Пособие по изучению "Техническая эксплуатация электрических станций и сетей" - Электрическое оборудование электрических станций и сетей_2

12.8 Силовые кабельные линии

12.8.1 При эксплуатации силовых кабельных линий должны проводиться техническое обслуживание и ремонт, направленные на обеспечение их надежной работы.

1. Для каждой кабельной линии при введении в эксплуатацию должны быть установлены наибольшие допустимые токовые нагрузки. Нагрузки должны быть определены на участке трассы с наихудшими тепловыми условиями, если длина участка составляет не менее 10 м. Увеличение этих нагрузок допустимо на основании тепловых испытаний при условии, что нагревание жил не будет превышать допустимых значений в соответствии с требованиями технических условий и НД. Нагрев кабелей должен быть проверен на участках трасс с наихудшими условиями охлаждения.
2. В кабельных сооружениях должен быть организован систематический контроль за тепловым режимом работы кабелей, температурой воздуха и работой вентиляционных устройств.

Температура воздуха внутри кабельных туннелей, каналов и шахт в летнее время не должна превышать температуру наружного воздуха более чем на 10 °С.
12.8.4 На период ликвидации послеаварийного режима допускается перегрузка током для кабелей напряжением до 10 кВ включительно с изоляцией из полиэтилена и поливинилхлоридного пластика - на 15 %, для кабелей из резины и вулканизированного полиэтилена - на 18 % от длительно допустимой нагрузки на срок не более 6 ч в сутки на протяжении 5 суток, но не более 100 ч в год, если нагрузка в другие периоды не превышает длительно допустимую. Кабели напряжением до 10 кВ включительно с бумажной изоляцией допускают перегруз на протяжении 5 суток в пределах, указанных в ПУЭ.
Для кабелей, которые эксплуатируются более 15 лет, перегруз током должен быть снижен на 10 %.
Перегруз кабелей с пропитанной бумажной изоляцией на напряжение 20 и 35 кВ запрещен.
Перегруз кабельных линий напряжением 110 кВ и выше зависит от конструкции кабеля, количества параллельно проложенных кабелей, условий прокладывания (грунт, воздух или вода) и должен быть регламентирован расчетом при проектировании, а также данными завода-изготовителя.

1. Для каждой маслонаполненной линии или ее секции напряжением 110 кВ и выше в зависимости от профиля линии должны быть установлены пределы допустимых изменений давления масла в соответствии с требованиями завода-изготовителя. В случае отклонения от них кабельная линия должна быть отключена, ее включение разрешается только после выявления и устранения причин нарушений.
2. Пробы масла с маслонаполненных кабельных линий и пробы жидкости из муфт кабелей с пластмассовой изоляцией на напряжение 110 кВ и выше необходимо отбирать перед включением новой линии в работу, а при эксплуатации - в соответствии с требованиями завода-изготовителя и графиком, утвержденным техническим руководителем энергообъекта.
3. При сдаче в эксплуатацию кабельных линий на напряжение выше 1000 В кроме документации, предусмотренной ДБН А. 3.1-3 и отраслевыми правилами приемки, должны быть оформлены и переданы энергообъекту:
4. исполнительный чертеж трассы с нанесением мест установки соединительных муфт, выполненный в масштабах 1:200 или 1:500 в зависимости от развития коммуникаций в данном районе трассы;
5. откорректированный проект кабельной линии, которая для кабельных линий на напряжение 110 кВ и выше должна согласовывать эксплуатирующая организация и, в случае изменения марки кабеля, - завод-изготовитель и эксплуатирующая организация;
6. чертеж профиля кабельной линии в местах пересечения с дорогами и другими коммуникациями для кабельных линий напряжением 35 кВ и для особо сложных трасс кабельных линий напряжением 6-10 кВ;
7. акты состояния кабелей на барабанах, а в случае необходимости, протоколы разборки и осмотра образцов (для импортных кабелей разборка обязательна);
8. кабельный журнал;
9. инвентарная опись всех элементов кабельной линии;
10. акты строительных и скрытых работ со схемами нанесения пересечений и сближений кабелей со всеми подземными коммуникациями;
11. акты на монтаж кабельных муфт;
12. акты приемки траншей, блоков, труб, каналов под монтаж;
13. акты на монтаж устройств для защиты кабельных линий от электрохимической коррозии, а также результаты коррозионных испытаний соответственно проекту;
14. протокол измерения сопротивления изоляции и испытаний изоляции кабельной линии повышенным напряжением после прокладки;
15. акты осмотра кабелей, проложенных в траншеях и каналах, перед закрытием;
16. протокол прогрева кабелей на барабанах перед прокладкой, при температурах ниже нуля;
17. акт проверки и испытания автоматических стационарных установок, систем пожаротушения и пожарной сигнализации.

Кроме перечисленной документации, при приемке в эксплуатацию кабельной линии напряжением 110 кВ и выше монтажной организацией должны быть дополнительно переданы энергообъекту:

1. исполнительные высотные отметки кабеля и подпитывающей аппаратуры (для линий 110-220 кВ низкого давления);
2. протоколы испытаний масла во всех элементах линий;
3. акты пропиточных испытаний;
4. акты опробования и испытаний подпитывающих агрегатов на линиях высокого давления;
5. акты проверки систем сигнализации давления;
6. акты об усилиях тяжения при прокладке;
7. протоколы испытаний защитных покрытий повышенным напряжением после прокладки;
8. протоколы заводских испытаний кабелей, муфт и подпитывающей аппаратуры;
9. акты испытаний устройств автоматического подогрева муфт;
10. протоколы измерений тока по токопроводящим жилам и оболочкам (экранам) каждой фазы;
11. протоколы измерений рабочей емкости жил кабелей;
12. протоколы измерений активного сопротивления изоляции;
13. протоколы измерений переходного сопротивления контакта "жила кабеля - наконечник";

• протоколы измерений сопротивления заземления колодцев и концевых муфт.
12.8.8 При сдаче в эксплуатацию кабельных линий напряжением 1000 В должны быть оформлены и переданы заказчику:

1. кабельный журнал;
2. откорректированный по факту проект линий;
3. акты в соответствии с п.12.8.7;
4. протоколы испытаний и измерений.
5. Прокладка и монтаж кабельных линий всех напряжений должны быть выполнены под техническим надзором эксплуатирующей организации.
6. Каждая кабельная линия должна иметь паспорт с внесением основных данных линии, оперативного обозначения и наименования. Паспорт должен также содержать документацию в соответствии с п.12.8.7.

Для предприятий, которые имеют автоматизированную систему учета, паспортные данные могут быть введены в память компьютера.
Открыто проложенные кабели, а также все кабельные муфты должны быть обеспечены бирками, стойкими к влиянию окружающей среды с обозначениями:
• на бирках кабелей в конце и начале линии должны быть указаны марка кабеля, его напряжение и сечение, а также номер или наименование линии в соответствии с кабельным журналом;
• на бирках соединительных муфт - номер муфты, дата монтажа. Бирки должны быть расположены вдоль линии через каждые 50 м на открыто проложенных кабелях, а также на поворотах трассы и в местах прохода кабелей через огнестойкие перегородки и перекрытия (с обеих сторон).
На скрыто проложенных кабелях в трубах или блоках бирки необходимо устанавливать на конечных пунктах возле концевых муфт, в колодцах и камерах блочной канализации, а также возле каждой соединительной муфты.
На скрыто проложенных кабелях в траншеях бирки необходимо устанавливать на конечных пунктах и возле каждой соединительной муфты.
12.8.11 Металлическую неоцинкованную броню кабелей, проложенных в кабельных сооружениях, и металлические конструкции с неметаллизированным покрытием, по которым проложены кабели, а также кабельные короба из обычной стали необходимо периодически покрывать негорючими антикоррозионными лаками и красками.
12.8.12 Нагрузки кабельных линий необходимо измерять периодически в сроки, установленные техническим руководителем энергообъекта.
На основании данных этих измерений необходимо уточнять режимы работы и схемы работы кабельной сети, разрабатывать меры по их модернизации и развитию.
Требования этого пункта распространяются и на кабельные линии потребителей, отходящие от шин РУ электростанций и подстанций.
12.8.13 Технический надзор и эксплуатацию устройств пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения, установленных в кабельных сооружениях, необходимо проводить соответственно документам:

1. ГКД 34.03.306 "Инструкция по тушению пожаров на энергетических предприятиях Минтопэнерго Украины";
2. ГКД 343.000.003.001 "Типовая инструкция по эксплуатации автоматических установок пожарной сигнализации на предприятиях Минтопэнерго Украины";
3. ГКД 343.000.003.002 "Типовая инструкция по эксплуатации автоматических установок водяного пожаротушения на предприятиях Минтопэнерго Украины".

12.8.14 Осмотры кабельных линий необходимо проводить в сроки, указанные в таблице 12.5 в соответствии с графиком, утвержденным техническим руководителем энергообъекта.
Осмотр кабельных муфт напряжением выше 1000 В необходимо также производить во время осмотра электрооборудования.

Осмотры подводных кабелей необходимо проводить в сроки, установленные техническим руководителем энергообъекта.
Периодически инженерно-технический персонал должен проводить выборочные контрольные осмотры кабельных линий.
В период паводков и после ливней, а также в случае отключения кабельной линии релейной защитой необходимо проводить внеочередные осмотры.
В случае выявления при осмотре нарушений на кабельных линиях должны быть сделаны записи в журнале дефектов и неполадок. Нарушения должны быть устранены в кратчайший срок.

