Главная Охрана труда в Украине Охрана труда в РФ Охрана труда
Главная > Электробезопасность > ПТЕЕС Правила технічної експлуатації електроустановок споживачів > 6. Електрообладнання та електроустановки загального призначення >
ПТЕЕС Правила технічної експлуатації електроустановок споживачів

Правила технічної експлуатації електроустановок споживачів установлюють основні організаційні й технічні вимоги до експлуатації електроустановок та електрообладнання споживачів. Правила поширюються на діючі електроустановки напругою до 150 кВ включно, які належать споживачам електричної енергії, незалежно від форм власності та відомчої належності, а також на електроустановки населення напругою понад 1000 В.

Правила поширюються також на електроустановки до 1000 В, які перебувають на правах власності в населення, у частині застосування норм випробувань та вимірювання параметрів електрообладнання.

 

   ПТЭЭП Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей Украины

Прикрепленные файлы (скачать)
Содержание

1. Загальні положення
2. Нормативні посилання
3. Терміни та визначення понять
4. Скорочення
5. Організація експлуатації електроустановок
6. Електрообладнання та електроустановки загального призначення
7. ЕЛЕКТРОУСТАНОВКИ СПЕЦІАЛЬНОГО ПРИЗНАЧЕННЯ
Додаток 1 Норми і методи випробувань та вимірювань параметрів електрообладнання та апаратів електроустановок споживачів
Додаток 2 Основні нормативно-технічні показники, які використовуються при проведенні випробувань та вимірювань параметрів електрообладнання та апаратів електроустановок споживачів
Додаток 3 Перелік документів і розрахунків, що передаються споживачу під час приймання в експлуатацію електроустановок, розміщених у вибухонебезпечних зонах
Додаток 4 Порядок приймання в експлуатацію електроустановок, розміщених у вибухонебезпечних зонах
Додаток 5 Зміст оглядів та перевірок електрообладнання, розміщеного у вибухонебезпечних зонах залежно від виду вибухозахисту D, E, N, P, I, O, Q, S, M

6. Електрообладнання та електроустановки загального призначення

 

6.1. Повітряні лінії електропередавання та струмопроводи

6.1.1. Вимоги цього підрозділу поширюються на ПЛ напругою до 150 кВ і повітряні струмопроводи напругою до 35 кВ включно, змінного і постійного струму, що обслуговуються споживачами.

Вимоги розділу не поширюються на лінії контактної мережі, на спеціальні струмопроводи для електролізних установок, короткої мережі електротермічних установок, а також на ПЛ і струмопроводи, обладнання яких визначається спеціальними правилами або нормами.

6.1.2. Під час узгодження технічної документації на проектування ПЛ і струмопроводів (спорудження, капітальний ремонт або модернізацію) замовник повинен надати проектним організаціям дані про фактичні умови в зоні проходження ПЛ (кліматичні умови, забруднення та інші дані, що характеризують місцеві умови) і вимагати їх урахування в проектній документації.

6.1.3. Під час спорудження або модернізації ПЛ замовник повинен організувати технічний нагляд за будівельними та монтажними роботами, перевіряючи їх відповідність затвердженій технічній документації. Особливу увагу слід приділяти контролю за якістю виконання прихованих робіт, дотриманню вимог узгодженої і затвердженої проектної документації на відповідність ВБН А.3.1-001-99 та не допускати введення в експлуатацію ПЛ з порушенням установлених правил.

6.1.4. Приймання в експлуатацію ПЛ і струмопроводів необхідно проводити згідно з ДБН і чинними галузевими правилами приймання в експлуатацію завершених будівництвом об'єктів електромереж.

При здаванні в експлуатацію струмопроводів напругою понад 1000 В, крім документації, передбаченої ДБН і ПУЭ, повинні бути оформлені:

- виконавчі креслення траси із зазначенням місць перетину з різними комунікаціями;

- креслення профілю струмопроводу в місцях перетину з комунікаціями;

- перелік відступів від проекту;

- протокол фазування;

- акт про монтаж натяжних затискачів для гнучких струмопроводів.

6.1.5. Під час уведення в роботу нових повітряних ліній напругою 6 – 35 кВ необхідно провести перевірку симетричності ємностей окремих фаз. У разі необхідності розробити і впровадити заходи із симетрування фаз.

Перевірку симетричності ємностей фаз здійснюють також після проведення робіт на ПЛ, що могли призвести до порушення симетричності (модернізація лінії, заміна або перестановка конденсаторів зв'язку тощо).

Напруга несиметрії не повинна перевищувати 0,75 % фазної напруги.

6.1.6. Під час експлуатації ПЛ необхідно неухильно дотримуватись чинних Правил охорони електричних мереж, затверджених постановою Кабінету Міністрів України від 04.03.97 № 209 (далі – Правил охорони електричних мереж), і контролювати їх виконання.

Організації, що експлуатують ПЛ, повинні проводити роз'яснювальну роботу з охорони ПЛ серед населення та організацій, розташованих у зоні проходження ПЛ, а також ужити заходів для припинення робіт в охоронній зоні, що проводяться з порушенням Правил охорони електричних мереж.

6.1.7. Охоронну зону ПЛ треба періодично очищати від порослі й дерев з метою збереження просіки відповідної ширини і підтримувати її в безпечному протипожежному стані.

Обрізування дерев, що ростуть безпосередньо біля проводів, здійснює організація, що експлуатує ПЛ.

Роботи з ліквідації аварійних ситуацій відповідно до Правил охорони електричних мереж дозволено проводити без оформлення належного дозволу, але з наступним повідомленням про їх проведення.

6.1.8. На ділянках ПЛ і струмопроводів, що зазнають інтенсивного забруднення, треба застосовувати спеціальну або посилену ізоляцію, а за необхідності очищати (обмивати) ізоляцію, замінювати забруднені ізолятори.

У зонах інтенсивних забруднень ізоляції птахами і в місцях їх масового гніздування необхідно застосовувати спеціальні пристрої, що унеможливлюють сідання птахів над гірляндами або відлякують їх.

6.1.9. Антикорозійне покриття неоцинкованих металевих опор і металевих деталей залізобетонних і дерев'яних опор, а також сталевих тросів і відтяжок опор необхідно оновлювати відповідно до графіка, затвердженого особою, відповідальною за електрогосподарство.

6.1.10. На ПЛ напругою понад 1000 В, що зазнають інтенсивного льодоутворення, необхідно передбачити плавлення ожеледі електричним струмом.

Споживач, що експлуатує ПЛ, повинен контролювати процес льодоутворення на ПЛ і забезпечувати своєчасне введення пристроїв плавлення ожеледі. ПЛ, на яких відбувається плавлення ожеледі, повинні бути обладнані пристроями автоматичного контролю і сигналізації утворення ожеледі.

6.1.11. Під час експлуатації ПЛ у прогонах перетину діючих ліній з іншими ПЛ, у тому числі з самонесучими ізольованими проводами та лініями зв'язку на кожному проводі або тросі ПЛ, що проходить зверху, допускається не більше двох з'єднань, проте при перетині контактної мережі з'єднання проводів не допускається. Кількість з'єднань проводів і тросів на ПЛ, що не перетинаються, не регламентується.

6.1.12. Споживач, що експлуатує ПЛ, має утримувати в справному стані:

- сигнальні знаки на берегах у місцях перетину ПЛ судноплавної або сплавної річки, озера, водосховища, каналу, установлені відповідно до статуту внутрішнього водного транспорту за погодженням з басейновим управлінням водного шляху (управлінням каналів);

- постійні знаки безпеки, установлені на опорах згідно з проектом ПЛ і вимогами НД;

- захист опор від пошкодження у місцях, де можливі потоки води, льодоходи тощо;

- захист опор, установлених біля автомобільних доріг.

6.1.13. Споживач, що експлуатує ПЛ, повинен стежити за справністю габаритних знаків, установлених на перетині ПЛ із шосейними шляхами; габаритних воріт, які встановлюють у місцях перетину ПЛ із залізничними коліями, якими можливе пересування негабаритних вантажів і кранів. Установлення та обслуговування таких знаків здійснюють організації, у віданні яких перебувають залізничні колії та шосейні шляхи.

6.1.14. Під час експлуатації ПЛ і струмопроводів необхідно проводити їх технічне обслуговування, ремонт та аварійно-відновлювальні роботи, спрямовані на забезпечення їх надійної роботи, проводити контроль параметрів електромагнітних полів відповідно до пункту 5.7.14 цих Правил.

Під час обслуговування треба стежити за технічним станом ПЛ і струмопроводів у цілому, їх окремих елементів і траси шляхом проведення оглядів, профілактичних перевірок та усувати виявлені пошкодження й несправності.

Під час капітального ремонту ПЛ необхідно виконати комплекс заходів, спрямованих на підтримання або відновлення початкових експлуатаційних характеристик ПЛ, що досягають ремонтом зношених деталей і елементів або заміною їх більш надійними й економічними, які поліпшують експлуатаційні характеристики лінії.

Обсяг та періодичність робіт, що належить виконувати під час технічного обслуговування та капітального ремонту, визначаються ГКД 34.20.502-97 та ГКД 34.20.503-97. Крім цього, слід ураховувати конкретні умови експлуатації ПЛ.

6.1.15. Аварійно-відновлювальні роботи необхідно виконувати негайно після виникнення аварійної ситуації.

6.1.16. Під час експлуатації ПЛ необхідно проводити періодичні та позачергові огляди ліній. Графік періодичних оглядів затверджує особа, відповідальна за електрогосподарство.

Періодичність огляду кожної ПЛ на всій довжині має бути не рідше ніж один раз на рік. Крім того, не рідше ніж один раз на рік необхідно спеціалістам проводити вибіркові огляди окремих ділянок ліній, уключаючи всі лінії (ділянки), які підлягають капітальному ремонту.

Верхові огляди з вибірковою перевіркою проводів і тросів у затискачах і в дистанційних розпірках на ПЛ напругою 35 кВ і вище або їх ділянок, термін служби яких становить 20 років і більше або які проходять у зонах інтенсивного забруднення чи на відкритій місцевості, необхідно проводити не рідше ніж один раз на п'ять років; на решті ПЛ 35 кВ і вище (ділянках ліній) – не рідше ніж один раз на десять років.

На ПЛ 0,38 – 20 кВ верхові огляди необхідно проводити в разі потреби.

6.1.17. Позачергові огляди ПЛ або їх ділянок необхідно проводити:

- у разі утворення на проводах і тросах ожеледі;

- у разі коливань проводів і тросів;

- під час льодоходу і розлиття рік;

- під час лісових і степових пожеж та після інших стихійних явищ;

- після вимкнення ПЛ релейним захистом і неуспішного АПВ, а в разі успішного – за необхідності.

6.1.18. Під час огляду ПЛ необхідно звертати увагу на:

- наявність обривів і оплавлень окремих проводів або накидів на проводи і троси;

- наявність бою, оплавлень і тріщин ізоляторів;

- стан опор, їх нахилів, обгорання, розчеплення деталей та загнивання дерев'яних опор, цілісність бандажів і заземлювальних пристроїв на дерев'яних опорах;

- стан кріплення металевих опор на фундаментах;

- наявність корозійного пошкодження елементів опор;

- наявність іскріння;

- правильність регулювання проводів;

- стан розрядників, обмежувачів перенапруги та захисних проміжків, комутаційної апаратури на ПЛ та кінцевих кабельних муфт на спусках;

- наявність і стан попереджувальних плакатів та інших постійних знаків на опорах;

- наявність болтів і гайок, цілісність окремих елементів, зварних швів і заклепкових з'єднань на металевих опорах;

- стан стояків залізобетонних опор і залізобетонних приставок;

- протипожежний стан траси, наявність дерев, що загрожують падінням на лінію, сторонніх предметів, будівель, відстань від проводів до різних об'єктів тощо.

6.1.19. На лініях із самонесучими ізольованими проводами додатково проводять перевірки та вимірювання:

- стану ізоляції проводів;

- стану підтримувальних затискачів;

- наявності і стану захисних кожухів на з'єднувальних і відгалужувальних затискачах ПЛ напругою до 1000 В.

6.1.20. Профілактичні перевірки та вимірювання на ПЛ і струмопроводах виконуються згідно з табл. 7 додатка 1.

6.1.21. Для виявлення дефектних фарфорових ізоляторів та контактних з'єднань ПЛ під робочою напругою рекомендовано застосовувати портативні тепловізори.

Контроль лінійної ізоляції необхідно проводити не раніше ніж через п'ять – шість год. після подачі напруги на ПЛ.

Контроль контактних з'єднань необхідно проводити під час навантаження не меншого, ніж 30 – 40 % від номінального.

6.1.22. Для визначення місць пошкоджень ПЛ напругою 110 – 150 кВ, а також місць міжфазових замикань на ПЛ 6 – 35 кВ повинні бути встановлені спеціальні прилади (пристрої), що фіксують місце пошкодження. На ПЛ напругою 6 – 35 кВ з відгалуженнями повинні бути встановлені покажчики пошкодженої ділянки.

6.1.23. Дефекти, виявлені під час огляду ПЛ та при проведенні профілактичних перевірок та вимірювань, необхідно відмічати в експлуатаційній документації і залежно від їх характеру усувати в найкоротший строк під час проведення технічного обслуговування або під час капітального ремонту ПЛ.

6.1.24. Капітальний ремонт ПЛ необхідно виконувати залежно від її технічного стану за затвердженим графіком ремонту.

Капітальний ремонт ПЛ на дерев'яних опорах необхідно проводити не рідше ніж один раз на п'ять років, ПЛ на металевих і залізобетонних опорах – не рідше ніж один раз на десять років.

Капітальний ремонт ділянок ПЛ проводять з урахуванням проведеного ремонту всієї ПЛ за міжремонтний період.

Роботи, виконані на лінії під час капітального ремонту, оформляють записом у журналі обліку робіт і внесенням відповідних змін та доповнень у паспорт ПЛ.

6.1.25. Роботи із запобігання порушенню у роботі ПЛ та ліквідації наслідків такого порушення можуть проводитись у будь-яку пору року без погодження із землекористувачами, але з повідомленням їх про проведення робіт у десятиденний термін після їх початку. Після виконання вказаних робіт споживач, що експлуатує ПЛ, повинен привести земельні угіддя у стан, придатний для їх подальшого використання за цільовим призначенням.

6.1.26. Конструктивні зміни опор та інших елементів ПЛ, спосіб закріплення опор у ґрунті, а також конструктивні зміни струмопроводів можна проводити лише за наявності затвердженої технічної документації та за рішенням особи, відповідальної за електрогосподарство.

6.1.27. Під час ремонту ПЛ, що мають високочастотні канали телемеханіки і зв'язку, з метою збереження цих каналів у роботі для заземлення потрібно використовувати переносні заземлювальні загороджувачі.

6.1.28. В електричних мережах 6 – 35 кВ допускається робота із заземленою фазою; при цьому персонал повинен приступити до пошуку місця замикання негайно і усунути його в найкоротший термін.

6.1.29. Організації, що експлуатують ПЛ із спільною підвіскою проводів, планові ремонти повинні проводити в узгоджені терміни. В аварійних випадках ремонтні роботи необхідно проводити з попереднім повідомленням другої сторони (власника лінії).

6.1.30. Бригади, що виконують роботи на ПЛ, повинні бути оснащені засобами зв'язку з диспетчерськими пунктами.

6.1.31. З метою своєчасної ліквідації аварійних пошкоджень на ПЛ споживач, що експлуатує їх, повинен мати аварійний запас матеріалів і деталей згідно з установленими нормами.

 

6.2. Силові кабельні лінії

6.2.1. Вимоги цього підрозділу поширюються на силові кабельні лінії (КЛ) напругою від 0,4 до 35 кВ.

6.2.2. Під час здачі в експлуатацію КЛ напругою понад 1000 В повинні бути оформлені та передані замовникові:

- виконавче креслення траси із зазначенням місць установлення з'єднувальних муфт у масштабі 1:200 і 1:500 залежно від розвитку комунікацій в даному районі траси;

- відкоригований проект КЛ;

- креслення профілю КЛ у місцях перетину з дорогами та іншими комунікаціями для КЛ напругою 35 кВ і для особливо складних трас КЛ напругою 6 – 10 кВ;

- акти стану кабелів на барабанах і, за необхідності, протоколи розбирання й огляду зразків;

- сертифікати, що засвідчують відповідність кабелів і проводів вимогам нормативних документів;

- кабельний журнал;

- інвентарний опис усіх елементів КЛ;

- акти будівельних і прихованих робіт із зазначенням перетинів і зближень кабелів з усіма підземними комунікаціями;

- акти про монтаж кабельних муфт;

- акти приймання траншей, блоків, труб, каналів під монтаж;

- акти про монтаж пристроїв для захисту КЛ від електрохімічної корозії, а також результати корозійних випробувань згідно з проектом;

- протокол вимірювання опору ізоляції та випробування підвищеною напругою КЛ після її прокладання;

- акти огляду кабелів, прокладених у траншеях і каналах перед закриттям;

- протокол нагрівання кабелів на барабанах перед прокладанням, якщо температура повітря нижче від нуля градусів;

- акти перевірки і випробування автоматичних стаціонарних установок систем пожежогасіння та пожежної сигналізації.

При здачі в експлуатацію КЛ напругою до 1000 В повинні бути оформлені і передані замовнику: кабельний журнал, відкоригований проект ліній, акти, протоколи випробувань та вимірювань.

6.2.3. Кожна КЛ повинна мати паспорт з документацією, зазначеною в пункті 6.2.2, диспетчерський номер та назву.

Відкрито прокладені кабелі, а також усі кабельні муфти повинні мати бирки з позначеннями:

- на кінці й на початку ліній на бирках повинні бути вказані марка кабелю, напруга, переріз, номери або найменування ліній;

- на бирках з'єднувальних муфт – номер муфти, дата монтажу.

Бирки повинні бути стійкими до впливу навколишнього середовища.

Бирки потрібно закріпляти по всій довжині КЛ через кожні 50 м на відкрито прокладених кабелях, а також на поворотах траси і в місцях проходження кабелів через вогнестійкі перегородки й перекриття (з обох боків).

6.2.4. Трасу кабельних ліній, прокладену по орних землях і незабудованій місцевості, позначають покажчиками, установленими на відстані не менше 500 метрів один від одного, а також у місцях зміни напрямку траси.

Усі місця проходів кабелів крізь стіни, перегородки та перекриття на підстанціях повинні бути ущільнені негорючим матеріалом.

6.2.5. Для кожної КЛ під час уведення в експлуатацію повинні бути встановлені найбільші допустимі струмові навантаження. Навантаження КЛ повинні бути визначені за даними нагріву кабелю на ділянці траси з найгіршими тепловими умовами, якщо довжина ділянки становить не менше ніж 10 м. Підвищення цих навантажень допускається на підставі теплових випробувань за умови, що нагрів жил не перевищуватиме допустимий за державними стандартами або технічними умовами. Нагрів кабелів необхідно перевіряти на ділянках трас з найгіршими умовами охолодження.

6.2.6. У кабельних спорудах необхідно організувати систематичний контроль за тепловим режимом роботи кабелів, температурою повітря і роботою вентиляційного устаткування.

Температура повітря всередині кабельних тунелів, каналів і шахт улітку не повинна перевищувати температуру зовнішнього повітря більш ніж на 10° C.

6.2.7. На період ліквідації післяаварійного режиму допускається перевантаження струмом:

- кабелів напругою до 10 кВ включно з ізоляцією з поліетилену та полівінілхлоридного пластику – на 15 %;

- кабелів з гумовою ізоляцією і вулканізованого поліетилену – на 18 % від тривалого допустимого навантаження тривалістю не більше ніж 6 год. на добу протягом 5 діб, але не більше ніж 100 год. на рік, якщо навантаження в інші періоди не перевищує тривало допустимого.

Кабелі напругою до 10 кВ включно з паперовою ізоляцією допускають перевантаження протягом 5 діб у межах, указаних в ПУЭ.

Для кабелів, що експлуатуються понад 15 років, перевантаження струмом не повинне перевищувати 10 %.

Перевантаження кабелів з просоченою паперовою ізоляцією напругою 20 і 35 кВ забороняється.

6.2.8. У разі однофазного замикання на землю в мережах з ізольованою або компенсованою нейтраллю необхідно негайно повідомити про це оперативний персонал на живильній підстанції або електропередавальній організації і далі діяти за їх вказівками.

У мережах генераторної напруги, а також на КЛ напругою 35 кВ робота в указаному режимі допускається не більше ніж 2 год. У виняткових випадках з дозволу оперативного персоналу електропередавальної організації цей час може бути збільшений до 6 год.

6.2.9. Вимірювання навантажень КЛ і напруг у різних точках мережі необхідно проводити в терміни, що встановлює особа, відповідальна за електрогосподарство.

На основі цих вимірювань уточнюють режими і схеми роботи кабельних мереж.

6.2.10. Огляди КЛ необхідно проводити один раз у терміни, указані в таблиці 6.1, згідно з графіком, затвердженим особою, відповідальною за електрогосподарство.

 

Таблиця 6.1. Періодичність огляду КЛ напругою до 35 кВ

 

Об'єкт огляду

Періодичність огляду, місяці

1. Траси кабелів, прокладених у землі

3

2. Траси кабелів, прокладених під удосконаленим покриттям на території міст

12

3. Траси кабелів, прокладених у колекторах, тунелях, шахтах і на залізничних мостах

6

4. Кабельні колодязі

6

 

Огляд кабельних муфт зовнішньої установки напругою понад 1000 В необхідно проводити при кожному огляді електрообладнання.

