны быть приведены к одной температуре с заводскими данными.
3.5. Проверка системы управления тиристорами. К, Т, М Производится в объеме и по методике, предусмотренной техническими условиями и заводскими инструкциями.
3.6. Проверка системы охлаждения тиристоров и вентилей. К, Т, М Температура должна оставаться в нормированных пределах. Производится по методике завода-изготовителя.
3.7. Снятие рабочих, регулировочных, динамических и других характеристик. К Отклонения от заданных характеристик должны оставаться в пределах, установленных заводом-изготовителем. То же.
3.8. Проверка трансформаторов агрегата. К, М Производится в соответствии с указаниями главы 3.6 и инструкциями заводов-изготовителей.

 

  1. Конденсаторы.

К, Т – производятся в сроки, установленные системой ППР

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
4.1. Проверка состояния конденсатора. Т Производится внешним осмотром. Не должно быть течи пропитывающей жидкости, повреждения изоляторов, габаритные размеры должны соответствовать указанным в инструкции завода-изготовителя. С эксплуатации снимаются конденсаторы, имеющие неустранимую капиллярную течь, повреждение изоляторов, увеличение габаритных размеров сверх указанных в заводской инструкции.
4.2. Измерение сопротивления изоляции. Т Сопротивление изоляции между выводами и корпусом должно соответствовать данным заводской инструкции. Производится мегаомметром на напряжение 2500 В.
4.3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты. К Значение и продолжительность приложения испытательного напряжения устанавливаются заводскими инструкциями. При отсутствии указаний заводов-изготовителей испытательные напряжения конденсаторов для повышения cosф принимаются по табл. 8 (приложение 3.1), для конденсаторов связи – по табл. 5 (приложение 3.1). Испытания напряжением промышленной частоты могут быть заменены одноминутным испытанием выпрямленным напряжением удвоенного значения. Испытывается изоляция относительно корпуса при закороченных выводах конденсатора. Испытание конденсаторов, имеющих один соединенный с корпусом вывод, не производится.
4.4. Измерение емкости отдельного элемента. К, Т Измеренная емкость должна отличаться от паспортных данных более чем:

на  10% – конденсаторов в установках для повышения коэффициента мощности, конденсаторов в установках продольной компенсации и конденсаторов в установках для защиты от перенапряжений;

на  5% – конденсаторов связи, отбора мощности и делительных.

При удовлетворительных результатах тепловизионного контроля измерение емкости не обязательно.

Производится при температуре (15 – 35) °C.

При контроле конденсаторов под рабочим напряжением оценка их состояния производится сравнением измеренных значений емкостного тока или напряжения конденсатора с исходными данными или значениями, полученными для конденсаторов других фаз (присоединений).

4.5. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь. К Измеренное значение tg не должно превышать значения 0,8% (при температуре 20 °C). Измерение производится на конденсаторах связи, отбора мощности и делителей напряжения.
4.7. Тепловизионный контроль. М Производится в соответствии с установленными нормами и инструкциями заводов-изготовителей.

 

  1. Аккумуляторные батареи.

К – производятся в сроки, устанавливаемые системой ППР

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
5.1. Проверка емкости отформованной аккумуляторной батареи. К, Т Емкость, приведенная к температуре 20 °C, должна соответствовать заводским данным. При снижении емкости батареи ниже 70% первоначальной она подлежит замене или восстановлению.
5.2. Проверка плотности электролита в каждой банке. К, Т, М Плотность электролита (г/см3) плотностью заряженного аккумулятора в каждом элементе в конце заряда и в режиме постоянного подзаряда, приведенная к температуре 20 °C, должна быть с отклонением  0,005 г/см3:

для аккумуляторов типа С (СК) – 1,205 г/см3;

для аккумуляторов типа СП (СПК) и СН – 1,24 г/см3.

Температура электролита при заряде должна быть не выше 40 °C для аккумуляторов типа С (СК), СП (СПК) и не выше 45 °C для аккумуляторов типа СН.

Плотность электролита в конце разряда у исправных аккумуляторов должна быть не менее 1,145 г/см3.

Проверка производится 1 раз в месяц.

5.3. Химический анализ электролита. Т См. табл. 9 (приложение 3.1). Производится не реже 1 раза в 3 года.
5.4. Измерение напряжения каждого элемента батареи. К, Т, М В батарее должно быть не более 5% отстающих элементов. Напряжение отстающих элементов в конце разряда должно отличаться не более чем на 1 – 1,5% от среднего значения напряжения остальных элементов.

Напряжение каждого элемента батареи, работающей в режиме подзаряда, должно составлять 2,2  0,05 В.

Напряжение в конце разряда устанавливается на основании указаний завода-изготовителя.
5.5. Измерение сопротивления изоляции батареи. К, М Не менее 15 кОм при напряжении 24 В, 25 кОм при 48 В, 30 кОм при 60 В, 50 кОм при 110 В, 100 кОм при 220 В. Производится мегаомметром на напряжение 1000 В перед заливкой электролита. В процессе эксплуатации измерение производится штатным устройством контроля изоляции.
5.6. Измерение высоты осадка (шлама) в банке. М Между осадком и нижним краем положительных пластин должно быть свободное пространство не менее 10 мм.
5.7. Проверка напряжения при толчковых токах. К, М Значения напряжения на выводах батареи (при отключенном подзарядном агрегате) при разряде батареи в течение не более 5 с при наибольшем токе, но не более 2,5 тока одночасового режима разряда, без участия концевых элементов, должны сопоставляться с результатами предыдущих измерений и не могут снижаться более чем на 0,4 В на каждый элемент от напряжения, предшествовавшему толчку. Рекомендуется проводить испытания 1 раз в год.

 

  1. Силовые кабельные линии.

К, Т, М – производятся в сроки, устанавливаемые

системой ППР

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
6.1. Определение целостности жил и фазировки. К, Т Все жилы должны быть целыми и сфазированными. Производится после окончания монтажа, перемонтажа муфт или отсоединения жил кабеля.
6.2. Измерение сопротивления изоляции К, Т, М Сопротивление изоляции силовых кабелей напряжением до 1000 В должно быть не ниже 0,5 МОм. У силовых кабелей напряжением выше 1000 В сопротивление изоляции не нормируется. Производится мегаомметром на напряжение 2500 В в течение 1 мин.
6.3. Испытание повышенным выпрямленным напряжением. К, Т, М Испытательные напряжения принимаются в соответствии с табл. 10 (приложение 3.1) с учетом местных условий работы силовых кабельных линий.

Длительность приложения испытательного напряжения:

для кабелей на напряжение до 35 кВ с бумажной и пластмассовой изоляцией при приемо-сдаточных испытаниях – 10 мин., а в процессе эксплуатации – 5 мин.;

кабелей на напряжение 3 – 10 кВ с резиновой изоляцией – 5 мин.;

для кабелей на напряжение 110 – 220 кВ – 15 мин.

Допустимые токи утечки и значения коэффициента несимметрии при измерении тока утечки приведены в табл. 11 (Приложение 3.1).

Могут не проводиться испытания:

двух параллельных кабелей длиной до 60 м, которые являются выводами линии из ТП и РП;

кабелей со сроком эксплуатации более 15 лет, на которых удельное число пробоев составляет более 30 на 100 км в год;

кабелей, подлежащих выводу из эксплуатации в ближайшие 5 лет.

Кабели с резиновой изоляцией на напряжение до 1000 В испытаниям повышенным выпрямленным напряжением не подвергаются.

Периодичность испытания кабелей на напряжение до 35 кВ – 1 раз в год в течение первых 5 лет эксплуатации, а в дальнейшем:

1 раз в 2 года для кабельных линий, у которых в течение первых 5 лет не наблюдалось пробоев при испытаниях и в эксплуатации;

1 раз в год, если в этот период отмечались пробои изоляции;

1 раз в 3 года для кабельных линий на закрытых территориях (подстанции, заводы и др.);

во время ремонтов оборудования для кабелей, присоединенных к агрегатам, и кабельных перемычек напряжением 6 – 10 кВ между сборными шинами и трансформаторами в распределительных устройствах.

Кабели на напряжение 110 – 220 кВ испытываются через 3 года после ввода в эксплуатацию и в дальнейшем 1 раз в 5 лет.

Рекомендуется производить измерение сопротивления изоляции кабелей на напряжение выше 1000 В до и после испытания повышенным напряжением.

6.4. Контроль степени осушения вертикальных участков. М Разность нагрева отдельных точек при токах, близких к номинальным, должна быть не более 3 °C. Контроль осушения можно производить также путем снятия кривых tg = f (U) на вертикальных участках. Производится на кабелях 20 – 35 кВ с пропитанной вязким составом бумажной изоляцией по решению технического руководителя Потребителя путем измерения и сопоставления температур нагрева оболочки в разных точках вертикального участка.
6.5. Контроль заземлений. К Производится в соответствии с указаниями раздела 26.

В эксплуатации целостность металлической связи между заземлителями кабельных линий на напряжение 110 – 220 кВ и нейтралью трансформаторов проверяется 1 раз в 5 лет.

Производится у металлических концевых муфт и заделок кабелей напряжением выше 1000 В, а у кабелей напряжением 110 – 220 кВ – также у металлических конструкций кабельных колодцев и подпиточных пунктов.
6.6. Измерение токораспределения по одножильным кабелям. К Неравномерность распределения токов на кабелях должна быть не более 10% (особенно если это приводит к перегрузке отдельных фаз).
6.7. Проверка антикоррозийных защит. М При проверке измеряются потенциалы и токи в оболочках кабелей и параметры электрозащиты (ток и напряжение катодной станции, ток дренажа) в соответствии с руководящими указаниями по электрохимической защите подземных энергетических сооружений от коррозии.

Оценку коррозионной активности грунтов и естественных вод следует производить в соответствии с требованиями государственных стандартов.

Сроки проведения измерений блуждающих токов в земле определяются руководителем Потребителя, но не реже 1 раза в три года.

Проверяется работа антикоррозийных защит для:

кабелей с металлической оболочкой, проложенных в грунтах со средней и низкой коррозионной активностью (удельное сопротивление грунта выше 20 Ом x м), при среднесуточной плотности тока утечки в землю выше 0,15 мА/дм2;

кабелей с металлической оболочкой, проложенных в грунтах с высокой активностью (удельное сопротивление грунта менее 20 Ом x м) при любой среднесуточной плотности тока в землю;

кабелей с незащищенной оболочкой и разрушенными броней и защитными покровами;

стального трубопровода кабелей высокого давления независимо от агрессивности грунта и видов изоляционных покрытий.

6.8. Измерение температуры кабелей. М Температура кабелей должна быть не выше допустимых значений. Производится по местным инструкциям на участках трассы, где имеется опасность перегрева кабелей.
6.9. Испытание пластмассовой оболочки (шланга) повышенным выпрямленным напряжением. К, Т, М Испытательное напряжение 10 кВ прикладывается между металлической оболочкой (экраном) и землей, длительность приложения испытательного напряжения – 1 мин. Испытание проводится через 1 год после ввода в эксплуатацию и затем 1 раз в 3 года.

 

  1. Воздушные линии (ВЛ) электропередачи.

К, М – производятся в сроки, устанавливаемые

системой ППР

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
7.1. Проверка состояния трассы воздушных линий. М Производится измерение ширины просеки, высоты деревьев и кустарников под проводами, расстояний элементов ВЛ до стволов деревьев и их кроны. На ВЛ с неизолированными проводами производится не реже 1 раза в 3 года, измерение высоты деревьев и кустарников под проводами – по мере необходимости.

Расстояния и ширина просек должны соответствовать установленным требованиям.

7.2. Проверка состояния фундаментов опор. М Измеряются размеры сколов и трещин фундаментов. Уменьшение диаметра анкерных болтов, зазоры между пятой опоры и фундаментом не допускаются. Периодичность измерений – 1 раз в 6 лет.

Измеренные значения не должны превышать установленных в нормативно-технических документах и проектах ВЛ.

7.3. Проверка состояния опор.
7.3.1. Измерения прогибов металлических конструкций опор. М Измеряются прогибы металлических опор и металлических элементов железобетонных опор. Предельные значения допусков для стрелы прогиба (кривизны) проверяемых элементов:

траверса опоры – 1 : 300 длины траверсы;

стойка или подкос металлической опоры – 1 : 700 длины стойки, но не более 20 мм;

поясные уголки в пределах панели и элементов решетки в любой плоскости – 1 : 750 длины элемента.

Периодичность измерений – не реже 1 раза в 6 лет и после воздействия на ВЛ механических нагрузок, превышающих расчетные.
7.3.2. Контроль оттяжек опор. М Измеряется тяжение в тросовых оттяжках опор и контролируется целостность оттяжки.

Тяжение в оттяжках не должно отличаться от проектного более чем на 20%.

Уменьшение площади сечения троса оттяжки не должно превышать 10%.

Производятся по мере необходимости в соответствии с ТИ ВЛ 35 – 800 кВ.
7.3.3. Контроль коррозионного износа металлических элементов опор. М Допустимое отношение фактического сечения металлического элемента (детали) к предусмотренному проектом при сплошной или язвенной коррозии должно быть не менее:

0,9 – для несущих элементов;

0,8 – для ненесущих элементов;

0,7 – для косынок.

Не допускаются сквозное коррозионное поражение, щелевая коррозия с появлением трещин и разрушением сварных швов, трещины в сварных швах и околошовной зоне, трещины в металле.

Контролю подлежат металлические опоры и траверсы, металлические элементы железобетонных и деревянных опор, металлические подножники, анкеры и тросы.

На ВЛ в зонах V – VII степеней загрязненности атмосферы периодичность измерений не реже 1 раза в 6 лет, в остальных – в соответствии с ППР.

7.3.4. Контроль железобетонных опор и приставок. М Производится измерение трещин, прогибов, разрушения бетона железобетонных опор и приставок. Значения прогибов и дефектов не должны превышать величин, указанных в таблице 12 (приложение 3.1). Периодичность измерений не реже 1 раза в 6 лет.
7.3.5. Контроль деревянных деталей опор. М Отклонение размеров деталей от предусмотренных проектом допускается в пределах:

по диаметру – (-1 +2);

по длине –  1 см на каждый метр длины;

минусовый допуск для траверс не допускается.

Измерения производятся на (8 – 10)% деталей опор.

Периодичность измерений, а также места, в которых контролируется опора, принимается в соответствии с установленными требованиями.

Между ремонтами измеряется степень (глубина, размеры) внешнего и внутреннего загнивания деталей опор.

7.3.6. Проверка правильности установки опор. К, М См. табл. 12 (приложение 3.1).
7.4. Контроль проводов, грозозащитных тросов. К, М Производится измерение расстояний от проводов и грозозащитных тросов до поверхности земли, до различных объектов и сооружений в местах сближения и пересечений, между проводами разных линий при совместной подвеске проводов.

Расстояния от проводов ВЛ до земли, до сооружений и в местах сближения должны быть не менее установленных правилами устройства электроустановок, допускается уменьшение расстояния от проводов ВЛ до деталей опор не более чем на 10%.

Измерения производятся после воздействия на ВЛ предельных токовых нагрузок, механических нагрузок и температуре окружающего воздуха выше расчетных значений, а также периодически не реже 1 раза в 6 лет на пересечениях и сближениях.

При капитальных ремонтах измерения производятся после замены, перемонтажа или перетяжки проводов (их участков).

7.5. Контроль стрел провеса, расстояний до элементов ВЛ. К, М Фактическая стрела провеса не должна отличаться от предусмотренной проектом более чем на 5% при условии соответствия нормативным значениям расстояний до земли и пересекаемых объектов.

Расстояния по воздуху между проводом и телом опоры, между проводами на транспозиционной опоре и на ответвлениях не должны быть меньше, чем на 10% от норм, предусмотренных проектом.

Разница стрел провеса между проводами разных фаз и между проводами различных ВЛ при совместной подвеске не должна превышать 10% от проектного значения стрелы провеса.

Периодичность измерений – 1 раз в 6 лет:

на ВЛ 6 – 20 кВ – (1  2)% пролетов;

на ВЛ 35 – 220 кВ – (3  5)% пролетов.