1. Туннели, шахты, кабельные этажи и каналы на электростанциях и подстанциях с постоянным оперативным обслуживанием необходимо осматривать не реже одного раза в месяц, а на электростанциях и подстанциях без постоянного оперативного обслуживания - в сроки, установленные техническим руководителем энергообъекта.
2. В кабельных этажах электростанций и подстанций, которые находятся над другими помещениями, и защищенных стационарными устройствами пожаротушения, должна быть выполнена надежная гидроизоляция и дренаж, исправность которых должна проверяться при эксплуатации по графику, утвержденному техническим руководителем
3. В местах, где затруднительно применить ручные средства пожаротушения, необходимость покрытия кабелей, проложенных открыто, и кабелей, проложенных в непроходимых коробах заводского изготовления, огнезащитными веществами должна быть определена проектом и ВСН 01.
4. Если кабели проложены в металлических коробах заводского изготовления, то в местах прохода кабелей через стены, перекрытия и строительные перегородки должны быть выполнены огнестойкие пояса, целостность которых необходимо контролировать во время эксплуатации.

Кроме того, огнестойкие пояса должны быть выполнены на горизонтальных участках коробов через каждые 30 м длины, на вертикальных - через каждые 20 м, а также в местах разветвления коробов.

1. Конструкция мест прохождения кабелей (проходов) через стены и перекрытия помещений должна предусматривать возможность замены и дополнительной прокладки кабелей при эксплуатации, изменении проекта и проведении перевооружения и модернизации.
2. Все отверстия в стенах и перекрытиях помещений должны быть уплотнены негорючим материалом.
3. Для обеспечения доступа к кабелям как в производственных помещениях, так и в случае надземной прокладки на электростанциях, в случае расположения нижней части кабельных трасс на высоте более 2,5 м от пола при количестве силовых кабелей более 10 должны быть предусмотрены площадки обслуживания.

В случае расположения кабельных трасс с площадками обслуживания, выполненных как открытыми, так и в непроходных коробах, на разных уровнях допускается соединение площадок обслуживания трасс лестницами с устройством люков на площадках. В случае невозможности выполнения стационарных площадок из-за отсутствия необходимых помещений или сложности компоновки допускается выполнение съемных сборно-разборных площадок обслуживания или инвентарных настилов.

1. Устройство в кабельных помещениях каких-либо временных и вспомогательных сооружений (мастерских, инструментальных, складов и т.д.), а также хранение в них каких-либо материалов запрещено.

12.8.30 В районах с электрифицированным рельсовым транспортом или с агрессивными грунтами кабельная линия может быть принята в эксплуатацию только после выполнения ее антикоррозионной защиты.
В этих районах на кабельных линиях необходимо проводить измерения блуждающих токов, составлять и систематически корректировать потенциальные диаграммы кабельной сети (или отдельных участков) и карты почвенных коррозионных зон. В местах, где организована совместная антикоррозионная защита всех подземных коммуникаций, снятие потенциальных диаграмм не требуется.
Потенциалы кабелей необходимо измерять в зонах блуждающих токов, местах сближения силовых кабелей с трубопроводами и кабелями связи, которые имеют катодную защиту, и на участках кабелей, оснащенных устройствами защиты от коррозии. На кабелях со шланговыми защитными покрытиями необходимо контролировать состояние антикоррозионного покрытия соответственно требованиям действующих документов:

1. РД 34.20.508 "Инструкция по эксплуатации силовых кабельных линий. Часть 1. Кабельные линии напряжением до 35 кВ";
2. РД 34.20.509 "Инструкция по эксплуатации силовых кабельных линий. Часть 2. Кабельные линии напряжением 110 - 500 кВ";

•ГКД 34.20.302.
12.8.31 Энергообъекты, эксплуатируемые электрическими сетями, должны контролировать выполнение управлениями и службами городского трамвая, метрополитена и электрифицированных железных дорог мер по уменьшению значений блуждающих токов в земле соответственно ГОСТ 9.602 "ЕСЗКС. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии".
В случае выявления на кабельных линиях опасности разрушения металлических оболочек вследствие электрохимической коррозии должны быть приняты меры для ее предупреждения. С целью предупреждения коррозии участков алюминиевых оболочек, примыкающих к муфтам, необходимо обеспечить их защиту в соответствии с требованиями действующих НД.
За защитными устройствами должно быть установлено регулярное наблюдение.

1. Раскопки кабельных трасс или земляные работы вблизи них необходимо проводить с письменного разрешения руководства энергообъекта, который эксплуатирует электрические сети.
2. Раскопки землеройными машинами на расстоянии до 1 м от кабеля, а также применение отбойных молотков, ломов и кирок для рыхления грунта над кабелями на глубину, большую чем 0,3 м в случае нормальной глубины прокладки кабелей запрещается.

Применение ударных и вибропогружных механизмов разрешается на расстоянии не менее 5 м от кабелей.
Перед началом работ должно быть проведено под надзором персонала энергообъекта контрольное вскрытие трассы.
Для выполнения взрывных работ должны быть выданы дополнительные технические условия.

1. Энергообъекты, эксплуатирующие электрические сети, должны периодически оповещать организации и население района, где проходят кабельные трассы, о порядке выполнения земляных работ вблизи этих трасс.
2. Запрещается проводить любые виды работ в зоне прохождения открытых кабельных трасс (эстакад), если существует угроза их повреждения в результате выполнения этих работ.
3. Для предупреждения электрических пробоев на вертикальных участках кабелей с бумажной изоляцией напряжением 20-35 кВ вследствие высыхания изоляции, необходимо их периодически заменять или устанавливать на них стопорные муфты.

На кабельных линиях напряжением 20-35 кВ с кабелями с нестекающей пропиточной массой и пластмассовой изоляцией или с газонаполненными кабелями дополнительное наблюдение за состоянием изоляции вертикальных участков и их периодическая замена не требуются.
12.8.37 Проверка состояния герметичных кабельных проходов и уплотнений должна быть выполнена при проведении капитального ремонта в соответствии с графиком, утвержденным техническим руководителем энергообъекта, а также по мере необходимости.

1. При надзоре за прокладкой и при эксплуатации небронированных кабелей со шланговым покрытием необходимо обращать особое внимание на состояние шланга. Кабели со шлангами, имеющими сквозные порывы, задиры и трещины, должны быть отремонтированы или заменены. Эксплуатацию зарубежных силовых кабелей осуществляют в соответствии с требованиями заводов-изготовителей и требованиями действующих НД.
2. Службы энергообъектов, эксплуатирующие кабельные сети, должны иметь лаборатории, оснащенные аппаратами для определения мест повреждения кабеля, измерительными приборами и передвижными измерительными и испытательными установками.
3. Кабельные линии необходимо в целях профилактики периодически испытывать повышенным напряжением постоянного тока в соответствии с требованием ГКД 34.20.302 по графику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта.

Необходимость внеочередных испытаний на кабельных линиях после ремонтных работ или раскопок, связанных с вскрытием трасс, определяет руководитель энергообъекта, эксплуатирующего электрические сети.
12.8.43 Образцы поврежденных кабелей и поврежденные кабельные муфты должны подлежать лабораторным исследованиям для установления причин повреждения и разработки мер по их предупреждению.

12.9 Релейная защита и автоматика
12.9.1 Силовое электрооборудование электростанций, подстанций, тепловых сетей, воздушные и кабельные линии электропередачи должны быть защищены от коротких замыканий и нарушений нормальных режимов устройствами релейной защиты (РЗ), автоматическими выключателями или предохранителями и оборудованы устройствами автоматики.
Устройства релейной защиты и автоматики (электроавтоматики, противоаварийной и режимной автоматики), далее - устройства РЗА, по принципам действия, уставкам, настройке, условиям резервирования и выходным воздействиям должны соответствовать схемам и режимам работы электроэнергетической системы (ЭЭС), оборудования и постоянно быть в работе, кроме устройств, которые должны выводиться из работы соответственно назначению и принципу действия, режимам работы ОЭС Украины, ЭЭС, электрооборудования или по условиям селективности.
Принципы выполнения и размещения устройств РЗА должны соответствовать действующим НД.

1. Силовое электрооборудование и линии электропередач могут находиться под напряжением только с введенными в работу устройствами РЗА. В случае вывода из работы или неисправности отдельных видов защиты или автоматики устройства, которые остались в работе, должны обеспечивать полноценную защиту электрооборудования и линий электропередач от всех видов повреждений и нарушений нормального режима. Если это условие не может быть выполнено, то должно быть введено временное устройство РЗА или изменены характеристики существующих устройств для обеспечения полноценной защиты и необходимого быстродействия. В случае невозможности выполнения этих условий в части электроавтоматики, противоаварийной или режимной автоматики должны быть осуществлены (введены) соответствующие режимные ограничения, а при невозможности выполнения этих условий относительно защит присоединение должно быть отключено.
2. При наличии быстродействующих релейных защит и устройств резервирования отказа выключателей все операции по включению (выключению) линий, шин и оборудования, а также операции по переключению разъединителями и выключателями должны быть осуществлены с введенными в работу этими защитами. Если на момент проведения операций какие-либо из этих защит не могут быть введены в работу или должны быть выведены из работы по принципу действия, необходимо ввести ускорение на резервных защитах или выполнить временную защиту, хотя бы неселективную, но с необходимым быстродействием.
3. 
   

12.9.5 Противоаварийная автоматика, обеспечивающая сохранение устойчивости ЭЭС (ОЭС), должна дублироваться и выполняться по разным принципам выявления нарушений нормального режима. Одновременный вывод обоих комплектов из работы допускается лишь после разработки и осуществления мер, предотвращающих недопустимую нагрузку сети.