Огляд трас підводних кабелів необхідно проводити в терміни, установлені особою, відповідальною за електрогосподарство.

Спеціалістами повинні періодично проводитись вибіркові контрольні огляди трас КЛ та кабельних колодязів.

У період повеней і після злив, а також у разі вимкнення КЛ релейним захистом необхідно проводити позачергові огляди.

Про порушення на КЛ, виявлені під час оглядів, повинні бути зроблені записи в журналі дефектів та неполадок. Порушення повинні бути усунені в найкоротший строк.

6.2.11. Кабельні лінії, для захисту яких застосовувались вогнезахисні матеріали, повинні проходити профілактичний огляд стану кабелів і проводів та вогнезахисних матеріалів, що на них нанесені.

6.2.12. Огляд тунелів (колекторів), шахт і каналів на підстанціях з постійним оперативним обслуговуванням необхідно проводити не рідше ніж один раз на місяць, огляд цих споруд на підстанціях без постійного оперативного обслуговування – за виробничими інструкціями в терміни, установлені особою, відповідальною за електрогосподарство.

6.2.13. Розташування в кабельних приміщеннях будь-яких тимчасових і допоміжних споруд (майстерень, інструментальних, комор тощо), а також зберігання в них будь-яких матеріалів і обладнання забороняється.

6.2.14. Терміни перевірки працездатності пристроїв пожежної сигналізації та пожежогасіння у кабельних спорудах установлюються виробничими інструкціями.

6.2.15. Підприємство, на балансі якого перебувають КЛ, повинно контролювати виконання службами електрифікованого рейкового транспорту заходів із зменшення значень блукаючих струмів у землі відповідно до стандарту ГОСТ 9.602-89.

6.2.16. У районах з електрифікованим рейковим транспортом або там, де є агресивні ґрунти, КЛ може бути прийнята в експлуатацію лише після здійснення її антикорозійного захисту.

У цих районах на КЛ необхідно проводити вимірювання блукаючих струмів, складати і систематично корегувати діаграми потенціалів кабельної мережі (або її окремих ділянок), карти ґрунтових корозійних зон. У населених пунктах, де організовано спільний антикорозійний захист для всіх підземних комунікацій, складання діаграм потенціалів не вимагається.

Потенціали кабелів необхідно вимірювати у зонах блукаючих струмів, місцях зближення силових кабелів з трубопроводами і кабелями зв'язку, що мають катодний захист, а також на ділянках кабелів, обладнаних пристроями для захисту від корозії. На кабелях із шланговим захисним покриттям необхідно контролювати стан антикорозійного покриття відповідно до вимог СОУ-Н МПЕ 40.1.20.509:2005.

6.2.17. Тунелі, колектори, канали та інші кабельні споруди необхідно утримувати в чистоті. Металеву неоцинковану броню кабелів, прокладену в кабельних спорудах, і металеві конструкції з неметалізованим покриттям, на яких прокладені кабелі, необхідно періодично покривати негорючими антикорозійними лаками і фарбами.

Кабельні споруди, до яких потрапляє вода, повинні бути обладнані засобами для відводу ґрунтових і поверхневих вод.

6.2.18. Роботи в межах охоронних зон КЛ проводяться відповідно до вимог Правил охорони електричних мереж.

Організацію роботи на КЛ необхідно проводити з урахуванням вимог ПБЕЕ та цих Правил.

6.2.19. Кабельні лінії повинні проходити профілактичні випробування згідно з табл. 5 додатка 1.

Необхідність у позачергових випробуваннях КЛ, наприклад після ремонтних робіт або розкопувань, пов'язаних з розкриттям трас, а також після автоматичного вимкнення КЛ, визначається особою, відповідальною за електрогосподарство споживача, на балансі якого перебуває ця лінія.

6.2.20. Для попередження електричних пробоїв на вертикальних ділянках кабелів з паперовою ізоляцією напругою 20 – 35 кВ унаслідок висихання ізоляції їх необхідно періодично замінювати або встановлювати на них стопорні муфти.

Кабельні лінії напругою 20 – 35 кВ з нестічною просочувальною масою або з пластмасовою ізоляцією додаткового нагляду за станом ізоляції вертикальних ділянок та їх періодичну заміну не вимагають.

6.2.21. Зразки пошкоджених кабелів і пошкоджені кабельні муфти повинні проходити лабораторні дослідження для визначення причин пошкоджень та розробки заходів з їх запобігання.

6.2.22. Споживач, що експлуатує електричні мережі, повинен періодично оповіщати організації і населення району, де проходять кабельні траси, про порядок виконання земляних робіт поблизу цих трас.

 

6.3. Розподільні установки та підстанції

6.3.1. Вимоги цього підрозділу поширюються на розподільні установки (далі – РУ) та підстанції споживачів напругою від 0,38 до 150 кВ.

6.3.2. Приміщення РУ споживача, що мають обладнання, яке перебуває під напругою або на яке може бути подана напруга, та приміщення сторонніх організацій, які прилягають до цих приміщень, повинні бути ізольованими від останніх і мати окремий вихід, який замикається.

6.3.3. Місця, у яких допускається переїзд автотранспорту через кабельні канали, необхідно позначати відповідним знаком.

6.3.4. У приміщеннях РУ вікна повинні бути завжди зачиненими, а отвори в перегородках між апаратами, що містять масло, закладені негорючим матеріалом.

Кабельні канали й наземні кабельні лотки відкритих розподільних установок (далі – ВРУ) і закритих розподільних установок (далі – ЗРУ) повинні бути закриті негорючими плитами з межею вогнестійкості відповідно до вимог ПУЭ та будівельних норм. Місця виходу кабелів з кабельних каналів, з поверхів і переходи між кабельними відсіками повинні бути ущільнені вогнетривким матеріалом.

Для запобігання попаданню у приміщення РУ тварин і птахів усі отвори і прорізи в зовнішніх стінах закривають сітками або ущільнюють.

Покриття підлоги приміщень підстанцій повинно бути таким, щоб виключалась можливість утворення цементного пилу. Щитові РУ та інше обладнання повинні бути пофарбовані у світлі тони.

6.3.5. Тунелі, підвали, канали необхідно утримувати в чистоті, а дренажні пристрої повинні забезпечувати безперешкодне відведення води.

Маслоприймачі, гравійна підсипка, дренажі та масловідводи необхідно утримувати в справному стані.

Гравійна підсипка в разі забруднення або замаслення повинна бути промита або замінена.

6.3.6. Приміщення, призначені для встановлення комірок комплектної розподільної установки елегазової (далі – КРУЕ), а також для їх ревізії та ремонту, повинні бути ізольовані від зовнішнього середовища та інших приміщень. Стіни, підлога та стеля повинні бути пофарбовані пилонепроникною фарбою або викладені кахельною плиткою.

Прибирання приміщень повинно здійснюватись вологим або вакуумним способом. Приміщення повинні бути обладнані припливно-витяжною вентиляцією з відведенням повітря знизу. Повітря припливної вентиляції повинно проходити через фільтри, що запобігають попаданню в приміщення пилу.

6.3.7. Струмовідні частини пускорегулювальних апаратів та апаратів захисту повинні бути захищені від випадкового торкання. У спеціальних приміщеннях (електромашинних, щитових, станцій керування тощо) допускається відкрите встановлення апаратів без захисних кожухів.

Умови праці в РУ та використання засобів індивідуального захисту повинні здійснюватись відповідно до вимог ДНАОП 0.00-1.21-98, ДНАОП 1.1.10-1.07-01 та цих Правил.

6.3.8. Відстань від струмовідних частин ВРУ до дерев, високого чагарнику має відповідати Правилам охорони електиричних мереж.

6.3.9. Електрообладнання РУ усіх видів і напруг повинно задовольняти умови роботи як для номінальних режимів, так і для коротких замикань, перенапруг та перевантажень.

6.3.10. У разі розташування електрообладнання в місцевості із забрудненою атмосферою необхідно вжити заходів, що забезпечують надійність ізоляції:

- у ВРУ – посилення ізоляції, обмивання, очищення, покриття гідрофобними пастами;

- у ЗРУ – захист від проникнення пилу та шкідливих газів;

- у комплектних розподільних установках зовнішнього розташування (КРУЗ) – герметизація шаф та обробка ізоляції гідрофобними пастами.

6.3.11. Температура повітря всередині приміщень ЗРУ у літній період не повинна перевищувати 40° C. У разі її перевищення повинні бути вжиті заходи для зниження температури обладнання або охолодження навколишнього повітря.

За температурою рознімних з'єднань шин у РУ повинен бути організований контроль за затвердженим графіком.

6.3.12. Рівень масла в масляних вимикачах, вимірювальних трансформаторах і негерметичних уводах повинен залишатись у межах шкали маслопокажчиків за максимальної і мінімальної температур навколишнього повітря. У герметичних уводах контроль тиску масла проводять за показами манометрів.

Масло негерметичних уводів, вимірювальних трансформаторів зовнішнього розташування повинне бути захищеним від зволоження та окислення.

6.3.13. На всіх ключах, кнопках і ручках керування повинні бути написи, що вказують на операцію, для якої вони призначені ("Увімкнути", "Вимкнути", "Зменшити", "Збільшити" тощо).

На сигнальних лампах і сигнальних апаратах повинні бути написи, що вказують на характер сигналу ("Увімкнуто", "Вимкнуто", "Перегрівання" тощо).

6.3.14. Вимикачі та їх приводи повинні мати покажчики вимкнутого й увімкнутого положень.

На вимикачах з умонтованим приводом або з приводом, розташованим у безпосередній близькості від вимикача і не відділеним від нього суцільним непрозорим огородженням (стінкою), допускається встановлення одного покажчика – на вимикачі або на приводі. На вимикачах, зовнішні контакти яких чітко вказують на ввімкнене положення, наявність покажчика на вимикачі та вмонтованому або не відгородженому стінкою приводі є необов'язковою.

Приводи роз'єднувачів, заземлювальних ножів, відокремлювачів, короткозамикачів та іншого обладнання, відділеного від апаратів стінкою, повинні мати покажчики вимкнутого та ввімкнутого положень.

6.3.15. Працівники, які обслуговують РУ, повинні мати документацію з допустимих режимів роботи електрообладнання за нормальних та аварійних умов.

Оперативний персонал повинен мати запас плавких каліброваних вставок. Застосування некаліброваних плавких вставок забороняється. Плавкі вставки повинні відповідати типу запобіжників.

Справність резервних елементів РУ (трансформаторів, вимикачів, шин тощо) необхідно регулярно перевіряти ввімкненням під напругу в терміни, установлені виробничими інструкціями.

6.3.16. Обладнання РУ необхідно періодично очищувати від пилу та бруду.

Терміни очищення встановлюються особою, відповідальною за електрогосподарство, з урахуванням місцевих умов. Прибирання приміщень РУ і очищення електрообладнання повинен виконувати навчений персонал з дотриманням правил безпеки.

6.3.17. Розподільні установки напругою 1000 В і вище повинні бути обладнані блокувальними пристроями, які запобігають можливості помилкових операцій роз'єднувачами, відокремлювачами, короткозамикачами, викотними візками КРУ і заземлювальними ножами. Блокувальні пристрої, крім механічних, повинні бути постійно опломбовані.

6.3.18. На щоглових трансформаторних підстанціях, пунктах перемикання та інших пристроях, що не мають огорожі, приводи роз'єднувачів і шафи щитків низької напруги повинні бути замкнені на замок.

Стаціонарні драбини біля площадки обслуговування повинні бути зблоковані з роз'єднувачами та замкнені на замок.

6.3.19. Для встановлення заземлення в РУ напругою 1000 В і вище необхідно, як правило, застосовувати стаціонарні заземлювальні ножі. У діючих електроустановках, у яких заземлювальні ножі не можуть бути встановлені за умовами компонування або конструкції, заземлення здійснюється переносними заземлювачами.

Ручки приводів заземлювальних ножів повинні бути пофарбовані в червоний колір, а заземлювальні ножі, як правило, – у чорний колір. Операції з ручними приводами апаратів повинні здійснюватись з дотриманням ПБЕЕ.

6.3.20. На дверях і внутрішніх стінках камер ЗРУ, електрообладнанні ВРУ, лицьових і внутрішніх частинах КРУ зовнішньої та внутрішньої установки, збірках, а також на лицьовому і зворотному боках панелей щитів повинні бути нанесені написи, що вказують на призначення приєднань та їх диспетчерське найменування.

На дверях РУ, КРУ, збірок та щитів повинні бути вивішені чи нанесені попереджувальні плакати та знаки встановленого зразка згідно з вимогами ПБЕЕ.

На схемах збірок, щитів, щитків запобіжників і біля запобіжників та автоматичних вимикачів усіх приєднань повинні бути написи, що вказують на номінальні струми плавких вставок запобіжників або допустимі значення уставки струму автоматичного розчіплювача.

Двері ЗРУ, ВРУ, КРУ, зовнішніх та внутрішніх збірок повинні бути закриті на замок. Ключі від приміщень повинні зберігатись в оперативного персоналу або в працівників зі складу керівників і спеціалістів.

6.3.21. У РУ повинні зберігатися переносні заземлення, первинні засоби пожежогасіння (потрібна кількість первинних засобів пожежогасіння та їх види визначаються відповідно до НАПБ А 01.001-2004 та галузевих нормативних актів з пожежної безпеки), а також протигази, респіратори і засоби для надання долікарської допомоги потерпілим від нещасних випадків.

Для РУ, які обслуговують ОВБ, переносні заземлення і захисні засоби можуть бути в ОВБ.

6.3.22. Шафи з апаратурою пристроїв релейного захисту та автоматики, зв'язку і телемеханіки, електролічильниками, шафи керування і розподільні шафи повітряних вимикачів, а також шафи приводів масляних вимикачів, відокремлювачів, короткозамикачів і роз'єднувачів, установлених в РУ, у яких температура повітря може бути нижча за допустиму, повинні бути обладнані пристроями електропідігрівання, які вмикаються у разі зниження температури навколишнього середовища нижче від 5° C. Увімкнення і вимкнення електропідігрівачів, як правило, здійснюються автоматично.

Масляні вимикачі повинні бути обладнані пристроями електропідігріву днищ баків і корпусів, якщо температура навколишнього повітря в місці їх розташування може бути нижча за мінус 25° C протягом однієї доби і більше, або згідно з вимогами інструкції заводу-виробника.

6.3.23. Резервуари повітряних вимикачів та інших апаратів, а також повітрозбірники і балони повинні задовольняти вимоги ДНАОП 0.00-1.07-94 та ДНАОП 0.00-1.13-71.

6.3.24. Поверхні тертя шарнірних з'єднань, підшипників і поверхонь механізмів вимикачів, роз'єднувачів, відокремлювачів, короткозамикачів та їхніх приводів необхідно змащувати низькотемпературними мастилами, а масляні демпфери вимикачів та інших апаратів – заповнювати маслом, температура замерзання якого повинна бути не менше ніж на 20° C нижчою за мінімальну зимову температуру навколишнього повітря.

6.3.25. Пристрої автоматичного керування, захисту і сигналізації повітроприготувальної установки, а також запобіжні клапани необхідно систематично перевіряти і регулювати відповідно до вимог інструкцій заводів-виробників.

6.3.26. Конденсат з повітрозбірників компресорів тиску 4,0 – 4,5 МПа (40 – 45 кгс/см2) необхідно видаляти не рідше ніж один раз на три доби, а на об'єктах без постійного чергування персоналу – за затвердженим графіком, складеним на підставі досвіду експлуатації, але не рідше одного разу на місяць.

Днища повітрозбірників і спускний вентиль повинні бути утеплені й обладнані пристроєм електропідігрівання, який вмикають уручну, для видалення конденсату на час, необхідний для танення льоду за мінусових температур навколишнього повітря.

Видалення конденсату з конденсатозбірників, груп балонів тиском 23 МПа (230 кгс/см2) повинно здійснюватись автоматично під час кожного запуску компресора. Для запобігання замерзанню конденсату нижні частини балонів і конденсатозбірники повинні бути розташовані в теплоізоляційній камері з електропідігрівом.

6.3.27. Внутрішній огляд повітрозбірників і балонів компресорного тиску, а також резервуарів повітряних вимикачів та інших апаратів необхідно здійснювати не рідше ніж один раз на два роки, а їх гідравлічні випробування (крім резервуарів повітряних вимикачів та інших апаратів) – не рідше ніж один раз на вісім років.

Гідравлічні випробування резервуарів повітряних вимикачів необхідно проводити у тих випадках, коли під час огляду виявляються дефекти, що викликають сумніви в міцності резервуарів.

Внутрішні поверхні резервуарів повинні мати антикорозійне покриття.

6.3.28. Стиснене повітря, що використовується у повітряних вимикачах і приводах інших комутаційних апаратів, повинно бути очищене від механічних домішок за допомогою фільтрів, установлених у розподільних шафах кожного повітряного вимикача або на повітропроводі, що живить привід кожного апарата.

Після завершення монтажу повітророзподільної мережі перед першим наповненням резервуарів повітряних вимикачів та приводів інших апаратів необхідно провести продувку всіх повітропроводів.

Для запобігання забрудненню стисненого повітря в процесі експлуатації необхідно періодично здійснювати продування:

- магістральних повітропроводів за плюсової температури навколишнього повітря – не рідше ніж один раз на два місяці;

- повітропроводів відпайок від мережі до розподільних шаф і від шафи до резервуарів кожного полюса вимикачів і приводів інших апаратів з їх від'єднанням від апарата – після кожного капітального ремонту апарата;

- резервуарів повітряних вимикачів – після кожного поточного і капітального ремонтів, а також у разі порушення режимів роботи компресорних станцій.

6.3.29. У повітряних вимикачах необхідно періодично перевіряти роботу вентиляції внутрішніх порожнин (для вимикачів, що мають покажчики).

Періодичність перевірок повинна бути встановлена на підставі рекомендацій заводів-виробників.

6.3.30. Перевірку дугогасильних камер вимикачів навантаження, установлення ступеня зносу газогенерувальних вкладишів та обгорання нерухомих дугогасильних контактів здійснюють періодично в терміни, установлені особою, відповідальною за електрогосподарство, залежно від частоти оперування вимикачами навантаження.

6.3.31. Зливання води з баків масляних вимикачів необхідно здійснювати два рази на рік – весною з настанням плюсових температур і восени перед настанням від'ємних температур.

6.3.32. Міжремонтні перевірки, виміри та випробування обладнання РУ необхідно проводити в обсягах і строки, передбачені додатком 1.

6.3.33. Огляд РУ без вимкнення напруги необхідно проводити:

- на об'єктах з постійним чергуванням персоналу – не рідше ніж один раз на добу; у темний час доби для виявлення розрядів, коронування – не рідше ніж один раз на місяць;

- на об'єктах без постійного чергування персоналу – не рідше ніж один раз на місяць, а в трансформаторних і розподільних пунктах – не рідше ніж один раз на шість місяців.

За несприятливої погоди (сильний туман, мокрий сніг, ожеледиця тощо) або сильного забруднення на ВРУ, а також після вимкнення електрообладнання захистами від коротких замикань повинні бути організовані додаткові огляди.

Про всі помічені несправності повинні бути зроблені записи в журналі дефектів і неполадок обладнання, і, крім того, про несправності повинна бути повідомлена особа, відповідальна за електрогосподарство.

Виявлені несправності необхідно усунути в найкоротший термін.

6.3.34. Під час огляду РУ особливу увагу необхідно звернути на:

- стан приміщення – справність дверей і вікон, відсутність протікання покрівлі та міжповерхового перекриття, наявність та справність замків;

- справність опалення, вентиляції та освітлення;

- справність заземлення;

- наявність засобів захисту;

- рівень і температуру масла та відсутність її протікання в апаратах;

- стан контактів, рубильників щита низької напруги;

- цілісність пломб на лічильниках;

- стан ізоляції (запиленість, наявність тріщин, слідів розрядів тощо);

- роботу системи сигналізації;

- тиск повітря в баках повітряних вимикачів;

- відсутність витоків повітря;

- справність і правильність показів покажчиків положення вимикачів;

- наявність вентиляції полюсів повітряних вимикачів;

- відсутність течі масла з конденсаторів ємнісних дільників напруги повітряних вимикачів;

- дію пристроїв електропідігрівання в холодну пору року;

- щільність закриття шаф керування;

- можливість вільного доступу до комутаційних апаратів тощо.

6.3.35. Капітальний ремонт обладнання РУ необхідно проводити в такі терміни:

- масляних вимикачів – один раз на шість – вісім років з контролем характеристик вимикачів з приводами у міжремонтний період;

- вимикачів навантаження, роз'єднувачів і заземлювальних ножів – один раз на чотири – вісім років залежно від конструктивних особливостей;

- повітряних вимикачів – один раз на чотири – шість років;

- відокремлювачів і короткозамикачів з відкритим ножем та їх приводів – один раз на два – три роки;

- компресорів – після напрацювання відповідної кількості годин згідно з інструкцією заводу-виробника;

- КРУЕ – один раз на 10 – 12 років;

- елегазових і вакуумних вимикачів – згідно з вимогами заводу-виробника;

- струмопроводів – один раз на вісім років;

- усіх апаратів і компресорів – після вичерпання ресурсу незалежно від тривалості експлуатації.

