Технічна експлуатація електричних станцій і мереж - Електричне устатковання електричних станцій та мереж

Розділ 9
Електричне устатковання електричних станцій та мереж

Розділ 9, Підрозділ 1
Генератори і синхронні компенсатори

12.1.1 Під час експлуатації генераторів і синхронних компенсаторів повинні бути забезпечені їх безперебійна робота в допустимих режимах, надійна робота систем збудження, охолодження і постачання оливою, пристроїв контролю, захисту, автоматики та діагностики.
12.1.2 Системи збудження повинні забезпечувати в довготривалому режимі роботи регулювання збудження:
- від режиму з максимально допустимим від'ємним струмом збудження
(для реверсивних систем збудження) або від нуля струму збудження (для нереверсивних систем збудження) до 110 % номінального позитивного струму збудження синхронних компенсаторів, які працюють на мережу;
- від 80 % до 110 % номінальної напруги статора під час роботи турбогенераторів і гідрогенераторів на неробочому ході дією на
уставку автоматичного регулятора збудження (АРЗ);
- від 20 % до 110 % номінальної напруги статора під час роботи турбогенераторів і гідрогенераторів на неробочому ході дією на спеціальні входи АРЗ або на пристрій ручного керування. Для
генераторів із системами самозбудження цей режим може бути забезпечений за незалежного живлення системи збудження.
12.1.3 Система збудження повинна допускати збудження на вибігу до повного зупинення з метою електричного гальмування гідрогенераторів за струму статора не більшого ніж 1,2 від номінального.
12.1.4 Автоматичні регулятори збудження з усіма пристроями, включаючи пристрої форсування збудження та обмеження максимального та мінімального струму ротора, повинні бути постійно увімкнені в роботу.
Вимкнення АРЗ або окремих їх елементів допускають лише для ремонту або перевірки. Системи збудження під час роботи без АРЗ повинні мати засоби, які б забезпечували збудження з ручним дистанційним керуванням, знезбудження та автоматичне гасіння поля генератора.
Настроювання та дія АРЗ повинні бути пов'язані з допустимими режимами роботи генераторів (синхронних компенсаторів), загальностанційними і системними пристроями автоматики.
На електростанціях і в ЕЕС повинні бути дані про основні параметри настроювання АРЗ.
На резервних збудниках можна не встановлювати АРЗ, але повинно бути забезпечене форсування збудження кратністю не нижче ніж 1,3 номінальної напруги ротора.
12.1.5 Автоматичні регулятори збудження та пристрої форсування робочого збудження повинні бути настроєні так, щоб для заданого зниження напруги в мережі були забезпечені:
- гранична усталена напруга збудження не нижча ніж двократна в робочому режимі, якщо це значення не обмежене нормативними документами (НД) або технічними умовами на постачання для окремих типів машин;
- номінальна швидкість наростання напруги збудження;
- автоматичне обмеження заданої тривалості форсування та тривалості перевантаження залежно від його величини.
12.1.6 Генератори повинні бути введені в експлуатацію на
основному збудженні.
Під час роботи генератора переведення з основного збудження на резервне і навпаки для турбогенераторів необхідно виконувати без вимкнення генераторів від мережі, а для гідрогенераторів - допустимо виконувати з вимкненням від мережі.
12.1.7 На всіх генераторах і синхронних компенсаторах, що не мають обмоток від'ємного збудження, повинен бути встановлений і постійно бути в роботі захист обмотки ротора від перенапруг
(розрядник, гасильний опір тощо).
12.1.8 На всіх генераторах повинні бути встановлені пристрої для контролю опору ізоляції кіл збудження під час роботи генераторів.
12.1.9 Резервні джерела оливопостачання ущільнень генераторів з водневим охолодженням повинні автоматично вмикатися в роботу після вимкнення робочого джерела і зниження тиску оливи нижче від встановленої границі.
Для резервування основних джерел оливопостачання ущільнень
генераторів потужністю 60 МВт і більшою повинні бути постійно
увімкнені демпферні (буферні) баки. Запас оливи в демпферних баках повинен забезпечувати подачу оливи і підтримання позитивного перепаду тисків олива-водень на ущільненнях вала протягом всього часу вибігу турбоагрегату зі зривом вакууму у випадках відмови усіх джерел
оливопостачання.
12.1.10 Турбогенератори і синхронні компенсатори з водневим
охолодженням після монтажу і капітального ремонту повинні бути введені в роботу з номінальним тиском водню.
Для турбогенераторів, що мають безпосереднє водневе чи воднево-водяне охолодження активних частин, роботу на повітряному
охолодженні під навантаженням заборонено. Нетривалу роботу у разі повітряного охолодження дозволено тільки в режимі неробочого ходу без збудження з температурою повітря, не вищою ніж вказана в інструкції заводу-виробника, а для турбогенераторів серії ТВФ у разі повітряного
охолодження може бути допущене короткочасне збудження машини, вимкненої з мережі.
12.1.11 Пристрої для пожежогасіння генераторів і синхронних компенсаторів повинні бути в постійній готовності і забезпечувати можливість їх швидкого введення в дію.
12.1.12 У процесі пуску і під час роботи генераторів і синхронних компенсаторів необхідно здійснювати контроль:
- електричних параметрів обмоток статора і ротора, а також системи збудження;
- ізоляції кіл збудження;
- температури обмотки та сталі статора, охолоджувальних середовищ
(у тому числі й устатковання системи збудження), ущільнень вала, підшипників і підп'ятників;
- температури обмотки ротора та елементів щіткового апарата;
- тиску дистиляту, в тому числі перепаду тисків на фільтрах;
- питомого опору і витрати дистиляту через обмотки та інші активні та конструктивні частини;
- тиску та чистоти водню;
- тиску та температури оливи, а також перепаду тисків
олива-водень в ущільненнях вала;
- герметичності систем водяного охолодження;
- вологості газу в корпусі турбогенераторів з водневим і воднево-водяним охолодженням;
- рівня оливи в демпферних баках і поплавкових гідрозаслонах турбогенераторів, в оливних ваннах підшипників і підп'ятників
гідрогенераторів;
- вібрації підшипників і контактних кілець турбогенераторів,
хрестовин і підшипників гідрогенераторів.
За даними цього контролю для генераторів потужністю 100 МВт і більшою необхідно оцінювати технічний стан вузлів і систем з використанням засобів і методів діагностики.
12.1.13 Пристрої теплового контролю генератора необхідно вводити
у повному обсязі з використанням усіх робочих функцій (реєстрація температури, сигналізація у разі досягнення максимально допустимих температур тощо).
12.1.14 Генератори, які вводять у роботу вперше, повинні бути
оснащені системою діагностики в обсязі, передбаченому документацією заводу-виробника.
12.1.15 Періодичність визначення показників роботи газооливної і водяної систем генераторів і синхронних компенсаторів, які є в роботі або резерві, повинна бути такою:
- температури точки роси (вологості) водню в корпусі генератора не рідше ніж один раз на тиждень, а при вологості, що перевищує допустиму, або несправній системі індивідуального сушіння газу -не рідше ніж один раз на добу;
- газощільності корпусу машини (добового витоку водню) - не рідше ніж один раз на місяць;
- чистоти водню в корпусі машини - не рідше ніж один раз на тиждень за контрольним хімічним аналізом і безперервно за автоматичним газоаналізатором, а за несправності автоматичного
газоаналізатора - не рідше ніж один раз на зміну;