1. Автоматика ликвидации асинхронного режима должна быть выполнена с помощью основных и резервных комплектов. Вывод обоих комплектов из работы без отключения элемента сети, который они защищают, недопустимо.
2. Автоматика частотной разгрузки (АЧР) во время снижения частоты в электрической сети по своим объемам и ступеням должна отвечать заданию ЭЭС. Включение потребителей, отключенных действием АЧР, которые не имеют автоматического повторного включения после восстановления частоты (ЧАПВ), может быть осуществлено лишь с разрешения диспетчера ЭЭС (НЭК «Укрэнерго»)
3. Каналы передачи команд РЗ и ПА по ВЛ должны постоянно находиться в работе, их можно выводить только при выполнении ремонтных работ с установкой заземлений на трассе ВЛ или для профилактических работ.
4. Установленные на электростанциях и подстанциях автоматические осциллографы, фиксирующие приборы (амперметры, вольтметры и определители мест повреждений), микропроцессорные регистраторы аварийных ситуаций и прочие устройства, используемые для анализа работы устройств РЗА и определения мест повреждения на линиях электропередач, должны быть всегда готовы к действию. Вывод из работы указанных устройств должны осуществляться по заявке.
5. Порядок выполнения работ по модернизации, переоснащению или замене устройств РЗА установлен п.5.6.2.4.
6. Организационно-техническое обслуживание устройств РЗА энергообъектов и линий электропередач региональных ЭЭС Украины, генерирующих и энергоснабжающих компаний, обособленных электростанций, электрических сетей, блок-станций и подстанций других потребителей, независимо от их ведомственной принадлежности и форм собственности, осуществляют специализированные подразделения - службы РЗА, электротехнические лаборатории (ЭТЛ) или другие структурные подразделения, входящие в состав субъектов электроэнергетики (далее - службы РЗА) в соответствии с п.5.1.1.9.

12.9.12 Для четкого распределения функций и ответственности между службами РЗА субъектов электроэнергетики все устройства РЗА должны быть распределены по уровням соответственно диспетчерской подчиненности:
а) первый уровень - устройства РЗА, которые находятся в оперативном управлении (ведении) диспетчера НЭК «Укрэнерго», а также в ведении (управлении) диспетчеров энергосистем других стран на межгосударственных связях;
б) второй уровень - устройства РЗА, которые находятся в управлении диспетчера ЭЭС, а также в ведении диспетчеров энергосистем других стран на межгосударственных связях;
в) третий уровень - устройства РЗА, находящиеся в оперативном управлении диспетчера энергоснабжающей компании, начальников смен электростанций или блок-станций и диспетчеров других субъектов электроэнергетики.

1. Основные задачи, функции, права, организация управления, функциональные отношения с вышестоящими и нижестоящими службами РЗА, с другими службами субъектов электроэнергетики должны быть изложены в соответствующих положениях о службах РЗА, утвержденных их руководителями и согласованных со службами РЗА вышестоящего уровня.
2. Уставки срабатывания устройств РЗА рассчитывает проектная организация с целью определения возможности надежной защиты оборудования и обеспечения устойчивой работы ЭЭС выбранными типами устройств РЗА. Службы РЗА, в ведении или управлении которых находятся эти устройства РЗА, рассчитывают и согласовывают уставки устройств РЗА для всех рассматриваемых режимов и аварий (соответственно действующих НД) и обеспечивают разработку необходимых оперативных указаний по их использованию.
3. В НЭК «Укрэнерго» должна быть следующая техническая документация:
4. технические данные устройств в виде карт уставок и характеристик;
5. инструкции или методические указания по наладке и проверке, а для импортных устройств - указания по обслуживанию и методике выбора уставок;
6. исполнительные рабочие схемы: принципиальные или структурные (технологические алгоритмы функционирования);
7. программное обеспечение для управления и обслуживание микропроцессорных устройств РЗА в виде программ на соответствующих носителях информации.

Кроме вышеперечисленной технической документации, в службах РЗА, которые выполняют непосредственное техническое обслуживание устройств РЗА, должны быть:

1. паспорта-протоколы;
2. исполнительные рабочие схемы: принципиальные, монтажные или принципиально-монтажные;
3. программы вывода в проверку (введения в работу) сложных устройств РЗА с указанием последовательности, способа и места отсоединения (присоединения) их цепей от устройств РЗА, которые остаются в работе, цепей управления оборудованием и цепей тока и напряжения. Программы на устройства РЗА первого и второго уровней согласовывают соответствующие службы РЗА региональной ЭЭС. Перечень устройств, на которые составлены программы, согласовывает руководитель вышестоящего оперативного уровня и утверждает технический руководитель энергообъекта.

Результаты технического обслуживания должны быть занесены в паспорт-протокол (подробные записи относительно сложных устройств РЗА при необходимости должны быть сделаны в рабочем журнале).
Исполнительные схемы РЗА необходимо приводить в соответствие немедленно после изменения реальной схемы. Изменения в схемах должны быть подтверждены записями, указывающими, кто внес изменения, причину и дату внесения изменений, отметку о согласовании. Схемы должны подлежать возобновлению по мере их износа. Исполнительные схемы РЗА согласовывает руководитель службы РЗА, в ведении которого находится устройство, и утверждает технический руководитель энергообъекта.
12.9.16 Оперативный персонал энергообъекта обязан осуществлять:
• ввод и вывод из работы устройств РЗА (ступеней), а также изменение их действия и уставок по распоряжению оперативного персонала, в управлении (ведении) которого находятся эти устройства, используя специально предусмотренные переключающие устройства;

1. периодический контроль правильности положения переключающих устройств на сборках (рядах) зажимов пультов управления, шкафов и панелей ( далее - панелях РЗА), крышек испытательных блоков;
2. контроль работы устройств РЗА по показаниям приборов и имеющихся на аппаратах и панелях (шкафах) устройств вмонтированной индикации и сигнализации, а также, по сообщениям, поступающим от микропроцессорных устройств РЗА;
3. контроль работы устройств регистрации аварийных событий;
4. обмен сигналами высокочастотных защит;
5. измерение контролируемых параметров устройств низкочастотной и высокочастотной аппаратуры каналов РЗА;
6. измерение тока небаланса в защите шин и в устройстве контроля изоляции вводов;
7. измерение напряжения небаланса в разомкнутом треугольнике трансформатора напряжения;
8. опробование автоматического включения резерва и приборов фиксации;
9. завод часов автоматических осциллографов, замену кассет с фотобумагой и т.д.

Периодичность контроля и опробования, перечень аппаратов и устройств, подлежащих опробованию, порядок операций во время проведения опробований, а также порядок действий оперативного персонала в случае выявления отклонений от норм должны быть установлены инструкциями по эксплуатации.
12.9.17 Если оперативный персонал выполняет переключения на панелях РЗА с помощью ключей, накладок, испытательных блоков, других устройств, необходимо применять таблицы положения указанных переключающих устройств для используемых режимов или другие наглядные методы контроля, а также программы и типовые бланки переключений.
Об операциях по этим переключениям, изменении уставок и настройки должна быть сделана запись в оперативном журнале.
12.9.18 Оперативный персонал должен отвечать за правильное положение всех переключающих устройств РЗА.
Персонал служб РЗА организаций, эксплуатирующих электрические, тепловые сети и электростанции, обязан периодически осматривать все панели и пульты управления, панели и устройства РЗА и сигнализации, обращая особое внимание на правильность положения переключающих устройств и соответствие их положения схемам и режимам работы электрооборудования. Периодичность осмотров устанавливает технический руководитель энергообъекта.

1. При эксплуатации должны быть обеспечены нормальные условия работы (допустимые температура, влажность, вибрация, отклонение рабочих параметров от номинальных, уровень помех и т.д.) аппаратуры РЗА (реле, аппаратов и вспомогательных устройств РЗА) и контрольных цепей (кабельной продукции, проводов, рядов зажимов и т.д.).
2. Вновь смонтированные устройства РЗА и контрольные цепи перед вводом в работу должны быть налажены и пройти приемо-сдаточные опробования .

Разрешение на ввод и включение в работу новых устройств выдается с записью в журнале релейной защиты и автоматики с оформлением заявки.
12.9.21 На панелях РЗА на лицевой и обратной (в случае двустороннего обслуживания) сторонах должны быть надписи, указывающие монтажный номер панели и ее назначение в соответствии с диспетчерским наименованием.
Установленная на панелях РЗА аппаратура должна иметь с обеих сторон (в случае двустороннего обслуживания) надписи или маркировки соответственно исполнительным схемам. Расположение надписей или маркировки должно однозначно указывать на назначение и принадлежность соответствующего аппарата. Аналогично должны быть маркированы порты микропроцессорных устройств РЗА.
Надписи возле испытательных блоков и переключающих устройств (накладок, переключателей, рубильников, автоматических выключателей и т.д.), которыми управляет оперативный персонал, должны четко определять назначение этих устройств и вид действия.
На панели с аппаратурой, принадлежащей к разным присоединениям или разным устройствам РЗА одного присоединения, которые могут быть проверены в отдельности, должны быть нанесены четкие разграничительные линии. При проверках необходимо принимать меры по ограничению доступа к аппаратуре, которая осталась в работе. Ряды зажимов разных устройств РЗА должны быть отделены разделительными колодками с соответствующей маркировкой.

1. На щитах управления электростанций и подстанций, на панелях РЗА переключающие устройства в цепях РЗА должны быть расположены наглядно, а однотипные операции с ними должны проводиться одинаково.
2. Провода, присоединенные к сборкам (рядам) зажимов, должны иметь маркировку, которая соответствует исполнительным схемам. Контрольные кабели должны иметь маркировку на концах, в местах разветвления и пересечения потоков кабелей, в случае прохождения их через стены, потолки и т.д.. Концы незадействованных жил контрольных кабелей должны быть изолированы и на них должны быть указаны номера кабелей.
3. На панелях РЗА не должны находиться в непосредственной близости зажимы, случайное соединение которых может вызвать включение или отключение присоединения, короткое замыкание в цепях оперативного тока или в цепях возбуждения генератора (синхронного компенсатора).
4. В цепях оперативного тока должна быть обеспечена селективность действия аппаратов защиты (предохранителей и автоматических выключателей).