7.6. Контроль сечения проводов и грозозащитных тросов. М Измеряется площадь сечения проводов и тросов, изменившаяся в результате обрыва отдельных проволок. Допустимое уменьшение площади сечения проводов принимается в соответствии с установленными требованиями.
7.7. Контроль соединений проводов и тросов. К, М См. раздел “Контактные соединения проводов, грозозащитных тросов, сборных и соединительных шин”.
7.8. Контроль изоляторов и изолирующих подвесок. Контроль состояния изоляторов и изолирующих подвесок производится внешним осмотром. Проверка состояния установленных на ВЛ стеклянных и полимерных подвесных изоляторов и любых изоляторов грозозащитных тросов не производится.
7.8.1. Измерение сопротивления изоляции. К Измерение сопротивления фарфоровых подвесных изоляторов производится мегаомметром на напряжение 2500 В только при положительной температуре окружающего воздуха. Сопротивление каждого подвесного изолятора должно быть не менее 300 МОм. Необходимость испытания штыревых изоляторов на ВЛ устанавливается ППР с учетом местных условий эксплуатации.
7.8.2. Измерение распределения напряжения по изоляторам. М Производится в поддерживающих и натяжных гирляндах с фарфоровыми изоляторами на ВЛ, находящейся под напряжением, при положительной температуре окружающего воздуха. Усредненные распределения напряжений по подвесным фарфоровым изоляторам гирлянд приведены в табл. 13 (приложение 3.1). При проверке изолятора измерительной штангой изолятор бракуется, если значение измеренного на нем напряжения меньше 50% указанного в табл. 12 (приложение 3.1). При проверке изоляторов измерительной штангой с постоянным искровым промежутком изолятор бракуется, если пробой промежутка не происходит при напряжении, соответствующем дефектному состоянию наименее электрически нагруженного изолятора гирлянды. Периодичность измерений принимается в соответствии с установленными требованиями.

При положительных результатах измерений по п. 7.8.3 проверка распределения напряжения по изоляторам не производится.

7.8.3. Дистанционная проверка изоляторов. М Контроль производится с использованием инфракрасных и/или электронно-оптических приборов. Отбраковка изоляторов производится в соответствии с инструкциями по применению приборов.
7.9. Контроль линейной арматуры. М Линейная арматура должна браковаться и подлежать замене, если:

поверхность арматуры покрыта сплошной коррозией;

в деталях арматуры имеются трещины, раковины, оплавы, изгибы;

формы и размеры деталей не соответствуют чертежам;

оси и другие детали шарнирных соединений имеют износ более 10%.

Расстояние между осью гасителя вибрации и местом выхода провода (троса) из поддерживающего или натяжного зажима, точки схода с ролика многороликового подвеса или от края защитной муфты не должно отличаться от проектного значения более чем на 25 мм.

Расстояние между электродами искровых промежутков на грозозащитных тросах не должно отличаться от проектных значений более чем на  10%.

Производится внешним осмотром.
7.10. Проверка заземляющих устройств. К, М Производится в соответствии с указаниями раздела 26.
7.11. Проверка трубчатых разрядников. К, М Производится в соответствии с указаниями раздела 18.
7.12. Тепловизионный контроль. М Производится в соответствии с установленными нормами и инструкциями заводов-изготовителей.

 

  1. Сборные и соединительные шины.

К, М – производятся в сроки, установленные системой ППР

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
8.1. Проверка сопротивления изоляции подвесных и опорных фарфоровых изоляторов. К Сопротивление каждого подвесного фарфорового изолятора или каждого элемента многоэлементного изолятора должно быть не менее 300 МОм. Производится мегаомметром на напряжение 2500 В только при положительной температуре окружающего воздуха.
8.2. Испытание изоляции повышенным напряжением. К Значения испытательного напряжения приведены в табл. 5 (приложение 3.1). Вновь устанавливаемые многоэлементные или подвесные фарфоровые изоляторы должны испытываться повышенным напряжением 50 кВ частоты 50 Гц, прикладываемым к каждому элементу изолятора.
8.3. Проверка состояния вводов и проходных изоляторов. К, М Производится в соответствии с указаниями раздела 9.
8.4. Контроль контактных соединений. М Производится в соответствии с указаниями раздела 1.
8.5. Тепловизионный контроль. М Производится в соответствии с установленными нормами и инструкциями заводов-изготовителей.

 

  1. Вводы и проходные изоляторы.

К, М – производятся в сроки, устанавливаемые

системой ППР

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
9.1. Измерение сопротивления изоляции. К, М Не менее 500 МОм. Измеряется сопротивление основной изоляции измерительной и последней обкладок вводов с бумажно-масляной изоляцией относительно соединительной втулки. Измерение производится мегаомметром на напряжение 2500 В.
9.2. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tg) и емкости изоляции. К, М См. табл. 14 (приложение 3.1). Предельное увеличение емкости основной изоляции составляет 5% от значения, измеренного при вводе в эксплуатацию.

Измерение tg и емкости основной изоляции производится при напряжении 10 кВ, изоляции измерительного конденсатора (С2) и (или) последних слоев изоляции (С3) – при напряжении 5 кВ.

Производится у вводов и проходных изоляторов с основной бумажно-масляной, бумажно-бакелитовой и бумажно-эпоксидной изоляцией.

Измерение tg у вводов с маслобарьерной изоляцией не обязательно.

9.3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты. К, М См. табл. 5 (приложение 3.1).

Вводы, установленные на силовых трансформаторах, испытываются совместно с обмотками этих трансформаторов.

Продолжительность приложения испытательного напряжения для вводов, испытываемых совместно с обмотками трансформаторов, а также для вводов с основной фарфоровой изоляцией, – 1 мин., для вводов и изоляторов из органических твердых материалов и кабельных масс – 5 мин.
9.4. Проверка качества уплотнений вводов. К Производится у маслонаполненных негерметичных вводов с бумажно-масляной изоляцией на напряжение 110 кВ и выше созданием в них избыточного давления масла 0,1 МПа. Продолжительность испытания – 30 мин. При испытании не должно быть признаков течи масла и снижения испытательного давления.

Допускается снижение давления за время испытаний не более 5 кПа.

9.5. Испытание трансформаторного масла из маслонаполненных вводов. К, М См. табл. 6 (приложение 3.1).
9.6. Проверка манометра. М Проверяются манометры герметичных вводов путем сличения их показаний с показаниями аттестованного манометра. Допустимое отклонение показаний манометра от аттестованного не более 10% верхнего предела измерений. Проверка производится в трех оцифрованных точках шкалы: начале, середине и конце.
9.7. Тепловизионный контроль. М Производится в соответствии с установленными нормами и инструкциями заводов-изготовителей.

 

  1. Масляные и электромагнитные выключатели.

К, Т, М – производятся в сроки, устанавливаемые

системой ППР

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
10.1. Измерение сопротивления изоляции:
1) изоляция подвижных и направляющих частей, выполненных из органического материала; К См. табл. 15 (приложение 3.1). Производится мегаомметром на напряжение 2500 В.
2) изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления (далее – ЭМУ). К, М Производится в соответствии с указаниями раздела 28 (не менее 1 МОм). Производится мегаомметром на напряжение 1000 В.
10.2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты: К Продолжительность испытания – 1 мин.
1) опорной изоляции и изоляции относительно корпуса; Значение испытательного напряжения принимается в соответствии с табл. 5 (приложение 3.1). У маломасляных выключателей 6 – 10 кВ испытывается также изоляция межконтактного разрыва.
2) изоляции вторичных цепей и обмоток ЭМУ. Производится в соответствии с указаниями раздела 28.
10.3. Испытание вводов. К, М Испытания проводятся в соответствии с указаниями раздела 9.
10.4. Оценка состояния внутрибаковой изоляции и изоляции дугогасительных устройств баковых масляных выключателей 35 кВ. К Если tg вводов снижен более чем на 5%, то изоляция подлежит сушке. Производится, если при измерении tg вводов на полностью собранном выключателе получены повышенные значения по сравнению с нормами, приведенными в табл. 14 (приложение 3.1).
10.5. Измерение сопротивления постоянному току: К, Т, М
1) контактов масляных выключателей; Сопротивление токоведущего контура не должно превосходить значений, указанных в табл. 16 (приложение 3.1). Нормы на значения сопротивлений отдельных участков токоведущего контура указываются в заводской инструкции.
2) шунтирующих резисторов дугогасительных устройств; Измеренные значения сопротивлений должны соответствовать заводским данным с указанными в них допусками.
3) обмоток ЭМУ. Должно соответствовать заводским данным.
10.6. Проверка времени движения подвижных частей выключателя. К Полученные значения времени от подачи команды до момента замыкания (размыкания) контактов масляных выключателей должны соответствовать величинам, указанным в табл. 16 (приложение 3.1).
10.7. Измерение хода подвижной части выключателя, вжима (хода) контактов при включении, контроль одновременности замыкания и размыкания контактов. К, М Полученные значения должны соответствовать величинам, указанным в табл. 16 (приложение 3.1).
10.8. Проверка действия механизма свободного расцепления. К, М Механизм свободного расцепления должен позволить проведение операции отключения на всем ходе контактов, т.е. в любой момент от начала операции включения. Механизм свободного расцепления проверяется в работе при полностью включенном положении привода и в двух – трех промежуточных положениях. Допускается не производить проверку срабатывания механизма свободного расцепления приводов ПП-61 и ПП-67 в промежуточных положениях из-за возникновения опасности резкого возврата рычага ручного привода.
10.9. Проверка регулировочных и установочных характеристик механизмов приводов выключателей. К Проверка производится в объеме и по нормам заводских инструкций и паспортов каждого типа привода и выключателя.
10.10. Проверка срабатывания привода при пониженном напряжении. К Минимальное напряжение срабатывания электромагнитов отключения приводов масляного выключателя должно быть не менее 0,7 Uном при постоянном токе и 0,65 Uном при переменном токе; электромагнитов включения 0,8 Uном при переменном токе и 0,8 Uном при постоянном токе. Наименьшее напряжение срабатывания электромагнитов управления выключателей с пружинными приводами должно определяться при рабочем натяге (грузе) включающих пружин согласно указаниям заводских инструкций.
10.11. Испытание выключателя многократными включениями и отключениями. К Включение, отключение и сложные циклы (В-О, О-В, О-В-О) при многократном опробовании должны производиться при номинальном напряжении на выводах электромагнитов.

Число операций для каждого режима опробования – (3  5).

Двух-, трехкратное опробование в циклах О-В и О-В-О производится для выключателей, предназначенных для работы в цикле АПВ.
10.12. Испытание трансформаторного масла из баков выключателя. К, М Баковые выключатели 110 кВ и выше:

а) пробивное напряжение – не менее 60 кВ для выключателей 110 кВ и не менее 65 кВ для выключателей 220 кВ;

б) содержание механических примесей – отсутствие.

Пробивное напряжение трансформаторного масла баковых выключателей:

на напряжение до 15 кВ – 20 кВ;

на напряжение до 35 кВ – 25 кВ.

Для баковых (многообъемных) выключателей на напряжение 110 кВ и выше испытания проводятся при выполнении ими предельно допустимого числа коммутаций (отключений и включений) токов КЗ или нагрузки.

Масло из баковых выключателей на напряжение до 35 кВ и маломасляных (малообъемных) на все классы напряжения после выполнения ими предельно допустимого числа коммутаций токов КЗ или токов нагрузки испытанию не подлежит и должно заменяться свежим.

10.13. Испытание встроенных трансформаторов тока. М Производится в соответствии с указаниями пп. 20.1, 20.3.2, 20.5, 20.6, 20.7 раздела 20.
10.14. Тепловизионный контроль. М Производится в соответствии с установленными нормами и инструкциями заводов-изготовителей.

 

  1. Воздушные выключатели.

К, Т, М – производятся в сроки, устанавливаемые

системой ППР

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
11.1. Измерение сопротивления изоляции: К
1) воздухопроводов, опорных и подвижных частей, выполненных из органических материалов; См. табл. 15 (приложение 3.1). Производится мегаомметром на напряжение 2500 В.
2) многоэлементных изоляторов; Сопротивление каждого элемента многоэлементного изолятора должно быть не менее 300 МОм. Производится мегаомметром на напряжение 2500 В только при положительной температуре окружающего воздуха.
3) вторичных цепей, обмоток включающего и отключающего электромагнитов. Производится в соответствии с указаниями раздела 28. Производится мегаомметром на напряжение 1000 В.
11.2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
1) опорной изоляции выключателей; Значение испытательного напряжения принимается в соответствии с табл. 5 (приложение 3.1). Продолжительность испытания – 1 мин.
2) изоляции вторичных цепей и обмоток ЭМУ. К Производится в соответствии с указаниями раздела 28.
11.3. Измерение сопротивления постоянному току:
1) токоведущего контура; К, Т Предельные значения сопротивлений контактных систем должны соответствовать величинам, приведенным в табл. 17 (приложение 3.1). Сопротивление токоведущего контура при капитальных ремонтах измеряется для каждого элемента в отдельности, при текущих ремонтах допускается измерять сопротивление токоведущего контура в целом.
2) делителей напряжения и шунтирующих резисторов; К, Т Значения сопротивлений должны соответствовать величинам, приведенным в табл. 17 (приложение 3.1). При отсутствии норм значения сопротивлений при измерениях должны соответствовать данным первоначальных измерений с отклонением не более 5%.
3) измерение сопротивления обмоток и электромагнитов и цепей управления. К, Т, М Измеренные значения должны составлять:

электромагниты типа ВВ-400-15 с форсировкой:

1-ая обмотка – (10  1,5) Ом;

2-ая обмотка – (45  2) Ом;

обе обмотки – (55  3,5) Ом;

электромагниты завода “Электроаппарат” – (0,39  0,03) Ом.

11.4. Проверка срабатывания привода выключателя при пониженном напряжении. К, Т ЭМУ должны срабатывать при напряжении не более 0,7 Uном при питании от аккумуляторных батарей и не более 0,65 Uном при питании от сети переменного тока через выпрямительные устройства. Проверка производится при наибольшем рабочем давлении в резервуарах выключателя. Напряжение на электромагниты должно подаваться толчком.
11.5. Проверка характеристик выключателей. К, Т При проверке работы воздушных выключателей должны определяться характеристики, предписанные заводскими инструкциями и паспортами на выключатели. Виды операций и сложных циклов, значения давлений и напряжений оперативного тока, при которых должна производиться проверка выключателей, приведены в табл. 18 (приложение 3.1).
11.6. Испытание выключателя многократными включениями и отключениями. К Количество операций и сложных циклов, выполняемых при разных давлениях, устанавливается согласно табл. 18 (приложение 3.1). Опробования в цикле В-О обязательны для всех выключателей; в циклах О-В и О-В-О – только для выключателей, предназначенных для работы в режиме АПВ.
11.7. Испытание конденсаторов – делителей напряжения. К Производится в соответствии с указаниями раздела.
11.8. Тепловизионный контроль. М Производится в соответствии с установленными нормами и инструкциями заводов-изготовителей.

 

  1. Элегазовые выключатели.

К, Т, М – производятся в сроки, устанавливаемые

системой ППР

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
12.1. Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов. К Производится в соответствии с указаниями раздела 28.
12.2. Испытание изоляции: К, Т
1) Испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты; К Значение испытательного напряжения принимается по табл. 5 (приложение 3.1). Испытания производятся на полностью собранных аппаратах напряжением 35 кВ и ниже.
2) Испытание изоляции вторичных цепей и обмоток ЭМУ. Производится в соответствии с указаниями раздела 28.
12.3. Измерение сопротивления постоянному току:
1) Измерение сопротивления главной цепи; К, Т Сопротивление должно измеряться как в целом всего токоведущего контура, так и отдельно каждого разрыва дугогасительного устройства (если это позволяет конструкция аппарата). При текущем ремонте измеряется сопротивление токоведущего контура выключателя в целом.
2) Измерение сопротивления обмоток ЭМУ и добавочных резисторов в их цепи. К, Т Измеренные значения сопротивлений должны соответствовать заводским нормам.
12.4. Проверка минимального напряжения срабатывания выключателей. К Выключатели должны срабатывать при напряжении:

не более 0,7 Uном при питании привода от источника постоянного тока;

не более 0,65 Uном при питании привода от сети переменного тока.