- вмісту водню в газовому уловнику, в картерах підшипників, екранованих струмопроводах, у кожухах лінійних і нульових виводів безперервно автоматичним газоаналізатором, що діє на сигнал, а за несправності чи відсутності такого газоаналізатора - переносним
газоаналізатором чи індикатором не рідше ніж один раз на добу;
- вмісту кисню у водні всередині корпусу генератора, у поплавковому гідрозаслоні, бачку продування і водневідокремлювальному баці оливоочищувального пристрою генератора - відповідно до затвердженого графіка за даними хімічного контролю;
- показників якості дистиляту в системі водяного охолодження
обмоток та інших частин генератора - відповідно до типової інструкції з експлуатації.
12.1.16 Чистота водню повинна бути не нижчою ніж:
- у корпусах генераторів з безпосереднім водневим охолодженням і синхронних компенсаторів усіх типів - 98 %;
- у корпусах генераторів з непрямим водневим охолодженням за надлишкового тиску водню 0,5 кгс/кв.см (50 кПа) і більше - 97 %;
- у корпусах генераторів з непрямим водневим охолодженням за надлишкового тиску водню до 0,5 кгс/кв.см (50 кПа) - 95 %;
Температура точки роси водню в корпусі генератора за робочого тиску повинна бути не вищою ніж 15 град.С і завжди нижчою від температури води на вході в газоохолодник.
12.1.17 Вміст кисню у водні в корпусі генератора (синхронного компенсатора) для вказаної в 12.1.16 чистоти водню повинен бути не більшим ніж 0,8; 1,0 і 1,2 % відповідно, а в поплавковому
гідрозаслоні, бачку продування і водневідокремлювальному баці
оливоочищувального пристрою - не більшим ніж 2 %.
12.1.18 Вміст водню в картерах підшипників, в екранованих струмопроводах, у кожухах лінійних і нульових виводів турбогенератора повинен бути меншим ніж 1 %. Робота турбогенератора за вмісту водню в струмопроводах, кожухах лінійних і нульових виводів більшому ніж 1 %, а в картерах підшипників більшому ніж 2 % заборонена. У повітряному
об'ємі головного оливного баку водню практично не повинно бути
(концентрація нижча ніж поріг чутливості газоаналізатора).
12.1.19 Коливання тиску водню в корпусі генератора (синхронного компенсатора) за номінального надлишкового тиску водню до 1 кгс/кв.см
(100 кПа) не повинні перевищувати 20%, а у разі більшого надлишкового тиску допускають не більше ніж ± 0,2 кгс/кв.см (± 20 кПа).
12.1.20 На всмоктувальних магістралях оливопомп синхронних компенсаторів у разі роботи на водневому охолодженні повинен бути забезпечений надлишковий тиск оливи не менший ніж 0,2 кгс/кв.см (20 кПа).
12.1.21 Тиск оливи в ущільненнях вала як при нерухомому роторі, так і при роторі генератора, що обертається, повинен перевищувати тиск водню в корпусі машини. Нижня і верхня межі перепаду тисків повинні бути вказані в інструкції заводу-виробника.
12.1.22 У системі оливопостачання ущільнень вала турбогенераторів повинні бути постійно увімкнені в роботу регулятори тиску оливи
(ущільнювального, притискного, компенсувального).
Запірна арматура, встановлена на оливопроводах системи
оливопостачання ущільнень вала повинна бути опломбована в робочому положенні.
12.1.23 Добовий витік водню в генераторі не повинен перевищувати
5 %, а добова витрата з урахуванням продувань не перевищувати 10 % загальної кількості газу з робочим тиском.
Добова витрата водню в синхронному компенсаторі не повинна перевищувати 5 % загальної кількості газу в ньому.
12.1.24 У нормальних умовах генератори, як правило, необхідно вмикати в мережу способом точної синхронізації (автоматичної або напівавтоматичної). У разі відмови або відсутності автоматичної синхронізації можна допустити увімкнення способом ручної точної синхронізації. У разі використання точної синхронізації повинно бути введене блокування від несинхронного увімкнення.
Увімкнення генератора в мережу способом самосинхронізації допускається, якщо це передбачене технічними умовами на поставляння
чи спеціально погоджене із заводом-виробником.
Під час ліквідації аварій в ЕЕС турбогенератори потужністю до 220
МВт включно і всі гідрогенератори дозволено вмикати на паралельну роботу способом самосинхронізації. Турбогенератори більшої потужності дозволено вмикати цим способом за умови, що визначена з врахуванням індуктивних опорів блочних трансформаторів і мережі кратність надперехідного струму до номінального не перевищує трьох.
12.1.25 Генератори у випадку скидання навантаження і вимкнення дозволено вмикати в мережу без огляду і ревізії, якщо скидання та вимкнення не супроводжувались пошкодженням агрегату або несправною роботою системи регулювання турбіни.
12.1.26 Швидкість підвищення напруги на генераторах і синхронних компенсаторах не обмежується.
Швидкість набору і зміни активного навантаження для всіх
генераторів визначена умовами роботи реакторної установки АЕС, турбіни або котла ТЕС (ДТ).
Швидкість зміни реактивного навантаження генераторів і синхронних компенсаторів з непрямим охолодженням обмоток, турбогенераторів
газотурбінних установок, а також гідрогенераторів з безпосереднім
охолодженням обмоток не обмежують, якщо немає обмежень заводу-виробника; на турбогенераторах з безпосереднім охолодженням
обмоток ця швидкість у нормальних режимах повинна бути не вищою від
швидкості підвищення активного навантаження, а в аварійних умовах не обмежують.
12.1.27 Номінальна потужність генераторів за номінального коефіцієнта потужності (для всіх турбогенераторів потужністю ЗО МВт і більшою та всіх турбогенераторів газотурбінних і парогазових
установок), а також тривала максимальна потужність для встановлених значень коефіцієнта потужності і параметрів охолодження і номінальна потужність синхронних компенсаторів повинні бути збережені у разі
одночасних відхилень напруги до ±5 % і частоти до ±2,5 % номінальних значень за умови, що під час роботи з підвищеною напругою і пониженою
частотою сума абсолютних значень відхилень напруги і частоти не перевищує 6 %, якщо в стандартах на окремі типи машин не обумовлені інші умови щодо відхилення напруги і частоти.
Найбільший струм ротора, отриманий під час роботи з номінальною потужністю і у разі відхилення напруги в межах ±5 %, є тривало допустимим під час роботи з номінальними параметрами охолоджувальних середовищ.
У випадку роботи з тривалою максимальною потужністю найбільший струм ротора у разі відхилення напруги до ±5 % є тривало допустимим тільки за відповідних параметрів охолодження.
Для всіх генераторів і синхронних компенсаторів найбільша робоча напруга не повинна перевищувати 110 % номінальної. За напруги вищої ніж 105 % номінальної допустима повна потужність генератора і синхронного компенсатора повинна бути встановлена відповідно до вказівок інструкцій заводу-виробника або за результатами випробувань.
Якщо напруга на генераторі або синхронному компенсаторі нижча ніж
95 % номінальної, струм статора повинен бути не вищим ніж 105 % тривало допустимого.
12.1.28 Тривале перевантаження генераторів і синхронних компенсаторів струмом, вищим від значення, допустимого для даної температури і тиску охолоджувального середовища, заборонене.
В аварійних умовах генератори і синхронні компенсатори дозволено короткочасно перевантажувати струмом статора і ротора відповідно до інструкції заводу-виробника, технічних умов і державних стандартів.
Якщо відповідні вказівки відсутні, під час аварій в ЕЕС допустимі короткочасні перевантаження генераторів і синхронних компенсаторів струмом статора за вказаної в таблиці 12.1 кратності струму, віднесеної до номінального значення.
Таблиця 12.1
Допустима кратність перевантаження генераторів і синхронних компенсаторів струмом статора