Перший капітальний ремонт установленого обладнання повинен бути проведений у терміни, указані в технічній документації заводу-виробника.

Роз'єднувачі внутрішньої установки підлягають ремонту за потреби.

Капітальний ремонт решти апаратів РУ (трансформаторів струму і напруги, конденсаторів зв'язку тощо) здійснюється також за потреби з урахуванням результатів профілактичних випробувань та оглядів.

Періодичність капітальних ремонтів може бути змінена, виходячи з досвіду експлуатації, за рішенням особи, відповідальної за електрогосподарство.

Поточні ремонти обладнання РУ, а також їх випробування необхідно проводити за необхідності в терміни, установлені особою, відповідальною за електрогосподарство.

Позачергові ремонти виконуються у разі відмови обладнання, а також після вичерпання комутаційного чи механічного ресурсів.

 

6.4. Силові трансформатори та масляні реактори

6.4.1. Вимоги цього підрозділу поширюються на силові трансформатори (автотрансформатори) та масляні реактори споживачів.

6.4.2. Для забезпечення тривалої і надійної експлуатації трансформаторів (реакторів) необхідно забезпечити:

- дотримання допустимих температурних і навантажувальних режимів, рівня напруги;

- дотримання характеристик ізоляції та трансформаторного масла в межах установлених норм;

- утримання у справному стані пристроїв охолодження, регулювання напруги, захисту масла тощо.

6.4.3. На дверях трансформаторних пунктів і камер зовні та всередині повинні бути вказані підстанційні номери трансформаторів, а з зовнішнього боку нанесені ще й попереджувальні знаки відповідно до вимог ДНАОП 1.1.10-1.07-01.

На баках трансформаторів і реакторів зовнішнього встановлення повинні бути зазначені станційні (підстанційні) номери.

Трансформатори та реактори зовнішнього встановлення повинні бути пофарбовані у світлі кольори фарбою без металевих добавок, стійкою до атмосферних впливів і впливу масла.

6.4.4. Трансформатори, що вперше вводяться в експлуатацію, за відсутності відповідної вказівки заводу-виробника можуть не підлягати внутрішньому огляду.

Огляд з розкриванням трансформатора необхідний у разі зовнішніх пошкоджень, допущених під час транспортування або зберігання, та таких, що викликають припущення щодо можливості внутрішніх пошкоджень.

6.4.5. Трансформатори (реактори), обладнані пристроями газового захисту, повинні бути встановлені таким чином, щоб кришка (знімальна частина бака) мала підйом у напрямку до газового реле не менше ніж 1 %, а маслопровід до розширювача – не менше ніж 2 %. Порожнина випускної труби повинна бути з'єднана з повітряною порожниною розширювача.

6.4.6. Під час обслуговування трансформаторів (реакторів) повинні бути забезпечені зручні і безпечні умови для спостереження за рівнем масла, газовим реле, а також для відбору проб масла.

Огляд розташованих на висоті частин (3 м і більше) трансформаторів IV габариту і вище, що перебувають в експлуатації, здійснюють із стаціонарних драбин з урахуванням вимог ПБЕЕ.

Організацію роботи на трансформаторах (реакторах) необхідно проводити з урахуванням вимог НАПБ А 01.001-2004 та пунктів 5.7.19, 5.7.21 цих Правил.

6.4.7. Рівень масла в розширювачі трансформатора (реактора), який не працює, повинен бути на позначці, що відповідає температурі масла трансформатора (реактора) на даний момент.

Персонал, який обслуговує трансформатори, повинен вести спостереження за температурою верхніх шарів масла за термосигналізаторами і термометрами, якими оснащуються трансформатори з розширювачем, а також за показами мановакуумметрів у герметичних трансформаторах, для яких у разі підвищення тиску в баку понад 50 кПа (0,5 кгс/см2) навантаження трансформатора повинно бути знижене.

6.4.8. Трансформаторні установки, реактори оснащуються протипожежними засобами відповідно до вимог ПУЭ. Стаціонарні засоби пожежогасіння повинні бути у справному стані і підлягати перевіркам згідно із затвердженим графіком.

6.4.9. За наявності під трансформатором маслоприймальних пристроїв дренаж від них і масловоди та маслозбірники необхідно утримувати у справному стані відповідно до вимог ПУЭ.

Споживач, що має на балансі та самостійно обслуговує маслоналивне обладнання, повинен зберігати незнижувальний запас ізоляційного масла в обсязі не менше 110 % місткості найбільшого маслоналивного апарату.

6.4.10. Експлуатація трансформаторів (реакторів) з примусовим охолодженням без увімкнених в роботу пристроїв сигналізації про припинення циркуляції масла, охолоджувальної води або зупинки вентиляторів дуття не допускається.

Для трансформаторів з примусовим охолодженням допускаються аварійні режими роботи з припиненням циркуляції масла чи води або в разі зупинки вентиляторів дуття. Тривалість указаних режимів установлюється виробничими інструкціями відповідно до результатів випробування чи заводських даних.

6.4.11. Для масловодяного охолодження трансформаторів тиск масла в маслоохолодниках повинен перевищувати тиск циркулювальної в них води не менше ніж на 0,1 кгс/см2 (10 кПа) за мінімального рівня масла в розширнику трансформатора.

Система циркуляції води повинна бути ввімкнена після вмикання робочих маслопомп за температури верхніх шарів масла не нижчої ніж 15° C і вимкнена в разі зниження температури масла до 10° C, якщо інше не обумовлено в документації заводу-виробника.

Мають бути передбачені заходи для запобігання заморожуванню маслоохолодників, помп і водяних магістралей.

6.4.12. За номінального навантаження трансформатора температура верхніх шарів масла не повинна перевищувати (якщо в інструкціях заводів-виробників не обумовлені інші температури):

- у трансформаторів із системою охолодження ДЦ (примусова циркуляція повітря і масла) –
75° C;

- у трансформаторів із системами охолодження М (природна циркуляція повітря і масла) і Д (примусова циркуляція повітря та природна циркуляція масла) – 95° C;

- у трансформаторів із системою охолодження Ц (примусова циркуляція води і масла) температура масла на вході до маслоохолодника повинна бути не вище ніж 70° C.

6.4.13. На трансформаторах з примусовою циркуляцією повітря і природною циркуляцією масла (система охолодження Д) електродвигуни вентиляторів повинні автоматично вмикатися у разі досягнення температури масла 55° C або номінального навантаження незалежно від температури масла і вимикатися у разі зниження температури масла до 45 – 50° C, якщо при цьому струм навантаження менший від номінального.

Умови роботи трансформаторів із вимкненим дуттям повинні бути визначені інструкцією заводу-виробника.

6.4.14. На трансформаторах та реакторах із системами охолодження ДЦ та Ц пристрої охолодження повинні автоматично вмикатися (вимикатися) одночасно із вмиканням (вимиканням) трансформатора (реактора). Примусова циркуляція масла та води повинна бути безперервною незалежно від навантаження. Порядок увімкнення (вимкнення) систем охолодження повинен бути визначений інструкцією заводу-виробника.

Увімкнення трансформаторів на номінальне навантаження допускається:

- із системами охолодження М і Д – за будь-якої мінусової температури повітря;

- із системами охолодження ДЦ і Ц – за температури повітря не нижчої ніж мінус 25° C. У разі більш низьких температур трансформатор повинен бути попередньо прогрітий увімкненням на навантаження близько 0,5 номінального без запуску системи циркуляції масла. Система циркуляції масла повинна бути ввімкнена після того, як температура верхніх шарів масла досягне мінус 25° C.

В аварійних умовах допускається увімкнення трансформаторів на повне навантаження незалежно від температури навколишнього повітря.

6.4.15. Для кожної електроустановки залежно від графіка навантаження, з урахуванням надійності живлення споживачів і мінімальних втрат енергії, повинна бути визначена кількість трансформаторів, що працюють одночасно.

У розподільних електромережах напругою до 15 кВ включно повинні бути організовані вимірювання навантажень і напруги трансформаторів не рідше ніж два рази в перший рік експлуатації (у період максимальних і мінімальних навантажень), а надалі – за необхідності. Термін і періодичність вимірювань установлює особа, відповідальна за електрогосподарство.

6.4.16. Працівники, які обслуговують трансформатори, обладнані перемикачем коефіцієнтів трансформації без збудження (далі – ПБЗ), повинні не менше ніж два рази на рік, перед настанням зимового максимуму і літнього мінімуму навантаження, перевірити правильність установлення коефіцієнта трансформації.

6.4.17. Пристрої регулювання напруги під навантаженням (далі – РПН) трансформаторів повинні бути в роботі і, як правило, з автоматичним керуванням. За рішенням особи, відповідальної за електрогосподарство, допускається встановлення неавтоматичного режиму регулювання напруги шляхом дистанційного перемикання РПН з пульта керування, якщо коливання напруги в мережі є в межах, що задовольняють вимоги споживачів електроенергії. Під час перемикань РПН перебування персоналу поблизу трансформатора забороняється. Огляд трансформаторів виконується у відповідності до інструкцій з їх експлуатації.

Перемикання пристрою РПН трансформатора, що перебуває під напругою, уручну з місця (рукояткою, кнопками чи ключами приводу РПН) заборонене.

6.4.18. Перемикальні пристрої РПН трансформаторів дозволено вмикати в роботу за температури верхніх шарів масла мінус 20° C і вище для заглибних резисторних пристроїв РПН і температури навколишнього повітря мінус 45° C і вищої для перемикальних пристроїв з контактором, розташованим на опорному ізоляторі поза баком трансформатора та обладнаним пристроєм підігріву.

Експлуатація пристроїв РПН повинна бути організована відповідно до вимог інструкцій заводів-виробників. Кількість перемикань, зафіксованих лічильником, установленим на приводі, необхідно реєструвати в експлуатаційній документації не рідше ніж один раз на місяць.

6.4.19. Під час роботи з перевантаженням трансформатора, що має пристрій РПН, здійснювати перемикання відгалужень не допускається, якщо струм навантаження перевищує номінальний струм перемикального пристрою.

6.4.20. Для масляних трансформаторів і трансформаторів з негорючим рідким діелектриком допускається тривале перевантаження однієї чи двох обмоток струмом, що перевищує номінальний струм відгалуження на 5 %, якщо напруга на жодній з обмоток не перевищує номінальної напруги відповідного відгалуження. В автотрансформаторі струм у загальній обмотці повинен бути не більшим від найбільшого тривалого допустимого струму цієї обмотки.

Тривало допустимі перевантаження сухих трансформаторів установлюються в стандартах і технічних умовах конкретних груп і типів трансформаторів.

Для масляних і сухих трансформаторів, а також трансформаторів з негорючим рідким діелектриком допускають систематичні перевантаження, значення і тривалість яких регламентуються інструкціями заводів-виробників.

6.4.21. В аварійних режимах допускається короткочасне перевантаження трансформаторів понад номінальний струм для всіх систем охолодження, значення і тривалість якого регламентована стандартами ДСТУ 3463-96 та ДСТУ 2767-94.

Якщо інше не визначено інструкціями заводів-виробників, допускається короткочасне перевантаження трансформаторів для всіх систем охолодження незалежно від тривалості і значення попереднього навантаження і температури охолоджувального середовища в межах, наведених у
табл. 6.2.

 

 

Таблиця 6.2

 

Показник

Допустимі перевантаження

1

2

3

1

Трансформатори масляні:

 

 

 

 

 

перевантаження струмом, %

30

45

60

75

140

тривалість перевантаження, хв.

120

80

45

20

10

2

Трансформатори сухі:

 

 

 

 

 

перевантаження струмом, %

20

30

40

50

60

тривалість перевантаження, хв.

60

45

32

18

5

 

6.4.22. Для трансформаторів з охолодженням Д під час аварійного вимкнення всіх вентиляторів допускається робота з номінальним навантаженням залежно від температури навколишнього повітря протягом часу, указаного в табл. 6.3.

 

Таблиця 6.3

 

 

Показник

Допустима тривалість роботи для температур повітря

1

Температура навколишнього повітря, ° C

-15

-10

0

+10

+20

+30

2

Допустима тривалість роботи, год

60

40

16

10

6

4

 

Для трансформаторів з охолодженням ДЦ у разі повної відмови системи охолодження допускається робота з номінальним навантаженням протягом 10 хв. або режим неробочого ходу протягом 30 хв. Якщо після зазначеного часу температура верхніх шарів масла не досягла 75° C, то допускається подальша робота з номінальним навантаженням до досягнення зазначеної температури, але не більше ніж 1 год. з моменту відмови системи охолодження.

Для трансформаторів з охолодженням Д у разі вимкнення електродвигунів вентиляторів допускається тривале навантаження, яке становить не більше ніж 50 % від номінальної потужності трансформатора.

6.4.23. Уведення в експлуатацію трансформатора (реактора) необхідно здійснювати відповідно до інструкції заводу-виробника. Увімкнення в мережу трансформатора (реактора) можна здійснювати як поштовхом на повну (номінальну) напругу, так і підйомом напруги з нуля.

6.4.24. Допускається тривала робота трансформаторів (за потужності не більше номінальної) у разі підвищення напруги на будь-якому відгалуженні будь-якої обмотки на 10 % вище номінальної напруги даного відгалуження. При цьому напруга на будь-якій обмотці трансформатора не повинна перевищувати найбільшу робочу напругу для даного класу напруги.

Допускається короткочасне перевищення напруги відповідно до інструкції заводу-виробника.

6.4.25. Нейтралі обмоток трансформаторів (реакторів) на напругу 110 кВ і вище, які мають неповну ізоляцію з боку нейтралі, повинні працювати в режимі глухого заземлення.

Трансформатори 110 кВ, 150 кВ з випробувальною напругою нейтралі відповідно 100 кВ та 150 кВ можуть працювати з розземленою нейтраллю за умови її захисту розрядником або обмежувачем перенапруг. У разі обґрунтування розрахунками допускають роботу з розземленою нейтраллю трансформаторів 110 кВ з випробувальною напругою нейтралі 85 кВ, захищеною розрядником або обмежувачем перенапруг.

6.4.26. У разі автоматичного вимкнення трансформатора (реактора) дією захисту від внутрішніх пошкоджень трансформатор (реактор) можна вмикати в роботу лише після проведення огляду, випробувань, аналізу масла, газу і усунення виявлених дефектів (пошкоджень).

У разі вимкнення трансформатора (реактора) від захистів, які не пов'язані з його внутрішнім пошкодженням, він може бути ввімкненим знову без перевірок.

6.4.27. У разі спрацювання газового реле на сигнал потрібно провести зовнішній огляд трансформатора (реактора) та взяти газ з реле для аналізу і перевірки на горючість.

Для забезпечення безпеки персоналу під час відбору газу з газового реле та виявлення причини його спрацювання трансформатор (реактор) повинен бути розвантажений і вимкнений в найкоротший термін.

Якщо газ у реле негорючий і відсутні видимі ознаки пошкодження трансформатора (реактора), він може бути ввімкнений в роботу до з'ясування причини спрацювання газового реле на сигнал. Тривалість роботи трансформатора (реактора) в цьому разі встановлює особа, відповідальна за електрогосподарство.

За результатами аналізу газу з газового реле, аналізу масла, інших вимірювань (випробувань) необхідно встановити причину спрацювання газового реле на сигнал, визначити технічний стан трансформатора (реактора) і можливість його нормальної експлуатації.

6.4.28. За потреби вимкнення роз'єднувачем (відокремлювачем) струму неробочого ходу ненавантаженого трансформатора, обладнаного пристроєм РПН, після зняття навантаження на боці споживача перемикальний пристрій повинен бути встановлений в положення, що відповідає номінальній напрузі.

6.4.29. Резервні трансформатори повинні триматися в стані постійної готовності до ввімкнення в роботу.

6.4.30. Допускається паралельна робота трансформаторів (автотрансформаторів) за умови, що жодна з обмоток не буде навантажена струмом, який перевищує допустимий струм для даної обмотки.

Паралельна робота трансформаторів дозволяється за таких умов:

- групи з'єднань обмоток однакові;

- співвідношення потужностей трансформаторів не більше ніж 1:3;

- коефіцієнти трансформації відрізняються не більше ніж на ±0,5 %;

- напруги короткого замикання відрізняються не більше ніж на ±10 %;

- проведено фазування трансформаторів.

Для вирівнювання навантаження між паралельно працюючими трансформаторами з різними напругами короткого замикання допускається в невеликих межах змінювати коефіцієнт трансформації шляхом перемикання відгалужень за умови, що жоден з трансформаторів не буде перевантажений.

6.4.31. Огляд трансформаторів (без їхнього вимкнення) проводять у такі терміни:

- в електроустановках з постійним чергуванням персоналу – один раз на добу;

- в електроустановках без постійного чергування персоналу – не рідше одного разу на місяць, а в трансформаторних пунктах – не рідше одного разу на шість місяців.

Залежно від місцевих умов, конструкції і стану трансформаторів указані терміни оглядів трансформаторів без вимкнення можуть бути змінені особою, відповідальною за електрогосподарство.

Позачергові огляди трансформаторів проводять:

- за різкої зміни температури зовнішнього повітря;

- у разі вимкнення трансформатора дією газового чи диференціального захисту.

Під час огляду трансформаторів повинні бути перевірені:

- покази термометрів та мановакуумметрів;

- стан кожухів трансформаторів і відсутність течі масла, відповідність рівня масла в розширнику згідно з його температурним покажчиком, а також наявність масла в маслонаповнених уводах;

- стан маслоохолоджувальних і маслозбірних пристроїв, а також ізоляторів;

- стан ошиновки і кабелів, відсутність нагріву контактних з'єднань;

- справність пристроїв сигналізації та пробивних запобіжників;

- стан мережі заземлення;

- стан маслоочисних пристроїв безперервної регенерації масла, термосифонних фільтрів і вологопоглинальних патронів;

- стан трансформаторного приміщення.

6.4.32. Трансформатор (реактор) повинен бути аварійно виведений з роботи в разі виявлення:

- сильного нерівномірного шуму і потріскування всередині трансформатора;

- перевищення нормованих температур нагрівання трансформатора за нормального навантаження й охолодження;

- викиду масла з розширника чи розриву діафрагми вихлопної труби;

- течі масла з пониженням його рівня нижче рівня маслопокажчика.

Трансформатори виводяться з роботи також у разі потреби негайної заміни масла за результатами лабораторних аналізів.

6.4.33. Трансформатори з масою масла понад 1000 кг та реактори необхідно експлуатувати із системою безперервної регенерації масла в термосифонних або адсорбційних фільтрах. Необхідно періодично замінювати сорбент у фільтрах згідно з типовою інструкцією з експлуатації трансформаторів.

Масло в розширнику трансформаторів (реакторів), а також у баці або розширнику пристрою РПН повинно бути захищено від безпосереднього контакту з навколишнім повітрям.

У трансформаторах і реакторах, обладнаних спеціальними пристроями, які запобігають зволоженню масла, ці пристрої повинні бути постійно ввімкнені незалежно від режиму роботи трансформатора (реактора). Експлуатація зазначених пристроїв повинна бути організована відповідно до інструкції заводу-виробника.

Масло негерметичних маслонаповнених уводів повинно бути захищено від зволоження.

6.4.34. Поточні ремонти трансформаторів (реакторів) повинні бути проведені залежно від їх стану і в разі потреби. Періодичність поточних ремонтів установлює особа, відповідальна за електрогосподарство. Ремонт необхідно виконувати згідно із затвердженими графіком і обсягами.

6.4.35. Капітальні ремонти необхідно проводити:

- трансформаторів напругою 110 кВ і вище, потужністю 125 МВА і більше – не пізніше ніж через 12 років після введення в експлуатацію з урахуванням результатів профілактичних випробувань, а надалі – у разі потреби залежно від результатів випробувань і їх стану;

- інших трансформаторів – залежно від результатів випробувань і їх стану.

6.4.36. Випробування трансформаторів (реакторів) необхідно проводити відповідно до табл. 1 додатка 1 з урахуванням вимог заводів-виробників.

 

6.5. Електричні двигуни

6.5.1. Вимоги підрозділу поширюються на електродвигуни змінного та постійного струму.

6.5.2. На електродвигунах та механізмах, які вони приводять у дію, повинні бути нанесені стрілки, що вказують напрямок обертання їх рухомих частин, а також написи з назвою агрегату, до якого вони належать.

6.5.3. На комутаційних апаратах (вимикачах, контакторах, магнітних пускачах, пускорегулювальних пристроях, запобіжниках тощо) повинні бути нанесені написи, що вказують, до якого електродвигуна вони належать.

6.5.4. Плавкі вставки запобіжників повинні бути калібровані із зазначенням на клеймі номінального струму вставки. Клеймо ставиться заводом-виробником або електротехнічною лабораторією. Застосовувати некалібровані плавкі вставки забороняється.

6.5.5. У разі короткочасного припинення електроживлення повинен бути забезпечений самозапуск електродвигунів відповідальних механізмів після повторної подачі напруги, якщо збереження механізмів у роботі необхідне за умов технологічного процесу і допустиме за умов безпеки та зниження напруги електромережі.

Перелік електродвигунів відповідальних механізмів, які беруть участь у самозапуску, із зазначенням уставок захистів і допустимого часу перерви живлення затверджує особа, відповідальна за електрогосподарство.