Автоматические выключатели, колодки предохранителей должны иметь маркировку с указанием схемных обозначений, назначений и величины тока.
12.9.26 При эксплуатации устройства РЗА и контрольные цепи должны быть проверены и опробованы в объеме и в сроки, указанные в действующих НД.
Техническое обслуживание устройств РЗА, в процессе которого возникает необходимость очередного опробования действий на коммутационные аппараты, должно быть объединено с ремонтом соответствующего силового оборудования.
После ошибочного срабатывания или отказа срабатывания устройств РЗА должны быть проведены дополнительные (послеаварийные) проверки.
12.9.27 Все случаи срабатывания и отказа устройств РЗА, а также дефекты, выявленные в процессе эксплуатации, должны регистрироваться, тщательно анализироваться и учитываться в установленном порядке службами, которые их эксплуатируют. Выявленные дефекты должны быть устранены.
О каждом случае неправильного срабатывания или отказа срабатывания устройств РЗА, а также о выявленных дефектах схем и аппаратуры РЗА и о выполненных мерах по их предотвращению должна быть проинформирована вышестоящая служба РЗА, в управлении или ведении которой находится устройство.
12.9.28 Устройства РЗА, за исключением тех, уставки которых изменяет оперативный персонал, разрешено открывать только работникам служб РЗА или, в исключительных случаях, по их указанию оперативному персоналу.
Работы в устройствах РЗА должен выполнять квалифицированный персонал, специально обученный и допущенный к самостоятельной проверке соответствующих устройств.
12.9.29 Вывод из работы, изменение режимов работы или параметров настройки, а также изменение действия устройств РЗА должны быть оформлены в соответствии с п.13.4.2, п.13.4.4, п.13.4.9 и п.13.4.10.
В случае угрозы ошибочного срабатывания, устройство РЗА должно быть выведено из работы с учетом требования п. 12.9.2 без разрешения вышестоящего оперативного персонала, но с последующим уведомлением его (соответственно инструкции по эксплуатации) и последующим оформлением заявки в соответствии с п.13.4.4.
12.9.30 Изменение уставок микропроцессорных устройств РЗА оперативным и обслуживающим персоналом должно осуществляться с санкционированным доступом с фиксацией точного времени, даты и данных лица, которое выполнило изменение, а также содержания изменения.
12.9.31 Снятие информации с устройства РЗА на микропроцессорной базе с помощью переносной электронно-вычислительной техники (ЭВТ) или встроенного дисплея разрешается выполнять релейному или специально обученному оперативному персоналу в соответствии с инструкцией по эксплуатации без обращения за разрешением к вышестоящему оперативному персоналу.
12.9.32 При работе на панелях РЗА должны быть приняты меры против ошибочного отключения оборудования. Работы необходимо выполнять только изолированным инструментом.
Выполнение этих работ для сложных устройств РЗА без использования исполнительных схем, рабочих (типовых) программ, которые содержат заданный объем и четкую последовательность операций и утверждены в установленном порядке, запрещается.
Операции в контрольных цепях трансформаторов тока и напряжения (в том числе с испытательными блоками) должны быть проведены с выводом из действия устройств РЗА (или отдельных их ступеней), которые по принципу действия и параметрами настройки (уставками) могут срабатывать ошибочно в процессе выполнения указанных операций. При этом должны быть выполнены требования п.12.9.2.
После окончания работ должны быть проверены исправность и правильность присоединения цепей тока, напряжения, оперативных цепей и цепей сигнализации. Оперативные цепи РЗА и цепи управления (при условии их размыкания в процессе работы или внесении изменений) должны быть проверены путем опробования в действии.

1. Операции в устройствах РЗА, которые могут привести к ошибочному отключению защищаемого или других присоединений, а также другие непредусмотренные воздействия на оборудование или другие действующие устройства РЗА, должны быть проведены по разрешенной заявке, которая учитывает эти возможности.
2. Сопротивление изоляции электрически связанных контрольных цепей напряжением выше 60 В относительно земли, а также между электрически несвязанными цепями разного назначения (измерительные цепи, цепи оперативного тока, сигнализации), должно поддерживаться в пределах каждого присоединения не ниже 1 Мом. Если величина изоляции меньше 1 Мом, следует выполнить испытание повышенным напряжением в соответствии с п. 12.9.35.

Сопротивление изоляции контрольных цепей, рассчитанных на рабочее напряжение, не превышающее 60 В, кроме цепей 24 В и ниже, должно быть не менее 0,5 МОм.
Измерение сопротивления изоляции цепей 24 В и ниже устройств РЗА на микроэлектронной и микропроцессорной базе необходимо проводить в соответствии с указаниями завода-изготовителя.
Сопротивление изоляции измеряют мегаомметром в первом случае на напряжение 1000-2500 В, а в втором случае - 500 В.
Для предотвращения повреждения устройств на микроэлектронной и микропроцессорной базе во время проверки изоляции внешних контрольных цепей, а также внутренних соединений отдельных устройств РЗА, должны быть выполнены указания, предусмотренные инструкциями завода-изготовителя и, при необходимости, приняты дополнительные меры (например, закорачивание отдельных элементов, участков схемы или «плюса» и «минуса» схемы питания).
12.9.35 В случае включения после монтажа и первого профилактического контроля изоляция электрически связанных цепей РЗА напряжением выше 60 В относительно земли и всех других контрольных цепей данного присоединения должна быть испытана напряжением 1000 В переменного тока промышленной частоты на протяжении 1 мин.
Кроме того, напряжением 1000 В, 50 Гц на протяжении 1 мин должна быть испытана изоляция между жилами контрольного кабеля тех цепей, где имеется вероятность замыкания между жилами с серьезными последствиями (цепи газовой защиты; ДЗШ, цепи конденсаторов, используемых как источник оперативного тока; контрольные цепи трансформаторов тока и т.д.).
В дальнейшем в эксплуатации изоляция цепей РЗА (за исключением цепей напряжением 60 В и ниже) должна испытываться напряжением 1000 В переменного тока на протяжении 1 мин или выпрямленным напряжением 2500 В с использованием мегаомметра или специального устройства.
Испытания изоляции цепей РЗА напряжением 60 В и ниже проводят в процессе ее измерения мегаомметром в соответствии с п.12.9.34.
Испытания электрической прочности изоляции цепей внутренних соединений отдельного устройства РЗА, выполненного на базе микроэлектронных и микропроцессорных элементов, необходимо выполнять с учетом рекомендаций заводов-изготовителей.
12.9.36 В случае устранения повреждений контрольных кабелей или при условии их наращивания соединение жил необходимо осуществлять с установкой специальных муфт или с помощью предназначенных для этого клеммных коробок (рядов зажимов).
Указанные муфты и коробки должны быть зарегистрированы в специальном журнале.
На каждые 50 м кабеля не должно быть больше двух из указанных выше соединений. Общее количество соединений не должно превышать одного на каждые 100 м общей длины кабеля.

• Контрольные кабели с изоляцией жил, склонной к разрушению под воздействием воздуха, света и масла, должны иметь дополнительное покрытие, которое препятствует этому разрушению на участках жил от зажимов до концевых разделок .
• Вторичные обмотки трансформаторов тока должны быть всегда замкнутыми на реле, приборы или закорочены. Контрольные цепи трансформаторов тока, напряжения и вторичные обмотки фильтров присоединения ВЧ каналов должны быть заземлены.
• Каналы передачи команд РЗ и ПА кабельными линиями и волоконно-оптическими линиями связи (ВОЛС) после ремонтов и модернизации на линиях связи должны быть введены в работу только после опробования прохождения команд РЗ и ПА.
• Дополнительные данные относительно эксплуатации микропроцессорных устройств РЗА, которые входят в состав АСУ ТП, изложены в п.5.11.4.9 и п.5.11.4.19.
• Согласование взаимодействий электрических и технологических защит на АЭС, ТЭС, ГЭС, ВЭС и других энергообъектах должно быть предусмотрено проектом.

12.11 Заземляющие устройства
12.11.1 Заземляющие устройства должны отвечать требованиям электробезопасности людей и защиты электроустановок, а также эксплуатационных режимов работы.
Все металлические части электрооборудования и электроустановок, которые могут оказаться под напряжением вследствие нарушения изоляции, должны быть заземлены или занулены в соответствии с требованиями ПУЭ.
После монтажа перед засыпкой грунтом собственник электроустановки проверяет заземляющие устройства на их соответствие проекту с оформлением акта проверки.
12.11.2 При сдаче в эксплуатацию заземляющих устройств электроустановок монтажной организацией должны быть предоставлены:

1. исполнительные схемы заземляющих устройств;
2. данные элементов заземляющих устройств;
3. акты на выполнение скрытых работ;
4. протоколы приемо-сдаточных испытаний.
1. Каждый элемент установки, подлежащей заземлению или занулению, должен быть присоединен к заземлителю или защитному зануляющему проводнику отдельным заземляющим или зануляющим проводником. Последовательное соединение заземляющими или зануляющими проводниками нескольких металлически несвязанных элементов установки запрещено.
2. Присоединение заземляющих проводников к заземлителю и конструкциям, которые заземляются, необходимо выполнить путем сварки, а к корпусам аппаратов, машин и опор ВЛ - сваркой или болтовым соединением.
3. Заземляющие проводники необходимо обеспечить защитой от коррозии. Медные и алюминиевые заземляющие проводники могут быть изолированными и неизолированными. Использование неизолированных алюминиевых проводников для прокладки в земле как заземляющих или нулевых защитных проводников не допускается. Сечение нулевых рабочих и нулевых защитных проводников в трехпроводных линиях должно быть не меньшим, чем сечение фазных проводников. Открыто проложенные заземляющие проводники должны быть выкрашены в черный цвет.
4. В электроустановках до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью или глухозаземленным выводом источника однофазного тока, а также с глухозаземленной средней точкой в трехпроводных сетях постоянного тока должно быть выполнено зануление. Использование в таких электроустановках заземления корпусов электроприемников без их зануления недопустимо.