|-------------------------------------------------------------------|



| Тривалість | Кратність перевантаження для генераторів і |



|перевантаження,| синхронних компенсаторів |



| хв, не більше |---------------------------------------------------|



| |з непрямим охолодженням| з безпосереднім охолоджен-|



| | обмотки статора | ням обмотки статора |



| | |---------------------------|



| | | водою | воднем |



|-------------------------------------------------------------------|



| 60 | 1,1 | 1,1 | - |



| 15 | 1,15 | 1,15 | - |



| 10 | - | - | 1,1 |



| 6 | 1,2 | 1,2 | 1,15 |



| 5 | 1,25 | 1,25 | - |



| 4 | 1,3 | 1,3 | 1,2 |



| 3 | 1,4 | 1,35 | 1,25 |



| 2 | 1,5 | 1,4 | 1,3 |



| 1 | 2,0 | 1,5 | 1,5 |



|-------------------------------------------------------------------|

Допустиме перевантаження струмом збудження генераторів і синхронних компенсаторів з непрямим охолодженням обмоток визначається допустимим перевантаженням статора. Для турбогенераторів з безпосереднім водневим або водяним охолодженням обмотки ротора допустиме перевантаження струмом збудження повинно бути визначене кратністю струму, віднесеною до номінального значення струму ротора, яке наведене в таблиці 12.2.
Таблиця 12.2
Допустима кратність перевантаження турбогенераторів струмом ротора