6.5.6. Захисти елементів електричної мережі споживачів, а також технологічне блокування вузлів електричної мережі виконується таким чином, щоб забезпечувався самозапуск електродвигунів відповідальних механізмів. Для полегшення самозапуску відповідальних механізмів, як правило, повинен бути передбачений захист мінімальної напруги, що вимикає на час зниження (зникнення) напруги електродвигуни, які не беруть участі в процесі самозапуску.

6.5.7. Електродвигуни, що тривалий час перебувають у резерві, та автоматичні пристрої увімкнення резерву повинні оглядатись та випробовуватись разом із механізмами відповідно до графіка, затвердженого особою, відповідальною за електрогосподарство. У цьому разі в електродвигунів зовнішнього розташування, які не мають обігріву, а також двигунів 6 кВ, що тривалий час перебувають у резерві, повинен бути перевірений опір ізоляції обмотки статора і коефіцієнт абсорбції.

6.5.8. Електродвигуни з короткозамкненими роторами дозволено запускати з холодного стану два рази поспіль, з гарячого – один раз, якщо інструкція заводу-виробника не передбачає більшої кількості пусків. Наступні пуски дозволяються після їх охолодження протягом часу, обумовленого інструкцією заводу-виробника для відповідного типу електродвигуна.

Повторні ввімкнення електродвигунів у разі їхнього вимкнення основними захистами дозволяються після обстеження, проведення контрольних вимірів опору ізоляції і перевірки справності захистів.

Для електродвигунів відповідальних механізмів, що не мають резерву, дозволяється одне повторне ввімкнення після дії основних захистів за результатами зовнішнього огляду двигуна.

Наступне ввімкнення електродвигунів у разі дії резервних захистів до з'ясування причин вимкнення заборонене.

6.5.9. Для спостереження за пуском і роботою електродвигунів, регулювання технологічного процесу яких здійснюється за значенням струму, а також усіх електродвигунів змінного струму потужністю більше ніж 100 кВт на пусковому щитку чи панелі керування встановлюють амперметр, який вимірює струм у колі статора електродвигуна. Амперметр установлюють також у колі збудження синхронних електродвигунів. На шкалі амперметра червоною рискою позначають значення допустимого струму (вище номінального струму електродвигуна на 5 %).

На електродвигунах постійного струму, призначених для приводу відповідальних механізмів, незалежно від їх потужності необхідно контролювати струм якоря.

6.5.10. Для контролю наявності напруги на групових щитках і збірках електродвигунів повинні бути встановлені вольтметри або сигнальні лампи.

6.5.11. Для забезпечення нормальної роботи електродвигунів напругу на шинах необхідно підтримувати в межах від 100 до 105 % від номінальної. За необхідності допускається робота електродвигуна з напругою 90 – 110 % від номінальної. У разі зміни частоти живильної мережі в межах ±2,5 % від номінального значення допускається робота електродвигунів з номінальною потужністю.

6.5.12. Вібрація, виміряна на кожному підшипнику електродвигуна, осьовий зсув ротора, розмір повітряного зазору між сталлю статора та ротора, а також в підшипниках ковзання не повинні перевищувати величин, указаних у табл. 22 і 23 додатка 1 та табл. 35 і 36 додатка 2.

6.5.13. Постійний нагляд за навантаженням електродвигунів, щітковим апаратом, температурою елементів і охолоджувальних середовищ електродвигуна (обмотки і осердя статора, повітря, підшипників тощо), догляд за підшипниками і пристроями підведення охолоджувального повітря, води до повітроохолодників і обмоток, а також операції з пуску, регулювання швидкості і зупинки здійснюють працівники цеху (дільниці), які обслуговують механізм.

6.5.14. Електродвигуни, що продуваються і які встановлені в запилених приміщеннях і приміщеннях з підвищеною вологістю, повинні бути обладнані пристроями підведення чистого охолоджувального повітря, кількість якого і параметри (температура, вміст домішок тощо) повинні відповідати вимогам інструкції заводу-виробника.

Щільність тракту охолодження (корпусу електродвигуна, повітропроводів, засувок) необхідно перевіряти не рідше ніж один раз на рік.

Індивідуальні електродвигуни зовнішніх вентиляторів охолодження повинні автоматично вмикатися і вимикатися у разі ввімкнення та вимкнення основних електродвигунів.

6.5.15. Електродвигуни з водяним охолодженням статора чи ротора, а також з умонтованими водяними повітроохолодниками повинні бути обладнані пристроями, що сигналізують про появу води в корпусі. Організація експлуатації обладнання та апаратури систем водяного охолодження, якість конденсату та води повинні відповідати вимогам інструкцій заводу-виробника.

6.5.16. Аварійні кнопки електродвигунів повинні бути опломбовані. Зривати пломби з аварійних кнопок для вимкнення електродвигуна дозволено тільки в аварійних випадках. Опломбування аварійних кнопок виконують працівники, визначені особою, відповідальною за електрогосподарство.

6.5.17. Електродвигун (обертова машина) повинен бути негайно відімкнений від мережі у таких випадках:

- нещасний випадок (чи загроза) з людиною;

- поява диму, вогню або запаху горілої ізоляції з корпусу електродвигуна або його пускорегулювальної апаратури;

- вібрація понад допустимі норми, яка загрожує виходу з ладу електродвигуна або механізму;

- вихід з ладу привідного механізму;

- нагрівання підшипників або контрольованих вузлів понад допустиму температуру, зазначену в інструкції заводу-виробника;

- виникнення коротких замикань в електричній схемі;

- значне зниження частоти обертання;

- швидке зростання температури обмоток або сталі статора.

В експлуатаційній інструкції можуть бути вказані й інші випадки, за якими електродвигуни (обертові машини) повинні бути негайно вимкнені, а також указаний порядок усунення їх аварійного стану.

6.5.18. Періодичність капітальних і поточних ремонтів електродвигунів, залежно від умов у яких вони працюють, визначає особа, відповідальна за електрогосподарство. Залежно від місцевих умов поточний ремонт електродвигунів, як правило, здійснюють одночасно з ремонтом привідних механізмів, і його виконує навчений персонал споживача або підрядної організації.

6.5.19. Профілактичні випробування і вимірювання на електродвигунах повинні проводитись відповідно до табл. 22 і 23 додатка 1.

 

6.6. Релейний захист, електроавтоматика та вторинні кола

6.6.1. Електрообладнання підстанцій, електричних мереж, електроустановок споживача, повітряні та кабельні лінії електропередавання повинні бути захищені від коротких замикань і порушень нормальних режимів пристроями релейного захисту, автоматичними вимикачами або запобіжниками й оснащені засобами електроавтоматики та телемеханіки відповідно до ПУЭ та інших чинних НД.

6.6.2. Технічне обслуговування пристроїв РЗАіТ та їх вторинних кіл повинен здійснювати, як правило, персонал служб релейного захисту, автоматики і вимірів або електролабораторії споживача. У тих випадках, коли в обслуговуванні окремих видів пристроїв РЗАіТ беруть участь інші служби, то між ними відповідно до місцевих інструкцій повинні бути розмежовані зони обслуговування та обов'язки.

Для обслуговування пристроїв РЗАіТ, установлених у споживача, можливе залучення спеціалізованих організацій.

Обсяг і терміни технічного обслуговування пристроїв РЗАіТ та їх вторинних кіл, що перебувають у керуванні (віданні) оперативного персоналу електропередавальної організації, повинні бути узгоджені з останньою.

6.6.3. Під час проведення налагоджувальних робіт спеціалізованою налагоджувальною організацією у пристроях РЗАіТ їх приймання здійснює персонал споживача, який обслуговує ці пристрої.

Дозвіл на введення пристрою в роботу оформлюють записом у журналі РЗАіТ за підписами відповідальних представників споживача (або організації вищого рівня) і налагоджувальної організації, якщо остання здійснювала налагодження цього пристрою.

6.6.4. Під час здавання в експлуатацію пристроїв РЗАіТ і вторинних кіл повинна бути надана така технічна документація:

- проектна документація, що скоригована під час монтажу (креслення, пояснювальні записки, кабельний журнал тощо), – монтажною організацією;

- заводська документація (інструкції з експлуатації, паспорти електрообладнання і апаратури тощо) – монтажною організацією;

- протоколи налагодження і випробувань, виконавчі принципово-монтажні (або принципові та монтажні) схеми – налагоджувальною організацією чи лабораторією споживача;

- програмне забезпечення для керування та обслуговування мікропроцесорних пристроїв РЗАіТ у вигляді програм на відповідних носіях інформації – налагоджувальною організацією.

6.6.5. У споживача на кожне приєднання або пристрій РЗАіТ, що є в експлуатації, повинна бути, крім указаної в пункті 6.6.4 цих Правил, така технічна документація:

- паспорт-протокол пристрою;

- методичні вказівки, інструкції або програми з технічного обслуговування, налагодження і перевірки (для складних пристроїв – для кожного типу пристрою чи його елементів);

- технічні дані про пристрої у вигляді карт або таблиць уставок і характеристик.

Результати періодичних перевірок повинні бути занесені до паспорта-протоколу пристрою (докладні записи про складні пристрої РЗАіТ здійснюють за потреби в журналі релейного захисту).

Виконавчі схеми РЗАіТ необхідно приводити у відповідність після зміни реальної схеми. Зміни у схемах повинні бути підтверджені записами, які вказують причину й дату внесення змін та хто вніс зміни. Виконавчі схеми пристроїв РЗАіТ (у тому числі пристроїв АЧР та спеціальної автоматики вимкнення навантаження) погоджують з тією організацією, у керуванні (віданні) оперативного персоналу якого перебувають ці пристрої.

6.6.6. Обсяг засобів телемеханіки – телекерування, телесигналізації, телевимірювання, кількість самописних приладів з автоматичним прискоренням запису в аварійних режимах, автоматичних осцилографів чи мікропроцесорних реєстраторів, фіксувальних амперметрів, вольтметрів і омметрів та інших приладів, що використовуються для аналізу роботи пристроїв РЗАіТ, повинен відповідати вимогам ПУЭ.

6.6.7. Уставки пристроїв РЗАіТ ліній споживача, що живляться від мережі електропередавальної організації, а також трансформаторів (автотрансформаторів), які є в оперативному керуванні або віданні оперативного персоналу електропередавальної організації, повинні бути погоджені з нею; зміну уставок дозволяється здійснювати лише за вказівкою служби релейного захисту цієї організації.

Під час вибору уставок електрообладнання споживача повинна бути забезпечена селективність дії з урахуванням наявності пристроїв АВР і АПВ. При цьому також необхідно враховувати роботу пристроїв технологічної автоматики і блокування цехових агрегатів і механізмів.

6.6.8. Усі уставки захистів перевіряють на чутливість в умовах мінімального навантаження підприємства та в електропередавальній організації за існуючої схеми електропостачання.

6.6.9. Гранично допустимі навантаження живильних елементів електричної мережі згідно з умовами настроювання РЗАіТ і з урахуванням можливих експлуатаційних режимів повинні бути узгоджені споживачем з диспетчерською службою електропередавальної організації і їх необхідно періодично переглядати.

6.6.10. У колах оперативного струму повинна бути забезпечена селективність дії апаратів захисту (запобіжників і автоматичних вимикачів).

Автоматичні вимикачі, колодки запобіжників повинні мати маркування із зазначенням найменування приєднання і номінального струму. Персонал повинен мати запас каліброваних плавких вставок для заміни перегорілих.

6.6.11. В експлуатації повинні бути забезпечені умови для нормальної роботи електровимірювальних приладів, вторинних кіл і апаратури пристроїв РЗАіТ (допустима температура, вологість, вібрація, відхилення робочих параметрів від номінальних тощо).

6.6.12. Пристрої РЗАіТ, що перебувають в експлуатації, повинні бути завжди в роботі, за винятком тих пристроїв, що повинні виводитись з роботи відповідно до призначення і принципу дії, режимів роботи або за умовами селективності.

Уведення в роботу і виведення з роботи пристроїв РЗАіТ, що перебувають у віданні оперативного персоналу вищого рівня, здійснюють тільки з його дозволу (за диспетчерською заявкою).

У разі загрози неправильного спрацювання пристрою РЗАіТ він повинен бути виведений з роботи без дозволу оперативного персоналу вищого рівня, але з наступним його повідомленням (відповідно до інструкції з експлуатації). Пристрої, що залишилися в роботі, повинні забезпечувати повноцінний захист електрообладнання і ліній електропередавання від усіх видів пошкоджень та порушень нормального режиму. Якщо така умова не може бути виконана, то повинен бути введений тимчасовий захист або приєднання повинно бути вимкнене з повідомленням оперативного персоналу вищого рівня.

6.6.13. Зміна уставок мікропроцесорних пристроїв РЗАіТ оперативним і обслуговувальним персоналом дозволяється здійснювати за санкціонованим доступом з фіксацією точного часу, дати і даних особи, яка виконала зміну, а також змісту зміни.

6.6.14. Знімання інформації з пристрою РЗАіТ на мікропроцесорній базі за допомогою переносної електронно-обчислювальної техніки або вбудованого дисплею дозволено виконувати персоналу служби релейного захисту (електролабораторії), який обслуговує ці пристрої, або спеціально навченому оперативному персоналу згідно з інструкцією з експлуатації без звернення за дозволом до вищого оперативного персоналу.

6.6.15. Аварійна і попереджувальна сигналізації повинні бути завжди готовими до дії, її необхідно періодично опробувати.

Особливу увагу необхідно звертати на контроль наявності оперативного струму, справність запобіжників і автоматичних вимикачів у вторинних колах, а також на контроль справності кіл керування вимикачами.

6.6.16. Уперше змонтовані пристрої РЗАіТ і вторинні кола перед уведенням у роботу підлягають налагодженню і приймальним випробуванням із записом до паспорта обладнання чи спеціальної відомості. Дозвіл на введення пристроїв РЗАіТ у роботу здійснюють згідно з пунктом 6.6.3 цих Правил.

6.6.17. Реле і допоміжні пристрої РЗАіТ повинні бути опломбовані персоналом, який обслуговує ці пристрої, за винятком тих, уставки яких змінює оперативний персонал залежно від режиму роботи і схеми первинних з'єднань, або тих, у яких немає спеціальних пристосувань для зміни параметрів їх настроювання.

Реле, апарати і допоміжні пристрої РЗАіТ (за винятком тих, уставки яких змінює оперативний персонал) дозволено відкривати лише персоналу, який обслуговує пристрої РЗАіТ, чи за його вказівкою оперативному персоналу з подальшим записом в оперативному журналі.

6.6.18. На лицьовому й зворотному боках панелей і шаф пристроїв РЗАіТ, сигналізації, а також панелей і пультів керування повинні бути написи, що вказують на їх призначення відповідно до диспетчерських найменувань, а на встановлених у них апаратах – написи або маркування згідно зі схемами.

На панелі з апаратами, що належать до різних приєднань чи різних пристроїв РЗАіТ одного приєднання, які можуть перевірятися окремо, повинні бути нанесені або встановлені чіткі розмежувальні лінії. Під час таких перевірок необхідно вживати заходів щодо запобігання помилковому доступу до апаратури, яка залишилася в роботі.

6.6.19. На проводах, приєднаних до збірок (рядів) затискачів, повинне бути маркування, що відповідає схемам.

На контрольних кабелях повинно бути маркування на кінцях, у місцях розгалуження і перетину потоків кабелів у разі проходження їх через стіни, стелі тощо. Кінці вільних жил контрольних кабелів повинні бути ізольовані, і на них повинне бути маркування.

6.6.20. Опір ізоляції електрично з'єднаних вторинних кіл пристроїв РЗАіТ відносно землі, а також між колами різного призначення, електрично не з'єднаних (вимірні кола, кола оперативного струму, сигналізації), необхідно підтримувати у межах кожного приєднання відповідно до норм, зазначених у табл. 25 додатка 1 та табл. 42 додатка 2.

Під час перевірки ізоляції вторинних кіл пристроїв РЗАіТ, що мають напівпровідникові і мікроелектронні елементи, повинні бути вжиті заходи із запобігання пошкодженю цих елементів (наприклад, закорочування окремих елементів, ділянок схеми або "плюса" і "мінуса" схеми живлення).

6.6.21. Перед увімкненням після монтажу і першого профілактичного випробування пристроїв РЗАіТ ізоляція відносно землі електрично пов'язаних кіл РЗАіТ і всіх інших вторинних кіл кожного приєднання, а також ізоляція між електрично не пов'язаними колами, які розміщені в межах однієї панелі, за винятком кіл елементів, розрахованих на робочу напругу 60 В і нижчу, повинна бути випробувана напругою 1000 В змінного струму протягом 1 хв.

Крім того, напругою 1000 В протягом 1 хв. повинна бути випробувана ізоляція між жилами контрольного кабелю тих кіл, де є підвищена ймовірність замикання із серйозними наслідками (кола газового захисту, кола конденсаторів, що використовуються як джерела оперативного струму, вторинні кола трансформаторів напруги та струму тощо).

У подальшій експлуатації ізоляцію кіл РЗАіТ, за винятком кіл напругою 60 В і менше, допускається випробувати під час профілактичних випробувань як напругою 1000 В змінного струму протягом 1 хв., так і випрямленою напругою 2500 В з використанням мегаомметра або спеціальної установки.

Випробування ізоляції кіл РЗАіТ напругою 60 В і менше здійснюється в процесі вимірювання опору ізоляції мегаомметром напругою 500 В.

6.6.22. Усі випадки спрацювання і відмови пристроїв РЗАіТ, а також виявлені в процесі їх оперативного і технічного обслуговування дефекти (несправності) персонал, що обслуговує ці пристрої, повинен ретельно аналізувати. Виявлені дефекти повинні бути усунені.

Про кожен випадок неправильного спрацювання або відмови спрацювання пристроїв РЗАіТ необхідно повідомляти диспетчера електропередавальної організації, в оперативному керуванні або віданні якої перебувають ці пристрої.

6.6.23. Пристрої РЗАіТ і вторинні кола періодично перевіряють і випробовують відповідно до чинних положень та інструкцій.

Після неправильного спрацювання чи відмови спрацювання цих пристроїв повинні бути проведені додаткові (післяаварійні) перевірки за спеціальними програмами.

6.6.24. За наявності швидкодійних релейних захистів і пристроїв резервування відмови вимикачів усі операції з увімкнення ліній, шин і електрообладнання, а також операції з перемикання роз'єднувачами і вимикачами здійснюють з уведеними в дію цими захистами. Якщо їх неможливо ввести в дію, то необхідно ввести прискорення на резервних захистах або виконати тимчасовий захист, хоча б неселективний, але з необхідною швидкодією, або ввести прискорення на резервних захистах.

6.6.25. Роботи в пристроях РЗАіТ повинен виконувати персонал, навчений і допущений до самостійного технічного обслуговування відповідних пристроїв з дотриманням ПБЕЕ.

6.6.26. Під час роботи на панелях (у шафах) і в колах керування РЗАіТ повинні бути вжиті заходи щодо запобігання помилковому вимкненню обладнання. Роботи необхідно виконувати тільки ізольованим інструментом.

Виконання цих робіт без виконавчих схем, а для складних пристроїв РЗАіТ без програм із заданим обсягом і послідовністю робіт забороняється.

Операції у вторинних колах трансформаторів струму і напруги (у тому числі з випробувальними блоками) повинні бути проведені з виведенням з дії пристроїв РЗАіТ (або окремих їх ступенів), які за принципом дії і параметрами настроювання можуть спрацювати хибно в процесі виконання зазначеної операції.

Після закінчення робіт повинні бути перевірені справність і правильність приєднань кіл струму, напруги та оперативних кіл. Оперативні кола РЗАіТ і кола керування повинні бути перевірені, як правило, шляхом опробування в дії.

6.6.27. Роботи в пристроях РЗАіТ, які можуть викликати їх спрацювання на вимкнення або ввімкнення приєднань, які вони захищають, або суміжних, а також інші непередбачені дії необхідно здійснювати за дозволеною заявкою, що враховує такі можливості.

6.6.28. Вторинні обмотки трансформаторів струму повинні бути завжди замкнені на реле, на прилади або закорочені. Вторинні кола трансформаторів струму й напруги і вторинні обмотки фільтрів приєднання високочастотних каналів повинні бути заземлені.

6.6.29. Після закінчення планового технічного обслуговування, випробувань і післяаварійних перевірок пристроїв РЗАіТ повинні бути складені протоколи і зроблені записи в журналі РЗАіТ, а також у паспорті-протоколі.

У разі зміни уставок і схем РЗАіТ у журналі і паспорті-протоколі повинні бути здійснені відповідні записи, а також унесені виправлення в принципові і монтажні або принципово-монтажні схеми та інструкції з експлуатації пристроїв.

6.6.30. Випробувальні установки для перевірки пристроїв РЗАіТ під час виконання технічного обслуговування необхідно приєднувати до штепсельних розеток або щитків, установлених для цієї мети в приміщеннях щитів керування, розподільних установок підстанції та в інших місцях.

6.6.31. Лицьовий бік панелей (шаф) і пультів керування, РЗАіТ та апаратів, установлених на них, повинен періодично очищати від пилу спеціально навчений персонал.

Апарати відкритого виконання, а також зворотний бік цих панелей (шаф) і пультів повинен очищати персонал, який обслуговує пристрої РЗАіТ, або оперативний персонал, що пройшов інструктаж.