Напряжение на электромагниты должно подаваться толчком.

Проверка проводится при номинальном давлении элегаза в полостях выключателя и наибольшем рабочем давлении в резервуарах привода.
12.5. Испытание конденсаторов делителей напряжения. К Испытания должны выполняться в соответствии с указаниями раздела 4. Значения измеренной емкости должны соответствовать норме завода-изготовителя.
12.6. Проверка характеристик выключателей. К, Т При проверке работы элегазовых выключателей должны определяться характеристики, предписанные заводскими инструкциями. Результаты проверок должны соответствовать паспортным данным. Виды операций и сложных циклов, значений давлений в резервуаре привода и напряжений оперативного тока, при которых должна производиться проверка, приведены в табл. 18 (приложение 3.1). Значения собственных времен отключения и включения должны обеспечиваться при номинальном давлении элегаза в дугогасительных камерах выключателя, избыточном начальном давлении сжатого воздуха в резервуарах привода, равном номинальному, и номинальном напряжении на выводах ЭМУ.
12.7. Контроль наличия утечек элегаза. К, Т Контроль производится с помощью течеискателя. Щупом течеискателя обследуются места уплотнений стыковых соединений и сварных швов выключателя. Контроль производится при номинальном давлении элегаза. Результат контроля считается удовлетворительным, если выходной прибор течеискателя не показывает утечки.
12.8. Проверка содержания влаги в элегазе. К Содержание влаги определяется на основании измерения точки росы. Температура точки росы должна быть не выше минус 50 °C. Измерения производятся перед заполнением, а пробы элегаза – после заполнения.
12.9. Испытания встроенных трансформаторов тока. К, Т Производится в соответствии с указаниями п.п. 20.1, 20.3.2, 20.5, 20.6, 20.7 раздела 20.
12.10. Тепловизионный контроль. М Производится в соответствии с установленными нормами и инструкциями заводов-изготовителей.

 

  1. Вакуумные выключатели.

К – производится в сроки, устанавливаемые системой ППР

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
13.1. Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и ЭМУ. К Производится в соответствии с указаниями раздела 28.
13.2. Испытание изоляции повышенным напряжением: К К
1) Испытание изоляции выключателя; Значение испытательного напряжения принимается согласно табл. 5 (приложение 3.1).
2) Испытание изоляции вторичных цепей и обмоток ЭМУ. Испытание должно производиться в соответствии с указаниями раздела 28.
13.3. Проверка минимального напряжения срабатывания ЭМУ. К ЭМУ должны срабатывать при напряжениях:

электромагниты включения – 0,85 Uном;

электромагниты отключения – 0,7 Uном.

13.4. Испытания выключателей многократными опробованиями. К Число операций сложных циклов должно составлять:

(3  5) операций включения и отключения;

(2  3) цикла В-О без выдержки времени между операциями.

Испытания проводятся при номинальном напряжении на выводах электромагнитов.
13.5. Проверка характеристик выключателя Производится в соответствии с указаниями заводов-изготовителей.
13.6. Тепловизионный контроль. М Производится в соответствии с установленными нормами и инструкциями заводов-изготовителей.

 

  1. Выключатели нагрузки.

К, М – производятся в сроки, устанавливаемые

системой ППР

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
14.1. Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток ЭМУ. К Производится в соответствии с указаниями раздела 28.
14.2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
1) изоляции выключателей; К Испытательное напряжение должно соответствовать данным табл. 5 (приложение 3.1). Продолжительность испытания – 1 мин.
2) изоляции вторичных цепей и обмоток ЭМУ. К Производится в соответствии с указаниями раздела 28.
14.3. Измерение сопротивления постоянному току: Сопротивление не должно быть выше первоначального или исходного более чем в 1,5 раза. Производится у контактной системы фазы и каждой пары рабочих контактов выключателя.
1) токоведущего контура; Результаты измерения сопротивления токоведущего контура полюса должны соответствовать заводским данным, а при их отсутствии – данным первоначальных измерений, отличающимся не более чем на 10%.
2) обмоток ЭМУ. Результаты должны соответствовать заводским данным, а при их отсутствии – данным первоначальных измерений.
14.4. Определение степени износа дугогасящих вкладышей. К Толщина стенки вкладышей должна быть в пределах (0,5  1,0) мм.
14.5. Определение степени обгорания контактов. К Обгорание подвижного и неподвижного дугогасительных контактов в сумме должно быть не более 4 мм. Определяется расстоянием между подвижным и неподвижным главными контактами в момент их замыкания
14.6. Проверка действия механизма свободного расцепления. К Механизм свободного расцепления должен быть проверен в работе при включенном положении привода, в двух – трех промежуточных его положениях и на границе зоны действия свободного расцепления.
14.7. Проверка срабатывания привода при пониженном напряжении. К Выполняется в соответствии с указаниями п. 10.10 раздела 10.
14.8. Испытание выключателя многократными включениями и отключениями. К Производится при номинальном напряжении на выводах в соответствии с указаниями п. 10.11 раздела 10.
14.9. Тепловизионный контроль. М Производится в соответствии с установленными нормами и инструкциями заводов – изготовителей.

 

  1. Предохранители, предохранители-разъединители.

К, М – производятся в сроки, устанавливаемые

системой ППР

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
15.1. Испытание опорной изоляции предохранителей повышенным напряжением промышленной частоты. К Испытательное напряжение должно соответствовать данным табл. 5 (приложение 3.1). Допускается производить совместно с испытанием изоляторов ошиновки ячеек.
15.2. Проверка целостности плавкой вставки. К Целостность плавкой вставки проверяется омметром; наличие маркировки со значением номинального тока плавкой вставки – визуально. Значение номинального тока плавкой вставки должно соответствовать проектным данным.
15.3. Измерение сопротивления постоянному току токоведущей части патрона выхлопного предохранителя. К Измеренное значение сопротивления должно соответствовать значению номинального тока по маркировке на патроне. Проводится при наличии соответствующих данных в инструкции завода-изготовителя.
15.4. Измерение контактного нажатия в разъемных контактах предохранителя. К Измеренное значение должно соответствовать заводским данным.
15.5. Проверка состояния дугогасительной части патрона выхлопного предохранителя. К Измеряется внутренний диаметр дугогасительной части патрона предохранителя-разъединителя. Измеренное значение диаметра должно соответствовать заводским данным.
15.6. Проверка предохранителя-разъединителя. К Выполняется 5 циклов операций включения и отключения предохранителя-разъединителя. Каждая операция должна быть успешной с первой попытки.
15.7. Тепловизионный контроль. М Производится в соответствии с установленными нормами и инструкциями заводов-изготовителей.

 

  1. Разъединители, короткозамыкатели и отделители.

К, М – производятся в сроки, устанавливаемые

системой ППР

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
16.1. Измерение сопротивления изоляции:
1) Поводков и тяг, выполненных из органических материалов; К Результаты измерений сопротивлений изоляции должны быть не ниже значений, приведенных в табл. 15 (приложение 3.1). Производится мегаомметром на напряжение 2500 В.
2) Измерение сопротивления изоляции многоэлементных изоляторов; Производится в соответствии с указаниями раздела 8.
3) Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и электромагнитов управления. К Производится в соответствии с указаниями раздела 28.
16.2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
1) основной изоляции; К Испытательное напряжение одноэлементных опорных изоляторов должно соответствовать данным табл. 5 (приложение 3.1).

Испытание изоляции многоэлементных изоляторов производится в соответствии с указаниями раздела 8.

Испытание повышенным напряжением опорно-стержневых изоляторов не обязательно.
2) изоляции вторичных цепей и обмоток ЭМУ. Производится в соответствии с указаниями раздела 28.
16.3. Измерение сопротивления постоянному току: К
1) контактной системы разъединителей и отделителей; Результаты измерений должны соответствовать заводским нормам, а при их отсутствии – данным таблицы 19 (приложение 3.1).
2) обмоток ЭМУ Результаты измерений сопротивлений обмоток должны соответствовать заводским нормам.
16.4. Измерение усилия вытягивания ножа из неподвижного контакта разъединителя или отделителя. К Результаты измерений должны соответствовать заводским нормам, а при их отсутствии – данным табл. 20 (приложение 3.1).
16.5. Проверка работы разъединителя, короткозамыкателя и отделителя К Аппараты с ручным управлением должны быть проверены выполнением 5 операций включения и 5 операций отключения. Аппараты с дистанционным управлением проверяются выполнением пяти операций включения и отключения при номинальном напряжении на выводах ЭМУ и электродвигателей.
16.6. Определение временных характеристик. К Результаты измерений должны соответствовать заводским нормам, а при их отсутствии – приведенным в табл. 21 (приложение 3.1), с отклонением не более чем на  10%. Время движения подвижных частей определяется у короткозамыкателей и отделителей при отключении.
16.7. Проверка работы механической блокировки. К, Т Блокировка не должна позволять оперирование главными ножами при включенных заземляющих ножах.
16.8. Тепловизионный контроль. М Производится в соответствии с установленными нормами и инструкциями заводов-изготовителей.

 

  1. Вентильные разрядники и ограничители перенапряжений.

К, М – производятся в сроки, устанавливаемые

системой ППР

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
17.1. Измерение сопротивления разрядников и ограничителей перенапряжения. М Сопротивление ограничителей перенапряжений с номинальным напряжением менее 3 кВ должно быть не менее 1000 МОм.

Сопротивление ограничителей перенапряжений с номинальным напряжением 3 – 35 кВ должно соответствовать требованиям заводов-изготовителей.

Сопротивление ограничителей перенапряжений с номинальным напряжением 110 кВ и выше должно быть не менее 3000 МОм и не должно отличаться более чем на  30% от данных, приведенных в паспорте или полученных при предыдущих измерениях в эксплуатации.

Сопротивление разрядников РВН, РВП, РВО, GZ должно быть не менее 1000 МОм.

Сопротивление элементов разрядников РВС должно соответствовать требованиям заводской инструкции, а элементов разрядников РВМ, РВРД, РВМГ – указанным в табл. 22 (приложение 3.1).

Измерения производятся при выводе в плановый ремонт оборудования, к которому подключены защитные аппараты, но не реже одного раза в 6 лет.

У разрядников и ОПН на номинальное напряжение 3 кВ и выше измерения производятся мегаомметром на напряжение 2500 В, у разрядников и ОПН на номинальное напряжение менее 3 кВ – мегаомметром на напряжение 1000 В.

17.2. Измерение сопротивлений изоляции изолирующих оснований разрядников с регистраторами срабатывания. М Сопротивление изоляции должно быть не менее 1 МОм. Измеряется мегаомметром на напряжение 1000 – 2500 В.
17.3. Измерение тока проводимости вентильных разрядников при выпрямленном напряжении. М Значения токов проводимости вентильных разрядников должны соответствовать данным, указанным заводом-изготовителем или приведенным в табл. 23. Внеочередное измерение тока проводимости производится при изменении сопротивления вышеуказанных в п. 17.1.
17.4. Измерение тока проводимости ограничителей перенапряжений. М Значения токов проводимости ОПН должны соответствовать данным, указанным заводом-изготовителем или приведенным в табл. 24 (приложение 3.1). В процессе эксплуатации для ограничителей 110 и 220 кВ измерения рекомендуется производить без отключения от сети ежегодно перед грозовым сезоном по методике завода-изготовителя.
17.5. Проверка элементов, входящих в комплект приспособлений для измерения тока проводимости ограничителей под рабочим напряжением. Производится в соответствии с указаниями завода-изготовителя.
17.6. Измерение пробивного напряжения вентильных разрядников при промышленной частоте. К Измеренные пробивные напряжения могут отличаться от данных завода-изготовителя на +5  -10% или должны соответствовать приведенным в табл. 25 (приложение 3.1). Измерение производится только после ремонта со вскрытием разрядника по методике завода-изготовителя специально обученным персоналом при наличии установки, обеспечивающей ограничение времени приложения напряжения.
17.7. Проверка герметичности разрядника. К Изменение давления при перекрытом вентиле за 1 – 2 часа должно быть не выше 0,07 кПа (0,5 мм рт. ст.). Производится только после ремонта со вскрытием разрядника при разрежении 40 – 50 кПа (300 – 400 мм рт. ст.).
17.8. Тепловизионный контроль. М Производится в соответствии с установленными нормами и инструкциями заводов-изготовителей.

 

  1. Трубчатые разрядники.

К, Т, М – производятся согласно системе ППР

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
18.1. Проверка состояния поверхности разрядника. Т, М Наружная поверхность не должна иметь ожогов электрической дугой, трещин, расслоений и царапин глубиной более 0,5 мм, по длине не более 1/3 расстояния между наконечниками.
18.2. Измерение диаметра дугогасительного канала разрядника. Т Значение диаметра канала должно соответствовать данным табл. 26 (приложение 3.1). Производится по длине внутреннего искрового промежутка.
18.3. Измерение внутреннего искрового промежутка. Т Длина внутреннего искрового промежутка должна соответствовать данным табл. 26 (приложение 3.1).
18.4. Измерение внешнего искрового промежутка. Т, М Длина внешнего искрового промежутка должна соответствовать данным табл. 26 (приложение 3.1).
18.5. Проверка расположения зон выхлопа. Т, М Зоны выхлопа разрядников разных фаз не должны пересекаться, и в них не должны находиться элементы конструкций и провода ВЛ. В случае заземления выхлопных обойм разрядников допускается пересечение их зон выхлопа.

 

  1. Сухие реакторы.

К, М – производятся в сроки, устанавливаемые системой ППР

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
19.1. Измерение сопротивления изоляции обмоток относительно болтов крепления. К, М После капитального ремонта – не ниже 0,5 МОм, в эксплуатации – не ниже 0,1 МОм. Производится мегаомметром на напряжение 2500 В.
19.2. Испытание опорных изоляторов повышенным напряжением промышленной частоты. К См. табл. 5 (приложение 3.1). Продолжительность испытания – 1 мин. Может производиться совместно с испытанием изоляторов ошиновки ячейки.

 

  1. Трансформаторы тока.

К, М – производятся в сроки, устанавливаемые

системой ППР

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
20.1. Измерение сопротивления изоляции: К, М Производится у трансформаторов напряжением выше 1000 В мегаомметром на напряжение 2500 В.
1) первичных обмоток; Не нормируется. Производится мегаомметром на напряжение 1000 В.
2) вторичных обмоток. Должно быть не ниже 1 МОм вместе с подсоединенными к ним цепями. У трансформаторов тока ТФН-220 кВ при наличии вывода от экрана вторичной обмотки измеряется также сопротивление изоляции между экраном и вторичной обмоткой.
20.2. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tg изоляции обмоток. М Предельные значения tg изоляции обмоток трансформаторов тока с бумажно-масляной изоляцией приведены в табл. 27 (приложение 3.1). Измерения производятся при напряжении 10 кВ. Производятся:

у трансформаторов тока напряжением 110 кВ и выше – при неудовлетворительных показателях качества залитого в них масла;

у трансформаторов тока напряжением 35 кВ – при ремонтных работах в ячейках (на присоединениях), где они установлены.

20.3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты: М
1) изоляции первичных обмоток; Значения испытательного напряжения приведены в табл. 5 (приложение 3.1). Длительность испытания для трансформаторов тока с фарфоровой внешней изоляцией – 1 мин., с органической изоляцией – 5 мин.

Трансформаторы тока напряжением более 35 кВ повышенным напряжением не испытываются.

Допускается испытывать измерительные трансформаторы совместно с ошиновкой. В этом случае испытательное напряжение принимается по нормам, принятым для электрооборудования с самым низким уровнем испытательного напряжения. Испытание повышенным напряжением трансформаторов тока, соединенных с силовыми кабелями 6 – 10 кВ, производится без расшиновки вместе с кабелями по нормам, принятым для кабелей.
2) изоляция вторичных обмоток. Производится напряжением 1000 В в течение 1 мин.
20.4. Снятие характеристик намагничивания. К Характеристика снимается при повышении напряжения на одной из вторичных обмоток до начала насыщения, но не выше 1800 В. При наличии у обмотки ответвлений характеристика снимается на рабочем ответвлении.