|-------------------------------------------------------------------|



| Тривалість |Кратність перевантаження для турбогенераторів типу |



|перевантаження,|---------------------------------------------------|



| хв, не більше | ТВФ, крім ТВФ- | ТГВ, ТВВ (до 500 | ТВВ-800-2, |



| |120-2 та ТА-120-2| МВт включно), | ТВВ-1000-2, |



| | |ТВФ-120-2,АСТГ-200 | ТВВ-1000-4 |



|-------------------------------------------------------------------|



| 60 | 1,06 | 1,06 | 1,06 |



| 10 | 1,1 | 1,1 | - |



| 8,3 | - | - | 1,1 |



| 4 | 1,2 | 1,2 | - |



| 3 | - | - | 1,2 |



| 1 | 1,7 | 1,5 | - |



| 0,75 | - | - | 1,5 |



| 0,5 | 2,0 | - | - |



| 0,33 | - | 2,0 | - |



| 0,25 | - | - | 2,0 |



|-------------------------------------------------------------------|

12.1.29 У разі виникнення однофазного замикання на землю в
обмотці статора або в колах генераторної напруги блочний генератор
(синхронний компенсатор) з вимикачем у колі генераторної напруги, що відключає струми короткого замикання, або блок за відсутності
генераторного вимикача чи з вимикачем навантаження в колах
генераторної напруги повинен бути автоматично вимкнений, а у разі відмови захисту - негайно розвантажений і вимкнений від мережі:
- на блоках генератор - трансформатор (синхронний компенсатор-трансформатор) без відгалужень на генераторній напрузі і з відгалуженнями до трансформаторів власних потреб (ВП) - незалежно від значення ємнісного струму замикання;
- під час замикання на землю в обмотці статора блочних
генераторів і синхронних компенсаторів, що мають електричний зв'язок на генераторній напрузі з мережею ВП або споживачів, - у разі струму замикання 5 А і більшого.
Такі ж заходи повинні бути передбачені під час замикання на землю в обмотці статора генераторів і синхронних компенсаторів, що працюють на збірні шини із струмом замикання на землю 5 А і більшим.
Під час появи замикання на землю в колі генераторної напруги блочних генераторів (синхронних компенсаторів), що мають електричний зв'язок з мережею ВП або споживачів, і увімкнених на збірні шини
генераторів (синхронних компенсаторів), коли ємнісний струм замикання не перевищує 5 А і захисти діють на сигнал або нечутливі, робота
генераторів (синхронних компенсаторів) допустима не довше ніж 2 год
(для знаходження місця замикання, переведення навантаження). У разі виявлення замикання в обмотці статора, генератор (синхронний компенсатор) повинен бути вимкнений.
Якщо встановлено, що місце замикання на землю є не в обмотці статора, то за рішенням технічного керівника електростанції або
організації, що експлуатує електричну мережу, допускається робота
генератора або синхронного компенсатора з заземленням в мережі тривалістю до 6 год.
12.1.30 Опір ізоляції всього кола збудження генераторів і синхронних компенсаторів з газовим охолодженням обмотки ротора та з повітряним охолодженням елементів системи збудження, заміряний мегаомметром на напругу 500-1000 В або стаціонарним пристроєм вимірювання опору ізоляції, повинен бути не меншим ніж 0,5 МОм.
У разі водяного охолодження обмотки ротора або елементів системи збудження допустимі значення опору ізоляції кола збудження, визначені інструкціями заводу-виробника з експлуатації генераторів і систем збудження і ГКД 34.20.302 "Норми випробування електрообладнання"
(даліТКД 34.20.302).
Робота генераторів і синхронних компенсаторів, що мають опір ізоляції кола збудження менший ніж нормовані значення, можлива тільки з дозволу технічного керівника електростанції або організації, що експлуатує електричні мережі, з урахуванням вимог п.12.1.31.
12.1.31 Для турбогенераторів з безпосереднім охолодженням обмотки ротора потужністю 150 МВт і більшою у випадках пониження опору ізоляції кола збудження необхідно визначити місце знаходження ділянки з пониженим опором ізоляції. Для цього протягом 1 год необхідно перевести турбогенератор на резервне збудження у разі пониження
опору ізоляції до значень:
- У турбогенераторів з газовим охолодженням обмотки ротора та елементів збудження до 8 кОм і менше (перша група);
- у турбогенераторів з водяним охолодженням вентилів робочої системи збудження до 2,5 кОм (друга група).
Турбогенератори потрібно залишати в роботі на резервному збудженні до усунення причини зниження опору ізоляції в колі робочої системи збудження.
Якщо після переведення турбогенератора на резервне збудження опір ізоляції не відновиться або ж таке переведення є неможливе, а опір ізоляції у цьому випадку є меншим ніж 4 кОм для турбогенераторів першої групи або меншим ніж 1,5 кОм для турбогенераторів другої
групи, турбогенератори протягом 1 год необхідно розвантажити та зупинити для ремонту.
У тих випадках, коли опір ізоляції становить не менше ніж 4 кОм для турбогенераторів першої групи та не менше ніж 1,5 кОм для турбогенераторів другої групи, генератори за першої можливості, але не пізніше ніж через 7 діб, необхідно вивести в ремонт.
До виведення турбогенератора в ремонт опір ізоляції кіл збудження необхідно контролювати не рідше, ніж чотири рази на зміну.
У разі пониження опору ізоляції до 2 кОм і нижче в колі збудження турбогенератора з непрямим охолодженням обмотки ротора, він повинен бути переведений на резервне збудження. Якщо в цьому випадку замикання на землю зникне, можна залишити генератор у роботі. За
умови виявлення замикання на землю в обмотці ротора, турбогенератор повинен бути за першої можливості виведений у ре^ монт. До виводу в ремонт у випадку стійкого замикання обмотки ротора на корпус повинен бути введений захист від подвійного замикання на землю в обмотці ротора з дією на сигнал або на вимкнення. Після появи сигналу турбогенератор повинен бути негайно розвантажений і вимкнений від мережі. Якщо захист від подвійного замикання не передбачений чи не може бути введений, то турбогенератор повинен бути протягом 1 год розвантажений, вимкнений від мережі і виведений у ремонт.