6.6.32. Оперативні працівники повинні здійснювати:

- контроль за правильністю положення перемикальних пристроїв на панелях (шафах) РЗАіТ і керування, кришок випробувальних блоків, а також за станом автоматичних вимикачів і запобіжників у колах РЗАіТ і керування;

- уведення та виведення з роботи пристроїв РЗАіТ (їх ступенів), а також зміну їх дії та уставок за розпорядженням оперативного персоналу, у керуванні (віданні) якого перебувають ці пристрої, використовуючи спеціально передбачені перемикальні пристрої;

- контроль за станом пристроїв РЗАіТ за показами наявних на панелях (шафах) і апаратах пристроїв зовнішньої сигналізації та індикації, а також за повідомленнями, що надходять від мікропроцесорних пристроїв РЗАіТ;

- опробування високовольтних вимикачів та інших апаратів, а також пристроїв АПВ, АВР та фіксувальних приладів (індикаторів);

- обмін сигналами високочастотних захистів і контроль параметрів високочастотних апаратів протиаварійної автоматики;

- вимірювання струму небалансу в захисті шин і напруги небалансу в розімкнутому трикутнику трансформатора напруги;

- заведення годинників автоматичних осцилографів аварійного запису тощо.

Періодичність проведення контролю пристроїв РЗАіТ та виконання інших операцій, а також порядок дій оперативного персоналу повинні встановлюватись виробничими інструкціями споживача, які узгоджуються з вимогами відповідних інструкцій електропередавальних організацій, у віданні яких перебувають ці пристрої.

6.6.33. Переведення обладнання, що керується пристроями телемеханіки, на автономне керування і навпаки необхідно здійснювати виключно з дозволу оперативного персоналу споживача (особи, відповідальної за електрогосподарство).

Для виведення з роботи вихідних кіл телекерування на підстанціях необхідно застосовувати загальні ключі або пристрої вимкнення. Вимкнення кіл телекерування чи телесигналізації окремих приєднань необхідно здійснювати на рознімних затискачах або індивідуальних пристроях вимикання.

Усі операції із загальними ключами телекерування та індивідуальними пристроями вимикання в колах телекерування та телесигналізації дозволено виконувати лише за вказівкою або з відома оперативного персоналу.

6.6.34. На збірках (рядах) затискачів пультів керування та панелей не повинні розміщуватись у безпосередній близькості затискачі, випадкове з'єднання яких може зумовити ввімкнення чи вимкнення приєднання, коротке замикання в колах генератора (синхронного компенсатора) тощо.

6.6.35. Під час усунення пошкоджень контрольних кабелів з металевою оболонкою або їх нарощування з'єднання жил необхідно здійснювати з установленням герметичних муфт, кожна з яких підлягає реєстрації в спеціальному журналі.

На кожні 50 метрів одного кабелю в середньому повинно бути не більше однієї муфти.

Кабелі з полівінілхлоридною і гумовою оболонкою з'єднуються, як правило, за допомогою епоксидних з'єднувальних муфт або на перехідних рядах затискачів.

Для запобігання пошкодженню ізоляції контрольних кабелів повинні застосовуватись заходи дератизації.

6.6.36. У разі застосування контрольних кабелів з ізоляцією, яка зазнає пошкодження під впливом повітря, світла й масла, на ділянках жил від затискачів до кінцевих заробок виконується додаткове покриття, що запобігає такому руйнуванню.

6.6.37. На панелях (у шафах) апаратури РЗАіТ, на яких оперативний персонал виконує перемикання за допомогою ключів, накладок, випробувальних блоків та інших пристосувань, повинні бути таблиці положення вказаних перемикальних пристроїв для всіх режимів, що використовуються.

Операції за цими перемиканнями повинні бути записані до оперативного журналу.

6.6.38. Персонал служб споживача, який здійснює технічне обслуговування пристроїв РЗАіТ, повинен періодично оглядати всі панелі і пульти керування, панелі (шафи) РЗАіТ, сигналізації, звертаючи особливу увагу на правильність положення перемикальних пристроїв (контактних накладок, рубильників, ключів керування тощо), кришок випробувальних блоків, а також на відповідність їх положення схемам і режимам роботи електрообладнання.

Періодичність оглядів, що визначається виробничою інструкцією, повинна бути затверджена особою, відповідальною за електрогосподарство.

Оперативні працівники несуть відповідальність за правильне положення тих елементів РЗАіТ, з якими їм дозволено виконувати операції, незалежно від періодичних оглядів персоналом служби РЗАіТ.

6.6.39. Порядок підключення електрообладнання споживачів до пристроїв ПА (АЧР, САВН та ін.) регламентується ГКД 34.35.511.2002 та ГНД 34.20.567-2003.

Керівники споживачів, приєднання яких підключені до ПА, несуть відповідальність за фактичне виконання заданих обсягів відключення навантаження, а також за виконання організаційно-технічних заходів щодо запобігання аваріям на своїх об'єктах під час дії ПА з повним або частковим відключенням об'єктів від централізованого електропостачання.

6.6.40. Пристрої АЧР повинні бути постійно ввімкнені в роботу із заданими обсягами навантаження, уставками спрацювання за частотою і витримками часу. Якщо приєднання, заведені під дію АЧР, мають пристрої автоматичного ввімкнення резерву (АВР), то дією АЧР повинна бути блокована робота АВР.

6.6.41. Установлені на підстанціях чи в розподільних установках самописні прилади з автоматичним прискоренням запису в аварійних режимах, автоматичні осцилографи аварійного запису, у тому числі пристрої для їхнього пуску, мікропроцесорні регістратори, фіксувальні прилади (індикатори) та інші пристрої, що використовуються для аналізу роботи пристроїв РЗАіТ, визначення місця пошкодження повітряних ліній електропередавання, повинні бути завжди готовими до дії. Уведення і виведення з роботи зазначених пристроїв необхідно здійснювати за заявкою.

6.6.42. Види технічного обслуговування пристроїв РЗАіТ, ПА дистанційного управління сигналізації, програми, а також обсяги їх технічного обслуговування, високочастотних каналів релейного захисту, трансформаторів струму та напруги, а також інших пристроїв РЗАіТ проводяться відповідно до ГКД 34.35.603-95, ГКД 34.35.604-96 та інших НД, що стосуються РЗАіТ та ПА.

6.6.43. Відповідно до зазначених НД та досвіду експлуатації пристроїв РЗАіТ та ПА, які встановлені в споживачів, періодичність та види технічного обслуговування пристроїв РЗАіТ та ПА встановлюється згідно з табл. 6.4.

6.6.44. Графіки періодичності та видів технічного обслуговування пристроїв РЗАіТ та ПА затверджуються особою, відповідальною за електрогосподарство. В окремих обґрунтованих випадках періодичність циклів технічного обслуговування пристроїв РЗАіТ та ПА може бути змінена проти зазначених у табл. 6.4 цих Правил. Рішення з цього питання приймається керівництвом споживача (особою, відповідальною за електрогосподарство) або електропередавальної організації.

 

Таблиця 6.4. Види технічного обслуговування пристроїв РЗАіТ та ПА

 

Пристрої, установлені в приміщеннях (комірках)

Пристрої РЗАіТ та ПА

Цикл технічного обслуговування пристроїв РЗАіТ та ПА, років

Види технічного обслуговування в залежності від кількість років експлуатації

Кількість років експлуатації

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

I категорії

На електромеханічній елементній базі

8

Н

К1

-

-

К

-

-

-

В

-

-

-

К

-

-

-

В

На мікроелектронній елементній базі

6

Н

К1

-

К

-

-

В

-

-

К

-

-

В

-

-

К

-

II категорії

На електромеханічній елементній базі

6

Н

К1

-

К

-

-

В

-

-

К

-

-

В

-

-

К

-

На мікроелектронній елементній базі

5

Н

К1

-

К

-

В

-

-

К

-

В

-

-

К

-

В

-

III категорії

На електромеханічній елементній базі

3

Н

К1

-

В

-

-

В

-

-

В

-

-

В

-

-

В

-

На мікроелектронній елементній базі

3

Н

К1

-

В

-

-

В

-

-

В

-

-

В

-

-

В

-

Розчіплювачі автоматів до 100 В

6

Н

К1

-

К

-

-

В

-

-

К

-

-

В

-

-

К

-

 

Примітки: 1. Види технічного обслуговування:

Н – перевірка (наладка) при новому включенні;

К1 – перший профілактичний контроль;

К – профілактичний контроль;

В – профілактичне відновлення.

2. У залежності від впливу зовнішніх факторів приміщення, у яких розміщені пристрої РЗАіТ та ПА, діляться:

I категорія – сухі приміщення з незначною кількістю вібрації та запиленості;

II категорія – приміщення, які характеризуються великим діапазоном коливань температури, незначною вібрацією, наявністю значної запиленості;

III категорія – приміщення, які мають постійну велику вібрацію.

3. До обсягу профілактичного контролю РЗАіТ та ПА входить в обов'язкове відновлення реле серій РТ-80, РТ-90, ИТ-80, ИТ-90, РТ-40/Р, РВ-200, ЭВ-200, РПВ-58, РПВ-358, РТВ, РП-8, РП-11.

6.6.45. Перевірка заданих уставок РЗАіТ та ПА здійснюється з періодичністю, установленою для технічного обслуговування.

Періодичність випробування АВР проводиться не рідше одного разу на 6 місяців. Результати випробування фіксуються в оперативному журналі.

6.6.46. Споживачі повинні забезпечувати безперешкодний доступ персоналу Держенергонагляду (електропередавальної організації) для нагляду за технічним станом та уставками пристроїв РЗАіТ та ПА, контролю за обсягами підключеного навантаження й уставками АЧР, а також для пломбування накладок РЗАіТ і ПА.

 

6.7. Заземлювальні пристрої

6.7.1. Заземлювальні пристрої електроустановок повинні відповідати вимогам забезпечення захисту людей від ураження електричним струмом, захисту електроустановок, а також забезпечення експлуатаційних режимів роботи.

Усі металеві частини електроустановок та електрообладнання, на яких може виникнути напруга внаслідок порушення ізоляції, повинні бути заземлені або занулені відповідно до вимог ПУЭ.

6.7.2. Під час здавання в експлуатацію заземлювальних пристроїв електроустановок монтажною організацією повинні бути надані:

- затверджена проектно-технічна документація на заземлювальні пристрої;

- виконавчі схеми заземлювальних пристроїв;

- основні параметри елементів заземлювальних пристроїв (матеріал, профіль, лінійні розміри);

- акти на виконання прихованих робіт;

- протоколи приймально-здавальних випробувань.

6.7.3. Для визначення технічного стану заземлювального пристрою періодично здійснюються:

- зовнішній огляд видимої частини заземлювального пристрою;

- огляд з перевіркою кола між заземлювачем і заземлювальними елементами (відсутність обривів і незадовільних контактів у заземлювальному провіднику, надійність з'єднань природних заземлювачів);

- вимірювання опору заземлювального пристрою;

- вибіркове розкриття ґрунту для огляду елементів заземлювального пристрою, що розміщені у землі;

- вимірювання питомого опору ґрунту для опор ліній електропередавання напругою понад
1000 В;

- вимірювання напруги дотику в електроустановках, заземлювальний пристрій яких виконано за нормами на напругу дотику;

- перевірка пробивних запобіжників в електроустановках до 1000 В з ізольованою нейтраллю;

- вимірювання повного опору петлі "фаза-нуль" або струму однофазного замикання на корпус, або на нульовий провідник в електроустановках до 1000 В з глухозаземленою нейтраллю.

За необхідності повинні вживатись заходи для доведення параметрів заземлювальних пристроїв до нормативних.

Випробування та вимірювання заземлювальних пристроїв проводиться відповідно до табл. 25 додатка 1.

6.7.4. На кожен заземлювальний пристрій, що є в експлуатації, повинен бути паспорт, який містить:

- дату введення в експлуатацію;

- виконавчу схему заземлення;

- основні технічні характеристики;

- дані про результати перевірок стану пристрою;

- відомість оглядів і виявлених дефектів;

- характер ремонтів і змін, унесених у цей пристрій.

6.7.5. Візуальний огляд видимої частини заземлювального пристрою повинен проводитись за графіком огляду електрообладнання, установленим особою, відповідальною за електрогосподарство.

Огляди заземлювачів з вибірковим розкриттям ґрунту в місцях найбільшого впливу корозії, повинні проводитись згідно з графіками, затвердженими особою, відповідальною за електрогосподарство, але не рідше ніж один раз на 12 років.

Для заземлювачів, що піддаються інтенсивній корозії, за рішенням особи, відповідальної за електрогосподарство, може бути встановлена частіша періодичність вибіркового розкриття ґрунту.

Про результати огляду, виявлені несправності і вжиті заходи з їх усунення необхідно зробити відповідні записи до оперативного журналу та паспорта заземлювального пристрою.

6.7.6. Вибіркова перевірка з розкриттям ґрунту повинна проводитись:

- на підстанціях поблизу нейтралей силових трансформаторів і автотрансформаторів, короткозамикачів, шунтувальних реакторів, заземлювальних уводів дугогасильних реакторів, розрядників, обмежувачів перенапруг;

- на ПЛ – у 2 % опор із заземлювачами.

6.7.7. Вимірювання опору заземлювальних пристроїв необхідно здійснювати:

- після монтажу, переобладнання і капітального ремонту цих пристроїв;

- у разі виявлення на тросових опорах ПЛ напругою 110 – 150 кВ слідів перекриття або руйнування ізоляторів електричною дугою;

- на підстанціях повітряних електричних мереж напругою 35 кВ і менше – не рідше ніж один раз на 12 років;

- у мережах напругою 35 кВ і менше біля опор з роз'єднувачами, захисними проміжками, розрядниками і опор з повторними заземленнями нульового проводу – не рідше ніж один раз на шість років, а також вибірково у 2 % залізобетонних і металевих опор у населеній місцевості, на ділянках із найагресивнішими ґрунтами – не рідше ніж один раз на 12 років.

Вимірювання слід виконувати в періоди найбільшого висихання ґрунту.

6.7.8. Вимірювання напруги дотику має здійснюватись після монтажу, переобладнання і капітального ремонту заземлювального пристрою, але не рідше ніж один раз у шість років. Крім того, на підприємстві щорічно повинно проводитись: уточнення струму однофазного КЗ, що стікає в землю із заземлювача електроустановки; корегування значень напруги дотику, порівняння їх з вимогами ПУЕ. У разі потреби повинні вживатися заходи щодо зниження напруги дотику.

6.7.9. Величина опору заземлювальних пристроїв повинна підтримуватися на рівні, визначеному вимогами ПУЭ.

 

6.8. Захист від перенапруг

6.8.1. Вимоги цього підрозділу поширюються на пристрої захисту від перенапруг електроустановок змінного струму напругою до 150 кВ.

Пристрої захисту від перенапруг повинні задовольняти вимоги ПУЭ та РД 34.21.122-87.

Умови праці при експлуатації пристроїв захисту від перенапруг та використання засобів індивідуального захисту повинні здійснюватись відповідно до вимог ДНАОП 0.00-1.21-98, ДНАОП 1.1.10-1.07-01 та цих Правил.

6.8.2. Залежно від важливості будівлі і споруди вони забезпечуються відповідними пристроями захисту від блискавки.

Захист від прямих ударів блискавки може бути виконаний стрижневими або тросовими блискавковідводами.

До пристроїв захисту від блискавки належить також металева покрівля або сітка, що накладається на неметалеву покрівлю, з приєднанням її до заземлювачів.

6.8.3. Споживач, що має окремо встановлені блискавковідводи або такі, що використовуються для грозозахисту (димові труби, споруди тощо), повинен мати окреслення захисних зон цих блискавковідводів.

У разі реконструкції та будівництва зону захисту необхідно уточнювати.

6.8.4. Для введення в експлуатацію пристроїв грозозахисту підприємству повинна бути передана така технічна документація:

- технічний паспорт пристроїв захисту від блискавки, затверджений відповідними організаціями й узгоджений з електропередавальною організацією та інспекцією протипожежної охорони;

- акт випробовування вентильних розрядників та обмежувачів перенапруг до і після їх монтажу;

- акт на встановлення трубчастих розрядників;

- протоколи вимірювання опорів заземлення грозозахисних пристроїв (розрядників, обмежувачів перенапруг і блискавковідводів).

6.8.5. Споживач, що експлуатує засоби грозозахисту, повинен мати такі систематизовані дані:

- про розташування обмежувачів перенапруг, вентильних і трубчастих розрядників та захисних проміжків (типи розрядників, обмежувачів перенапруг, відстані по ошиновці від вентильних розрядників і обмежувачів перенапруг до силових трансформаторів, трансформаторів напруги, ізоляторів лінійних роз'єднувачів), а також про відстань від трубчастих розрядників до лінійних роз'єднувачів і вентильних розрядників;

- значення опорів заземлювачів опор, на яких установлено засоби грозозахисту, включаючи і троси;

- питомий опір ґрунту на підходах лінії електропередавання до підстанцій;

- про перетин ліній електропередавання з іншими лініями електропередавання, зв'язку й автоблокування залізниць, відгалуження від ПЛ, лінійні кабельні вставки та інші місця з ослабленою ізоляцією.

На кожну ЗРУ повинні бути складені контури зон захисту блискавковідводів, прожекторних щогл, металевих і залізобетонних конструкцій, у зони яких попадають відкриті струмовідні частини.

6.8.6. Підвіска проводів ПЛ напругою до 1000 В будь-якого призначення (освітлювальних, телефонних, високочастотних тощо) на конструкціях ВРУ, окремо встановлених стрижневих блискавковідводах, прожекторних щоглах, димових трубах і градирнях, а також підведення цих ліній до вибухонебезпечних приміщень забороняються.

Указані лінії необхідно виконувати кабелями з металевою оболонкою або кабелями без оболонки, прокладеними в металевих трубах у землі.

Металеві оболонки кабелів і металеві труби повинні бути заземлені.

Підведення ліній до вибухонебезпечних приміщень повинно бути виконане згідно з вимогами чинної інструкції з улаштування грозозахисту будинків і споруд.

6.8.7. Щорічно перед початком грозового сезону необхідно перевіряти стан захисту від перенапруг РУ і ліній електропередавання та забезпечувати готовність засобів захисту від грозових і внутрішніх перенапруг.

Споживачі повинні реєструвати випадки грозових вимкнень і пошкоджень ПЛ, обладнання РУ і трансформаторних підстанцій. На підставі отриманих даних необхідно оцінювати надійність грозозахисту і розробляти, за потреби, заходи щодо підвищення його надійності.

6.8.8. Вентильні розрядники та обмежувачі перенапруг усіх класів напруги повинні бути постійно ввімкненими.

У ВРУ допускається вимкнення на зимовий період (чи окремі його місяці) вентильних розрядників, призначених лише для захисту від грозових перенапруг у районах з ураганним вітром, ожеледдю, різкими коливаннями температури та інтенсивним забрудненням. Можливість вимкнення вентильних розрядників в автотрансформаторів узгоджується із заводом-виробником.

Трубчасті розрядники і захисні проміжки на ПЛ усіх класів напруги допускається залишати на зимовий період без збільшення іскрових проміжків.

6.8.9. Вентильні і трубчасті розрядники, а також обмежувачі перенапруг підлягають випробуванням відповідно до табл. 17 і 18 додатка 1 цих Правил та з урахуванням вимог заводів-виробників.

6.8.10. В електромережах усіх класів напруги вентильні розрядники рекомендовано замінювати на обмежувачі перенапруг. Заміна вентильних розрядників обмежувачами перенапруг повинна бути виконана на підставі проектного рішення.

6.8.11. Огляд пристроїв захисту від перенапруг здійснюють:

- на підстанціях з постійним чергуванням персоналу – під час чергових обходів, а також після кожної грози, що викликала стійке замикання на землю;

- на підстанціях без постійного чергування персоналу – під час огляду всього обладнання.

6.8.12. Огляд трубчастих розрядників, установлених на ПЛ, і захисних проміжків проводить із землі особа, яка виконує обхід:

- під час кожного чергового обходу ПЛ;

- у разі вимкнення ПЛ чи роботи пристрою АПВ після грози, якщо є підозра пошкодження ізоляції (поява "землі").

6.8.13. Трубчасті розрядники, установлені на вводах у підстанцію та основне обладнання, оперативний персонал оглядає періодично, а також після грози в районі розташування підстанції чи на ділянках ліній електропередавання, що відходять від неї.

6.8.14. На ПЛ напругою до 1000 В з ізольованою нейтраллю перед грозовим сезоном вибірково (на розсуд особи, відповідальної за електрогосподарство) необхідно перевіряти справність заземлення крюків і штирів кріплення фазних проводів, установлених на залізобетонних опорах, а також арматури цих опор. У мережах із заземленою нейтраллю перевіряється занулення цих елементів.

На ПЛ напругою до 1000 В, побудованих на дерев'яних опорах, перевіряють заземлення і занулення крюків і штирів ізоляторів на опорах, на яких є захист від грозових перенапруг, а також там, де здійснено повторне заземлення нульового проводу.

6.8.15. У мережах напругою 6 – 35 кВ, що працюють з ізольованою нейтраллю або з компенсацією ємнісного струму, допускається робота повітряних і кабельних ліній електропередавання із замиканням на землю до ліквідації пошкодження. До пошуків місця пошкодження на ПЛ, яка проходить в населеній місцевості, де виникає можливість ураження напругою людей або тварин, персонал повинен приступати негайно і ліквідувати пошкодження в найкоротший термін.