12.11.7 Для контроля заземляющего устройства необходимо проводить:
• измерения сопротивления заземляющего устройства — один раз в 12 лет;

1. выборочную проверку с вскрытием грунта для оценки коррозионного состояния элементов заземлителя , которые находятся в земле - не реже чем один раз в 12 лет;
2. проверку наличия и состояния цепей между заземлителем и заземляемыми элементами, соединений естественных заземлителей с заземляющим устройством, которые эксплуатируются до 25 лет - не реже одного раза в 12 лет, а для эксплуатируемых более 25 лет, не реже одного раза в 6 лет;
3. измерение напряжения прикосновения в электроустановках, в которых заземляющее устройство выполнено в соответствии с нормами на напряжение прикосновения;
4. проверку (расчетную) соответствия напряжения на заземляющем устройстве требованиям ПУЭ - после монтажа, переоборудования и капитального ремонта заземляющего устройства, но не реже, чем один раз в 12 лет;
5. в электроустановках до 1000 В с изолированной нейтралью проверку пробивных предохранителей - не реже одного раза в 6 лет; в электроустановках до 1000 В с глухозаземленной нейтралью измерение полного сопротивления петли "фаза — нуль" или тока однофазного замыкания на землю или на нулевой проводник - не реже одного раза в 6 лет.
6. Значение сопротивления заземляющего устройства во время эксплуатации необходимо поддерживать на уровне, установленном требованиями ПУЭ.
7. Каждое заземляющее устройство, находящееся в эксплуатации, должно иметь паспорт, который содержит исполнительную схему заземления и данные на элементы заземлителя, удельное сопротивление грунта, результаты проверок, ремонтов и изменений, внесенных в это устройство.

12.11.10 Измерения сопротивления заземляющих устройств необходимо выполнять:

1. после монтажа, переоборудования и капитального ремонта этих устройств на электростанциях, подстанциях и линиях электропередачи;
2. после монтажа, переоборудования и капитального ремонта для подстанций воздушных распределительных сетей напряжением 35 кВ и ниже, но не реже одного раза в 12 лет;
3. на опорах ВЛ напряжением выше 1 кВ с разрядниками, разъединителями, искровыми промежутками и возле опор с повторными заземлителями нулевых проводов - после монтажа, переоборудования, ремонтов, а также в эксплуатации не реже одного раза в 6 лет;
4. на тросовых опорах ВЛ 110 кВ и выше в случае выявления на них следов перекрытия или повреждений изоляторов электрической дугой;
5. выборочно на 2 % от общего количества опор с заземлителями в населенной местности, на участках ВЛ с наиболее агрессивными, оползневыми почвами, выдуваемыми или плохо проводящими грунтами - после монтажа, переоборудования, ремонтов, а также в эксплуатации не реже одного раз в 12 лет;
6. на опорах ВЛ напряжением до 1 кВ с заземлителями грозозащиты, с повторными заземлениями нулевого провода после монтажа, переоборудования, ремонтов, а также в эксплуатации не реже одного раза в 6 лет.
1. Измерение напряжения прикосновения необходимо выполнять после монтажа, реконструкции и капитального ремонта заземляющего устройства, выполненного с соблюдением требований, которые предъявляют к напряжению прикосновения, но не реже одного раз в 6 лет.
2. Проверка коррозионного состояния заземлителей должна проводиться на подстанциях и электростанциях в местах, где заземлители наиболее подвержены коррозии, а также вблизи нейтралей силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов, короткозамыкателей, заземляющих вводов дугогасящих реакторов, разрядников, ограничителей перенапряжений - не реже одного раз в 12 лет.

В случае необходимости, по решению технического руководителя энергообъекта выборочную проверку коррозионного состояния заземлителей можно проводить чаще.

12.12 Защита от перенапряжений
12.12.1 На электростанциях, подстанциях и энергообъектах, эксплуатируемых электрическими сетями, должны быть сведения относительно защиты от перенапряжений каждого РУ и ВЛ:
• очертания защитных зон молниеотводов, прожекторных мачт, металлических и железобетонных конструкций, высоких сооружений и зданий;

1. схемы заземляющих устройств РУ с указанием мест присоединения защитных аппаратов, заземляющих спусков подстанционного оборудования и порталов с молниеотводами, а также материала, длины и сечения горизонтальных и вертикальных заземлителей;
2. паспортные защитные характеристики установленных на РУ и ВЛ ограничителей перенапряжений, вентильных и трубчатых разрядников и искровых промежутков, количество и место их расположения в соответствии с проектом и фактические;
3. схемы РУ со значениями длин защищенных тросом подходов ВЛ (для ВЛ с тросом по всей длине - длин опасных зон) и соответствующим им расстояниям на ошиновке между защитными аппаратами РУ и защищаемым оборудованием;
4. значение сопротивлений заземляющих устройств РУ, трансформаторных подстанций (ТП) и опор ВЛ, в том числе тросовых подходов ВЛ;
5. данные об удельном сопротивлении грунта по трассе ВЛ и территории РУ;
6. данные о пересечении ВЛ между собою, с линиями связи, радиотрансляции, автоблокировочными линиями железных дорог;
7. карты уровней изоляции ВЛ распределительных устройств в районах с загрязненной атмосферой;
8. информация о наличии в регионе источников загрязнения атмосферы и их характер;
9. информация о многолетней грозовой активности в регионе расположения электроустановки и сведения об участках сетей, наиболее поражаемых молниями.
10. Перед вводом в эксплуатацию собственник электроустановок должен проверить соответствие схем защиты от перенапряжений требованиям ПУЭ и проекту с оформлением акта проверки.
11. Подвеска проводов ВЛ напряжением до 1000 В любого назначения (осветительных, телефонных, высокочастотных и т.д.) на конструкциях ОРУ, отдельно установленных стержневых молниеотводах, прожекторных мачтах, дымовых трубах и градирнях, а также подводка этих линий к взрывоопасным помещениям запрещена.

Указанные линии необходимо выполнять кабелями с металлической оболочкой или кабелями без оболочки, проложенными в металлических трубах в земле.
Металлические оболочки кабелей и металлические трубы должны быть заземлены.
Подведение линий к взрывоопасным помещениям должно быть выполнено в соответствии с требованиями действующей инструкции по устройству грозозащиты зданий и сооружений.
12.12.4 Ежегодно перед началом грозового сезона необходимо проверять состояние защиты от перенапряжений РУ и линий электропередач и обеспечивать готовность средств защиты от грозовых и внутренних перенапряжений.
На предприятиях необходимо регистрировать случаи грозовых отключений и повреждений ВЛ, оборудования РУ и ТП. На основании полученных данных необходимо оценивать надежность грозозащиты и разрабатывать, в случае необходимости, меры по повышению ее надежности.
12.12.5 Ограничители перенапряжений и вентильные разрядники всех напряжений должны быть постоянно включены.
На ОРУ можно допускать выключение на зимний период (или отдельные его месяцы) вентильных разрядников, предназначенных только для защиты от грозовых перенапряжений в районах с ураганным ветром, гололедом, резкой сменой температуры и интенсивным загрязнением.
12.12.6 Профилактические испытания вентильных и трубчатых разрядников, а также ограничителей перенапряжений должны быть проведены в соответствии с ГКД 34.20.302 с учетом требований заводов-изготовителей.
Измерения токов проводимости ограничителей перенапряжений необходимо проводить, как правило, под рабочим напряжением без отключения от сети.

1. Техническое обслуживание средств грозозащиты и ведение эксплуатационно-ремонтной документации должны быть организованы в соответствии с требованиями инструкций по эксплуатации средств грозозащиты и инструкций по эксплуатации.
2. В электросетях всех классов напряжений вентильные разрядники рекомендовано заменять на ограничители перенапряжений. Замена вентильных разрядников ограничителями перенапряжений должна быть выполнена на основании проектного решения.

12.12.9 В сетях с изолированной нейтралью можно допускать работу воздушных и кабельных линий электропередач с замыканием на землю до ликвидации повреждения.
В этом случае к поиску места повреждения персонал обязан приступить немедленно и устранить повреждение в кратчайший срок.
В сетях с компенсацией емкостных токов продолжительность замыкания на землю не должна превышать допустимой продолжительности непрерывной работы дугогасящих реакторов.
В сетях генераторного напряжения, а также в сетях, к которым присоединены двигатели высокого напряжения, работа с замыканием на землю может быть допущена в соответствии с п. 12.1.29.
12.12.10 Компенсацию емкостного тока замыкания на землю дугогасящими реакторами необходимо применять при емкостных токах, превышающих значения, приведенные в таблице 12.6.