Допускается снятие только трех контрольных точек. Отличие от значений, измеренных на заводе-изготовителе, или от измеренных на исправном трансформаторе тока, однотипном с проверяемым, не должно превышать 10%.

Снятая характеристика сопоставляется с типовой характеристикой намагничивания или с характеристиками намагничивания исправных трансформаторов, однотипных с проверяемым.
20.5. Измерение коэффициента трансформации. К Отклонение измеренного коэффициента от паспортного или от измеренного на исправном трансформаторе, однотипном с проверяемым, не должно превышать 2%.
20.6. Измерение сопротивления обмоток постоянному току. К Отклонение измеренного сопротивления от паспортного или от измеренного на других фазах не должно превышать 2%. При сравнении измеренного значения с паспортными данными измеренное значение должно приводиться к заводской температуре.
20.7. Испытания трансформаторного масла. М Масло из трансформаторов тока 110 – 220 кВ испытывается согласно требованиям табл. 6 (приложение 3.1), пп. 13 один раз в два года. Периодичность отбора проб масла при превышении “нормально допустимых” должна устанавливаться учащенной.
20.8. Испытания встроенных трансформаторов тока. М Испытания встроенных трансформаторов тока производятся по пп. 20.1, 20.3.2, 20.5, 20.6, 20.7.
20.9. Тепловизионный контроль. М Производится в соответствии с установленными нормами и инструкциями заводов-изготовителей.

 

  1. Электромагнитные трансформаторы напряжения.

М – производятся в сроки, устанавливаемые системой ППР

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
21.1. Измерение сопротивления изоляции: М
1) первичных обмоток; Сопротивление изоляции трансформаторов напряжением до 35 кВ должно быть не менее 100 МОм, трансформаторов напряжением 110 – 220 кВ – не менее 30 МОм. Производится мегаомметром на напряжение 2500 В.
2) вторичных обмоток. Сопротивление изоляции вторичных обмоток совместно с подключенными цепями, а также связующих обмоток каскадных трансформаторов должно быть не менее 1 МОм. Производится мегаомметром на напряжение 1000 В.
21.2. Испытание трансформаторного масла М Масло испытывается на соответствие показателям табл. 6, пп. 13 с учетом примечания к таблице (приложение 3.1). Масло из трансформаторов напряжением до 35 кВ допускается не испытывать. У маслонаполненных каскадных трансформаторов напряжения оценка состояния масла в отдельных ступенях производится по нормам, соответствующим напряжению ступени.
21.3. Тепловизионный контроль. М Производится в соответствии с установленными нормами и инструкциями заводов-изготовителей.

 

  1. Комплектные распределительные устройства

внутренней и наружной установки.

К, М – производятся в сроки, устанавливаемые

системой ППР

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
22.1. Измерение сопротивления изоляции: К, М
1) первичных цепей; Сопротивление изоляции полностью собранных цепей должно быть не ниже значений, приведенных в табл. 15 (приложение 3.1). Производится мегаомметром на напряжение 2500 В.
2) вторичных цепей. Производится в соответствии с указаниями раздела 28. Производится мегаомметром на напряжение 1000 В.
22.2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты: К
1) изоляции ячеек; Испытательное напряжение полностью смонтированных ячеек устанавливается согласно приведенным в табл. 5 (приложение 3.1). Продолжительность приложения испытательного напряжения для фарфоровой изоляции – 1 мин.; если изоляция ячеек содержит элементы из твердых органических материалов, продолжительность приложения испытательного напряжения – 5 мин. Все выдвижные элементы с выключателями устанавливаются в рабочее положение (выключатели включены), выдвижные элементы с силовыми и измерительными трансформаторами, с разрядниками выкатываются в контрольное положение. Силовые кабели на время испытаний должны быть отсоединены.
2) изоляции вторичных цепей. Испытание должно производиться в соответствии с указаниями раздела 28.
22.3. Проверка соосности и вхождения подвижных контактов в неподвижные. К, М Несоосность контактов не должна превышать (4 – 5) мм. Вертикальный люфт ламелей разъединяющих контактов выкатной тележки должен быть в пределах (8 – 14) мм. Вхождение подвижных контактов в неподвижные должно быть не менее 15 мм, запас хода – не менее 2 мм.
22.4. Измерение сопротивления постоянному току. К Сопротивление разъемных контактов должно соответствовать указаниям инструкций заводов-изготовителей, а при их отсутствии соответствовать данным, приведенным в табл. 27 (приложение 3.1). Производится выборочно, если позволяет конструкция КРУ или КРУН, во вторичных цепях – только для контактов скользящего типа.
22.5. Контроль сборных шин. М Контроль контактных соединений сборных шин должен выполняться в соответствии с указаниями раздела 1.
22.6. Механические испытания. К Производится четырех-пятикратное выкатывание и вкатывание выдвижных элементов. Проверяется соосность разъединяющих контактов главной цепи, работа шторочного механизма, блокировок, фиксаторов.

 

Примечания:

  1. Комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией испытываются с учетом указаний организации-изготовителя.
  2. Испытания аппаратов КРУ и КРУН (выключателей, измерительных трансформаторов, разрядников и др.) проводятся в соответствии с указаниями соответствующих разделов данных норм.

 

  1. Электродвигатели переменного тока.

К, Т, М – производятся в сроки, устанавливаемые

системой ППР

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
23.1. Измерение сопротивления изоляции: У электродвигателей мощностью более 5 МВт измерения производятся в соответствии с установленными нормами и инструкциями заводов-изготовителей. Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром на напряжение:

500 В – у электродвигателей напряжением до 500 В;

1000 В – у электродвигателей напряжением до 1000 В;

2500 В – у электродвигателей напряжением выше 1000 В.

1) обмоток статора, у электродвигателей на напряжение выше 1000 В или мощностью от 1 МВт до 5 МВт; К, Т Сопротивление изоляции должно быть не ниже значений, приведенных в табл. 28 (приложение 3.1).
2) обмоток статора, у электродвигателей на напряжение до 1000 В; К, Т Сопротивление изоляции обмоток должно быть не менее 1 МОм при температуре 10 – 30 °C, а при температуре 60 °C – 0,5 МОм; Значения сопротивлений относятся ко всем видам изоляции.
3) коэффициент абсорбции (отношение R60 / R15) обмоток статора электродвигателей напряжением выше 1000 В; К, Т Значение R60/R15 должно быть не ниже 1,3 у электродвигателей с термореактивной изоляцией и не ниже 1,2 у электродвигателей с микалентной компаундированной изоляцией. Производится мегаомметром на напряжение 2500 В для электродвигателей мощностью от 1 до 5 МВт, а также меньшей мощности для электродвигателей наружной установки с микалентной компаундированной изоляцией.
4) обмоток ротора; К, Т Сопротивление изоляции должно быть не менее 0,2 МОм. Производится у синхронных электродвигателей и асинхронных электродвигателей с фазным ротором напряжением 3 кВ и выше или мощностью более 1 МВт мегаомметром на напряжение 1000 В (допускается 500 В).
5) термоиндикаторов с соединительными проводами; К Не нормируется. Производится мегаомметром на напряжение 250 В.
6) подшипников. К Не нормируется. Производится у электродвигателей напряжением 3 кВ и выше, подшипники которых имеют изоляцию относительно корпуса, производятся относительно фундаментальной плиты при полностью собранных маслопроводах мегаомметром на напряжение 1000 В при ремонтах с выемкой ротора.
23.2. Оценка состояния изоляции обмоток электродвигателей перед включением. К Электродвигатели включаются без сушки, если значения сопротивления изоляции обмоток и коэффициента абсорбции не ниже значений, приведенных в п. 23.1.
23.3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты. К Значение испытательного напряжения принимается по табл. 29 (приложение 3.1). По решению технического руководителя Потребителя испытание электродвигателей напряжением до 1000 В может не производиться.
23.4. Измерение сопротивления постоянному току: К
1) обмоток статора и ротора; Измеренные значения сопротивлений различных фаз обмоток, приведенные к одинаковой температуре, не должны отличаться друг от друга и от исходных данных более чем на  2%. Производится у электродвигателей напряжением 3 кВ и выше, сопротивление обмотки ротора измеряется у синхронных двигателей и электродвигателей с фазным ротором.
2) реостатов и пуско-регулировочных резисторов. Сопротивление не должно отличаться от исходных значений более чем на  10%. У электродвигателей напряжение 3 кВ и выше производится на всех ответвлениях. У остальных измеряется общее сопротивление реостатов и пусковых резисторов и проверяется целостность отпаек.
23.5. Измерение зазоров между сталью ротора и статора. К У электродвигателей мощностью 1000 кВт и более, у всех электродвигателей ответственных механизмов, а также у электродвигателей с выносными подшипниками скольжения размеры воздушных зазоров в точках, расположенных по окружности ротора и сдвинутых относительно друг друга на угол 90°, или в точках, специально предусмотренных при изготовлении электродвигателя, не должны отличаться более чем на 10% от среднего размера. Производится, если позволяет конструкция электродвигателя.
23.6. Измерение зазоров в подшипниках скольжения. К Увеличение зазоров в подшипниках скольжения сверх значений, приведенных в табл. 30 (приложение 3.1), указывает на необходимость перезаливки вкладыша.
23.7. Проверка электродвигателя на холостом ходу или с ненагруженным механизмом. К Ток холостого хода не должен отличаться более чем на 10% от значения, указанного в каталоге или в инструкции завода-изготовителя. Продолжительность испытания – 1 час. Производится у электродвигателей напряжением 3 кВ и выше и мощностью 100 кВт и более.
23.8. Измерение вибрации подшипников электродвигателя. К, М Вертикальная и поперечная составляющая вибрации, измеренные на подшипниках электродвигателей, сочлененных с механизмами, не должна превышать значений, указанных в заводских инструкциях. При отсутствии таких указаний см. табл. 31 (приложение 3.1). Производится у электродвигателей напряжением 3 кВ и выше и электродвигателей ответственных механизмов.
23.9. Измерение разбега ротора в осевом направлении. К Не выше 4 мм, если в заводской инструкции не установлена другая норма. Производится у электродвигателей, имеющих подшипники скольжения, ответственных механизмов или в случае выемки ротора.
23.10. Проверка работы электродвигателя под нагрузкой. К Производится при нагрузке электродвигателя не менее 50% номинальной. Производится у электродвигателей напряжением выше 1000 В.
23.11. Гидравлические испытания воздухоохладителя. К Производится избыточным давлением 0,2 – 0,25 МПа (2 – 2,5 кгс/см2), если отсутствуют другие указания завода-изготовителя. Продолжительность испытания – 5 – 10 мин.
23.12. Проверка исправности стержней короткозамкнутого ротора. К Стержни короткозамкнутых электродвигателей должны быть целыми. Производится у асинхронных электродвигателей мощностью 100 кВт и более.
23.13. Испытание возбудителей. Производится у синхронных электродвигателей в соответствии с требованиями заводских инструкций.

 

  1. Машины постоянного тока.

К, Т – производятся в сроки, устанавливаемые

системой ППР

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
24.1. Оценка состояния обмоток. К Машины постоянного тока включаются без сушки при соблюдении следующих условий:

– машины напряжением до 500 В, если значение сопротивления изоляции обмоток не менее приведенного в табл. 32 (приложение 3.1);

– машины напряжением выше 500 В, если значение сопротивления изоляции обмоток не менее приведенного в табл. 32 (приложение 3.1) и значение коэффициента абсорбции не менее 1,2.

24.2. Измерение сопротивления изоляции: К, Т
1) обмоток; Измеренное значение сопротивления обмоток должно быть не ниже приведенных в табл. 32 (приложение 3.1). В эксплуатации сопротивление изоляции обмоток измеряется вместе с соединенными с ними цепями и кабелями. Сопротивление изоляции обмоток измеряется относительно корпуса при номинальном напряжении обмотки до 500 В мегаомметром на напряжение 500 В, при номинальном напряжении обмотки выше 500 В – мегаомметром на напряжение 1000 В.
2) бандажей. Не менее 0,5 МОм. Сопротивление изоляции бандажей измеряется относительно корпуса и удерживаемых им обмоток вместе с соединенными с ними цепями и кабелями.
24.3. Испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты. К См. табл. 33 (приложение 3.1). Продолжительность испытания – 1 мин. Не производится у машин мощностью до 200 кВт на напряжение до 440 В.
24.4. Измерение сопротивления постоянному току. К См. табл. 34 (приложение 3.1). Измерения производятся при практически холодном состоянии машины.
24.5. Снятие характеристик холостого хода и испытание витковой изоляции. К Отклонение снятой характеристики от заводской не нормируется. При испытании витковой изоляции машин с числом полюсов более четырех среднее напряжение между соседними коллекторными пластинами не должно быть выше 24 В. Продолжительность испытания витковой изоляции – 3 – 5 мин. Характеристика холостого хода снимается у генераторов постоянного тока. Подъем напряжения производится до значения, равного 130% номинального.
24.6. Измерение воздушных зазоров под полюсами. К Зазоры в диаметрально противоположных точках не должны отличаться один от другого более чем на  10% среднего зазора. Измерение производится у генераторов, а также у электродвигателей мощностью более 3 кВт.
24.7. Проверка работы машины на холостом ходу. К Ток холостого хода не нормируется, оценивается рабочее состояние машины. Производится не менее 1 ч.
24.8. Определение пределов регулирования частоты вращения. К Пределы регулирования должны соответствовать технологическим данным механизма. Производится на холостом ходу и под нагрузкой у электродвигателей с регулируемой частотой вращения.

 

  1. Электродные котлы.

К, Т или М – производятся в сроки, устанавливаемые

системой ППР

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
25.1. Измерение сопротивления столба воды изолирующей вставки. К, Т или М Сопротивление столба воды (Ом) в каждой из вставок должно быть не менее 0,06Uф n, где Uф – фазное напряжение электродного котла, B; n – число изолирующих вставок всех котлов котельной.

Не менее 200n.

Измеряется у электродных котлов напряжением выше 1000 В.

 

 

 

 

 

 

Измеряется у электродных котлов напряжением до 1000 В.

25.2. Измерение удельного сопротивления питательной (сетевой) воды. К, М При 20 °C должно быть в пределах, указанных заводом-изготовителем. Измеряется у электродных котлов перед пуском и при изменении источника водоснабжения, а при снабжении из открытых водоемов – не реже 4 раз в год.
25.3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты: К Продолжительность испытания – 1 мин.
1) изоляции корпуса котла вместе с изолирующими вставками, освобожденными от воды; См. табл. 5 (приложение 3.1).
2) изолирующих вставок. Производится двукратным номинальным фазным напряжением.
25.4. Измерение сопротивления изоляции котла без воды. К Не менее 0,5 МОм, если заводом-изготовителем не оговорены более высокие требования. Измеряется в положении электродов при максимальной и минимальной мощности по отношению к корпусу мегаомметром на напряжение 2500 В.
25.5. Проверка действия защитной аппаратуры котла. К, Т, М Производится в соответствии с местными инструкциями и инструкциями заводов-изготовителей.

 

  1. Заземляющие устройства.

К, Т, М – производятся в сроки, устанавливаемые

системой ППР

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
26.1. Проверка соединений заземлителей с заземляемыми элементами, в том числе с естественными заземлителями. К, М Проверка производится для выявления обрывов и других дефектов путем осмотра, простукивания молотком и измерения переходных сопротивлений. Проверка соединения с естественными заземлителями производится после ремонта заземлителей. В случае измерения переходных сопротивлений следует учитывать, что сопротивление исправного соединения не превышает 0,05 Ом.

У кранов проверка наличия цепи должна производится не реже 1 раза в год.

26.2. Проверка напряжения прикосновения на территории электроустановки и напряжения на заземляющем устройстве. К, М Наибольшее напряжение не должно превышать:

500 В при длительности воздействия 0,1 с;

400 В при длительности воздействия 0,2 с;

200 В при длительности воздействия 0,5 с;

130 В при длительности воздействия 0,7 с;

100 В при длительности воздействия 1 с;

65 В при длительности воздействия от 1 с до 5 с.