У мережах з компенсацією ємнісних струмів тривалість замикання на землю не повинна перевищувати допустимої тривалості безперервної роботи дугогасильних реакторів.

За наявності в мережі замикання на землю вимкнення дугогасильних реакторів забороняється.

В електричних мережах з підвищеними вимогами щодо умов електробезпеки людей (підприємства гірничорудної промисловості, торфорозробки тощо) роботи з однофазним замиканням на землю забороняються. У цих випадках усі лінії, що відходять від підстанції, повинні бути обладнані захистами від замикань на землю.

6.8.16. Компенсацію ємнісного струму замикання на землю дугогасильними реакторами необхідно здійснювати за наявності ємнісних струмів, що перевищують значення, наведені
в табл. 6.5:

 

Таблиця 6.5

 

Показник

Значення

Номінальна напруга мережі, кВ

6

10

15-20

35

Ємнісний струм замикання на землю, А

30

20

15

10

 

У мережах напругою 6 – 20 кВ з ПЛ на залізобетонних і металевих опорах і в усіх мережах напругою 35 кВ дугогасильні реактори необхідно застосовувати за величини ємнісного струму замикання на землю більше ніж 10 А.

Можна застосовувати компенсацію в мережах напругою 6 – 35 кВ також за значень ємнісного струму, менших від наведених вище.

Для компенсації ємнісних струмів замикання на землю в мережах необхідно застосовувати заземлювальні дугогасильні реактори з автоматичним або ручним регулюванням струму. Під час проектування або модернізації слід передбачити тільки автоматичне регулювання компенсації ємнісних струмів.

Вимірювання ємнісних струмів замикання на землю, напруги несиметрії та зміщення нейтралі в мережах з компенсацією ємнісного струму необхідно проводити під час уведення в експлуатацію дугогасильних реакторів і значних змін схеми мережі, але не рідше ніж один раз на шість років.

Вимірювання струмів дугогасильних реакторів і струмів замикання на землю у разі різних настроювань виконують за потреби.

У мережах напругою 6 – 35 кВ з ізольованою нейтраллю розрахунки ємнісних струмів замикання на землю необхідно проводити під час уведення даної мережі в експлуатацію, а також у разі зміни схеми мережі.

6.8.17. Потужність дугогасильних реакторів повинна бути вибрана за величиною ємнісного струму мережі з урахуванням її перспективного розвитку на найближчі 10 років.

Заземлювальні дугогасильні реактори повинні бути встановлені на підстанціях, пов'язаних з компенсованою мережею не менше ніж двома лініями електропередавання. Установлення дугогасильних реакторів на тупикових підстанціях забороняється.

Дугогасильні реактори повинні бути приєднані до нейтралей трансформаторів, генераторів або синхронних компенсаторів через роз'єднувачі. Біля приводу роз'єднувача повинна бути встановлена світлова сигналізація про наявність у мережі замикання на землю.

Для під'єднання дугогасильних реакторів, як правило, повинні бути використані трансформатори зі схемою з'єднання обмоток "зірка з виведеною нейтраллю – трикутник".

Приєднання дугогасильних реакторів до трансформаторів, захищених плавкими запобіжниками, заборонене.

6.8.18. Дугогасильні реактори повинні мати резонансне настроювання.

Допускається настроювання з перекомпенсацією, за якою реактивна складова струму замикання на землю не повинна перевищувати 5 А, а ступінь розстроювання – не більше ніж 5 %. Якщо встановлені в мережах 6 – 10 кВ дугогасильні реактори зі ступінчастим регулюванням індуктивності мають велику різницю струмів суміжних відгалужень, допускається настроювання з реактивною складовою струму замикання на землю не більше ніж 10 А. У мережах напругою 35 кВ за ємнісного струму замикання на землю менше ніж 15 А допускається ступінь розстроювання до
10 %.

У мережах 6 – 10 кВ з ємнісними струмами замикання на землю менше ніж 10 А ступінь розстроювання компенсації не нормують.

Робота електричних мереж з недокомпенсацією ємнісного струму, як правило, не допускається. Дозволяється застосовувати настроювання з недокомпенсацією лише тимчасово за відсутності дугогасильних реакторів необхідної потужності і за умови, що несиметрії ємностей фаз мережі, які виникають аварійно (наприклад, обрив проводу або перегоряння плавких запобіжників), не можуть призвести до появи напруги зміщення нейтралі, що перевищує 70 % фазної напруги.

6.8.19. В електричних мережах, що працюють з компенсацією ємнісного струму, напруга несиметрії не повинна перевищувати 0,75 % фазної напруги.

За відсутності в мережі замикання на землю допускається напруга зміщення нейтралі: довготривало – не більше ніж 15 % фазної напруги і протягом 1 год. – не більше ніж 30 %.

Зниження напруги несиметрії і зміщення нейтралі до вказаних значень здійснюється вирівнюванням ємностей фаз мережі відносно землі транспозицією проводів ПЛ, а також розподіленням конденсаторів високочастотного зв'язку між фазами ліній.

У разі підключення до мережі конденсаторів високочастотного зв'язку і конденсаторів захисту від блискавки обертових електричних машин, а також нових ПЛ напругою 6 – 35 кВ перевіряється допустимість несиметрії ємностей фаз відносно землі.

Забороняються пофазні ввімкнення і вимкнення повітряних і кабельних ліній електропередавання, які можуть зумовлювати збільшення напруги зміщення нейтралі більше зазначених значень.

6.8.20. У мережах, до яких підключено електродвигуни з напругою вище 1000 В, у разі виникнення однофазного замикання в обмотці статора, машина повинна автоматично вимикатися від мережі, якщо струм замикання на землю становить понад 5 А. Якщо струм замикання не перевищує
5 А, допускається робота не більше ніж 2 год., після чого машина має бути вимкнена. Якщо встановлено, що місце замикання на землю міститься не в обмотці статора, то на розсуд особи, відповідальної за електрогосподарство, допускається робота електричної машини із замиканням у мережі на землю тривалістю до шести год.

6.8.21. У мережах напругою 6 – 10 кВ, як правило, повинні застосувуватись плавнорегульовані дугогасильні реактори з автоматичним настроюванням струму компенсації.

У разі використання дугогасильних реакторів з ручним регулюванням струму показники настроювання повинні бути визначені за пристроєм вимірювання розстроювання компенсації. Якщо такий прилад відсутній, показники настроювання повинні бути вибрані на підставі результатів вимірювань ємнісних струмів та струмів дугогасильних реакторів з урахуванням напруги зміщення нейтралі.

6.8.22. Споживач, що живиться від мережі, яка працює з компенсацією ємнісного струму, повинен своєчасно повідомляти оперативних працівників електропередавальної організації про зміни в конфігурації своєї мережі для перенастроювання дугогасильних засобів.

6.8.23. В електроустановках з вакуумними вимикачами, як правило, повинні бути передбачені заходи щодо захисту від комутаційних перенапруг. Відмова від захисту від перенапруг повинна бути обґрунтована.

6.8.24. На підстанціях напругою 110 – 150 кВ для запобігання виникненню перенапруг від самовільних зміщень нейтралі або небезпечних ферорезонансних процесів оперативні дії необхідно починати із заземлення нейтралі трансформатора, що вмикається на ненавантажену систему шин з електромагнітними трансформаторами напруги.

Перед відокремленням від мережі ненавантаженої системи шин з електромагнітними трансформаторами напруги нейтраль живильного трансформатора має бути заземлена.

Розподільні установки напругою 150 кВ з електромагнітними трансформаторами напруги і вимикачами, контакти яких шунтовані конденсаторами, повинні бути перевірені щодо можливості виникнення ферорезонансних перенапруг у разі вимкнення систем шин. За потреби повинні вживатись заходи із запобігання ферорезонансним процесам під час оперативних перемикань та автоматичних вимкнень.

У мережах і на приєднаннях напругою 6 – 35 кВ, у разі необхідності, повинні бути вжиті заходи для запобігання ферорезонансним процесам, у тому числі самовільним зміщенням нейтралі.

6.8.25. У мережах напругою 110 – 150 кВ розземлення нейтралі обмоток 110 – 150 кВ трансформаторів, а також вибір дії релейного захисту й автоматики повинні здійснюватись таким чином, щоб у разі різних оперативних і автоматичних вимкнень не відокремлювались ділянки мережі без трансформаторів із заземленими нейтралями.

Захист від перенапруг нейтралі трансформатора з рівнем ізоляції нижче ніж у лінійних уводів має бути здійснений вентильними розрядниками або обмежувачами перенапруг.

6.8.26. Невикористані обмотки нижчої і середньої напруги силових трансформаторів і автотрансформаторів повинні бути з'єднані в зірку або трикутник і захищені від перенапруг вентильними розрядниками або обмежувачами перенапруг, приєднаними до вводу кожної фази.

Допускається виконувати захист невикористаних обмоток нижчої напруги, розташованих першими від магнітопроводу, заземленням однієї з вершин трикутника або нейтралі обмотки. Захист невикористаних обмоток не потрібний, якщо до обмотки нижчої напруги постійно під'єднана кабельна лінія довжиною не менше ніж 30 м, яка має заземлену оболонку або броню.

6.8.27. У мережах напругою 110 – 150 кВ під час оперативних перемикань і в аварійних режимах короткочасні підвищення напруги промислової частоти (50 Гц) на обладнанні не повинні перевищувати відносних значень (для напруги між фазами або полюсами – відносно найбільшої робочої напруги; для напруги відносно землі – відносно найбільшої робочої напруги, поділеної на
), наведених у табл. 6.6. Найбільша допустима робоча напруга електрообладнання на напругу 110 кВ складає 126 кВ, 150 кВ – 172 кВ.

 

Таблиця 6.6. Допустимі короткочасні підвищення напруги частотою 50 Гц для електрообладнання класів напруги від 110 кВ до 150 кВ

 

Вид електрообладнання

Допустиме підвищення напруги (відносне значення) не більше ніж за тривалості дії t

20 хв.

20 с

1 с

0,1 с

1 Силові трансформатори й автотрансформатори

1,10

1,10

1,25

1,25

1,90

1,50

2,00

1,58

2 Шунтувальні реактори та електромагнітні трансформатори напруги

1,15

1,15

1,35

1,35

2,00

1,50

2,10

1,58

3 Комутаційні апарати, трансформатори струму, конденсатори зв'язку та шинні опори

1,15

1,15

1,60

1,60

2,20

1,70

2,40

1,80

 

 

Наведені в табл. 6.6 відносні значення напруги поширюються також на підвищені напруги, що відрізняються від синусоїди частоти 50 Гц за рахунок накладання гармонічних складових напруги. Наведені в табл. 6.6 значення напруги між фазами і відносно землі є відношенням максимуму підвищеної напруги відповідно до амплітуди найбільшої робочої напруги або до амплітуди найбільшої робочої напруги, поділеної на .

У табл. 6.6 наведені значення допустимого підвищення напруги: у чисельнику – відносно землі, у знаменнику – між фазами.

Значення допустимих підвищень напруги між фазами стосуються тільки трифазних силових трансформаторів, шунтувальних реакторів і електромагнітних трансформаторів напруги, а також апаратів у триполюсному виконанні у разі розташування трьох полюсів в одному баці або на одній рамі. При цьому для апаратів класів напруги 110 кВ і 150 кВ значення 1,60 і 1,70 стосуються тільки зовнішньої ізоляції між фазами.

6.8.28. Для силових трансформаторів і автотрансформаторів незалежно від значень, указаних у таблиці, за умови нагрівання магнітопроводу кратність підвищеної напруги в частках номінальної напруги встановленого відгалуження обмотки повинна бути обмежена для 20 хв. до 1,15, а для 20 с – до 1,30.

Для вимикачів незалежно від наведених у табл. 6.6 значень підвищені напруги повинні бути в межах, за яких кратність власної відновленої напруги на контактах вимикача не перевищує значень 2,4 або 2,8 (залежно від виконання вимикача, зазначеного в технічних умовах) за умови вимкнення непошкодженої ненавантаженої фази лінії під час несиметричного короткого замикання.

За тривалості підвищення напруги t, проміжної між двома значеннями, наведеними в таблиці, допустиме підвищення напруги повинне дорівнювати вказаному для більшого з цих двох значень тривалості.

За умови 0,1 с < t 0,5 с допускається підвищення напруги, яке дорівнює U1c + 0,3 (U0.1c – U1c), де U1c і U0.1c – допустимі підвищення напруги тривалістю t, яка дорівнює відповідно 1,0 і 0,1 с.

Проміжок часу між двома підвищеннями напруги тривалістю 20 с і 20 хв. повинен бути не меншим, ніж 1 година. Якщо підвищення напруги тривалістю 20 хв. було два рази (з інтервалом в 1 год.), то протягом найближчих 24 год. підвищення напруги втретє допускається лише в разі аварійної ситуації, але не раніше ніж через 4 год.

Кількість підвищень напруги тривалістю 20 хв. не повинна бути більше ніж 50 протягом 1 року.

Кількість підвищень напруги тривалістю 20 с не повинна бути більше ніж 100 за термін служби електрообладнання, указаний у стандартах на окремі види електрообладнання, або за 25 років, якщо термін служби не вказаний. У цьому разі кількість підвищень напруги тривалістю 20 с не повинна бути більше ніж 15 протягом одного року і більше ніж два протягом однієї доби.

Кількість підвищень напруги тривалістю 0,1 і 1,0 с не регламентована.

6.8.29. У разі одночасної дії підвищення напруги на декілька видів обладнання допустимим для електроустановки в цілому є значення, найнижче з нормованих для цих видів обладнання.

Допустимі короткочасні підвищення напруги частотою 50 Гц для обмежувачів перенапруг не повинні перевищувати значень, наведених у документації заводів-виробників.

Для запобігання підвищенню напруги понад допустимі значення в інструкціях з експлуатації повинен бути вказаний порядок операцій увімкнення та вимикання кожної лінії електропередавання напругою 110 – 150 кВ великої довжини. Для ліній 110 – 150 кВ, де можливе підвищення напруги понад 1,1 від найбільшої робочої напруги, повинен бути передбачений релейний захист від підвищення напруги.

У схемах, у тому числі пускових, у яких під час планових увімкнень лінії можливе підвищення напруги понад 1,1, а під час автоматичних вимкнень понад 1,4 від найбільшої робочої, рекомендовано передбачати автоматику, що обмежує до допустимих рівнів значення і тривалість підвищення напруги.

 

6.9. Установки конденсаторні

6.9.1. Вимоги цього підрозділу поширюються на конденсаторні установки напругою від 0,22 кВ до 10 кВ частотою 50 Гц, що використовуються для компенсації реактивної потужності і регулювання напруги та приєднуються паралельно індуктивним елементам електричної мережі споживача.

6.9.2. Конденсаторні установки, їх розміщення та захист повинні відповідати вимогам ПУЭ.

Допускається застосування суміщеної пускової апаратури конденсаторних батарей, що не мають автоматичного регулювання потужності, з пусковою апаратурою технологічного обладнання, тобто здійснення індивідуальної (групової) компенсації реактивної потужності.

6.9.3. Конденсаторна установка повинна бути в технічному стані, що забезпечує її тривалу та надійну роботу.

Керування режимом роботи конденсаторної установки, як правило, повинно бути автоматичним, якщо в разі ручного керування неможливо забезпечити необхідну якість електроенергії.

Умови праці при експлуатації конденсаторних установок та використання засобів індивідуального захисту повинні здійснюватись відповідно до вимог ДНАОП 0.00-1.21-98 та пунктів 5.7.19, 5.7.21 цих Правил.

6.9.4. Тип, потужність, місце встановлення і режим роботи компенсувальних пристроїв вибирається проектною чи спеціалізованою організацією відповідно до технічних умов електропередавальної організації на приєднання електроустановок, технічних характеристик та режимів роботи електроустановок споживачів з урахуванням вимог діючих НД з компенсації реактивної потужності.

Розташування конденсаторів і режими їх роботи повинні задовольняти умови найбільшого зниження втрат активної потужності від реактивних навантажень з урахуванням вимог щодо підтримання рівня напруги на затискачах приймачів.

6.9.5. У паспорті конденсаторної батареї повинен бути наведений список конденсаторів із зазначенням порядкового номера, заводського номера, дати встановлення, номінальної напруги, потужності і ємності кожного конденсатора відповідно до даних, зазначених на паспортній табличці заводу-виробника і конденсаторної батареї в цілому.

6.9.6. У приміщеннях (шафах) конденсаторних батарей (незалежно від їх розташування) повинні бути:

- однолінійна принципова схема конденсаторної установки із зазначенням номінального струму плавких уставок запобіжників, які захищають окремі конденсатори, частину або всю конденсаторну установку, а також значення уставки реле максимального струму в разі застосування захисного реле;

- стаціонарні пристрої пофазного вимірювання струму. Для конденсаторних установок потужністю до 400 кВАр допускається застосування одного пристрою, що перемикається за фазами;

- термометр або датчик вимірювання температури навколишнього повітря;

- спеціальна штанга для контрольного розрядження конденсаторів;

- резервний запас запобіжників на відповідні номінальні струми плавких вставок;

- первинні засоби пожежогасіння (необхідна кількість первинних засобів пожежогасіння та їх види визначаються відповідно до НАПБ А 01.001-2004 та галузевих нормативних актів з пожежної безпеки).

Пристрої для вимірювання температури необхідно розташовувати в найгарячішому місці батареї посередині між конденсаторами. При цьому повинна бути забезпечена можливість спостереження за його показами без вимкнення конденсаторної установки і зняття огорожі.

6.9.7. Якщо температура навколишнього повітря в місці встановлення конденсаторів нижча за граничнодопустиму мінусову температуру, зазначену на їх паспортних табличках, увімкнення в роботу конденсаторної установки забороняється.

Увімкнення конденсаторної установки дозволяється лише після підвищення температури навколишнього повітря до вказаного в паспорті значення температури.

6.9.8. Температура навколишнього повітря в місці встановлення конденсаторів повинна бути не вищою за максимальне значення, зазначене в їхніх паспортних табличках. У разі перевищення цієї температури повинні вживатись заходи щодо підсилення ефективності вентиляції. Якщо протягом однієї години температура не знижується, конденсаторна установка повинна бути вимкнена.

6.9.9. Для недопущення режиму перетікання реактивної потужності з електричних мереж споживачів, якщо такий режим не обумовлено електропередавальною організацією, конденсаторні установки відключаються від електромереж в неробочі години підприємства.

6.9.10. У конденсаторних установках напругою понад 1000 В розрядні пристрої повинні бути постійно приєднані до конденсаторів, тому в колі між резисторами і конденсаторами не повинно бути комутаційних апаратів.

Конденсаторні установки напругою до 1000 В з метою економії електроенергії рекомендується виконувати без постійно приєднаних розрядних пристроїв з автоматичним приєднанням останніх у момент вимкнення конденсаторів.

У разі, якщо для секціонування конденсаторної батареї використані комутаційні апарати, що вимикають окремі її секції під напругою, на кожній секції встановлюється окремий комплект розрядних пристроїв.

Для конденсаторів з убудованими розрядними резисторами додаткові зовнішні розрядні пристрої не потрібні.

6.9.11. Увімкнення і вимкнення конденсаторних установок напругою 1000 В і більше за допомогою роз'єднувачів забороняється.

Усі операції щодо ввімкнення і вимкнення батарей конденсаторів здійснюються відповідно до вимог цих Правил і ПБЕЕ.

Умикати конденсаторну батарею в той час, коли напруга на збірних шинах перевищує найбільше допустиме значення для даного типу конденсаторів, забороняється.

Перед вимкненням конденсаторної установки необхідно зовнішнім оглядом переконатися у справності розрядного пристрою.

6.9.12. Заміна згорілих або несправних запобіжників здійснюється на вимкненій конденсаторній батареї після контрольного розряду всіх конденсаторів батареї спеціальною штангою.

У разі наявності індивідуального захисту контрольне розрядження здійснюється шляхом почергового замикання між собою всіх виводів кожного конденсатора, що входить до складу вимкненої батареї. У разі групового захисту розряджається кожна група конденсаторів, а за наявності тільки загального захисту замикаються між собою відповідні шини в ошиновці батареї.

6.9.13. У разі вимкнення конденсаторної установки повторне її увімкнення допускається для конденсаторів напругою вище ніж 1000 В не раніше ніж через 5 хв. після вимкнення, а для конденсаторів напругою 660 В і нижче – не раніше ніж через 1 хв.

6.9.14. Увімкнення конденсаторної установки, що була вимкнена дією захистів, дозволяється після з'ясування й усунення причини, що викликала її вимкнення.

6.9.15. Огляд конденсаторної установки без вимкнення здійснюється з такою періодичністю:

- на об'єктах з постійним чергуванням персоналу – не рідше ніж один раз на добу;

- на об'єктах без постійного чергування персоналу – не рідше ніж один раз на місяць.

6.9.16. Під час огляду конденсаторної установки перевіряють:

- справність огорожі, цілість замків, відсутність сторонніх предметів;

- відсутність пилу, бруду, тріщин на ізоляторах;

- температуру навколишнього повітря;

- відсутність спучування стінок конденсаторів та слідів витікання просочувальної рідини (масла, совтола тощо) з них; наявність плям просочувальної рідини не є причиною для зняття конденсаторів з експлуатації – такі конденсатори слід узяти під нагляд;

- цілісність плавких вставок (зовнішнім оглядом) у запобіжниках відкритого типу;

- величину струму і рівномірність навантаження окремих фаз батареї конденсаторів;

- значення напруги на шинах конденсаторної установки або на шинах найближчої РУ;

- справність кола розрядного пристрою;

- справність усіх контактів (зовнішнім оглядом) електричної схеми ввімкнення батареї конденсаторів (струмопровідних шин, заземлення, роз'єднувачів, вимикачів тощо);

- наявність і справність блокування для безпечної експлуатації;

- наявність і справність засобів захисту (спеціальної штанги тощо) та засобів гасіння пожежі.