Роботу гідрогенераторів та синхронних компенсаторів із замиканням на землю в колі збудження заборонено.
12.1.32 Допускається тривала робота з різницею струмів у фазах,
що не перевищує 12 % номінального для турбогенераторів і 20 % -для синхронних компенсаторів і дизель-генераторів, якщо інші значення не передбачені в інструкції заводу-виробника.
Для гідрогенераторів з системою непрямого повітряного охолодження
обмотки статора допустима різниця струмів у фазах до 20 % для потужності 125 МВА і нижчої, до 15 % - для потужності вищої ніж 125
МВА.
Для гідрогенераторів з безпосереднім водяним охолодженням обмотки статора допустима різниця струмів у фазах до 10 %.
У всіх випадках у жодній із фаз струм не повинен бути більшим від номінального.
12.1.33 Допускається короткочасна робота турбогенераторів потужністю 320 МВт і нижчою в асинхронному режимі без збудження у разі зниженого навантаження. Для турбогенераторів з непрямим
охолодженням обмоток допустиме навантаження у вказаному режимі становить до 60 % номінального, а тривалість роботи при цьому не перевищує 30 хв.
Допустиме навантаження і тривалість роботи в асинхронному режимі без збудження турбогенераторів з безпосереднім охолодженням обмоток повинні бути встановлені на підставі вказівок інструкцій заводу-виробника, а у разі їх відсутності - на підставі результатів спеціальних випробувань або вимог НД.
Допускається тривала робота асинхронізованого турбогенератора
АСТГ-200-2 в асинхронному режимі з навантаженням:
- 150 МВт - із замкненими накоротко кожною з обмоток ротора;
- 80 МВт - із замкненими на опір самосинхронізації обома
обмотками ротора або при замкнутій одній обмотці ротора на опір самосинхронізації, а другій обмотці ротора замкненій накоротко.
Допустимість асинхронних режимів турбогенераторів з урахуванням
їх дії на мережу повинна бути визначена розрахунками або випробуваннями.
Робота гідрогенераторів і турбогенераторів з набірними зубцями ротора в асинхронному режимі без збудження заборонена.
Несинхронна робота окремого збудженого генератора будь-якого типу відносно інших генераторів електростанції заборонена.
12.1.34 Допустимість і тривалість роботи генератора в режимі електродвигуна обмежена умовами роботи турбіни і визначена заводом-виробником турбіни або НД.
12.1.35 Тривала робота генераторів з коефіцієнтом потужності нижчим від номінального і в режимі синхронного компенсатора з перезбудженням (в індуктивному квадранті) дозволена для струму збудження не вищого від тривало допустимого за даних параметрів
охолоджувальних середовищ.
Допустиме реактивне навантаження генераторів у режимі синхронного компенсатора і синхронних компенсаторів з недозбудженням (в
ємнісному квадранті) повинно бути встановлене на підставі інструкцій заводу-виробника або НД, а за їх відсутності - на підставі результатів спеціальних теплових випробувань.
12.1.36 Дозволена тривала робота генераторів з непрямим
охолодженням обмоток за умови підвищення коефіцієнта потужності від номінального до одиниці зі збереженням номінального значення повної потужності. Роботу таких генераторів у режимі недозбудження, як правило, визначають умовами забезпечення стійкості.
Допустимі тривалі навантаження генераторів у режимі роботи з недозбудженням, а також за умови підвищення коефіцієнта потужності від номінального до одиниці для генераторів з безпосереднім
охолодженням повинні бути встановлені на підставі вказівок інструкцій заводу-виробника, а за їх відсутності - на підставі НД з урахуванням забезпечення стійкості паралельної роботи в мережі або нагріву крайніх пакетів сталі конструктивних елементів торцевих зон
генераторів.
Якщо генератор регулярно працює в режимі недозбудження, то повинно бути забезпечене автоматичне обмеження мінімального струму збудження.
12.1.37 Робота генераторів з безпосереднім водяним охолодженням
обмоток у разі відсутності циркуляції дистиляту в обмотках у всіх режимах, крім режиму неробочого ходу без збудження, заборонена.
У випадку припинення циркуляції дистиляту в обмотках з безпосереднім водяним охолодженням, навантаження повинно бути автоматично зняте протягом 2 хв (якщо в інструкціях на окремі типи
генераторів не обумовлені більш жорсткі вимоги) і генератор відімкнений від мережі, а збудження зняте.
12.1.38 Якість дистиляту, що циркулює в системі водяного
охолодження обмоток і випрямних установок генераторів, повинна відповідати вимогам типової та інструкцій з експлуатації заводу-виробника генераторів і систем збудження.
У системі водяного охолодження обмоток статорів турбо- і
гідрогенераторів якість і витрата дистиляту повинні бути:
- питомий електричний опір - не менше ніж 200 кОм.см при температурі 25 град.С;
- витрати води через фільтр змішаної дії - 1-5 % витрат
циркулюючого дистиляту.
Механічні та магнітні фільтри, встановлені в системі водяного
охолодження, повинні постійно бути в роботі. Іонообмінні фільтри ФСД, встановлені в системі водяного охолодження, необхідно включати в роботу періодично для підтримання якості води відповідно до вимог типової інструкції та інструкцій заводів-виробників з експлуатації
генераторів і систем збудження.
У разі пониження питомого опору дистиляту в обмотках генератора до 100 кОм.см повинна діяти попереджувальна сигналізація, а після його зниження до 50 кОм.см генератор повинен бути розвантажений, вимкнений від мережі і збудження зняте.
12.1.39 Опір ізоляції підшипників і корпусів ущільнень вала турбогенераторів, синхронних компенсаторів і збудників з повністю зібраними оливопроводами, виміряний під час монтажу або ремонту мегаомметром на напругу 1000 В, повинен бути не меншим ніж 1 МОм, а для підп'ятників і підшипників гідрогенераторів - не меншим ніж 0,3