Промежуточные допустимые напряжения в интервале времени от 0,1 с до 1 с следует определять интерполяцией.

Производится в электроустановках, выполненных по нормам на напряжение прикосновения в контрольных точках, в которых значения напряжения прикосновения определены при проектировании, после капитального ремонта заземлителей.

За длительность воздействия принимается суммарное время действия резервной релейной защиты и собственного времени отключения выключателей.

26.3. Проверка состояния элементов заземляющего устройства, находящихся в земле: Проверка коррозионного состояния производится не реже 1 раза в 12 лет. Элемент заземлителя должен быть заменен, если разрушено более 50% его сечения.
1) электроустановок, кроме ВЛ; М Проверка заземлителей в ОРУ электростанций и подстанций производится выборочно, в местах, наиболее подверженных коррозии, а также вблизи мест заземления нейтралей силовых трансформаторов, присоединений разрядников и ограничителей перенапряжений. В ЗРУ осмотр элементов заземлителей производится по решению технического руководителя Потребителя.
2) ВЛ. На ВЛ выборочная проверка со вскрытием грунта производится не менее чем у 2% опор от общего числа опор с заземлителями. Проверку следует производить в населенной местности, на участках с наиболее агрессивными, выдуваемыми и плохопроводящими грунтами.
26.4. Измерение сопротивлений заземляющих устройств:
1) опор воздушных линий электропередачи; К, Т, М Значения сопротивлений заземлителей опор приведены в табл. 35 (приложение 3.1). Производятся после ремонтов, но не реже 1 раза в 6 лет для ВЛ напряжением до 1000 В и 12 лет для ВЛ выше 1000 В на опорах с разрядниками и другим электрооборудованием и выборочно у 2% металлических и железобетонных опор на участках в населенной местности. Измерения производятся также после реконструкции и ремонта заземляющих устройств, а также при обнаружении разрушения или следов перекрытия изоляторов электрической дугой.
2) электроустановок, кроме воздушных линий электропередачи. К, Т, М Значения сопротивлений заземляющих устройств электроустановок приведены в табл. 36 (приложение 3.1).
26.5. Проверка состояния пробивных предохранителей в установках напряжением до 1000 В. К, Т Предохранители должны быть исправными и соответствовать номинальному напряжению сети. Производится не реже 1 раза в 6 лет, а также при предположении о срабатывании.

 

  1. Стационарные, передвижные, комплектные

переносные испытательные установки.

К, М – производятся в сроки, устанавливаемые

системой ППР

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
27.1. Измерение сопротивления изоляции:
1) цепей и аппаратуры напряжением выше 1000 В; К Сопротивление изоляции не нормируется. Измерение производится мегаомметром на напряжение 2500 В.
2) цепей и аппаратуры напряжением до 1000 В. Сопротивление должно быть не менее 1 МОм. То же, на напряжение 1000 В.
27.2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты. К Испытательное напряжение принимается согласно заводским инструкциям или техническим условиям и должно быть не ниже 115% номинального напряжения испытательной установки. Продолжительность испытания – 1 мин. Испытываются цепи высокого напряжения испытательных установок, испытательных аппаратов, мостов для измерения диэлектрических потерь, эталонных конденсаторов и других элементов высокого напряжения испытательных схем.
27.3. Проверка исправности измерительных устройств и испытательных трансформаторов. К Классы точности и коэффициенты трансформации должны соответствовать паспорту. Проверяется точность измерения мостов, измерительных приборов и устройств. Исправность обмоток испытательных и измерительных трансформаторов оценивается измерением коэффициента трансформации и класса точности.
27.4. Проверка действия блокировочных устройств, средств сигнализации и защиты испытательных установок. К Все блокировочные устройства, средства сигнализации и защиты должны быть исправными и работать четко в заданном режиме. Производится 3 – 5 операций по проверке действия защитных и предупредительных элементов испытательной установки при имитации различных режимов ее работы.
27.5. Проверка интенсивности рентгеновского излучения кенотронов испытательных установок. К Допустимая мощность дозы рентгеновского излучения в любой доступной точке установки на расстоянии 5 – 10 см от поверхности защиты (кожуха) не должна превышать 0,02 нКл/(г·с) (0,28 мР/час или 0,08 мкР/с). Значение допустимой дозы излучения дано из расчета 36-часовой рабочей недели. В случае иной продолжительности эти значения должны быть умножены на коэффициент 36/t, где t – фактическая продолжительность рабочей недели, час. Производится в тех случаях, когда при проведении капитального ремонта испытательной установки было изменено расположение в ней кенотронов. Дозиметрическая проверка эффективности защиты от рентгеновского излучения осуществляется при наибольших значениях напряжения и тока на аноде кенотрона. Эффективность защиты от рентгеновского излучения определяется измерением мощности дозы излучения микрорентгенометром МРМ-2 или дозиметром Кура.

 

  1. Электроустановки, аппараты, вторичные цепи,

нормы испытаний которых не определены в разделах 227,

и электропроводки напряжением до 1000 В.

К, Т, М – производятся в сроки, устанавливаемые

системой ППР

 

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания
28.1. Измерение сопротивления изоляции. К, Т, М См. табл. 37 (Приложение 3.1).
28.2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты электротехнических изделий напряжением выше 12 В переменного тока и 120 В постоянного тока, в том числе: К Длительность приложения напряжения (Uисп) – 1 мин.
1) изоляция обмоток и токоведущего кабеля переносного электроинструмента относительно корпуса и наружных металлических деталей; Для электроинструмента на напряжение до 50 В Uисп принимается 550 В.

Для электроинструмента на напряжение выше 50 В и мощности до 1 кВт – 900 В, при мощности более 1 кВт – 1350 В.

У электроинструмента с корпусом из изоляционного материала на время испытаний должны быть обернуты металлической фольгой и соединены с заземлителем корпус и соединенные с ним детали. При сопротивлении изоляции более 10 МОм испытание повышенным напряжением может быть заменено измерением одноминутного сопротивления изоляции мегаомметром на напряжение 2500 В.
2) изоляции обмоток понижающих трансформаторов. Испытательное напряжение должно быть 1350 В при номинальном напряжении первичной обмотки трансформатора 127 – 220 В и 1800 В при номинальном напряжении первичной обмотки 380 – 440 В. Испытательное напряжение прикладывается поочередно к каждой из обмоток. При этом остальные обмотки должны быть соединены с заземленным корпусом и магнитопроводом.
28.3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты силовых и вторичных цепей рабочим напряжением выше 50 В переменного тока, не содержащих устройств с микроэлектронными элементами: К Продолжительность испытания – 1 мин. Испытательное напряжение – 1000 В.
1) изоляции распределительных устройств элементов приводов выключателей, короткозамыкателей, отделителей, аппаратов, а также вторичных цепей управления, защиты, автоматики, телемеханики и т.д.; См. также главу 3 п. 3.6.23. При проведении испытаний мегаомметром на 2500 В можно не проводить измерений мегаомметром на 500 – 1000 В.
2) изоляции силовых и осветительных электропроводок. Производится в случае, если сопротивление изоляции оказалось ниже 1 МОм.
28.4. Проверка срабатывания защиты при системе питания с заземленной нейтралью (TN-C, TN-C-S, TN-S). К, Т, М При замыкании на нулевой защитный проводник ток однофазного короткого замыкания должен составлять не менее:

трехкратного значения номинального тока плавкой вставки предохранителя;

трехкратного значения номинального тока нерегулируемого расцепителя автоматического выключателя с обратнозависимой от тока характеристикой;

трехкратного значения уставки по току срабатывания регулируемого расцепителя автоматического выключателя обратнозависимой от тока характеристикой;

1,1 верхнего значения тока срабатывания мгновенно действующего расцепителя (отсечки).

Проверяется непосредственным измерением тока однофазного короткого замыкания с помощью специальных приборов или измерением полного сопротивления петли фаза-нуль с последующим определением тока короткого замыкания.

У электроустановок, присоединенных к одному щитку и находящихся в пределах одного помещения, допускается производить измерения только на одной, самой удаленной от точки питания установке.

У светильников наружного освещения проверяется срабатывание защиты только на самых дальних светильниках каждой линии.

Проверку срабатывания защиты групповых линий различных приемников допускается производить на штепсельных розетках с защитным контактом.

28.5. Проверка наличия цепи между заземленными установками и элементами заземленной установки. К, Т, М Не должно быть обрывов и неудовлетворительных контактов. Переходное сопротивление контактов должно быть не выше 0,05 Ом. Производится на установках, срабатывание защиты которых проверено.
28.6. Проверка действия расцепителей. К Пределы работы расцепителей должны соответствовать заводским данным.
28.7. Проверка устройств защитного отключения. М Производится путем нажатия на кнопку “Т” (тест) включенного в сеть устройства. Производится не реже 1 раза в квартал.
28.8. Проверка работы контакторов и автоматов при пониженном и номинальном напряжении оперативного тока. К См. табл. 38 (приложение 3.1).
28.9. Проверка фазировки распределительных устройств напряжением до 1000 В и их присоединений. К Должно иметь место совпадение по фазам.
28.10. Измерение напряжений прикосновения и шага. К В системе с заземленной нейтралью при однофазном коротком замыкании напряжение прикосновения и шага не должно превышать 50 В, если для конкретных помещений не установлены другие значения. Измерение производится в животноводческих комплексах, банях с электронагревателями и на других объектах, где в целях предотвращения электротравматизма выполнено уравнивание и выравнивание потенциалов.
28.11. Проверка главной заземляющей шины (ГЗШ). К, Т Проверка затяжки болтовых и целостность сварных контактных соединений. Производится в соответствии с указаниями п. 1.
28.12. Измерение уровня освещенности и других светотехнических параметров. К, Т Освещенность и другие светотехнические параметры должны быть не ниже значений, предусмотренных нормами. Оценка результатов контрольных измерений должна производиться с учетом типа применяемых ламп и напряжения в момент измерения.

 

 

 

 

 

Приложение 3.1

 

Таблица 1

 

Порядок и объем проверки изоляции обмоток

трансформаторов после капитального ремонта

и заливки маслом

 

Трансформаторы Объем проверки Показатели масла и изоляции обмоток Комбинация условий по предыдущему столбцу, достаточных для включения трансформатора Дополнительные указания
1. До 35кВ мощностью до 10000 кВА. 1. Отбор пробы масла.

2. Измерение сопротивления R60.

3. Определение отношения R60/R15.

1. Характеристика масла (в объеме сокращенного анализа) – в норме.

2. Сопротивление изоляции R60 за время ремонта снизилось не более чем на 30%.

3. Сопротивление изоляции R60 не ниже указанного в табл. 2.

4. Отношение R60/R15 при температуре (10 – 30) °C должно быть не менее 1,3.

1. Для трансформаторов до 1000 кВА – одна из комбинаций условий:

1, 2;

1, 3.

2. Для трансформаторов от 1000 кВА до 10000 кВА – одна из комбинаций условий:

1, 2, 4;

1, 3, 4.

1. Проба масла должна отбираться не ранее чем через 12 часов после заливки (доливки) его в трансформатор.

2. Для трансформаторов до 1000 кВА допускается определять только значение пробивного напряжения пробы масла.

2. До 35 кВ мощностью более 10000 кВА; 110 кВ и выше всех мощностей. 1. Отбор пробы масла.

2. Измерение сопротивления изоляции R60.

3. Определение отношения R60/R15.

4. Измерение tg трансформаторов 110 кВ и выше.

1. Характеристики масла (в объеме сокращенного анализа) – в норме.

2. Сопротивление изоляции за время ремонта снизилось не более чем на 30%.

3. Сопротивление изоляции R60 не менее указанного в табл. 2 <*>.

4. Отношение R60/R15 при температуре (10 – 30) °C не менее 1.3.

5. Значения tg не превышают значений, указанных в табл. 4 и 5.

1. Для трансформаторов 35 кВ мощностью более 10000 кВА – комбинация условий:

1, 3, 4, 5.

2. Для трансформаторов 110 кВ и выше – комбинация условий 1 – 6.

 

——————————–

<*> Для трансформаторов до 110 кВ. Для трансформаторов выше 110 кВ сопротивление изоляции не нормируется, но должно учитываться при комплексном рассмотрении результатов измерений.

 

Таблица 2

 

Наименьшие допустимые сопротивления изоляции R60

обмоток трансформаторов

 

Номинальное напряжение обмотки высшего напряжения, кВ Значения R60, МОм, при температуре обмотки, °C
10 20 30 40 50 60 70
Масляные до 35 450 300 200 130 90 60 40
Масляные 110 900 600 400 260 180 120 80
Масляные свыше 110 Не нормируется
Сухие до 1 кВ 100
Сухие более 1 кВ до 6 кВ 300
Сухие более 6 кВ 500

 

Примечание. Значения, указанные в таблице, относятся ко всем обмоткам данного трансформатора.

 

Таблица 3

 

Схемы измерения характеристик изоляции

трансформаторов

 

Последовательность измерений Двухобмоточные трансформаторы Трехобмоточные трансформаторы
обмотки, на которых проводят измерения заземляемые части трансформатора обмотки, на которых проводят измерения заземляемые части трансформатора
1 НН Бак, ВН НН Бак, СН, ВН
2 ВН Бак, НН СН Бак, НН, ВН
3 (ВН + СН) <*> Бак ВН Бак, НН, СН
4 (ВН + СН) <*> Бак, НН
5 (ВН + СН + НН) <*> Бак

 

В процессе эксплуатации допускается проводить измерения также по зонам изоляции (например, ВН – бак, НН – бак, ВН – НН) с подсоединением вывода “экран” мегаомметра к свободной обмотке или баку.

——————————–

<*> Измерения обязательны только для трансформаторов мощностью 16000 кВА и более.

 

Таблица 4

 

Наибольшие допустимые значения tg изоляции

обмоток трансформаторов в масле

 

Трансформаторы 10 20 30 40 50 60 70
35 кВ мощностью более 10000 кВА и 110 кВ всех мощностей 1,8 2,5 3,5 5,0 7,0 10,0 14,0
220 кВ всех мощностей 1,0 1,3 1,6 2,0 2,5 3,2 4,0

 

Примечание. Значения, указанные в таблице, относятся ко всем обмоткам данного трансформатора.

 

Таблица 5

 

Испытательные напряжения промышленной частоты

в эксплуатации для электрооборудования классов

напряжения до 35 кВ с нормальной

и облегченной изоляцией

 

Класс напряжения, кВ Испытательное напряжение, кВ
силовые трансформаторы, шунтирующие и дугогасящие реакторы аппараты, трансформаторы тока и напряжения, токоограничивающие реакторы, изоляторы, вводы, конденсаторы связи, экранированные токопроводы, сборные шины, КРУ и КТП, электродные котлы
нормальная изоляция облегченная изоляция <*> фарфоровая изоляция <**> другие виды изоляции <**>
до 0,69 4,3 2,6 1,0 1,0
3 15,3 8,5 24,0 21,6
6 21,3 13,6 32,0 (37,0) 28,8 (33,3)
10 29,8 20,4 42,0 (48,0) 37,8 (43,2)
15 38,3 31,5 55,0 (63,0) 49,5 (56,7)
20 46,8 42,5 65,0 (75,0) 58,5 (67,5)
35 72,3 95,0 (120,0) 85,5 (108,0)

 

——————————–

Примечание:

<*> Испытательные напряжения герметизированных трансформаторов принимаются в соответствии с указаниями заводов-изготовителей.

<**> Значения в скобках распространяются на промежуток между контактами коммутационных аппаратов.