Таблица 12.6

Номинальное напряжение сети, кВ	6	10	15-20	35
Емкостный ток замыкания на землю, А	30	20	15	10

В сетях 6-20 кВ с ВЛ на железобетонных и металлических опорах и во всех сетях 35 кВ дугогасящие реакторы необходимо применять при величине емкостного тока замыкания на землю более 10 А.
Можно допускать применение компенсации в сетях 6-35 кВ также при значениях емкостного тока, меньших приведенных выше.
Для компенсации емкостных токов замыкания на землю в сетях необходимо применять заземляющие дугогасящие реакторы с автоматическим или ручным регулированием тока. Во время проектирования новых энергообъектов или модернизации электрических сетей необходимо предусматривать только автоматическое регулирование компенсации емкостных токов.
12.12.11 Измерения емкостных токов замыкания на землю, напряжений несимметрии и смещения нейтрали в сетях с компенсацией емкостного тока необходимо проводить при введении в эксплуатацию дугогасящих реакторов и значительных изменениях схемы сети, но не реже одного раза в 6 лет.
Измерение токов дугогасящих реакторов и токов замыкания на землю в случае разных настроек выполняют по необходимости.
В сетях 6-35 кВ с изолированной нейтралью расчеты емкостных токов замыкания на землю необходимо проводить при введении данной сети в эксплуатацию, а также в случае изменения схемы сети.
12.12.12 Мощность дугогасящих реакторов должна быть выбрана по величине емкостного тока сети с учетом ее перспективного развития на ближайшие 10 лет.
Заземляющие дугогасящие реакторы должны быть установлены на подстанциях, связанных с компенсированной сетью не менее чем двумя линиями электропередач.
Установка дугогасящих реакторов на тупиковых подстанциях запрещена.
Дугогасящие реакторы должны быть подключены к нейтралям трансформаторов, генераторов или синхронных компенсаторов через разъединители. Возле привода разъединителя должна быть установлена световая сигнализация о наличии в сети замыкания на землю.
Для присоединения дугогасящих реакторов, как правило, должны быть использованы трансформаторы со схемой соединения обмоток «звезда с выведенной нейтралью - треугольник».
Присоединение дугогасящих реакторов к трансформаторам, защищенным плавкими предохранителями, запрещено.
12.12.13 Дугогасящие реакторы должны иметь резонансную настройку.
Допускаются настройки с перекомпенсацией, при которой реактивная составляющая тока замыкания на землю не должна превышать 5 А, а степень расстройки - не более 5 %. Если установленные в сетях 6-10 кВ дугогасящие реакторы со ступенчатым регулированием индуктивности имеют большую разность токов смежных ответвлений, допускается настройка с реактивной составляющей тока замыкания на землю не более 10 А. В сетях 35 кВ при емкостном токе замыкания на землю менее 15 А допускается степень расстройки до 10 %.
В сетях 6-10 кВ с емкостными токами замыкания на землю меньшими 10 А, степень расстройки компенсации не нормируется.
Работа сетей с недокомпенсацией емкостного тока, как правило, не допускается. Разрешено применять настройку с недокомпенсацией лишь временно, при отсутствии дугогасящих реакторов необходимой мощности и при условии, что несимметрии емкостей фаз сети, которые возникают аварийно (например, обрыв провода или перегорание плавких предохранителей) не могут привести к появлению напряжения смещения нейтрали, превышающей 70 % фазного напряжения.

1. При наличии в сети замыкания на землю включать и выключать дугогасящий реактор запрещено.
2. В сетях, работающих с компенсацией емкостного тока, напряжение несимметрии не должно превышать 0,75 % фазного напряжения.

При отсутствии в сети замыкания на землю напряжение смещения нейтрали допускается не выше 15 % фазного напряжения длительно и не выше 30 % - в течение 1 ч.
Снижение напряжения несимметрии и смещения нейтрали до указанных значений должно быть осуществлено выравниванием емкостей фаз сети относительно земли (транспозицией проводов ВЛ, а также распределением конденсаторов высокочастотной связи между фазами линий).
При подключении к сети конденсаторов высокочастотной связи, конденсаторов молниезащиты вращающихся машин и новых ВЛ 6-35 кВ должна быть проверена допустимость несимметрии емкостей фаз относительно земли.
Пофазные включения и отключения воздушных и кабельных линий, которые могут приводить к напряжению смещения нейтрали, превышающему указанные значения, запрещается.
Для контроля напряжения несимметрии и напряжения смещения нейтрали на щитах управления электростанций и подстанций должны быть установлены стационарные измерительные приборы.
12.12.16 В сетях 6-10 кВ, как правило, должны быть применены плавнорегулируемые дугогасящие реакторы с автоматической настройкой тока компенсации.
При использовании дугогасящих реакторов с ручным регулированием тока показатели настройки должны быть определены по измерителю расстройки компенсации. Если такой прибор отсутствует, показатели настройки должны быть выбраны на основании результатов измерений емкостных токов и токов дугогасящих реакторов с учетом напряжения смещения нейтрали.

1. В сетях 6-10 кВ, в которых требуется отключение присоединения в случае однофазного замыкания на землю, с целью обеспечения надежной работы защиты от замыкания на землю и уменьшения перенапряжения можно допускать работу сети с заземлением нейтрали через резистор (частично заземленная нейтраль).
2. В электроустановках с вакуумными выключателями, как правило, должны быть предусмотрены меры по защите от коммутационных перенапряжений. Отказ от защиты от перенапряжений должен быть обоснован.
3. На подстанциях 110-220 кВ для предотвращения возникновения перенапряжений от самопроизвольных смещений нейтрали или опасных феррорезонансных процессов оперативные действия нужно начинать с заземления нейтрали трансформатора, включаемого на ненагруженную систему шин с электромагнитными трансформаторами напряжения.

Перед отделением от сети ненагруженной системы шин с электромагнитными трансформаторами напряжения нейтраль питающего трансформатора должна быть заземлена.
В сетях 110-220 кВ с появлением неполнофазного режима питания трансформаторов, работающих с изолированной нейтралью, оперативные действия, связанные с заземлением нейтрали этих трансформаторов, недопустимы.
Распределительные устройства 150-500 кВ с электромагнитными трансформаторами напряжения и выключателями, контакты которых шунтированы конденсаторами, должны быть проверены расчетами на возможность возникновения феррорезонансных перенапряжений при отключениях систем шин. По результатам расчетов, при необходимости, должны быть приняты меры к предотвращению феррорезонанса при оперативных переключениях и автоматических отключениях в соответствии с ГКД 34.47.501 "Руководящие указания по предотвращению феррорезонанса в распределительных устройствах 110-500 кВ с электромагнитными трансформаторами напряжения и выключателями, содержащими емкостные делители напряжения".
В сетях и на присоединениях 6-35 кВ, в случае необходимости, должны быть приняты меры для предотвращения феррорезонансных процессов, в том числе самопроизвольных смещений нейтрали.
12.12.20 Неиспользуемые обмотки низшего и среднего напряжения силовых трансформаторов и автотрансформаторов должны быть соединены в звезду или треугольник и защищены от перенапряжений вентильными разрядниками или ограничителями перенапряжений, присоединенными к вводу каждой фазы.
Допускается выполнять защиту неиспользуемых обмоток низшего напряжения, расположенных первыми от магнитопровода, заземлением одной из вершин треугольника или нейтрали обмотки.
Защита неиспользуемых обмоток не требуется, если к обмотке низшего напряжения постоянно подключена кабельная линия длиной не менее 30 м, имеющая заземленную оболочку или броню.
12.12.21 В сетях напряжением 110 кВ и выше разземление нейтрали обмоток 110- 220 кВ силовых трансформаторов, а также выбор действия релейной защиты и системной автоматики должны быть осуществлены таким образом, чтобы в случае различных оперативных и автоматических отключений не выделялись участки сети без трансформаторов с заземленными нейтралями.
Защита от перенапряжений нейтрали обмоток 110-220 кВ трансформаторов с уровнем изоляции ниже, чем у линейных вводов, работающих с разземленной нейтралью, должна быть осуществлена вентильными разрядниками или ограничителями перенапряжений.
12.12.22 В сетях 110-750 кВ при оперативных переключениях и в аварийных режимах кратковременные повышения напряжения промышленной частоты (50 Гц) на оборудовании не должны превышать относительных значений (для напряжения между фазами или полюсами - относительно наибольшего рабочего напряжения; для напряжения относительно земли - относительно наибольшего рабочего напряжения, деленного на v3), указанных в таблице 12.7. Наибольшее рабочее напряжение электрооборудования на напряжение 110-750 кВ приведено в таблице 12.8.
Указанные в таблице 12.7 относительные значения напряжения распространяются также на повышенные напряжения, отличающиеся от синусоиды частоты 50 Гц за счет наложения гармонических составляющих напряжения. Указанные в таблице 12.7 значения напряжения между фазами и относительно земли являются отношением максимума повышенного напряжения соответственно к амплитуде наибольшего рабочего напряжения или к амплитуде наибольшего рабочего напряжения, деленного на v 3 .

Таблица 12.7 - Допустимые кратковременные повышения напряжения частотой 50 Гц для электрооборудования классов напряжения 110 - 750 кВ

Вид электрооборудования	Номинальное напряжение, кВ	Допустимое повышение напряжения (относительное значение), не превышающее продолжительности действия t
		20 мин	20с	1 с	0,1с
Силовые трансформаторы и автотрансформаторы	110-500	1.10 1,10	1.25 1,25	1.90 1,50	2.00 1,58
Шунтирующие реакторы и электромагнитные трансформаторы напряжения	110-330	1.15 1,15	1.35 1,35	2.00 1,50	2.10 1,58
	500	1.15 1,15	1.35 1,35	2.00 1,50	2.08 1,58
Коммутационные аппараты, емкостные трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, конденсаторы связи и шинные опоры	110-500	1.15 1,15	1.60 1,60	2.20 1,70	2.40 1,80
Силовые трансформаторы и автотрансформаторы	750	1,10	1,25	1,67	1,76
Шунтирующие реакторы, коммутационные аппараты, трансформаторы напряжения и тока, конденсаторы связи и шинные опоры	750	1,10	1,30	1,88	1,98

В числителе таблицы 12.7 указаны значения допустимого повышения напряжения относительно земли, в знаменателе - между фазами.
Значения допустимых повышений напряжения между фазами касаются только трехфазных силовых трансформаторов, шунтирующих реакторов и электромагнитных трансформаторов напряжения, а также аппаратов в трехполюсном исполнении в случае расположения трех полюсов в одном баке или на одной раме. При этом для аппаратов классов напряжения 110, 150 и 220 кВ значения 1,60; 1,70 и 1,80 касаются только межфазной внешней изоляции
Для силовых трансформаторов и автотрансформаторов, независимо от значений, указанных в таблице 12.7, при условии нагревания магнитопровода кратность повышенного напряжения в долях номинального напряжения установленного ответвления обмотки должна быть ограничена для 20 мин до 1,15, для 20 с до 1,30.