МОм, якщо в інструкціях не обумовлена більш жорстка норма.
Справність ізоляції підшипників і ущільнень вала турбогенераторів, підшипників синхронних компенсаторів з повітряним
охолодженням і збудників, а також підшипників і підп'ятників
гідрогенераторів (якщо дозволяє конструкція останніх) необхідно перевіряти не рідше, ніж один раз на місяць.
Справність ізоляції підшипників синхронних компенсаторів з водневим охолодженням повинна бути перевірена під час капітального ремонту.
12.1.40 Для попередження пошкоджень генератора, що працює в блоці з трансформатором, за неповнофазних вимкнень чи увімкнень вимикача
генератор повинен бути вимкнений суміжними вимикачами секції чи системи шин, до якої приєднаний блок.
12.1.41 Вібрація підшипників турбогенераторів повинна відповідати вимогам п.8.4.26, а хрестовин і підшипників гідрогенераторів - вимогам п.7.4.15.
У синхронних компенсаторів з номінальною частотою обертання ротора 750 і 1000 об/хв подвійна амплітуда вібрації повинна бути не вищою ніж 80 мкм. У разі відсутності пристрою дистанційного вимірювання вібрації періодичність контролю повинна бути встановлена залежно від вібраційного стану компенсатора, але не рідше ніж один раз на рік.
Вібрація контактних кілець турбогенераторів повинна вимірюватися не рідше ніж один раз на 3 місяці і бути не вищою ніж 300 мкм.
12.1.42 Після монтажу і капітального ремонту генератори і синхронні компенсатори, як правило, можуть бути увімкнені в роботу без сушіння. Необхідність сушіння повинна бути визначена ГКД 34.20.302.
12.1.43 Заповнення генераторів з безпосереднім охолодженням
обмоток воднем і звільнення від нього в нормальних умовах повинно бути проведене в режимі нерухомого ротора чи під час обертання його від валоповоротного пристрою.
В яварійних умовах звільнення від водню можна починати під час вибігу турбоагрегату.
Водень або повітря повинні бути витіснені з генератора
(синхронного компенсатора) інертними газами (вуглекислим газом або азотом) відповідно до РД 34.45.512 "Типовая инструкция по
эксплуатации газовой системы водородного охладження генераторов".
12.1.44 На електростанціях, де встановлені генератори з водневим
охолодженням, запас водню повинен забезпечувати його десятиденну експлуатаційну витрату і однократне заповнення одного
генератора найбільшого газового об'єму, а запас вуглекислого газу чи азоту - шестикратне заповнення генератора з найбільшим газовим
об'ємом.
За наявності на електростанції резервного електролізера можна допустити зменшення запасу водню в ресиверах на 50 %.
12.1.45 Запас водню на підстанціях, де встановлені синхронні компенсатори з водневим охолодженням, повинен забезпечувати двадцятиденну експлуатаційну витрату водню і однократне заповнення
одного компенсатора з найбільшим газовим об'ємом, а за наявності електролізної установки - десятиденну витрату і однократне заповнення вказаного компенсатора. Запас вуглекислого газу чи азоту на таких підстанціях повинен забезпечувати трикратне заповнення цього компенсатора.
12.1.46 Обслуговування і ремонт системи газового охолодження
(газопроводів, арматури, газоохолодників), елементів системи безпосереднього водяного охолодження обмоток та інших активних і конструктивних частин всередині корпусу генератора, а також електроустатковання всієї водяної і газооливної систем, переведення турбогенератора з повітряного охолодження на водневе і навпаки,
участь у прийманні з ремонту оливних ущільнень, підтримання заданих
чистоти, вологості і тиску водню в генераторі повинен виконувати електричний цех електростанції.
Нагляд за роботою і ремонт системи оливопостачання ущільнень вала
(включаючи регулятори тиску оливи і лабіринтні оливоуловни-ки),
оливних ущільнень вала всіх типів, устатковання і розподільчої мережі
охолоджувальної води до газоохолодників, а також устатковання системи подачі і зливу охолоджувального дистиляту поза генератором повинен виконувати турбінний (котлотурбінний) цех.
На тих електростанціях, де є спеціалізований ремонтний цех, ремонт вказаного устатковання повинен виконувати цей цех.
12.1.47 Капітальні та поточні ремонти генераторів повинні бути суміщені з капітальними та поточними ремонтами турбін.
Капітальний ремонт синхронних компенсаторів повинен бути проведений один раз на 4-5 років.
Перші ремонтні роботи з вийманням ротора на турбогенераторах і синхронних компенсаторах, в тому числі підсилення кріплення лобових
частин, переклинювання пазів статора, перевірка кріплення шин і кронштейнів, перевірка кріплення і щільності пресування сердечника, повинні бути проведені не пізніше ніж через 8000 год роботи після введення в експлуатацію, якщо інші терміни не передбачені інструкцією з експлуатації заводу-виробника.
Перші ремонтні роботи на гідрогенераторах повинні бути проведені не пізніше ніж через 6000 год.
Виймання роторів генераторів і синхронних компенсаторів під час наступних ремонтів повинно проводитися у міру необхідності чи відповідно до вимог НД. У разі виймання ротора під час капітального ремонту необхідно виконати контроль нагріву активної сталі статора
генератора.
12.1.48 Профілактичні випробування та вимірювання на генераторах і синхронних компенсаторах повинні бути проведені відповідно до ГКД
34.20.302.
12.1.49 Заборонено планове вимкнення генераторів від мережі у разі наявності позитивної потужності на їхніх виводах.
12.1.50 Після планових і аварійних вимкнень генераторів (блоків
генератор-трансформатор) необхідно забезпечити негайне розбирання
головної схеми електричних з'єднань для запобігання самовільного або помилкового подавання напруги на генератор, що зупиняється.
12.1.51 Резервні дизель-генератори, призначені для живлення відповідальних механізмів ВП, що забезпечують зупин турбоагрегату під
час повного знеструмлення електростанції, необхідно експлуатувати згідно з п.12.10.18-п.12.10.20.