 

Таблица 6

 

Предельно допустимые показатели качества

трансформаторного масла

 

N п/п Наименование показателя Категория электрооборудования Перед заливкой Эксплуатационное <*> Примечание
свежее регенерированное нормально допустимое предельно допустимое
1 2 3 4 5 6 7 8
1. Пробивное напряжение, кВ, не менее: Электрооборудование:
до 15 кВ включительно 30 30 40 20
до 35 кВ включительно 35 35 60 25
до 150 кВ включительно 60 60 35
220 кВ 65 65 55
2. Кислотное число, мг КОН/г масла, не более Электрооборудование до 220 кВ включительно 0,02 0,05 0,1 0,25
3. Температура вспышки в закрытом тигле, °C не ниже Электрооборудование до 220 кВ включительно 135 130 Снижение не более чем на 5 °C по сравнению с предыдущим анализом 125
4. Влагосодержание, % массы (г/т), не более Трансформаторы с пленочной и азотной защитами масла, герметичные маслонаполненные вводы, герметичные измерительные трансформаторы. 0,001

(10)

0,001

(10)

0,0015 (15) 0,0025 (25) Допускается определение данного показателя методом Карла Фишера или хроматографическим методом
Силовые и измерительные трансформаторы, негерметичные маслонаполненные вводы. 0,002

(20)

0,003

(30)

Электрооборудование, при отсутствии требований предприятий-изготовителей по количественному определению влагосодержания Отсутствие Отсутствие Отсутствие Отсутствие
5. Содержание механических примесей: % (класс чистоты, не более) Электрооборудование до 220 кВ Отсутствие (11) Отсутствие (11) Отсутствие (13) Отсутствие (13)
6. Тангенс угла диэлектрических потерь при 90 °C, %, не более Силовые трансформаторы до 220 кВ 1,7 1,5 5
Измерительные трансформаторы до 220 кВ 1,7
Электрооборудование:
до 150 кВ включительно 8 10
220 кВ 5 5 7
7. Содержание водорастворимых кислот и щелочей Электрооборудование до 220 кВ включительно Отсутствие Отсутствие
Силовые трансформаторы, герметичные измерительные трансформаторы и маслонаполненные вводы; 0,014
Негерметичные измерительные трансформаторы и маслонаполненные вводы 0,03
8. Содержание антиокислительной присадки (АГИ-ДОЛ-1 (2,6-дитретбутил-4-метилфенол или ионол)), % массы, не менее Электрооборудование до 220 кВ включительно 0,2 0,18 0,1
9. Температура застывания, °C, не выше Электрооборудование, заливаемое арктическим маслом -60 -60
10. Газосодержание в соответствии с инструкциями организации-изготовителя, % объема, не более Трансформаторы с пленочной защитой, герметичные маслонаполненные вводы напряжением до 220 кВ 0,1 (0,5) 0,1 (0,5) 2 4
11. Содержание растворимого шлама, % массы, не более Силовые и измерительные трансформаторы, негерметичные маслонаполненные вводы напряжением до 220 кВ 0,005
12. Содержание фурановых производных, % массы, не более (в том числе фурфурола) Трансформаторы и маслонаполненные вводы напряжением до 220 кВ 0,0015 (0,001)
13. Содержание серы, %, не более Электрооборудование до 220 кВ включительно 0,6

 

——————————–

<*> Для трансформаторного масла устанавливаются две области эксплуатации:

нормально допустимая – в указанных пределах изменений характеристик масла гарантируется нормальная работа электрооборудования, контроль состояния масла проводится по показателям 13 таблицы (сокращенный анализ);

предельно допустимая – при характеристиках масла выше указанных как “нормально допустимые”, но ниже “предельно допустимых” требуется установить более учащенный и расширенный контроль состояния масла и принять меры по восстановлению эксплуатационных свойств масла или предусмотреть замену масла.

 

Таблица 7

 

Испытательные напряжения промышленной частоты изоляции

полупроводниковых преобразователей

 

Номинальное напряжение, В Испытательное напряжение, кВ Номинальное напряжение, В Испытательное напряжение, кВ
до 24 0,5 201 – 500 2,0
25 – 60 1,0 свыше 500 2,5 Uраб + 1, но не более 3 <*>
61 – 200 1,5

 

——————————–

Примечание. <*> Uраб – действующее значение напряжения испытываемой цепи.

 

Таблица 8

 

Испытательное напряжение промышленной

частоты конденсаторов

 

Испытательное напряжение (кВ) при номинальном напряжении (типе) конденсатора, кВ
до 0,66 1,05 3,15 6,3 10,5 СММ-20/3-0,107 КМ2-10,5-24
2,3 4,3 15,8 22,3 30,0 22,5 22,5 – 25,0

 

Таблица 9

 

Нормы на характеристики серной кислоты и электролита

для аккумуляторных батарей

 

Показатель Серная кислота высшего сорта Электролит
разведенная свежая кислота для заливки электролит из работающего аккумулятора
Внешний вид прозрачная прозрачная прозрачная
Интенсивность окраски (определяется калориметрическим способом), мл 0,6 0,6 1
Плотность при температуре 20 °C, г/см3 1,83  1,84 1,18  0,005 1,2 – 1,21
Содержание железа, %, не более 0,005 0,004 0,008
Содержание нелетучего осадка после прокаливания, %, не более 0,02 0,03
Содержание окислов азота, %, не более 0,00003 0,00005
Содержание мышьяка, %, не более 0,00005 0,00005
Содержание хлористых соединений, %, не более 0,0002 0,0003
Содержание марганца, %, не более 0,00005 0,00005
Содержание меди, %, не более 0,0005 0,0005
Содержание веществ, восстанавливающих марганцовокислый калий, мл 0,01 H раствора KMnO4, не более 4,5
Содержание суммы тяжелых металлов в пересчете на свинец, %, не более 0,01

 

Таблица 10

 

Испытательное выпрямленное напряжение силовых кабелей

 

Номинальное напряжение, кВ 0,66 1 2 3 6 10 20 35 110 220
Кабели с бумажной изоляцией
Испытательное напряжение, кВ 2,5 2,5 10 – 17 15 – 25 36 60 100 175 285 510
Кабели с пластмассовой изоляцией
Испытательное напряжение, кВ 2,5 <*> 7,5 36 60 285
Кабели с резиновой изоляцией <**>
Испытательное напряжение, кВ 6 12 20

 

——————————–

<*> Испытание выпрямленным напряжением одножильных кабелей с пластмассовой изоляцией без брони (экранов), проложенных на воздухе, не производится.

<**> После ремонтов, не связанных с перемонтажом кабелей, изоляция проверяется мегаомметром на напряжение 2500 В, а испытание повышенным выпрямленным напряжением не производится.

 

Таблица 11

 

Токи утечки и коэффициенты несимметрии

для силовых кабелей

 

Кабели напряжением, кВ Испытательное напряжение, кВ Допустимое значение тока утечки, мА Допустимое значение коэффициента несимметрии <*> (Imax/Imin)
6 36 0,2 2
45 0,3 2
10 50 0,5 3
60 0,5 3
20 100 1,5 3
35 140 1,8 3
150 2,0 3
175 2,5 3
110 285 Не нормируется
220 510 Не нормируется

 

——————————–

<*> Для одножильных кабелей на напряжение 6 – 35 кВ коэффициент асимметрии не нормируется.

 

Таблица 12

 

Допускаемые отклонения положения опор и их элементов,

значения прогибов и размеров дефектов железобетонных

опор и приставок

 

N п/п Наименование (характер) дефекта Наибольшее значение
1 2 3
12.1 Отклонение опоры от вертикальной оси вдоль и поперек линии (отношение отклонения верха к ее высоте)
12.1.1 Металлические опоры 1:200
12.1.2 Железобетонные портальные опоры 1:100
12.1.3 Железобетонные одностоечные опоры 1:150
12.1.4 Железобетонные портальные опоры на оттяжках 100 мм
12.1.5 Деревянные опоры 1:100
12.2 Смещение опоры перпендикулярно оси ВЛ (выход из створа)
12.2.1 Одностоечные опоры при длине пролета:
до 200 м 100 мм
более 200 м 200 мм
более 300 м, металлические опоры 300 мм
12.2.2 Портальные металлические опоры на оттяжках при длине пролета:
до 250 м 200 мм
более 250 м 300 мм
12.2.3 Портальные железобетонные опоры 200 мм
12.3 Отклонение оси траверсы от горизонтали (уклон траверсы) по отношению к ее длине
12.3.1 Для портальных опор на оттяжках:
металлических при длине траверсы L до 15 м L:150
металлических при длине траверсы L более 15 м L:250
железобетонных 80 мм
12.3.2 Для опор:
металлических и железобетонных L:100
одностоечных деревянных L:50
12.4 Разворот траверсы относительно оси линии:
для деревянных опор 5 °
для железобетонных одностоечных опор 100 мм
12.5 Смещение конца траверсы от линии, перпендикулярной оси траверсы:  

 

для металлических и одностоечных железобетонных опор 100 мм
для портальных железобетонных опор на оттяжках 50 мм
12.6 Центрифугированные стойки опор и приставки на ВЛ 35 – 220 кВ:
12.6.1 Искривление стойки одностоечной свободностоящей опоры 10 см
12.6.2 Ширина раскрытия поперечных трещин по всей поверхности бетона стойки 0,6 мм
12.6.3 То же на стойках с напряженной арматурой из высокопрочной проволоки Не допускается
12.6.4 Ширина раскрытия продольных трещин в бетоне при их количестве в одном сечении более двух на длине 3 м 0,3 мм
12.6.5 Площадь сквозного отверстия в бетоне стойки 25 см2
12.7 Вибрированные стойки и приставки опор на ВЛ 35 – 220 кВ:
12.7.1 Изменение расстояния между стойкой и основанием подкоса сложной опоры по сравнению с предусмотренным проектом 15%
12.7.2 Ширина раскрытия поперечных трещин на длине 1 м 0,1 мм
12.7.3 Ширина раскрытия продольных трещин 0,5 мм
12.7.4 Площадь скола бетона с обнажением продольной арматуры 25 мм2

 

Таблица 13

 

Усредненные распределения напряжений по подвесным

фарфоровым изоляторам гирлянд ВЛ 35 – 220 кВ

 

Напряжение ВЛ, кВ Кол-во изоляторов в гирлянде Напряжение, кВ, на изоляторе номер (считая от конструкции или траверсы)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
220 14 9 8 7 7 7 6 7 7 8 9 10 11 13 18
13 10 8 8 8 7 7 7 8 8 10 12 14 20
110 8 8 6 5 4,5 6,5 8 10 17
7 9 6 5 7 8,5 10 18,5
6 10 8 7 9 11 19
35 4 4 3 5 8
3 6 5 9
2 10 10

 

Примечание. Сумма напряжений, измеренных по изоляторам гирлянды, не должна отличаться от фазного напряжения ВЛ более чем на  10% для гирлянд на металлических и железобетонных опорах и более чем на  20% – на деревянных.

 

Таблица 14

 

Допускаемые значения tg изоляции вводов

и проходных изоляторов при температуре 20 °C

 

Вид и зона изоляции ввода Предельные значения tg, %, для вводов с номинальным напряжением, кВ
35 110 – 150 220
Бумажно-масляная изоляция:
основная изоляция (С1) и изоляция измерительного конденсатора (С2)  

 

1,5

 

1,2

последние слои изоляции (С3) 3,0 2,0
Твердая изоляция с масляным заполнением:

основная изоляция

 

1,5

 

1,5

 

Бумажно-бакелитовая изоляция с мастичным заполнением:

основная изоляция

 

9,0

 

 

Маслобарьерная изоляция ввода:

основная изоляция

 

 

5

 

4

 

Таблица 15

 

Наименьшее допустимое сопротивление изоляции подвижных

и направляющих частей выключателей, выполненных

из органического материала

 

Сопротивление изоляции, МОм, для выключателей на номинальное напряжение, кВ
3 – 10 15 – 150 220
300 1000 3000

 

Таблица 16

 

Характеристики масляных и электромагнитных выключателей

 

Тип выключателя Номинальный ток, А Сопротивление контактов, мкОм Собственное время, с, не более
включения отключения
ВМП-10 (ПЭ-11) <*> 630 78 0,3 0,12
(пружинный привод) 1000 72 0,2 0,1
МГ-10 5000 300 <**> 0,75 0,135
МГ-20 5000 300 <**> 0,8 0,155
МГГ-10 3150 18; 240 <**> 0,4 0,11
4000 14; 240 <**>
5000 12; 240 <**>
ВМ-14, ВМ-16 200 350
600 150 0,24 0,12
ВМ-22 600 150 0,24 0,15
1000, 1500 100
ВМ-23 600 150 0,28 0,15
1000, 1500 100
ВМГ-133 (ПС-10) 600 100 0,23 0,1
(ППМ-10) 0,3 0,1
(ПВ-10) 0,16 0,1
ВМГ-10 630 75 0,3 0,12
1000 70
ВПМП-10 530 78 0,3 0,12
1000 72
ВМПЭ-10 630 50 0,3 0,07
1000 40
1600 30
3150 10 0,3 0,09
ВМПП-10 630 55 0,2 0,1
1000 45
1600 32
ВМП-10 600 55 0,3 0,1
1000 40
1500 30
ВМП-10П 600 55 0,2 0,1
1000 40
1500 30
ВММ-10 400 55 0,2 0,1
630 85
ВК-10 630 50/45 <***> 0,075 0,05
1000 45/40 <***>
1600 25
ВКЭ-10 630 50/45 <***> 0,3 0,07
1000 45/40 <***>
1600 25
ВЭ-10, ВЭС-6 1600 30 0,075 0,06
2000 – 2500 20
3200 – 3600 15
С-35 (ШПЭ-12) 630 310 0,34 0,05
(ПП-67) 630 310 0,4 0,12
(ЩПЭ-38) 3200 80 0,64 0,055
МКП-35 1000 250 0,43 0,05
ВТ-35, ВТД-35 630 550 0,35 0,12
МКП-110 630 1300 0,6 0,05
МКП-110М 630 800 0,06 0,05
МКП-110-5 (ШПЭ-37) 1000 800 0,85 0,06
(ШПЭ-44) 0,5 0,055
У-110-2000-40 (ШПВ) 2000 800 0,3 0,06
(ШПЭ) 0,7 0,06
У-110-2000-50 (ШПВ) 2000 365 0,3 0,05
(ШПЭ) 0,7 0,05
ВМТ-110, 25 кА 115 0,13 0,035
40 кА 85 0,13 0,03
ММО-110 1250 180 0,15 0,05
ВМТ-220, 25 кА 115 0,13 0,035
40 кА 85 0,13 0,03
МКП-220 600 1200 0,7 0,03
МКП-274 600 800
У-220-1000/ 2000-25 2000 600 0,8 0,05
У-220-2000-40 2000 450 0,75 0,045

 

——————————–

<*> В скобках указан тип привода.

<**> Сопротивление дугогасительных контактов.

<***> В числителе указаны данные для выключателей на номинальный ток отключения 20 кА, в знаменателе – на ток отключения 40 кА.

 

Таблица 17

 

Значения сопротивлений постоянному току элементов

воздушных выключателей

 

Тип выключателя Сопротивление токоведущего контура полюса, мкОм, не более Сопротивление одного элемента омического делителя или шунтирующего резистора, Ом
ВВУ-35 80 4,6 – 0,25
ВВН-110 140 150  5
ВВШ-110 140 150 (+4, -2)
ВВУ-110 300 5  0,3 (нижний модуль)

100  2 (верхний модуль)

ВВБ-110 80 100  2
ВВБМ-110 80 50  1
ВВБК-110 80 47,5 (+1, -0,5)
ВВН-154 200 15000  150
ВВШ-150 200 150 (+4, -2)
ВВБ-220 300 100  2
ВВБК-220 300 47,5 (+1, -0,5)
ВВД-220 300 50  1

 

Примечания:

  1. Предельные значения сопротивлений одного элемента (разрыва) гасительной камеры и отделителя и одного дугогасительного устройства модуля: выключателей серии ВВН – 20 мкОм, серий ВВУ, ВВБ, ВВБК, ВВД – 80 мкОм.
  2. Сопротивления шунтирующих резисторов, устанавливаемых на одном полюсе выключателя, не должны различаться более, чем допускается заводской инструкцией.