Позачергові огляди конденсаторних установок здійснюється у разі:

- появи розрядів (тріску) у конденсаторних батареях;

- підвищення напруги на затискачах або температури навколишнього повітря до значень, близьких до найбільших допустимих.

Про результати огляду повинен бути зроблений відповідний запис в оперативному журналі.

6.9.17. Експлуатація конденсаторних батарей забороняється у таких випадках:

- якщо напруга на виводах одиничного конденсатора перевищує 110 % від його номінальної напруги, або напруга на шинах, до яких приєднано конденсаторні батареї, становить понад 110 % від номінальної напруги конденсаторів;

- при температурі навколишнього повітря, яка перевищує найвищу або найнижчу температуру, допустиму для конденсаторів даного типу, відповідно до паспортних даних конденсаторних установок;

- при наявності спучування стінок конденсаторів;

- при нерівномірності навантаження фаз конденсаторної установки становить понад 10 % від середнього значення струму;

- при збільшенні струму батареї понад 30 % від номінального значення;

- при крапельній течі просочувальної рідини;

- при пошкодженні фарфорового ізолятора.

6.9.18. Конденсатори, просочені трихлордифенілом, повинні мати на корпусі біля таблички з паспортними даними розпізнавальний знак у вигляді рівностороннього трикутника жовтого кольору.

Під час технічного обслуговування конденсаторів, у яких як просочувальний діелектрик використовується трихлордифеніл, необхідно вживати заходів для запобігання його попаданню в навколишнє середовище. Просочені трихлордифенілом конденсатори, що вийшли з ладу, за відсутності умов їх утилізації мають бути знищені (захоронені) у місцях, визначених санітарно-епідеміологічними службами.

Капітальний ремонт конденсаторних установок необхідно проводити не рідше ніж один раз на вісім років. Поточні ремонти конденсаторних установок необхідно проводити щороку.

6.9.19. Профілактичні випробування конденсаторних установок необхідно проводити відповідно до табл. 3 додатка 1.

 

6.10. Установки акумуляторні

6.10.1. Вимоги цього підрозділу поширюються на стаціонарні установки кислотних і лужних акумуляторних батарей (далі – АБ), що встановлені на підстанціях, у виробничих цехах споживача. Акумуляторні батареї повинні встановлюватися та обслуговуватись у відповідності до вимог ПУЕ, цих Правил, ПБЕЕ та інструкцій заводів-виробників.

Умови праці обслуговувального персоналу при експлуатації акумуляторних установок та використання засобів індивідуального захисту повинні здійснюватись відповідно до вимог пунктів 5.7.2, 5.7.3 та цих Правил.

6.10.2. Установлювати кислотні та лужні АБ в одному приміщенні забороняється.

6.10.3. Стіни й стеля приміщення акумуляторної, двері та віконні рами, металеві конструкції, стелажі та інші частини повинні бути пофарбовані кислотостійкою (лугостійкою) фарбою, що не містить спирту. Вентиляційні короби та витяжні шафи повинні бути пофарбовані як із зовнішнього, так і з внутрішнього боку. На вікнах повинно бути вставлене матове або покрите білою фарбою скло.

6.10.4. Для освітлення приміщень АБ необхідно застосовувати лампи розжарювання, установлені у вибухозахищеній арматурі. Один із світильників повинен бути приєднаний до мережі аварійного освітлення.

Вимикачі, штепсельні розетки, запобіжники й автоматичні вимикачі потрібно розташовувати поза акумуляторним приміщенням. Освітлювальна електропроводка повинна бути виконана проводом з кислотостійкою (лугостійкою) оболонкою.

Рівень освітленості приміщень АБ повинен відповідати вимогам будівельних норм і правил. Під час проведення монтажних, ремонтних та інших робіт у приміщеннях АБ освітленість на робочому місці повинна бути не менше ніж 200 лк.

6.10.5. Під час приймання АБ, щойно змонтованої або після капітального ремонту, повинні бути перевірені:

- наявність документів на монтаж або капітальний ремонт АБ (технічного звіту);

- ємність батареї, перевірена струмом 10-годинного розрядження або у відповідності до вказівки заводу-виробника;

- якість електроліту за результатами аналізу проб, узятих в кінці контрольного розрядження;

- густина електроліту, приведена до температури 20° C;

- напруга елементів наприкінці зарядження та розрядження батареї;

- опір ізоляції батареї відносно землі;

- справність окремих елементів;

- справність припливно-витяжної вентиляції;

- відповідність будівельної частини акумуляторних приміщень вимогам ПУЭ.

Батарея повинна вводитись в експлуатацію після досягнення 100 % номінальної ємності.

6.10.6. Рівень електроліту в кислотних АБ повинен бути:

- вище верхнього краю електродів на 10 – 15 мм для стаціонарних акумуляторів з поверхнево-коробчастими пластинами типу СК;

- у межах 20 – 40 мм над запобіжним щитком для стаціонарних акумуляторів з намазними пластинами типу СН.

Густина кислотного електроліту за температури 20° C повинна бути:

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

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

6.10.7. Для приготування кислотного електроліту слід застосовувати сірчану кислоту та дистильовану воду. Дистильована вода повинна бути перевірена на відсутність хлору та заліза.

Якість води та кислоти повинна засвідчуватися заводським сертифікатом або протоколом хімічного аналізу, проведеного відповідно до вимог стандартів.

Приготування кислотного електроліту і приведення акумуляторної батареї до робочого стану повинні здійснюватись відповідно до вказівок інструкції заводу-виробника.

6.10.8. Лужні акумулятори під час збирання в батарею повинні бути з'єднані в послідовне коло за допомогою стальних нікельованих міжелементних перемичок.

Акумуляторні лужні батареї повинні бути з'єднані в послідовне коло за допомогою перемичок з мідного проводу.

Рівень електроліту натрій-літієвих і калій-літієвих заряджених акумуляторів повинен бути на 5 – 10 мм вище від верхнього краю пластин.

6.10.9. Для приготування лужного електроліту слід застосовувати: гідроксиди калію або гідроксиди натрію, гідроксиди літію та дистильовану воду, які відповідають чинним стандартам.

Під час приготування лужного електроліту та приведення АБ до робочого стану повинні бути виконані вказівки інструкції заводу-виробника.

6.10.10. Для зменшення випару банки АБ відкритого виконання повинні бути накриті пластинами зі скла або іншого прозорого ізоляційного матеріалу, які б спирались на виступи (напливи) пластин АБ. Матеріал пластин не повинен вступати в реакцію з електролітом. Для акумуляторів з розмірами банки більше ніж 400 х 200 мм можна застосовувати накривні пластини з двох або більше частин.

6.10.11. Елементи АБ повинні бути пронумеровані. Великі цифри наносяться на лицьову вертикальну стінку посудини кислотостійкою (лугостійкою) фарбою. Першим номером у батареї позначається елемент, до якого приєднується позитивна шина.

6.10.12. Персонал, який обслуговує акумуляторну установку, повинен бути забезпечений:

- технічною документацією;

- принциповими та монтажними електричними схемами з'єднань;

- денсиметрами (ареометрами) та термометрами для вимірювання густини й температури електроліту;

- переносним вольтметром постійного струму з діапазоном вимірювання 0 – 3 В і вольтметром для вимірювання номінальної напруги батареї.

Крім того, для безпечного виконання робіт акумуляторна установка повинна бути укомплектована згідно з ГНД 34.50.501-2003.

6.10.13. Кислотні батареї типу СК і СН, що працюють в режимі постійного під зарядження, потрібно експлуатувати без тренувальних розряджень і періодичних вирівнювальних перезаряджень. Залежно від стану батареї, але не рідше ніж один раз на рік, необхідно проводити вирівнювальне зарядження (дозарядження) батареї до досягнення значення густини електроліту, указаного в п. 6.10.6 на всіх елементах. Тривалість вирівнювального зарядження залежить від технічного стану батареї і повинна тривати не менше ніж 6 год.

Для інших типів АБ вирівнювальне зарядження виконують згідно з інструкцією заводу-виробника.

Вирівнювальне перезарядження всієї батареї або окремих її елементів необхідно здійснювати тільки за потреби.

6.10.14. Контрольне розрядження батарей проводять за необхідності (один раз на один – два роки) для визначення їх фактичної ємності (у межах номінальної ємності).

Працездатність АБ на підстанціях перевіряється за спадом напруги під час короткочасних (не більше ніж 5 с) розряджень струмом кратністю 1,5 – 2,5 від величини струму одногодинного розрядження (струмом поштовху), яку виконують один раз на рік. Напруга повністю зарядженої справної батареї в момент поштовху не повинна знижуватися більше ніж на 0,4 В на елемент від напруги в момент, що передує поштовху струму.

Значення струму розрядження кожного разу повинно бути таким самим. Результати вимірювань під час контрольних розряджень необхідно порівнювати з результатами вимірювань попередніх розряджень.

Заряджати і розряджати АБ дозволяється струмом не вище максимального для даної батареї. Температура електроліту наприкінці зарядження не повинна перевищувати 40° C для акумуляторів типу СК та 35° C для акумуляторів типу СН.

6.10.15. На дверях приміщення АБ повинні бути написи: "Акумуляторна", "Вогненебезпечно", "Палити заборонено".

На дверях приміщень витяжної вентиляції АБ необхідно вказати клас вибухонебезпечної зони (2). Експлуатація електрообладнання в цих приміщеннях повинна виконуватись відповідно до вимог розділу 7.4 цих Правил.

6.10.16. Потужність і напруга зарядного пристрою повинні бути достатніми для зарядження АБ до 90 % ємності протягом не більше ніж 8 год.

Підзарядний пристрій повинен забезпечувати стабілізацію напруги на шинах постійного струму з відхиленнями не більше ніж 2 %. Випрямні установки, які використовують для зарядження та підзарядження АБ, повинні бути під'єднані з боку змінного струму через розділювальний трансформатор. Додаткові елементи АБ, які не постійно використовують у роботі, повинні мати окремий пристрій для зарядження. Ці елементи експлуатують у режимі постійного підзарядження.

6.10.17. Порядок експлуатації системи вентиляції в приміщенні акумуляторної батареї з урахуванням конкретних умов повинен бути визначений виробничою інструкцією споживача.

Припливно-витяжна вентиляція приміщення АБ повинна бути ввімкнена перед початком зарядження та вимкнена після повного відведення газів, але не раніше ніж через 1,5 год. після закінчення зарядження.

Для АБ необхідно передбачити блокування, що унеможливлює зарядження батареї з напругою більше ніж 2,3 В на елемент при вимкненій вентиляції.

6.10.18. Напругу на шинах оперативного постійного струму за нормальних умов експлуатації дозволяється підтримувати на 5 % вище від номінальної напруги струмоприймачів.

6.10.19. Усі збірки і кільцеві магістралі постійного струму повинні бути забезпечені подвійним живленням.

6.10.20. Опір ізоляції АБ вимірюють за спеціальною програмою не рідше ніж один раз на три місяці. Залежно від номінальної напруги АБ він повинен бути рівним значенням, наведеним у
табл. 6.7.

 

Таблиця 6.7

 

Напруга акумуляторної батареї, В

220

110

60

48

24

Опір ізоляції не менше кОм

100

50

30

25

15

 

 

За наявності пристрою для контролю ізоляції на шинах постійного оперативного струму він повинен діяти на сигнал під час зниження опору ізоляції одного з полюсів: до відмітки 20 кОм – у мережі напругою 220 В; 10 кОм – у мережі 110 В; 6 кОм – у мережі 60 В; 5 кОм – у мережі 48 В; 3 кОм – у мережі 24 В.

В умовах експлуатації опір ізоляції мережі постійного оперативного струму, який періодично вимірюється за допомогою пристрою контролю ізоляції або вольтметра, повинен бути не нижче двократного щодо зазначених вище мінімальних значень.

6.10.21. У разі замикання на землю (або зниження опору ізоляції до спрацьовування пристрою контролю) у мережі оперативного струму необхідно негайно вжити заходів щодо усунення цих неполадок.

Виконання робіт під напругою в мережі оперативного струму, якщо в цій мережі є замикання на землю, забороняється, за винятком робіт з пошуку місця замикання.

6.10.22. Обслуговування акумуляторних установок повинно бути покладено на працівника, навченого правилам експлуатації АБ.

На кожній акумуляторній установці повинен бути журнал АБ для запису результатів оглядів та обсягів виконаних робіт.

6.10.23. Аналіз електроліту працюючої кислотної АБ необхідно здійснювати щороку з урахуванням проб, узятих з контрольних елементів. Кількість контрольних елементів установлює особа, відповідальна за електрогосподарство, залежно від стану АБ, але не менше ніж 10 % від кількості елементів у батареї. Контрольні елементи повинні щорічно замінюватись.

Під час контрольного розрядження проби електроліту відбирають наприкінці розрядження.

6.10.24. В АБ може бути відстаючих елементів не більше ніж 5 % від загальної кількості елементів. Напруга відстаючих елементів у кінці розрядження повинна відрізнятися від середньої напруги інших елементів не більше ніж на 1,5 %.

6.10.25. Напругу, густину й температуру електроліту кожного елемента стаціонарних АБ вимірюють відповідно до табл. 4 додатка 1.

6.10.26. Огляд АБ здійснюють:

- оперативний персонал – один раз на добу;

- майстер або начальник підстанції – два рази на місяць;

- на підстанціях без постійного оперативного персоналу експлуатаційний персонал одночасно з оглядом обладнання, а також спеціально виділена особа – за графіком, затвердженим особою, відповідальною за електрогосподарство.

6.10.27. Під час поточного огляду перевіряють:

- напругу, густину і температуру електроліту в контрольних елементах (напруга та густина електроліту в усіх елементах повинна бути перевірена не рідше ніж один раз на місяць);

- напругу та струм підзарядження основних і додаткових акумуляторів;

- рівень електроліту;

- правильність положення накривних пластин;

- цілісність акумуляторів;

- чистоту в приміщенні;

- наявність виділення бульбашок газу з акумуляторів;

- рівень та колір шламу в акумуляторах з прозорими баками.

6.10.28. Під час поточного ремонту АБ здійснюють:

- перевірку стану пластин і заміну їх за необхідності в окремих елементах;

- нейтралізацію електроліту, що потрапив на стелаж;

- заміну частини сепараторів;

- видалення шламу з елементів;

- перевірку якості електроліту;

- перевірку стану стелажів та їх ізоляції відносно землі;

- усунення інших несправностей АБ;

- перевірку та ремонт будівельної частини приміщення.

6.10.29. Капітальний ремонт батареї (заміна значної кількості пластин, сепараторів, розбирання всієї або більшої її частини) здійснюють залежно від стану АБ із залученням за необхідності спеціалізованих організацій.

Капітальний ремонт АБ типу СК виконують, як правило, не раніше ніж через 15 – 20 років її експлуатації.

Капітальний ремонт АБ типу СН не проводять. Заміна акумуляторів цього типу повинна виконуватися не раніше ніж через 10 років експлуатації.

Потребу капітального ремонту батареї встановлює особа, відповідальна за електрогосподарство, або організація, що здійснює капітальний ремонт.

6.10.30. Акумуляторні батареї закритого типу іноземного виробництва необхідно експлуатувати на підставі інструкцій, які повинні бути розроблені відповідно до вимог заводів-виробників.

Герметизовані акумуляторні батареї з внутрішньою рекомбінацією газів і напругою до 2,4 В на елемент дозволяється встановлювати у виробничих приміщеннях загального призначення згідно з рекомендаціями заводів-виробників. Спільна експлуатація герметизованих та відкритих АБ заборонена.

 

6.11. Електричне освітлення

6.11.1. Вимоги, викладені в цьому підрозділі, поширюються на установки електричного освітлення промислових підприємств, приміщень і споруд, житлових і громадських будівель, відкритих просторів і вулиць, а також на рекламне освітлення.

6.11.2. Робоче та аварійне освітлення в усіх приміщеннях, на робочих місцях, відкритих просторах і вулицях повинно забезпечувати освітленість відповідно до вимог будівельних норм і правил.

Рекламне освітлення, яке забезпечене пристроями програмного керування, повинно задовольняти також вимоги діючих норм на допустимі індустріальні радіоперешкоди.

Світильники робочого та аварійного освітлення, які застосовуються під час експлуатації електроустановок, повинні бути виключно заводського виготовлення і відповідати вимогам державних стандартів і технічних умов.

6.11.3. Світильники аварійного освітлення повинні відрізнятися від світильників робочого освітлення знаками або забарвленням.

Світлоогородження димових труб та інших висотних споруд повинно відповідати правилам маркування та світлоогородження висотних перешкод.

6.11.4. Живлення світильників аварійного та робочого освітлення в нормальному режимі повинно здійснюватись від різних незалежних джерел. У разі вимкнення джерела мережа аварійного освітлення повинна автоматично перемикатися на незалежне джерело живлення (акумуляторну батарею тощо).

Живлення мережі аварійного освітлення за схемами, що відрізняються від проектних, забороняється.

Приєднання до мережі аварійного освітлення переносних трансформаторів та інших видів струмоприймачів, які не належать до цього освітлення, забороняється.

Мережа аварійного освітлення повинна бути виконана без штепсельних розеток.

6.11.5. На щитах і збірках мережі освітлення на всіх вимикачах (рубильниках, автоматах) повинні бути написи з найменуванням приєднання, а на запобіжниках – із зазначенням струму плавкої вставки.

Застосування некаліброваних плавких вставок в усіх видах запобіжників забороняється.

6.11.6. Переносні ручні світильники, які застосовуються при організації ремонтних робіт, повинні живитися від мережі напругою не вище ніж 42 В, а в приміщеннях з підвищеною небезпекою ураження електричним струмом і приміщеннях з особливо небезпечними умовами праці – не вище ніж 12 В.

Вилки приладів, розраховані на напругу 12 – 42 В, повинні мати конструктивне виконання, що унеможливлює їх увімкнення в розетки з напругою 127 і 220 В. На всіх штепсельних розетках повинні бути написи із зазначенням номінальної напруги.

Використання автотрансформаторів для живлення світильників мережі 12 – 42 В забороняється.

Застосування для переносного освітлювання люмінесцентних ламп і ламп ДРЛ, не закріплених на жорстких опорах, забороняється.

6.11.7. Установлення ламп у світильники мережі робочого та аварійного освітлення, потужність або колір випромінювання яких не відповідає проектній, а також знімання розсіювачів, екранувальних і захисних грат світильників забороняються.

6.11.8. Живлення мереж внутрішнього, зовнішнього, а також охоронного освітлення підприємств, споруд, житлових і громадських будівель, відкритих просторів і вулиць, як правило, повинно бути виконане окремими лініями.

Керування мережею зовнішнього освітлення, окрім мережі освітлення віддалених об'єктів, а також керування мережею охоронного освітлення повинно здійснюватись централізовано з приміщення щита керування електрогосподарством даного підприємства або з іншого спеціального приміщення.

6.11.9. Мережа освітлення повинна живитися від джерел (стабілізаторів або окремих трансформаторів), що забезпечують можливість підтримання напруги в необхідних межах.

Напруга на лампах освітлення не повинна перевищувати номінальну. Зниження напруги біля найвіддаленіших ламп мережі внутрішнього робочого освітлення, а також прожекторних установок не повинно бути більше ніж 5 % номінальної напруги; біля найвіддаленіших ламп мережі зовнішнього і аварійного освітлення в мережі 12 – 42 В – не більше ніж 10 %.

6.11.10. У коридорах електричних підстанцій і розподільних установок, що мають два виходи, а також у прохідних тунелях освітлення повинно бути виконано з двостороннім керуванням.

6.11.11. В оперативних працівників, які обслуговують мережі електричного освітлення, повинні бути схеми цієї мережі, запас каліброваних плавких вставок, світильників і ламп усіх напруг мережі освітлювання.

Оперативні працівники споживача або об'єкта навіть за наявності аварійного освітлення повинні бути забезпечені переносними електричними ліхтарями з автономним живленням.

6.11.12. Установку та очищення світильників мережі електричного освітлення, заміну ламп, ремонт та огляд мережі електричного освітлення повинні виконувати відповідно до графіка оперативні, оперативно-ремонтні або спеціально навчені працівники.

Періодичність робіт з очищення світильників і перевірки технічного стану освітлювальних установок споживача (наявність і цілісність скла, ґрат і сіток, справність ущільнення світильників спеціального призначення тощо) повинна бути встановлена особою, відповідальною за електрогосподарство споживача, з урахуванням місцевих умов. На ділянках, що піддаються підвищеному забрудненню, очищення світильників повинно виконуватись за окремим графіком.

6.11.13. Заміна ламп може виконуватись груповим або індивідуальним способом, який встановлюється конкретно для кожного споживача в залежності від доступу до ламп і потужності освітлювальної установки. У разі групового способу термін чергового очищення арматури повинен бути узгоджений з терміном групової заміни ламп.