Таблица 12.8 - Наибольшее рабочее напряжение электрооборудования классов напряжения от 110 до 750 кВ

Класс напряжения электрооборудования, кВ	110	150	220	330	500	750
Наибольшее рабочее напряжение электрооборудования, кВ	126	172	252	363	525	787

Для выключателей независимо от указанных в таблице 12.7 значений, повышенное напряжение должно быть в пределах, при которых кратность собственного возобновленного напряжения на контактах выключателя не превышает значений:

1. при условии отключения неповрежденной ненагруженной фазы линии во время несимметричного КЗ - 2,4 или 2,8 (в зависимости от исполнения выключателя, указанного в технических условиях) для оборудования 110-220 кВ и 3,0 для оборудования 330-750 кВ;
2. при условии отключения ненагруженной линии — 2,8 для оборудования 330-750 кВ в соответствии с ГОСТ 687-78Э "Выключатели переменного тока на напряжение свыше 1000 В. Общие технические условия" и ГОСТ 12450 "Выключатели переменного тока на номинальные напряжения от 110 до 750 кВ. Технические требования к отключению ненагруженных воздушных линий и методы испытаний".

При продолжительности повышения напряжения t, промежуточной между двумя значениями, приведенными в таблице 12.7, допустимое повышение напряжения должно быть равно указанному для большего из этих двух значений продолжительности.
При условии 0,1 с <t< 0,5 с допускается повышение напряжения, равное U1c+ 0,3 (U0.1c- U1c), где U0.1c и U1c - допустимое повышение напряжения продолжительностью t, равное соответственно 1,0 и 0,1 с.
Промежуток времени между двумя повышениями напряжения длительностью 20 с и 20 мин должен быть не менее 1 ч. Если повышение напряжения длительностью 20 мин имело место два раза (с интервалом в 1 ч), то в течение ближайших 24 ч повышение напряжения в третий раз допускается лишь в случае, если это необходимо из-за аварийной ситуации, но не ранее чем через 4 ч.
Количество повышений напряжения длительностью 20 мин не должно быть больше 50 на протяжении 1 года.
Количество повышений напряжения продолжительностью 20 с не должно быть больше 100 за срок службы электрооборудования, указанный в стандартах на отдельные виды электрооборудования, или за 25 лет, если срок службы не указан. В этом случае количество повышений напряжения продолжительностью 20 с не должно быть больше 15 на протяжении 1 года и больше двух на протяжении 1 суток.
Количество повышений напряжения продолжительностью 0,1 и 1,0 с не регламентировано.
В случае одновременного влияния повышенного напряжения на несколько видов оборудования допустимым для электрооборудования в целом является значение, наименьшее из нормированных для этих видов оборудования.
Допустимые кратковременные повышения напряжения частотой 50 Гц для ограничителей перенапряжений не должны превышать значений, приведенных в документации заводов-изготовителей.
Для предотвращения повышения напряжения сверх допустимых значений в инструкциях по эксплуатации должен быть указан порядок операций по включению и отключению каждой линии электропередачи 330-750 кВ и линий 110-220 кВ большой длины. Для линий 330-750 кВ и тех линий 110-220 кВ, где возможно повышение напряжения более 1,1 наибольшего рабочего, должна быть предусмотрена релейная защита от повышения напряжения.
В схемах, в том числе пусковых, в которых во время плановых включений линии возможно повышение напряжения более 1,1, а при автоматических отключениях более 1,4 наибольшего рабочего, рекомендуется предусматривать автоматику, ограничивающую до допустимых значение и продолжительность повышения напряжения.

12.13 Освещение
12.13.1 Рабочее, аварийное и эвакуационное освещение во всех помещениях, на рабочих местах и на открытой территории должно обеспечивать освещенность согласно санитарным нормам проектирования промышленных предприятий.
Светильники аварийного освещения должны отличаться от светильников рабочего освещения обозначениями или окраской.
Светоограждение дымовых труб, вентиляционных труб АЭС и других высотных сооружений должно отвечать правилам маркировки и светоограждения высотных препятствий.
12.13.2 В помещениях главного, центрального и блочного щитов управления электростанций и подстанций, а также на диспетчерских пунктах светильники аварийного освещения должны обеспечивать на фасадах панелей основного щита освещенность не менее 30 лк; одна-две лампы должны быть присоединены к шинам постоянного тока через предохранители или автоматы и включены круглосуточно.
Эвакуационное освещение должно обеспечивать в помещениях и проходах достаточную освещенность для прохода и эвакуации персонала.
12.13.3 Питание рабочего и аварийного освещения в нормальном режиме должно осуществляться от разных независимых источников.
В случаях отключения источников питания на электростанциях, подстанциях и диспетчерских пунктах аварийное освещение должно автоматически переключаться на АБ или другой независимый источник питания.
Присоединение к сети аварийного освещения других видов нагрузок, которые не относятся к этому освещению, запрещается.
Питание сети освещения по схемам, которые отличаются от проектных, запрещается.
Сеть аварийного освещения не должна иметь штепсельных розеток.
Светильники эвакуационного освещения должны быть присоединены к сети, которая не зависит от сети рабочего освещения.
В случае отключения источника питания эвакуационного освещения оно должно переключаться на АБ или другой независимый источник питания.
12.13.4 Питание переносных ручных светильников ремонтного освещения должно осуществляться от сети напряжением не выше 42 В, а в случае повышенной опасности поражения электрическим током - от сети напряжением не выше 12 В.
Вилки на напряжение 12-42 В не должны подходить к розеткам сети с напряжением 127 и 220 В. Розетки должны иметь надписи с указанием напряжения.
Для защиты групповых линий, которые питают штепсельные розетки для переносных электрических приборов, рекомендуется предусматривать устройства защитного отключения.

1. Установка ламп мощностью выше допустимой для данного типа светильников запрещается. Эксплуатация светильников со снятыми рассеивателями, экранирующими и защитными решетками запрещается.
2. Сети внутреннего, внешнего, а также охранного освещения энергообъектов должны иметь питание по отдельным линиям.

Управление сетью внешнего рабочего освещения, кроме сети освещения склада топлива и отдаленных объектов электростанций, ИТ, а также управление сетью охранного освещения должно быть осуществлено из помещения главного или центрального щита управления.
12.13.7 Питание сетей освещения энергообъектов должно осуществляться через стабилизаторы напряжения или от отдельных трансформаторов, которые обеспечивают возможность поддержания напряжения освещения в нужных пределах.
Напряжение на лампах должно быть не выше номинального. Понижение напряжения у наиболее отдаленных ламп сети внутреннего рабочего освещения, а также прожекторных установок должно быть не более 5 % номинального напряжения; у наиболее отдаленных ламп сети внешнего и аварийного освещения и в сети напряжением 12-42 В - не более 10% (для люминесцентных ламп - не более 7,5 %) номинального напряжения.

1. В коридорах РУ с двумя выходами и в проходных туннелях освещение должно быть выполнено с двусторонним управлением.
2. На щитах и сборках осветительной сети на всех выключателях (рубильниках, автоматах) должны быть надписи с наименованием присоединения, а на предохранителях - с указанием значения тока плавкой вставки.

12.13.10 У дежурного персонала должны быть схемы сети освещения, запас плавких калиброванных вставок и ламп всех напряжений осветительной сети. Дежурный и оперативно-ремонтный персонал даже при наличии аварийного освещения должен быть обеспечен переносными электрическими фонарями.
12.13.11 Очистку светильников, замену ламп и плавких вставок, осмотр и ремонт осветительной сети на электростанциях должен выполнять персонал электроцеха. Очистка светильников и замена перегоревших ламп на электростанциях может выполняться обученным персоналом технологических цехов. В помещениях с мостовыми кранами допускается их использование для обслуживания светильников с соблюдением мер безопасности.
Периодичность очистки должна быть установлена с учетом местных условий.
12.13.12 Осмотр и проверку осветительной сети необходимо производить в следующие сроки:

1. проверку действия автомата аварийного освещения - не реже одного раза в месяц в дневное время;
2. проверку исправности аварийного освещения в случае отключения рабочего освещения - два раза в год;
3. измерение освещенности рабочих мест – при вводе в эксплуатацию, а в дальнейшем – по мере необходимости;
4. испытания изоляции стационарных трансформаторов напряжением 12-42 В - один раз в год; переносных трансформаторов и светильников напряжением 12-42 В - два раза в год.

Выявленные при проверке и осмотре дефекты должны быть зафиксированы в журнале дефектов и устранены в кратчайший срок.
Результаты проверки должны быть зафиксированы в журнале, форму которого утверждает технический руководитель энергообъекта.
12.13.13 Проверку состояния стационарного оборудования и электропроводки аварийного, эвакуационного и рабочего освещения, испытания и измерение сопротивления изоляции необходимо выполнять при вводе в эксплуатацию, а в дальнейшем - по графику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта.

12.15 Энергетические масла
12.15.1 При эксплуатации маслонаполненного оборудования должно быть обеспечено выполнение нормативных требований к энергетическим маслам.
Отработанные масла подлежат сбору, регенерации и подготовке к повторному использованию.
Для обеспечения необходимого качества энергетического масла в эксплуатации необходимо проводить его контроль в установленном объеме и с необходимой периодичностью для каждой группы оборудования.
12.15.2 Все энергетические масла (электроизоляционные, турбинные, компрессорные, индустриальные и т.д.), получаемые энергообъектами от поставщиков, должны иметь сертификаты качества или паспорта и пройти лабораторный анализ с целью определения их соответствия требованиям действующих стандартов. Масла, которые не удовлетворяют требованиям соответствующих действующих стандартов, применять в оборудовании запрещается.
12.15.3 Контроль показателей качества масел проводят соответственно требованиям следующих НД:

1. ГКД 34.43.101 "Приемка, применение и эксплуатация трансформаторных масел. Методические указания" (далее ГКД 34.43.101);
2. РД 34.43.102 "Инструкция по эксплуатации нефтяных турбинных масел" (далее РД 34.43.102);
3. РД 34.43.106 "Типовая инструкция по приемке, хранению и эксплуатации огнестойкого турбинного масла ОМТИ" (далее РД 34.43.106).