 

Таблица 18

 

Условия и число операций при испытаниях

воздушных выключателей

 

Операция или цикл Давление при опробовании Напряжение на выводах электромагнитов Число операций и циклов
1. Включение Наименьшее срабатывание Номинальное 3
2. Отключение То же То же 3
3. В-О – ” – – ” – 2
4. Включение Наименьшее рабочее – ” – 3
5. Отключение То же – ” – 3
6. В-О – ” – – ” – 2
7. Включение Номинальное – ” – 3
8. Отключение То же – ” – 3
9. О-В – ” – – ” –
10. Включение Наибольшее рабочее 0,7 номинального 2
11. Отключение То же То же 2
12. В-О – ” – Номинальное 2
13. О-В-О – ” – То же 2
14. О-В-О Наименьшее для АПВ – ” – 2

 

Примечание. При выполнении операций в сложных циклах (пп. 4, 6, 9, 1214) должны быть сняты зачетные осциллограммы.

 

Таблица 19

 

Допустимые значения сопротивлений контактных

систем разъединителей

 

Тип разъединителя Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток, А Допустимое значение сопротивления, мкОм
РЛН 35 – 220 600 220
Остальные типы Все классы напряжения 600 175
1000 120
1500 – 2000 50

 

Таблица 20

 

Наибольшее допустимое усилие вытягивания одного ножа

из неподвижного контакта

 

Номинальный ток, А Усилие вытягивания, кН (кгс)
400 – 600 0,2 (2,0)
1000 – 2000 0,4 (4,0)
3000 0,8 (8,0)

 

Таблица 21

 

Наибольшее допустимое время движения подвижных частей

отделителей и короткозамыкателей

 

Номинальное напряжение, кВ Время с момента подачи импульса, с
до замыкания контактов при включении короткозамыкателя до замыкания контактов при отключении отделителя
35 0,4 0,5
110 0,4 0,7
150 0,5 0,9
220 0,5 1,0

 

Таблица 22

 

Значение сопротивлений вентильных разрядников

или их элементов

 

Тип разрядника или элемента Сопротивление, МОм Допустимые изменения по сравнению с заводскими данными или данными первоначальных измерений
не менее не более
РВМ-3 15 40
РВМ-6 100 250
РВМ-10 170 450  30%
РВМ-15 600 2000
РВМ-20 1000 10000
РВРД-3 95 200 В пределах значений, указанных в столбцах 2 и 3
РВРД-6 210 – 940
РВРД-10 770 5000
Элемент разрядника
РВМГ-110М 400 2500
РВМГ-150М 400 2500  60%
РВМГ-220М 400 2500

 

Таблица 23

 

Токи проводимости вентильных разрядников при приложении

выпрямленного напряжения

 

Тип разрядника или элемента Испытательное напряжение, кВ Ток проводимости, мкА, при температуре 20 °C
не менее не более
РВС-15 <*> 16 450 (200) 620 (340)
РВС-20 <*> 20 450 (200) 620 (340)
РВС-33 32 450 (200) 620 (340)
РВС-35 <*> 32 450 (200) 620 (340)
РВМ-3 4 380 450
РВМ-6 6 120 220
РВМ-10 10 200 280
РВМ-15 18 500 700
РВМ-20 28 500 700
РВЭ-25М 28 400 650
РВМ-25 32 450 600
РВРД-3 3 30 85
РВРД-6 6 30 85
РВРД-10 10 30 85
Элемент разрядника РВМГ 30 1000 1350

 

——————————–

<*> Примечание. Значения токов в скобках относятся к разрядникам для сетей с изолированной нейтралью и компенсацией емкостного тока замыкания на землю, изготовленных после 1975 года.

 

Таблица 24

 

Токи проводимости ограничителей перенапряжений

при переменном напряжении частоты 50 Гц

 

Тип ограничителя перенапряжений Наибольшее рабочее напряжение, кВ Ток проводимости, мА, при температуре 20 °C
ограничивающий область нормального состояния предельно допустимый
ОПН-110У1 73 1,0 1,2
ОПН-1-110ХЛ4 73 2,0 2,5
ОПН-110ПН 73 0,9 1,2
ОПН-150У1 100 1,2 1,5
ОПН-150ПН 100 1,1 1,5
ОПН-220У1 146 1,4 1,8
ОПН-1-220УХЛ4 146 2,0 2,5
ОПН220ПН 146 1,3 1,8

 

Таблица 25

 

Пробивные напряжения разрядников

и элементов разрядников при частоте 50 Гц

 

Тип разрядника или элемента Действующее значение пробивного напряжения, кВ
не менее не более
РВП, РВО-6 16 19
РВП, РВО-10 26 30,5
РВС-15 35 51
РВС-20 42 64
РВС-33 66 84
РВС-35 71 103
РВМ-6 14 19
РВМ-10 24 32
РВМ-15 33 45
РВМ-20 45 59
РВРД-3 7,5 9
РВРД-6 15 18
РВРД-10 25 30
Элемент разрядников РВМГ 60,5 72,5

 

Таблица 26

 

Технические данные трубчатых разрядников

 

Тип разрядника Номинальное напряжение, кВ Ток отключения, кА Внешний искровой промежуток, мм Диаметр дугогасительного канала, мм Длина внутреннего искрового промежутка, мм
начальный конечный начальная конечная
РТФ-6 6 0,5 – 10 20 10 14 150  2 153  2
РТВ-6 6 0,5 – 2,5

2 – 10

10

10

6

10

9

14

60

60

68

68

РТФ-10 10 0,5 – 5 25 10 11,5 150  2 153  2
0,2 – 1 25 10 13,7 225  2 225  2
РТВ-10 10 0,5 – 2,5

2 – 10

20

15

6

10

9

14

60

60

68

68

РТВ-20 20 2 – 10 40 10 14 100 110
РТФ-35 35 0,5 – 2,5 130 10 12,6 250  2 250  2
1 – 5 130 10 15,7 200  2 200  2
2 – 10 130 16 20,4 220  2 227
РТВ-35 35 2 – 10 100 10 16 140 150
РТВ-110 110 0,5 – 2,5

1 – 5

450

450

12

20

18

25

450  2

450  2

452  2

452  2

 

Таблица 27

 

Допустимые значения сопротивлений постоянному току

элементов КРУ

 

Измеряемый элемент <*> Номинальный ток контактов, А Допустимое сопротивление, мкОм
Втычные контакты первичной цепи 400 75
630 60
1000 50
1600 40
2000 и выше 33
Связь заземления выдвижного элемента с корпусом Не более 0,1 Ом

 

——————————–

<*> Измерение выполняется, если позволяет конструкция КРУ.

 

Таблица 28

 

Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции

электродвигателей на напряжение выше 1000 В

 

Температура обмотки, °C Сопротивление изоляции R60, МОм, при номинальном напряжении обмотки, кВ
3 – 3,15 6,0 – 6,3 10,0 – 10,5
10 30 60 100
20 20 40 70
30 15 30 50
40 10 20 35
50 7 15 25
60 5 10 17
75 3 6 10

 

Таблица 29

 

Испытательные напряжения промышленной частоты

для обмоток электродвигателей переменного тока

 

Испытуемый элемент Мощность электродвигателя, кВт Номинальное напряжение электродвигателя, кВ Испытательное напряжение, кВ
Обмотка статора 40 и более,

а также электродвигатели ответственных механизмов <*>

 

 

 

Менее 40

0,4 и ниже

0,5

0,66

2,0

3,0

6,0

10,0

0,66 и ниже

1,0

1,5

1,7

4,0

5,0

10,0

16,0

1,0

Обмотка ротора синхронных электродвигателей, предназначенных для непосредственного пуска, с обмоткой возбуждения, замкнутой на резистор или источник питания 1,0
Обмотка ротора электродвигателя с фазным ротором 1,5 Uр <**>, но не менее 1,0
Резистор цепи гашения поля синхронных электродвигателей 2,0
Реостаты и пускорегулировочные резисторы 1,5 Uр, но не менее 1,0

 

——————————–

<*> Испытание необходимо производить тотчас после останова электродвигателя до его очистки от загрязнений.

<**> Uр – напряжение на кольцах при разомкнутом неподвижном роторе и номинальном напряжении на статоре.

 

Таблица 30

 

Максимально допустимые зазоры

в подшипниках скольжения электродвигателей

 

Номинальный диаметр вала, мм Зазор, мкм, при частоте вращения, об./мин.
до 1000 от 1000 до 1500 более 1500
18 – 30 40 – 93 60 – 130 140 – 280
31 – 50 50 – 112 75 – 160 170 – 340
51 – 80 65 – 135 95 – 195 200 – 400
81 – 120 80 – 160 120 – 235 230 – 460
121 – 180 100 – 195 150 – 285 260 – 530
181 – 260 120 – 225 180 – 300 300 – 600
261 – 360 140 – 250 210 – 380 340 – 680
361 – 600 170 – 305 250 – 440 380 – 760

 

Таблица 31

 

Максимально допустимая вибрация

подшипников электродвигателя

 

Синхронная частота вращения, об./мин. 3000 1500 1000 750 и ниже
Допустимая амплитуда вибрации подшипников, мкм 50 100 130 160

 

Таблица 32

 

Наименьшие допустимые сопротивления изоляции обмоток

машин постоянного тока

 

Температура обмотки, °C Сопротивление изоляции, R60, МОм, при номинальном напряжении машин, В
230 460 650 750 900
10 2,7 5,3 8,0 9,3 10,8
20 1,85 3,7 5,45 6,3 7,5
30 1,3 2,6 3,8 4,4 5,2
40 0,85 1,75 2,5 2,9 3,5
50 0,6 1,2 1,75 2,0 2,35
60 0,4 0,8 1,15 1,35 1,6
70 0,3 0,5 0,8 0,9 1,0
75 0,22 0,45 0,65 0,75 0,9

 

Таблица 33

 

Испытательные напряжения промышленной частоты

для изоляции машин постоянного тока

 

Испытываемый элемент Испытательное напряжение, кВ Указания
Обмотки: Производится у машин мощностью более 3 кВт
машин на напряжение до 100 В 1,6 Uном + 0,8
машин на напряжение выше 100 В мощностью до 1000 кВт 1,6 Uном + 0,8, но не менее 1,2
машин на напряжение выше 100 В мощностью более 1000 кВт 1,6 Uном + 0,8
возбудителей синхронных двигателей и синхронных компенсаторов 0,8 Uном, но не менее 1,2 и не более 2,8
Бандажи якоря 1 Для машин мощностью более 3 кВт
Реостаты и пускорегулирующие резисторы 1 Изоляцию можно испытывать совместно с изоляцией цепей возбуждения

 

Таблица 34

 

Норма отклонения значений сопротивления постоянному току

элементов машин постоянного тока

 

Испытываемый элемент Норма Указания
Обмотки возбуждения Значения сопротивлений обмоток не должны отличаться от исходных значений более чем на 2%
Обмотка якоря (между коллекторными пластинами) Значение измеренного сопротивления должны отличаться не более чем на 10%, за исключением случаев, когда это обусловлено схемой соединения Измерения производятся у машин мощностью более 3 кВт
Реостаты и пускорегулирующие резисторы Не должно быть обрывов цепей

 

Таблица 35

 

Наибольшие допустимые значения сопротивлений

заземлителей опор воздушных линий электропередачи

 

Характеристика объекта Удельное сопротивление грунта, р, Ом·м Сопротивление, Ом
Линии на напряжение выше 1000 В
Опоры, имеющие грозозащитный трос или другие устройства грозозащиты, металлические и железобетонные опоры ВЛ 35 кВ и такие же опоры ВЛ 3 – 20 кВ в населенной местности, заземлители оборудования на опорах 110 кВ и выше до 100 10 <*>
более 100 до 500 15 <*>
более 500 до 1000 20 <*>
более 1000 до 5000 30 <*>
более 5000 0,006 р <*>
Электрооборудование, установленное на опорах ВЛ 3 – 35 кВ 250/Iр <**>,

но не более 10

Металлические и железобетонные опоры ВЛ 3 – 20 кВ в ненаселенной местности до 100 30
более 100 0,3 р
Трубчатые разрядники на подходах линий к подстанциям с вращающимися машинами, вентильные разрядники на кабельных вставках подходов к подстанциям с вращающимися машинами 5
Вентильные разрядники и нелинейные ограничители перенапряжений на подходах линий к подстанциям с вращающимися машинами 3
Опоры с тросом на подходах линий к подстанциям с вращающимися машинами 10
Линии на напряжение до 1000 В <***>
Опора ВЛ с устройствами грозозащиты 30
Опоры с повторными заземлителями нулевого провода при напряжении источника питания:
660/380 В 15
380/220 В 30
220/127 В 60

 

 

——————————–

<*> Для опор высотой более 40 м на участках ВЛ, защищенных тросом, сопротивление заземлителей должно быть в 2 раза меньше указанных в таблице.

<**> Iр – расчетный ток замыкания на землю, в качестве которого принимается:

в сетях без компенсации емкостного тока замыкания на землю – ток замыкания на землю;

в сетях с компенсацией емкостного тока замыкания на землю:

– для электроустановок, к которым присоединены компенсирующие аппараты, – ток, равный 125% номинального тока наиболее мощного из этих аппаратов;

– для электроустановок, к которым не присоединены компенсирующие аппараты, – ток замыкания на землю, проходящий в данной сети при отключении наиболее мощного из компенсирующих аппаратов.

<***> При удельном эквивалентном сопротивлении грунта более 100 Ом·м допускается увеличение приведенных значений в 0,01 р раз, но не более десятикратного.

 

Таблица 36

 

Наибольшие допустимые значения сопротивлений

заземляющих устройств электроустановок

 

Характеристика объекта Удельное сопротивление грунта, р, Ом·м Сопротивление, Ом
Электроустановки напряжением 110 кВ и выше сетей с эффективным заземлением нейтрали, выполненные по нормам на сопротивление до 500 0,5
более 500 0,002 · 0,5р
Электроустановки 3 – 35 кВ сетей с изолированной нейтралью до 500 250/Ip <*>, но не более 10 Ом
более 500 0,002р · 250/Ip
Электроустановки сетей напряжением до 1000 В с глухозаземленной нейтралью напряжением:
660/380 В до 100 (более 100) 15 <**> (15 · 0,01р)
380/220 В 30 <**> (30 · 0,01р)
220/127 В 60 <**> (60 · 0,01р)
Электроустановки сетей напряжением до 1000 В с изолированной нейтралью при мощности источника питания:
более 100 кВА до 500 50/Iр <*>, но не более 4 Ом
до 100 кВА более 500 50/Iр <*>, но не более 10 Ом

 

——————————–

<*> Iр – см. примечание к табл. 34.

 

КонсультантПлюс: примечание.

В официальном тексте документа, видимо, допущена опечатка: имеется в виду примечание к табл. 35, а не к табл. 34.

<**> Сопротивление заземляющего устройства с учетом повторных заземлений нулевого провода должно быть не более 2, 4 и 8 Ом при линейных напряжениях соответственно 660, 380 и 220 В источника трехфазного тока и напряжениях 380, 220 и 127 В источника однофазного тока.

 

Таблица 37

 

Минимально допустимые значения сопротивления изоляции

элементов электрических сетей напряжением до 1000 В

 

 

Наименование элемента Напряжение мегаомметра, В Сопротивление изоляции, МОм Примечание
1 2 3 4
Электроизделия и аппараты на номинальное напряжение, В: Должно соответствовать указаниям изготовителей, но не менее 0,5 При измерениях полупроводниковые приборы в изделиях должны быть зашунтированы
до 50 100
свыше 50 до 100 250
свыше 100 до 380 500 – 1000
свыше 380 1000 – 2500
Распределительные устройства, щиты и токопроводы 1000 – 2500 не менее 1 Измерения производятся на каждой секции распределительного устройства
Электропроводки, в том числе осветительные сети 1000 не менее 0,5 Измерения сопротивления изоляции в особо опасных помещениях и наружных установках производятся 1 раз в год. В остальных случаях измерения производятся 1 раз в 3 года.

При измерениях в силовых цепях должны быть приняты меры для предотвращения повреждения устройств, в особенности микроэлектронных и полупроводниковых приборов.