6.11.14. Якщо висота підвішування світильників менша ніж 5 м, дозволяється їх обслуговування з приставних драбин і стрем'янок. У разі розміщення світильників на більшій висоті дозволяється їх обслуговування з мостових кранів, стаціонарних містків і пересувних пристроїв за умови дотримання заходів безпеки, обумовлених виробничими інструкціями, та обов'язково зі зняттям напруги.

6.11.15. Люмінесцентні лампи, що вийшли з ладу, лампи ДРЛ та інші, що містять ртуть, повинні зберігатися у спеціальному приміщенні. Їх необхідно періодично вивозити для подальшої демеркуризації до спеціальних організацій.

6.11.16. Огляд і перевірка мережі освітлення повинні проводитись у такі терміни:

- перевірка дії автомата аварійного освітлення – не рідше ніж один раз на місяць у денні години;

- перевірка справності аварійного освітлення у разі вимкнення робочого освітлення – два рази на рік;

- вимірювання освітленості робочих місць – під час уводу мережі в експлуатацію і надалі за потреби, а також після зміни технологічного процесу або переобладнання;

- випробування ізоляції стаціонарних трансформаторів 12 – 42 В – один раз на рік, переносних трансформаторів і світильників 12 – 42 В – два рази на рік.

Виявлені під час перевірки та огляду дефекти повинні бути усунені в найкоротші терміни.

6.11.17. Перевірка стану стаціонарного обладнання й електропроводки аварійного, евакуаційного та робочого освітлення, випробування та вимірювання опору ізоляції проводів, кабелів і заземлювальних пристроїв треба проводити під час уведення в експлуатацію мережі електричного освітлення, надалі не рідше ніж один раз на три роки, а ще далі – згідно з графіком, затвердженим особою, відповідальною за електрогосподарство підприємства, відповідно до табл. 27 додатка 1.

6.11.18. Технічне обслуговування та ремонт установок вуличного і рекламного освітлення повинен виконувати підготовлений електротехнічний персонал.

Споживачі, що не мають такого персоналу, можуть передавати функції технічного обслуговування та ремонту цих установок спеціалізованим організаціям.

Періодичність планово-попереджувальних ремонтів установок мережі рекламного освітлення встановлюється в залежності від їхньої категорії (місця розташування, системи технічного обслуговування тощо), її затверджує особа, відповідальна за електрогосподарство.

6.11.19. Увімкнення та вимкнення установок зовнішнього (вуличного) і рекламного освітлення, як правило, здійснюються автоматично відповідно до графіка, складеного з урахуванням пори року та особливостей місцевих умов.

6.11.20. Про всі відхилення в роботі установок рекламного освітлення і пошкодження (миготіння, часткові розряди тощо) оперативні працівники споживача зобов'язані негайно інформувати працівників, які здійснюють технічне обслуговування та ремонт таких установок.

Робота установок рекламного освітлення за наявності видимих пошкоджень забороняється.

6.11.21. За наявності централізованої автоматичної системи керування установками вуличного і рекламного освітлення повинно забезпечуватись цілодобове чергування працівників, які мають у своєму розпорядженні транспортні засоби і телефонний зв'язок.

6.11.22. Роботи на установках рекламного освітлення, а також очищення світильників вуличного освітлення повинні здійснюватись у світлий час доби.

 

6.12. Засоби вимірювальної техніки електричних величин

6.12.1. Вимоги цього підрозділу поширюються на стаціонарні та переносні засоби вимірювальної техніки електричних величин (далі – ЗВТ). Правові основи забезпечення єдності вимірювання в Україні визначаються Законом України "Про метрологію і метрологічну діяльність", а також іншими нормативно-правовими актами України з метрології.

6.12.2. Оснащеність електроустановок ЗВТ повинна відповідати проектній документації, чинним державним та галузевим НД з вимірювань, сигналізації та автоматичному регулюванню.

6.12.3. Електроустановки повинні бути забезпечені ЗВТ, занесеними до Державного реєстру засобів вимірювальної техніки (далі – Державний реєстр). Дозволяється застосування ЗВТ, які не занесені до Державного реєстру, але пройшли метрологічну атестацію в установленому порядку. Забороняється використання ЗВТ з терміном повірки чи калібрування, що минув.

6.12.4. У кожного споживача повинна бути організована метрологічна служба або підрозділ, що виконує функції такої служби, обов'язком якої є періодичний огляд та профілактичне обслуговування ЗВТ, нагляд за їх станом, повірка, калібрування, ремонт та випробування цих засобів.

Виконання завдань метрологічної служби споживач організовує власними силами за наявності свідоцтва про уповноваження або атестацію у державній метрологічній системі відповідно до Закону України "Про метрологію і метрологічну діяльність" або виконує ці роботи за договором, залучаючи організації, що мають право на їх проведення.

6.12.5. Засоби вимірювальної техніки, що підлягають державному метрологічному контролю та нагляду, у тому числі ЗВТ, результати вимірювань яких використовуються для розрахункового обліку електроенергії, а також вихідні еталони електричних величин, що перебувають у власності споживача, підлягають періодичній повірці.

Періодична повірка повинна проводитись у процесі експлуатації згідно з календарним графіком, який повинен складатися у кожного споживача та узгоджуватися з організацією, акредитованою в установленому порядку на право виконання повірки відповідних ЗВТ.

6.12.6. Умови зберігання та експлуатації ЗВТ повинні відповідати вимогам заводу-виробника. При використанні ЗВТ в умовах або режимах експлуатації, відмінних від наведених у документації на ці ЗВТ, для них установлюються індивідуальні метрологічні характеристики.

6.12.7. На ЗВТ, що перебувають в експлуатації, за узгодженням з метрологічною службою можливе нанесення додаткових позначок, що поліпшують сприймання контрольованих параметрів.

Біля кожного лічильника електричної енергії має бути напис, що вказує диспетчерське найменування приєднання, на якому здійснюється облік електроенергії.

Спостереження за нормальною роботою ЗВТ, у тому числі за роботою реєструвальних приладів, приладів з автоматичним прискоренням запису в аварійних режимах, а також зміна паперу, доливання чорнила для регулювальних приладів, контроль поточного часу на підстанціях або в РУ ведуть оперативні працівники.

6.12.8. Про всі порушення в роботі ЗВТ працівники, які обслуговують обладнання, на якому встановлені ЗВТ, повинні інформувати підрозділ, що виконує функції метрологічної служби споживача.

Споживач, у якого встановлені ЗВТ, що належать та/або експлуатуються електропередавальною організацією, є відповідальним за їх збереження та дотримання умов експлуатації.

6.12.9. Усі дії з ЗВТ, що перебувають в експлуатації електропередавальної організації або якщо інформація від ЗВТ використовується електропередавальною організацією (датчики інформації, прилади, системи контролю та обліку, розрахункові лічильники електричної енергії, ТС та ТН тощо), виконуються електропередавальною організацією або спільно із споживачем, що експлуатує ЗВТ, з дозволу та в присутності представника електропередавальної організації.

6.12.10. Використання та встановлення засобів обліку реактивної електроенергії і місце їх установлення узгоджуються з електропередавальною організацією на стадії видачі технічних умов на приєднання нових електроустановок і під час оформлення додатків до договорів про оплату перетікань реактивної електроенергії для електроустановок, що перебувають в експлуатації у споживача.

Для споживачів, яких залучено до розрахунків за перетікання реактивної електроенергії, установлення засобів обліку реактивної електроенергії є обов'язковим.

Облік реактивної електроенергії, як правило, установлюється на межі розділу електромереж.

6.12.11. Засоби обліку реактивної електроенергії повинні забезпечувати можливість окремого обліку перетікань реактивної електроенергії з мереж електропередавальної організації в мережу споживача (споживання реактивної електроенергії) і обліку перетікань з мереж споживача в мережу електропередавальної організації (генерація реактивної електроенергії) – у разі можливості таких перетікань.

6.12.12. Розрахункові прилади обліку, що контролюють генерацію реактивної електроенергії в мережу електропередавальної організації, повинні встановлюватись вище точок приєднання усіх наявних у мережі споживача джерел реактивної електроенергії, але найближче до межі балансового розділу електричних мереж.

6.12.13. В умовах транзитних схем електропостачання, що мають багатостороннє живлення, розрахунковий облік споживання і генерації реактивної електроенергії має встановлюватись безпосередньо на приєднаннях споживачів.

6.12.14. За умови складної схеми електропостачання зі змінними напрямками перетікань реактивної потужності як розрахункова може використовуватись автоматизована система обліку, яка повинна враховувати всі можливі співвідношення перетікань у відповідних годинних інтервалах.

6.12.15. У вторинних колах ТН, до яких підключені ЗВТ розрахункового обліку, керування та контролю за споживанням електричної енергії, установлення запобіжників без контролю їх цілісності з дією на сигнал забороняється.

6.12.16. Для запобігання порушенням розрахункового обліку електричної енергії споживач готує місця для опломбування, що забезпечують захист від несанкціонованого доступу до ЗВТ розрахункового обліку.

При цьому мають бути опломбовані:

- розрахункові лічильники електричної енергії та їхні клемні коробки;

- струмові кола розрахункових лічильників електричної енергії;

- випробувальні колодки, до яких підключені вторинні кола ТС і ТН;

- місця приєднання телеметричних виходів ліній зв'язку автоматизованих систем розрахункового обліку, керування та контролю за використанням електричної енергії;

- ґрати або дверцята камер підстанцій, де встановлені запобіжники на боці високої напруги ТН, до яких приєднані ЗВТ розрахункового обліку, керування й контролю за використанням електричної енергії;

- рукоятки приводів роз'єднувачів ТН, до яких приєднані ЗВТ розрахункового обліку, керування та контролю за використанням електричної енергії.

Дозволяється використання інших додаткових засобів контролю та захисту від несанкціонованого доступу до ЗВТ розрахункового обліку, керування та контролю за споживанням електричної енергії.

 

6.13. Випробування та вимірювання параметрів електрообладнання та апаратів електроустановок споживачів

6.13.1. Випробування та вимірювання параметрів електрообладнання та апаратів споживачів проводиться відповідно до методів та нормативно-технічних параметрів, наведених у додатках 1 і 2.

Норми випробувань та вимірювань параметрів електрообладнання та апаратів (далі – Норми) є обов'язковими для споживачів та населення, які експлуатують електроустановки напругою до 150 кВ незалежно від їх форми власності та відомчої підпорядкованості.

Під час перевірок, випробувань та вимірювань електрообладнання напругою понад 150 кВ, а також генераторів та синхронних компенсаторів слід керуватися ГКД 34.20.302-2002.

Вимірювання параметрів електрообладнання виконуються згідно з атестованими методиками вимірювання за ГОСТ 8.010-99.

Під час перевірок, випробувань та вимірювань електрообладнання, крім Норм, слід керуватися чинними НД, а також інструкціями заводів-виробників.

6.13.2. Система технічного обслуговування і ремонту (ТОР) включає такі види перевірок електрообладнання:

К – під час капітального ремонту;

П – під час поточного ремонту;

М – міжремонтні (профілактичні) випробування та вимірювання, не пов'язані з виводом електрообладнання в ремонт.

Для окремих видів електрообладнання, які не ввійшли в ці Норми, конкретні терміни випробувань і вимірювань параметрів електрообладнання й апаратів електроустановок визначаються особою, відповідальною за електрогосподарство, на основі цих Норм, відомчої або місцевої системи ТОР у відповідності до інструкцій заводів виробників та з урахуванням місцевих умов і стану електроустановок.

6.13.3. Висновок про придатність електрообладнання до експлуатації робиться не тільки на підставі порівняння результатів випробовувань з Нормами, але також і за сукупністю результатів усіх проведених перевірок.

Значення параметрів, отриманих під час чергових вимірювань, необхідно порівнювати з вихідними даними. Під вихідними значеннями вимірюваних параметрів слід розуміти їхні значення, указані в паспортах і протоколах заводу-виробника або отриманих під час випробувань, які проводяться після капітального ремонту. В окремих випадках результати вимірювань слід порівнювати з параметрами однотипного електрообладнання або з результатами попередніх вимірювань.

Параметри, на значення яких впливає температура, необхідно привести до температури, за якої проводилися вимірювання параметрів, з якими зіставляються отримані значення.

Електрообладнання, у якого значення параметрів, одержаних під час випробувань, не відповідає нормам, повинно бути виведено з роботи. Рішення про порядок та терміни виведення з роботи цього електрообладнання приймає особа, відповідальна за електрогосподарство.

6.13.4. При проведенні випробувань та вимірювань уживаються такі терміни і визначення:

випробна (підвищена) напруга промислової частоти – середньоквадратичне значення напруги промислової частоти, яку повинна витримувати протягом заданого часу внутрішня і зовнішня ізоляції електрообладнання за певних умов випробування;

випробна постійна (випрямлена) напруга – амплітудне значення напруги, що прикладається до електрообладнання протягом заданого часу за певних умов випробування;

електрообладнання з нормальною ізоляцією – електрообладнання, призначене для застосування в електроустановках, що зазнають дії атмосферних перенапруг за умов упровадження звичайних заходів захисту від блискавки;

електрообладнання з полегшеною ізоляцією – електрообладнання, призначене для застосування тільки в електроустановках, що не зазнають дії атмосферних перенапруг, або за умови застосування спеціальних заходів для захисту від блискавки, що обмежує амплітуду атмосферних перенапруг до значень, які не перевищують амплітуду однохвилинної випробної напруги промислової частоти.

6.13.5. Випробування та вимірювання параметрів електрообладнання повинні проводитись акредитованими лабораторіями за програмами (методиками), наведеними в стандартах та технічних умовах з урахуванням вимог безпечного виконання робіт.

Похибки вимірювань і вимоги до параметрів випробних напруг повинні відповідати державним стандартам та чинним НД.

Результати перевірки, вимірювання та випробування повинні бути оформлені протоколами або актами, які зберігаються разом з паспортами електрообладнання.

6.13.6. Вимірювання опору ізоляції, випробування ізоляції підвищеною напругою й відбір проби трансформаторного масла з баків апаратів для аналізу необхідно проводити за плюсової температури не нижче, ніж 5° C, крім спеціально обумовлених у Нормах випадків, коли потрібна вища температура.

6.13.7. Перед проведенням випробувань і вимірювань електрообладнання (за винятком обертових електричних машин, які перебувають в експлуатації, та у випадках, спеціально обумовлених у Нормах) зовнішня поверхня ізоляції повинна бути очищена від пилу та бруду, крім тих випадків, коли випробовування і вимірювання проводяться методом, що не потребує виведення обладнання з роботи.

6.13.8. Під час випробування ізоляції обмоток обертових електричних машин, трансформаторів та реакторів підвищеною напругою промислової частоти повинні бути випробувані по черзі кожне незалежне електричне коло або паралельна гілка (в останньому випадку за наявності повної ізоляції між гілками). У цьому випадку високовольтний вивід випробного пристрою з'єднується з закороченими виводами обмотки, що випробовується, а другий – із заземленим корпусом електрообладнання, ізоляція якого випробовується. Виводи інших обмоток перемикаються і з'єднуються з заземленим корпусом.

Обмотки, що постійно з'єднані між собою і не мають виведених кінців кожної фази або гілки, випробовуються відносно корпусу без роз'єднання.

6.13.9. До і після випробування ізоляції підвищеною напругою промислової частоти або постійною напругою необхідно вимірювати опір ізоляції. За опір ізоляції приймається однохвилинне значення вимірюваного опору R60.

6.13.10. Результати випробування підвищеною напругою промислової частоти вважаються задовільними, якщо під час прикладання випробної напруги не спостерігалось поверхневих розрядів, поштовхів струму, зростання струму витоку, пробоїв чи перекриття ізоляції та якщо опір ізоляції після випробування зріс або залишився таким, як і до випробування. Виняток становлять випадки, коли під час випробувань відбувається нагрів ізоляції. У цьому разі зниження опору ізоляції не повинно перевищувати 20 %.

6.13.11. Нормативні значення тангенса кута діелектричних утрат ізоляції електрообладнання та струму провідності розрядників наведені для вимірів за температури 20° C, за винятком випадків, коли значення температури обумовлено.

Під час вимірювання тангенса кута діелектричних утрат ізоляції електрообладнання слід одночасно визначати і її ємність.

6.13.12. Випробування напругою 1000 В промислової частоти може бути замінене вимірюванням однохвилинного значення опору ізоляції мегаомметром на напругу 2500 В.

Ця заміна не дозволяється у разі випробування обертових електричних машин, відповідальних кіл релейного захисту та електроавтоматики.

6.13.13. Перед проведенням випробувань ізоляції електрообладнання підвищеною напругою необхідно попередньо провести ретельний зовнішній огляд та оцінити стан ізоляції іншими методами. Забраковане під час зовнішнього огляду електрообладнання незалежно від результатів випробувань та вимірювань повинно бути замінене або відремонтоване.

6.13.14. Вимірювання втрат та струму неробочого ходу силових трансформаторів слід виконувати перед проведенням перевірок, які вимагають подачі постійного струму на обмотку трансформатора (вимірювання опору ізоляції, опору обмоток постійному струму, прогріву постійним струмом тощо).

6.13.15. Температура ізоляції електрообладнання визначається таким чином:

- для силового трансформатора, що не піддавався нагріву, приймається температура верхніх шарів масла, виміряна термометром;

- для трансформатора, що піддався нагріву або дії сонячної радіації, приймається середня температура фази В обмотки вищої напруги, що визначається за її опором постійному струмові;

- для електричних машин, що перебувають практично в холодному стані, приймається температура навколишнього середовища;

- для електричних машин, які піддавались нагріву, приймається середня температура обмотки, що визначається за її опором постійному струмові;

- для трансформатора струму серії ТФЗМ (ТФН) з масляним заповненням приймається температура навколишнього середовища;

- для вводу, установленого на масляному вимикачі або на силовому трансформаторі, який не піддавався нагріву, приймається температура масла в баку вимикача або силового трансформатора.

6.13.16. Оцінка стану резервного електрообладнання, що перебуває в резерві, проводиться в обсязі, який вказаний у Нормах. Періодичність контролю визначає особа, відповідальна за електрогосподарство.

6.13.17. Обсяг і періодичність випробувань та вимірювань параметрів електрообладнання й апаратів електроустановок у гарантійний період роботи необхідно проводити згідно з інструкціями заводів-виробників.

6.13.18. Електрообладнання та ізолятори на номінальну напругу, що перевищує номінальну напругу електроустановки, у якій вони експлуатуються, можуть випробовуватися підвищеною напругою промислової частоти за нормами, установленими для класу ізоляції даної електроустановки.

6.13.19. Випробування підвищеною напругою ізоляторів і трансформаторів струму, які з'єднані з силовими кабелями 6 – 10 кВ, можна випробовувати разом згідно з нормами на силові кабелі.

6.13.20. За відсутності потрібної випробувальної апаратури змінного струму допускається випробовування електрообладнання розподільних пристроїв (напругою до 20 кВ), постійною напругою, яка дорівнює півторакратному значенню випробувальної напруги промислової частоти.

6.13.21. Після заміни масла в маслонаповненому електрообладнанні (крім масляних вимикачів) необхідно провести повторне випробування ізоляції згідно з цими Нормами.

6.13.22. Для випробування підвищеною напругою промислової частоти, а також для вимірювання струму та втрат неробочого ходу рекомендується до випробувальної установки подавати лінійну напругу мережі живлення.

6.13.23. Споживачі електроенергії, у яких електроустановки створюють небезпечні та шкідливі виробничі фактори, наведені у пункті 5.7.14, повинні проводити гігієнічну оцінку цих факторів.

Вимірювання та гігієнічна оцінка результатів досліджень зазначених факторів проводиться при введені в експлуатацію відповідних електроустановок або на вимогу санітарно-епідеміологічних органів.

6.13.24. Галузеві та виробничі інструкції, системи ТОР повинні бути приведені у відповідність до даних Норм.

6.13.25. Указана для окремих видів електрообладнання періодичність випробовувань є рекомендованою та може бути змінена згідно з обґрунтованим рішенням технічного керівника споживача з урахуванням технічного стану електроустановок, терміну їх служби та результатів діагностики електрообладнання.

6.13.26. Під час експлуатації елегазового електрообладнання необхідно дотримуватися інструкцій заводів-виробників як щодо обслуговування самого обладнання, так і до приміщень, у яких експлуатується чи проводиться ремонт елегазового обладнання. Приміщення з елегазовим обладнанням або з балонами елегазу необхідно облаштувати припливно-витяжною вентиляцією.

Персонал, який допускається до обслуговування елегазового обладнання, повинен пройти відповідну підготовку.

6.13.27. Рекомендується впроваджувати тепловізійний контроль електрообладнання, який дає змогу провести перевірку окремих його характеристик під робочою напругою, що забезпечує своєчасне виявлення дефектів, а також зменшує обсяг робіт на виведеному з експлуатації обладнанні. Сюди відноситься перевірка розрядників, обмежувачів перенапруги, контактних з'єднань на повітряних лініях та на відкритих розподільних установках, відбракування фарфорових ізоляторів, а також перегрів елементів обладнання убудованого у фарфорові накривки.

 

 

Задать вопрос или оставить комментарий. Форум по охране труда
Ваше имя:

Ваша почта:

Необязательно (для уведомления)
Введите символы: *
captcha
Обновить
2010-2012 Все, что представлено на ohranatruda.in.ua, предназначено исключительно для ознакомительных целей. admin@ohranatruda.in.ua
?>