Методы определения качества масла регламентируются государственными стандартами.
Кроме этого, необходимо принимать во внимание указания заводов-изготовителей оборудования, если их требования более жесткие относительно показателей качества масла или сроков его проверки.
Объем проверки трансформаторного масла определяется видом и классом напряжения оборудования.
12.15.4 Маслохозяйство электрических станций должно находиться в подчинении производственного подразделения, определенного приказом руководителя энергообъекта.
Трансформаторное масло электрических станций относительно эксплуатации должно быть в ведении электрического цеха станции, электрических сетей - в ведении службы изоляции и грозозащиты или другого производственного подразделения, определенного приказом руководителя электросетей; хозяйство турбинного масла электростанций - в ведении турбинного (котлотурбинного) цеха.
12.15.5 Для хранения масел создают открытый склад, оборудованный баками (резервуарами). Масла разных марок необходимо хранить в отдельности.
Резервуары должны быть оснащены воздухоосушительными фильтрами, указателями уровня масла, пробоспускными кранами на сливных патрубках. Внутренняя поверхность резервуаров для масла должна иметь маслобензостойкое антикоррозионное покрытие в соответствии с ГОСТ 1510 "Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение".
12.15.6 При приобретении энергетических масел должны быть соблюдены следующие этапы:

1. заказ масла с необходимыми характеристиками;
2. идентификация заказанного масла перед его поставкой;
3. приемка поступившего масла;
4. перевод (при необходимости) масла в стадию хранения.

Процедура идентификации масла перед поставкой состоит в проведении экспертизы его технической документации. При поступлении масла необходимо отобрать контрольные образцы (пробы) масла из цистерн для определения соответствия его характеристик требованиям НД.
12.15.7 Поступившее трансформаторное масло должно пройти лабораторные испытания. В случае поставки в железнодорожных и автоналивных цистернах масло из каждой цистерны перед его сливом необходимо подвергать испытанию с определением характеристик в объеме, предусмотренном ГКД 34.43.101.
Масло, предназначенное для заливки в электрооборудование напряжением 220 кВ и выше, должно быть проверено также на тангенс угла диэлектрических потерь и стабильность (на окисление). Испытание на стабильность разрешено проводить после слива масла в емкость для хранения.

1. После лабораторных испытаний масло необходимо слить в емкости маслохозяйства и перевести его на хранение или провести обработку для заливки в электрооборудование.
2. Трансформаторное масло, которое находится на хранении, необходимо проверять со следующей периодичностью:
1. через 3 суток после слива в емкости для постоянного хранения - в объеме п.12.15.7;
2. один раз в год – определение пробивного напряжения;
3. не реже одного раза в 3 года - в объеме п. 12.15.7.

В случае ухудшения результатов проверки по сравнению с начальными более 10 % необходимо принять меры для предотвращения дальнейшего ухудшения характеристик масла.
12.15.10 По значениям показателей качества трансформаторные масла разделяют на свежие сухие (до заливки в электрооборудование), эксплуатационные и регенерированные (после использования в электрооборудовании).
Масла, которые не отвечают требованиям ГОСТ, ТУ или ГКД 34.43.101 по показателям испытаний, запрещается заливать в электрооборудование.
12.15.11 Марка свежего трансформаторного масла должна выбираться в зависимости от типа и класса напряжения оборудования.
При необходимости допускается смешивание свежих масел, которые имеют одинаковые или близкие области применения. Смесь масел, предназначенных для разных классов напряжения, должна применяться только в оборудовании низшего класса напряжения.
Электрооборудование после капитального ремонта должно быть залито трансформаторным маслом, которое удовлетворяет нормам ГКД 34.43.101.
При необходимости в силовые трансформаторы напряжением до 500 кВ включительно допускается заливать эксплуатационное масло с кислотным числом не более 0,05 мг КОН на 1г масла, которое отвечает нормам на эксплуатационное масло по содержанию водорастворимых кислот, растворенного шлама, механических примесей и которое имеет пробивное напряжение на 10 кВ выше, чем эксплуатационная норма и тангенс угла диэлектрических потерь при 90 °С не более 2,6 % и содержит антиокислительную присадку ионол в объеме не менее 0,2 %.
12.15.12 В процессе эксплуатации сорбенты в термосифонных и адсорбционных фильтрах трансформаторов мощностью более 630 кВА подлежат замене, когда кислотное число более 0,1 мг КОН на 1 г масла или при наличии водорастворимых кислот более 0,014 мг КОН на 1 г масла, а также в случае ухудшения характеристик изоляции.
Замена сорбента в трансформаторах мощностью до 630 кВА включительно должна быть проведена в случае неудовлетворительных характеристик изоляции.
Содержание влаги в сорбенте перед загрузкой в фильтры должно быть не более 0,5 % его массы,

1. Контроль качества масел на энергообъектах и составление графиков контроля должна выполнять химическая лаборатория (химический цех) или соответствующие подразделения.

Объем и периодичность контроля трансформаторного масла проводят в соответствии с графиком, составленным на основании НД, требований заводов - изготовителей оборудования, инструкций по эксплуатации, результатов предыдущих проверок.
По требованию электроцеха (соответствующей службы или подразделения в электрических сетях) могут быть проведены дополнительные (внеплановые) проверки трансформаторного масла.
12.15.14 Данные показателей качества масла, залитого в электрооборудование, а также масел, хранящихся на складе, должны быть записаны в журнал (картотеку), в который также вносят:

1. дату отбора пробы масла;
2. дату проведения контроля качества масла;
3. вид оборудования и его станционное (оперативное) обозначение;
4. номер цистерны или емкости хранения на складе;
5. марку масла, причину отбора;
6. сведения о применении присадок;
7. количество и качество залитого масла;
8. вывод о соответствии показателей масла требованиям НД.

Структурному подразделению должен быть предоставлен протокол проверки, подписанный начальником химцеха или ответственным за проведение контроля качества масла и исполнителем.
12.15.15 На складе должен храниться неснижаемый запас трансформаторного масла, который на каждом объекте устанавливается в зависимости от местных условий, но не менее объема одного трехфазного масляного выключателя наибольшей емкости и запас на доливку не менее 1 % всего масла, залитого в электрооборудование, на электростанциях, которые имеют только воздушные или малообъемные масляные выключатели, - не менее 10 % объема масла, залитого в трансформатор наибольшей емкости.
В электрических сетях неснижаемый запас трансформаторного масла должен составлять не менее 2 % объема масла, залитого в оборудование.
12.15.16 До слива из цистерн турбинные нефтяные и огнестойкие масла должны подлежать лабораторному испытанию:
• нефтяные - на кислотное число, температуру вспышки, кинематическую вязкость, реакцию водной вытяжки, содержание механических примесей и воды, время деэмульсации. Кроме этого, для масел Т-22 и Тп-30, не содержащих присадок, необходимо определять натриевую пробу;
• огнестойкие - на кислотное число, содержание водорастворимых кислот, щелочей, температуру вспышки, вязкость, плотность, цвет и содержание механических примесей, которые должны быть определены экспресс-методом.
Нефтяное турбинное масло, слитое из цистерны в пустой, чистый и сухой резервуар, должно быть проверено на стабильность на окисление и антикоррозийные свойства. В случае несоответствия качества масла по этим показателями требованиям государственных стандартов необходимо провести анализ пробы масла, отобранной из цистерны.
Слитое из цистерн масло должно быть приведено в состояние, пригодное для заливки в оборудование.
12.15.24 Получаемые индустриальные масла и пластические смазочные масла должны проходить визуальный контроль с целью выявления механических примесей и воды. Индустриальное масло, кроме того, должно быть дополнительно испытано на вязкость для контроля на соответствие этого показателя государственным стандартам или техническим условиям.
12.15.25 Для вспомогательного оборудования и механизмов на электростанциях и энергопредприятиях, эксплуатирующих электрические сети, должны быть установлены нормы расхода, периодичность контроля качества и замены смазочных материалов. Марка используемого смазочного материала должна отвечать требованиям инструкций завода-изготовителя к ассортименту смазочных масел, допущенных к применению на данном оборудовании. Возможность замены смазочных материалов должна быть согласована с предприятием-изготовителем оборудования.
В системах смазки вспомогательного оборудования с принудительной циркуляцией масло должно проходить визуальный контроль на содержание механических примесей, шлама и воды не реже одного раза в месяц. В случае выявления загрязнения масло должно быть очищено или заменено.
На каждой электростанции и на каждом энергопредприятии, эксплуатирующем электрические сети, должен храниться постоянный запас смазочных материалов для вспомогательного оборудования не менее 45-дневной потребности.
12.15.26 Подача трансформаторного и турбинного масел к оборудованию и слив из него должны осуществляться отдельными маслопроводами, а при их отсутствии - с применением цистерн или металлических бочек.
Для трансформаторных масел могут быть использованы разборные маслопроводы, предварительно очищенные пропуском горячего масла.
Стационарные маслопроводы в нерабочем состоянии должны быть полностью заполнены маслом.
12.15.27 При эксплуатации масел необходимо придерживаться мероприятий пожаробезопасности, которые предотвращают возникновение и развитие пожара и обеспечивают успешное тушение в случае его возникновения.

• Назад
• Вперед