Розділ 9, Підрозділ 2
Електродвигуни

12.2.1 Під час експлуатації електродвигунів, їхніх пускорегулювальних пристроїв і захистів повинна бути забезпечена їх надійна робота під час пуску та у робочих режимах.
12.2.2 На шинах ВП електростанції напругу необхідно підтримувати в межах 100-105 % номінальної. У разі необхідності допускається робота електродвигунів з напругою 90-110 % номінальної.
У разі зміни частоти живлячої мережі у межах ±2,5 % номінального значення допускається робота електродвигунів з номінальною потужністю.
12.2.3 На електродвигуни і механізми, які вони приводять в дію, повинні бути нанесені стрілки, які вказують напрям обертання. На електродвигунах і їхніх пускових пристроях повинні бути написи з найменуванням агрегату, до якого вони віднесені.
12.2.4 Електродвигуни, що продуваються і які встановлені в запилених приміщеннях і приміщеннях з підвищеною вологістю, повинні бути обладнані пристроями підведення чистого охолоджувального повітря. Кількість повітря, що продувається через електродвигун, а також його параметри (температура, вміст домішок тощо) повинні відповідати вимогам інструкцій заводу-виробника.
Щільність тракту охолодження (повітропроводів, вузлів приєднання кожухів повітропроводів до корпусу електродвигуна, засувок) повинна бути перевіреною не рідше ніж один раз на рік.
Індивідуальні електродвигуни зовнішніх вентиляторів охолодження повинні автоматично вмикатися і вимикатися у разі увімкнення та вимкнення основних електродвигунів.
12.2.5 Електродвигуни з водяним охолодженням обмотки ротора і активної сталі статора, а також з вмонтованими водяними повітроохолодниками повинні бути обладнані пристроями, що сигналізують про появу води в корпусі. Експлуатація устатковання й апаратури систем водяного охолодження, якість конденсату і води повинні відповідати вимогам інструкцій заводу-виробника.
12.2.6 На електродвигунах, що мають примусове змащування підшипників, повинен бути встановлений захист, що діє на сигнал і вимкнення електродвигуна у разі підвищення температурйґвкладнів підшипників або припинення надходження мастила.
12.2.7 У випадку перерви в електроживленні електродвигунів (у тому числі електродвигунів з регульованою частотою обертання) відповідального тепломеханічного устатковання повинен бути забезпечений їх груповий самозапуск у разі повторної подачі напруги від робочого або резервного джерела живлення зі збереженням стійкості технологічного режиму основного устатковання.
Тривалість перерви живлення, обумовлена витримками часу технологічних і резервних електричних захистів, повинна бути не більшою ніж 2,5 с.
Допустима тривалість перерви в електроживленні ГЦП на АЕС визначена умовами захисту ЯР.
Перелік відповідальних механізмів повинен затвердити технічний керівник електростанції.
Для полегшення самозапуску відповідальних механізмів, як правило, повинен бути передбачений груповий захист мінімальної напруги, що вимикає на час зниження (зникнення) напруги електродвигуни з важкими
умовами пуску. Найменування і кількість електродвигунів невідповідальних механізмів, які вимикають, повинен затвердити технічний керівник електростанції на підставі розрахунків.
12.2.8 Електродвигуни з короткозамкненими роторами дозволено пускати з холодного стану два рази поспіль, з гарячого - один раз, якщо інструкція заводу-виробника не допускає більшу кількість пусків.
Наступні пуски дозволено після охолодження електродвигуна протягом
часу, обумовленого інструкцією заводу-виробника для даного типу електродвигуна.
Повторні увімкнення електродвигунів у випадку їх вимкнення
основними захистами дозволено після обстеження, проведення контрольних вимірів опору ізоляції і перевірки захистів.
Для електродвигунів відповідальних механізмів, що не мають резерву, повторне увімкнення дозволене після зовнішнього огляду двигуна і за умови відсутності явних ознак пошкодження двигуна і механізму.
Повторне увімкнення двигунів у випадках дії резервних захистів до з'ясування причини вимкнення заборонене.
12.2.9 Електродвигуни, що тривало перебувають у резерві і автоматичні пристрої увімкнення резерву, повинні бути оглянуті й випробувані разом із механізмами за графіком. У цьому випадку в електродвигунів зовнішнього розташування, які не мають обігріву, а також двигунів 6 кВ, що довготривало перебувають у резерві, повинен бути перевірений опір ізоляції обмотки статора і коефіцієнт абсорбції.
12.2.10 У процесі роботи контроль за технічним станом електродвигунів, механізмів та їхніх підшипників повинен бути проведений методами вібраційної діагностики.
12.2.11 Вертикальна і поперечна складові вібрації (середнє квадратичне значення віброшвидкості або подвоєна амплітуда коливань), виміряні на підшипниках електродвигунів, з'єднаних з механізмами, не повинні перевищувати значень, наведених у інструкціях заводу-виробника.
У разі відсутності таких вказівок у технічній документації рівні віброшвидкості або подвоєна амплітуда коливань на підшипниках електродвигунів, з'єднаних з механізмами, не повинні бути вищими від значень, наведених у таблиці 12.3.
Періодичність вимірів вібрації відповідальних механізмів повинна бути встановлена графіком, який затверджує технічний керівник електростанції.
12.2.12 Нагляд за навантаженням електродвигуна, щітковим апаратом, вібрацією, температурою елементів і охолоджувальних середовищ електродвигуна (обмотки і осердя статора, повітря, підшипників тощо), догляд за підшипниками (підтримання необхідного рівня оливи) і пристроями підведення охолоджувального повітря, води до повітроохолодників і обмоток, а також операції з пуску і зупину електродвигуна повинен виконувати черговий персонал цеху, який обслуговує механізм.
У випадках, коли через камери охолодників проходять струмовідні
частини, нагляд і обслуговування схеми охолодження в межах цих камер повинен виконувати персонал електроцеху.
Таблиця 12.3

|-------------------------------------------------------------------|



| Значення віброшвидкості| | Умови |



|підшипників для двигунів| Подвоєна амплітуда коливань | роботи |



| потужністю, кВт | підшипників, мкм, при | двигуна |



|(незалежно від швидкості| швидкості обертання, об/хв | (обмеження |



| обертання) | | на експлу-|



|------------------------|-----------------------------| атацію) |



| меншою |від 15 | вищою | | | | 750 і | |



| ніж 15 |до 300 |ніж 300| 3000 | 1500 | 1000 | менше | |



|-------------------------------------------------------------------|



| 1,8 | 2,8 | 4,5 | 30 | 60 | 80 | 95 |без обмежень|



|-------------------------------------------------------------------|



| 4,5 | 7,1 | 11,2 | 50* | 100* | 130* | 160* | не більше |



| | | | | | | | ніж 30 діб |



|-------------------------------------------------------------------|

* Для електродвигунів, з'єднаних з вуглерозмелювальними механізмами, димосмоками й іншими механізмами, обертовим частинам яких властиве швидке зношення, а також для електродвигунів, терміни експлуатації яких перевищують 15 років, допускають роботу агрегатів з підвищеною вібрацією підшипників електродвигунів протягом часу, необхідного для усунення причини підвищення вібрації але не більше ніж 30 діб. В такому випадках вимірювання вібрації підшипників необхідно виконувати не рідше ніж один раз на добу, а контроль за температурою підшипників - щогодинно.