В осветительных сетях должны быть вывинчены лампы, штепсельные розетки и выключатели присоединены

Вторичные цепи распределительных устройств, цепи питания приводов выключателей и разъединителей, цепи управления, защиты, автоматики, телемеханики и т.п. 1000 – 2500 не менее 1 Измерения производятся со всеми присоединенными аппаратами (катушки, контакторы, пускатели, выключатели, реле, приборы, вторичные обмотки трансформаторов напряжения и тока)
Краны и лифты 1000 не менее 0,5 Производится не реже 1 раза в год
Стационарные электроплиты 1000 не менее 1 Производится при нагретом состоянии плиты не реже 1 раза в год
Шинки постоянного тока и шинки напряжения на щитах управления 500 – 1000 не менее 10 Производится при отсоединенных цепях
Цепи управления, защиты, автоматики, телемеханики, возбуждения машин постоянного тока на напряжение 500 – 1000 В, присоединенных к главным цепям 500 – 1000 не менее 1 Сопротивление изоляции цепей напряжением до 60 В, питающихся от отдельного источника, измеряется мегаомметром на напряжение 500 В и должно быть не менее 0,5 МОм
Цепи, содержащие устройства с микроэлектронными элементами, рассчитанные на рабочее напряжение, В:
до 60 100 не менее 0,5
выше 60 500 не менее 0,5

 

Таблица 38

 

Количество операций при испытании контакторов

и автоматов многократными включениями и отключениями

 

Операция Напряжение оперативного тока, % от номинального Количество операций
Включение 90 5
Включение и отключение 100 5
Отключение 80 10

 

 

 

 

 

Приложение 4

 

ДОПУСТИМОЕ ПОВЫШЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ

ПРОМЫШЛЕННОЙ ЧАСТОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ОПЕРАТИВНЫХ

ПЕРЕКЛЮЧЕНИЯХ И В АВАРИЙНЫХ РЕЖИМАХ

 

Таблица П4.1

 

Допустимое повышение напряжения

промышленной частоты оборудования в электросетях

напряжением 110 кВ, о.е.

 

Оборудование Допустимое повышение напряжения при длительности воздействия, с
1200 20 1 0,1
Силовые трансформаторы и автотрансформаторы <*> 1,10 <**>

———

1,10

1,25

——

1,25

1,90

——-

1,50

2,00

——-

1,58

Шунтирующие реакторы и электромагнитные трансформаторы напряжения 1,15

——

1,15

1,35

——

1,35

2,00

——

1,50

2,10

——

1,58

Коммутационные аппараты <***>, трансформаторы тока, конденсаторы связи и шинные опоры 1,15

——

1,15

1,60

——

1,60

2,20

——

1,70

2,40

——

1,80

Вентильные разрядники всех типов 1,15 1,35 1,38
Ограничители перенапряжений нелинейные 1,39 1,50 1,65
<*> 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.

<**> В числителях даны 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.

<***> Независимо от значений, указанных в таблице, собственное восстанавливающееся напряжение на контактах выключателя должно быть ограничено по условию отключения неповрежденной фазы линии при несимметричном КЗ до 2,4 или 2,8 в зависимости от типа применяемого выключателя.

 

 

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 значения 1,6; 1,7 и 1,8 относятся только к внешней междуфазной изоляции аппаратов напряжением 110 кВ.

При длительности повышения напряжения, промежуточной между двумя значениями, приведенными в табл. 2.1, допустимое повышение напряжения принимается по наибольшему из этих двух значений. При (0,1 < t < 0,5) с допускается повышение напряжения, равное U1 с + 0,3 (U0,1 с – U1 с), где U1 с и U0,1 с – допустимые повышения напряжения при длительности соответственно 1 и 0,1 с.

При одновременном воздействии повышения напряжения на несколько видов оборудования допустимым для электроустановки в целом является низшее из нормированных для этих видов оборудования значение.

Количество повышений напряжения продолжительностью 1200 с должно быть не более 50 в течение 1 года, продолжительностью 20 с – 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 часа. Если повышение напряжения длительностью 1200 с имело место 2 раза (с часовым интервалом), то в течение ближайших 24 ч повышение напряжения в третий раз допускается лишь в случае 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 напряжений для вентильных разрядников и ограничителей перенапряжений.

Для предотвращения повышения напряжения сверх допустимых значений в местных инструкциях должен быть указан порядок операций по включению и отключению каждой линии электропередачи напряжением 110 кВ большой длины. Для линий напряжением 110 кВ, на которых 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 электропередачи возможно повышение напряжения более 1,1, а при автоматических отключениях – более 1,4 наибольшего рабочего, рекомендуется предусматривать автоматические устройства, ограничивающие до допустимых значение и продолжительность повышения напряжения.

 

 

 

 

 

Приложение 5

 

ХАРАКТЕРИСТИКА

ВЗРЫВОНЕПРОНИЦАЕМЫХ СОЕДИНЕНИЙ

ВЗРЫВОЗАЩИЩЕННОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

 

Таблица П5.1

 

Параметры взрывонепроницаемых соединений

электрооборудования 1, 2, 3 категорий по ПИВРЭ (ПИВЭ)

 

 

Вид взрывонепроницаемого соединения Свободный объем оболочки, см3 1-я категория 2-я категория 3-я категория
Длина щели L1, мм Длина щели до отверстия под болт L2, мм Ширина щели <*> W1 и Wd, мм Длина щели L1, мм Длина щели до отверстия под болт L2, мм Ширина щели <*> W1 и Wd, мм Длина щели L1, мм Длина щели до отверстия под болт L2, мм Ширина щели <*> W1 и Wd, мм
Неподвижные взрывонепроницаемые соединения (рис. П5.1 и П5.2) До 200 5 5 0,5 5 5 0,3 5 5 0,2
От 200 до 500 8 5 0,5 8 5 0,3 8 5 0,2
От 500 до 2000 15 8 0,5 15 8 0,3 15 8 0,2
Свыше 2000 25 10 0,5 25 10 0,3 25 10 0,2
Соединения подвижных сопряжений (рис. П5.3) От 500 до 2000 15 0,5 15 0,4 15 0,3
Свыше 2000 25 0,6 25 0,4 25 0,3
40 0,75 40 0,5 40 0,4
Соединения тяг управления и валиков (рис. П5.4) До 200 10 0,25 10 0,25 10 0,15
От 200 до 500 15 0,25 15 0,25 15 0,15
От 500 до 2000 15 0,25 15 0,25 15 0,15
Свыше 2000 25 0,15 25 0,25 25 0,15
<*> В ПИВРЭ ширина щели обозначена S1 и Sd.

 

Рис. П5.1

 

 

 

Рис. П5.2

 

 

Wd = D – d

L1 = b + a + c

L2 = b + a

 

Рис. П5.3

 

 

Wd = D – d

 

Рис. П5.4

 

 

Wd = D – d

 

Таблица П5.2

 

Параметры взрывонепроницаемых соединений оболочек

электрооборудования подгруппы IIA

 

 

Вид взрывонепроницаемого соединения Длина щели L, мм Максимальная ширина щели, мм, для объема оболочки
V <= 100 см3 100 < V <= 2000 см3 V > 2000 см3
Плоские и цилиндрические соединения 6,0  L < 12,5 0,30
12,5  L < 25,0 0,30 0,20
25,0  L 0,40 0,40 0,40
Тяги управления и валики 6,0  L < 12,5 0,30
12,5  L < 25,0 0,30 0,20
25,0  L 0,40 0,40 0,40
Валы с подшипниками скольжения 6,0  L < 12,5 0,30
12,5  L < 25,0 0,40 0,40 0,40
25,0  L < 40,0 0,35 0,30 0,20
40,0  L 0,50 0,50 0,50
Валы с подшипниками качения 6,0  L < 12,5 0,45
12,5  L < 25,0 0,50 0,45 0,30
25,0  L < 40,0 0,60 0,60 0,60
40,0  L 0,75 0,75 0,75

 

Таблица П5.3

 

Параметры взрывонепроницаемых соединений оболочек

электрооборудования подгруппы IIB

 

Вид взрывонепроницаемого соединения Длина щели L, мм Максимальная ширина щели, мм, для объема оболочки
V  100 см3 100 < V  2000 см3 V > 2000 см3
Плоские и цилиндрические соединения 6,0  L < 12,5 0,20
12,5  L < 25,0 0,20 0,15
25,0  L 0,20
Тяги управления и валики 6,0  L < 12,5
12,5  L < 25,0 0,20 0,15
25,0  L 0,20
Валы с подшипниками скольжения 6,0  L < 12,5
12,5  L < 25,0 0,25 0,20 0,15
25,0  L < 40,0 0,30 0,25 0,20
40,0  L 0,40 0,30 0,25
Валы с подшипниками качения 6,0  L < 12,5 0,30
12,5  L < 25,0 0,40 0,30 0,20
25,0  L < 40,0 0,45 0,40 0,30
40,0  L 0,60 0,45 0,40

 

Таблица П5.4

 

Параметры взрывонепроницаемых соединений оболочек

электрооборудования подгруппы IIC

 

Вид взрывонепроницаемого соединения Длина щели L, мм Максимальная ширина щели, мм, для объема оболочки
V  100 см3 100 < V  500 см3 500 < V  2000 см3 V > 2000 см3
Плоские 6,0  L < 9,5 0,10
9,0  L 0,10
Цилиндрические (рисунки П5.5 – П5.7) 6,0  L < 12,5 0,10 0,10
12,5  L < 25,0 0,15 0,15 0,15
25,0  L < 40,0 0,15
40,0  L 0,20 0,20 0,20 0,20
Плоскоцилиндрические <**> (рисунок П5.8)

С  6 мм, d  0,5 L, L = С + d; f  1 мм

12,5  L < 25,0 0,15 0,15 0,15
25,0  L < 40,0 0,18 0,18 0,18 0,18
40,0  L 0,20 0,20 0,20 0,20
Тяги управления и валики 6,0  L < 9,5 0,10
9,5  L < 12,5 0,10
12,5  L < 25,0 0,15 0,15 0,15
25,0  L < 40,0 0,15
40,0  L 0,20 0,20 0,20 0,20
Валы с подшипниками качения 6,0  L < 9,5 0,15
9,5  L < 12,5 0,15
12,5  L < 25,0 0,25 0,25 0,25
25,0  L < 40,0 0,25
40,0  L 0,30 0,30 0,30 0,30
<*> Для взрывоопасных смесей ацетилена с воздухом плоские соединения не допускаются.

<**> Если размер фаски f  0,5 мм, то вместо 0,18 и 0,20 мм допускается принимать соответственно 0,20 и 0,25 мм.

 

 

Таблица П5.5

 

Параметры взрывонепроницаемых резьбовых соединений

 

Шаг резьбы, мм < 0,7
Число полных неповрежденных непрерывных ниток резьбы < 5
Осевая длина резьбы, мм, для оболочек объемом:

V  100 см3

V > 100 см3

 

< 5

< 8

Качество резьбы Среднее и хорошее <*>
<*> Цилиндрические резьбовые соединения, которые не отвечают требованиям настоящего стандарта, допускаются, если они выдерживают испытания на взрывонепроницаемость по разделу III, при уменьшении на одну треть осевой длины резьбы, принятой разработчиком.

Длина соединений для металлических деталей, например втулок, впрессованных в стенки металлических взрывонепроницаемых оболочек объемом не более 2000 см3, может быть снижена до 5 мм, если конструкция:

– не рассчитывается только на посадку, которая предотвращает смещение детали во время типовых испытаний;

– выдерживает испытания на удар, учитывая наихудший (по допускам) вариант посадки;

– наружный диаметр запрессованной детали не превышает 60 мм.

Там, где соединения включают в себя конические поверхности, длина щели и ширина щели взрывонепроницаемого соединения, нормального к поверхностям соединения, должны соответствовать значениям, приведенным в таблицах 3.23.5. Взрывонепроницаемая щель должна быть единообразной по всей конической части. Для оболочек подгруппы IIC угол конуса не должен превышать 5°.

Рис. П5.5 – П5.7 – Цилиндрические

взрывонепроницаемые соединения

рис56рис57рис57

 

1 – внутренняя часть оболочки; 2 – только для подгруппы IIC; 3 – металлическая или покрытая металлом упругая прокладка

 

Рис. П5.8 – Плоскоцилиндрическое

взрывонепроницаемое соединение

рис57

 

L = c + d;

c >= 6 мм;

d >= 0,5L;

f <= 1 мм

для электрооборудования подгруппы IIC

 

Таблица П5.6

 

Параметры взрывонепроницаемых соединений

электрооборудования подгрупп IIA и IIB

 

 

Вид взрывонепроницаемого соединения Свободный объем оболочки, см3 Подгруппа IIA Подгруппа IIB
Длина щели L1, мм Длина щели до отверстия под болт L1, мм Ширина щели плоского и цилиндрического взрывонепроницаемых соединений W1 и Wd, мм Длина щели L1, мм Длина щели до отверстия под болт L1, мм Ширина щели плоского и цилиндрического взрывонепроницаемых соединений W1 и Wd, мм
Неподвижное взрывонепроницаемое соединение, подвижное взрывонепроницаемое соединение тяг и валиков управления (рис. П5.1, П5.2, П5.4) До 100 6 6 0,3 6 6 0,2
25 9 0,4
от 100 12,5 8 0,3 12,5 8 0,2
до 2000 25 9 0,4
Более 2000 12,5 8 0,2 12,5 8 0,15
25 9 0,4 25 9 0,2
Подвижное взрывонепроницаемое соединение валов электрических машин с подшипниками скольжения (рис. П5.3) До 100 6 0,3 6 0,2
12,5 0,35 12,5 0,25
25 0,4 25 0,3
40 0,5 40 0,4
От 100 12,5 0,3 12,5 0,2
До 2000 25 0,4 25 0,25
40 0,5 40 0,3
Более 2000 12,5 0,2 25 0,2
25 0,4
40 0,5 40 0,25
Подвижное взрывонепроницаемое соединение валов электрических машин с подшипниками качения (рис. П5.3) До 100 6 0,45 6 0,3
12,5 0,5 12,5 0,4
25 0,6 25 0,45
40 0,75 40 0,6
От 100 12,5 0,45 12,5 0,3
До 2000 25 0,5 25 0,4
40 0,6 40 0,45
Более 2000 12,5 0,3 12,5 0,2
25 0,6 25 0,2
40 0,75 40 0,4

 

Таблица П5.7

 

Параметры взрывонепроницаемых соединений

электрооборудования подгруппы IIC

 

Вид взрывонепроницаемого соединения Свободный объем оболочки, см3 Длина щели L1, мм Длина щели до отверстия под болт L1, мм Ширина щели плоского и цилиндрического взрывонепроницаемых соединений W1 и Wd, мм
Плоское неподвижное взрывонепроницаемое соединение (рис. П5.1) До 100 6 6 0,1
От 100 до 500 9,5 6 0,1
Цилиндрическое неподвижное взрывонепроницаемое соединение До 500 6 0,1
12,5 0,15
40 0,2
От 500 12,5 0,15
До 2000 40 0,2
Выше 2000 25 0,5
40 0,2
Плоскоцилиндрическое неподвижное взрывонепроницаемое соединение (рис. П5.2, %; b > 0,5L1, с + а > 6 мм) До 2000 12,5 8 0,15
25 9 0,18
40 9 0,2
Выше 2000 25 9 0,18
40 9 0,2
Подвижное взрывонепроницаемое соединение тяг и валиков управления (рис. П5.4) До 100 6 0,1
12,5 0,15
40 0,2
От 100 до 500 6 0,1
12,5 0,15
40 0,2
От 500 до 2000 12,5 0,15
40 0,2
Выше 2000 25 0,15
40 0,2
Подвижное взрывонепроницаемое соединение валов электрических машин с подшипниками качения (рис. П5.3) До 100 6 0,15
12,5 0,25
40 0,3
От 100 до 500 9,5 0,15
12,5 0,25
40 0,3
От 500 до 2000 12,5 0,25
40 0,3
Выше 2000 25 0,25
40 0,3

 

 

 

 

 

 

Приложение 6

 

ПРИМЕР

УСТАНОВКИ ЭЛАСТИЧНЫХ КОЛЕЦ

НА ВЗРЫВОЗАЩИЩЕННОМ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИИ

 

рис61рис62

Рис. П6.1. Кольцо для              Рис. П6.2. Кольцо для

уплотнения проводов                уплотнения кабелей

 

 

 

 

Добавить комментарий