12.2.13 Аварійні кнопки електродвигунів повинні бути опломбовані
(опечатані). Зривати пломби (печатки) з аварійних кнопок для вимкнення електродвигуна дозволено тільки в аварійних випадках.
Опломбування (опечатування) аварійних кнопок виконує персонал, що
обслуговує привідні механізми.
12.2.14 Вимикати електродвигун під час його розвороту дозволено тільки в аварійних випадках.
Електродвигун повинен бути негайно вимкнений від мережі у разі нещасного випадку з людьми, появи диму або вогню з корпусу електродвигуна, його пускових і збуджувальних пристроїв, поломки привідного механізму або двигуна.
Електродвигун повинен бути зупинений після пуску резервного (якщо такий є) у випадках:
- появи запаху горілої ізоляції;
- різкого збільшення вібрації електродвигуна або механізму;
- недопустимого зростання температури підшипників;
- зростання вище від допустимої температури обмоток або сталі статора;
- загрози пошкодження електродвигуна (заливання водою, запарювання, поява незвичного шуму тощо).
12.2.15 Недопустима робота електродвигуна у випадку зникнення напруги на одній з фаз.
12.2.16 Заборонено вмикати в роботу електропомпи високого тиску
(вище 80 кгс/кв.см) у разі несправного зворотного клапана.
Вимкнення електродвигуна помпи високого тиску персонал може проводити тільки після закриття засувки на напірній лінії помпи.
Після автоматичного вимкнення електродвигуна помпи високого тиску за наявності електроприводу на напірній засувці, вона повинна автоматично закриватися.
12.2.17 Для двошвидкісних електродвигунів пуск дозволений тільки на першій (меншій) швидкості з наступним переходом на другу
швидкість.
12.2.18 Для електродвигунів змінного струму потужністю більшою ніж 100 кВт, а також електродвигунів механізмів, що зазнають технологічних перевантажень, повинен бути забезпечений контроль струму статора або автоматичний контроль перевантаження (захист) з сигналізацією.
На електродвигунах постійного струму для приводу живильників палива, аварійних оливопомп турбін і ущільнень вала генератора незалежно від їх потужності необхідно контролювати струм якоря.
На шкалі приладу, який контролює струм, повинна бути нанесена
червона риска, що вказує максимальний тривало допустимий струм.
12.2.19 Профілактичні випробування і ремонт електродвигунів, їх знімання та встановлення під час ремонту; ремонт вмонтованих
охолодників та колекторів безпосереднього охолодження електродвигунів
(після вхідних фланцевих з'єднань) повинен виконувати персонал електроцеху.
Профілактичні випробування і ремонт електродвигунів засувок,
обслуговування і ремонт термосигналізаторів і систем термоконтро-лю електродвигунів, експлуатацію пристроїв, що сигналізують про появу води в корпусі електродвигуна, повинен виконувати цех теплової автоматики і вимірювань.
Ремонт електродвигунів АЕС, що працюють у зоні суворого режиму, необхідно проводити у спеціалізованій майстерні.
12.2.20 Центрування і балансування агрегату, ремонт і монтаж з'єднувальних муфт (напівмуфт електродвигуна і механізму) і виносних підшипників, ремонт вкладнів підшипників ковзання електродвигунів,
фундаментів і рами, оливної системи (у разі примусового змащування підшипників), пристроїв підведення повітря, а також води до повітроохолодників, до обмоток та інших елементів електродвигуна,
охолодників, невмонтованих у статор електродвигунів; фарбування механізму й електродвигуна, нанесення оперативних найменувань і стрілок,
що вказують напрямок обертання механізму і двигуна, підтримку чистоти агрегату і навколишніх площадок повинен р обити персонал цеху, який
обслуговує привідний механізм або персонал підрядної організації, яка виконує ремонт на цьому устаткованні.
12.2.21 Профілактичні випробування і вимірювання на електродвигунах повинні бути організовані відповідно до ГКД 34.20.302 та документації заводів-виробників.

Розділ 9, Підрозділ 3
Силові трансформатори та оливні реактори

12.3.1 Під час експлуатації трансформаторів (автотрансформаторів) і оливних реакторів (далі реакторів) повинна бути забезпечена їх тривала і надійна робота шляхом:
- дотримання навантажувальних і температурних режимів, рівня напруги, характеристик оливи й ізоляції у межах встановлених норм;
- утримування в справному стані пристроїв охолодження, регулювання напруги, захисту оливи та інших елементів.
12.3.2 Трансформатори (реактори), обладнані пристроями газового захисту, повинні бути встановлені так, щоб кришка мала підйом у напрямку до газового реле не менший ніж 1 %, а оливопровід до розширника - не менший ніж 2 %. Порожнина випускної труби повинна бути з'єднана з порожниною розширника. У разі необхідності мембрана
(діафрагма) на випускній трубі повинна бути замінена аналогічною тій, яка була поставлена заводом-виробником.
12.3.3 Стаціонарні засоби пожежогасіння, оливоприймачі,
оливовідводи та оливозбірники повинні бути у справному стані.
12.3.4 На баках трансформаторів і реакторів зовнішнього встановлення повинні бути зазначені станційні (підстанційні) номери.
Такі самі номери повинні бути на дверях і всередині трансформаторних пунктів і камер.
На баках однофазних трансформаторів і реакторів повинна бути нанесена колірність фази.
Трансформатори та реактори зовнішнього встановлення повинні бути пофарбовані у світлі кольори фарбою без металевих добавок, стійкою до атмосферних впливів і впливу оливи.
12.3.5 Живлення електродвигунів пристроїв охолодження трансформаторів (реакторів) повинно бути здійснене, як правило, від двох джерел, а для трансформаторів (реакторів) з вимушеною
циркуляцією оливи - із застосуванням автоматичного включення резерву
(АВР).
12.3.6 Пристрої регулювання напруги під навантаженням (РПН) трансформаторів повинні бути в роботі і, як правило, з автоматичним керуванням. За рішенням технічного керівника енергооб'єкта 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 робочих трансформаторів ВП типу ТРДН і
ТРДНС енергетичних блоків електростанцій необхідно проводити дистанційно, вживаючи заходи для недопущення перебування персоналу поблизу трансформатора. У разі виявлення несправностей пристрою РПН або його привідного механізму, їх необхідно усувати на вимкненому трансформаторі.
Перемикання пристрою РПН трансформатора, що перебуває під напругою, вручну з місця (рукояткою, кнопками чи ключами приводу РПН) заборонене.
12.3.7 Вентиляція закритих трансформаторних підстанцій і камер силових трансформаторів повинна забезпечувати роботу трансформаторів
у всіх нормованих режимах.
12.3.8 На трансформаторах і реакторах з примусовою циркуляцією повітря та оливи (охолодження виду ДЦ) і на трансформаторах з примусовою циркуляцією води та оливи (охолодження виду Ц) пристрої
охолодження повинні автоматично вмикатися (вимикатися) одночасно з вмиканням (вимиканням) трансформатора або реактора. Примусова
циркуляція оливи та води повинна бути безперервною незалежно від навантаження. Порядок увімкнення (вимкнення) систем охолодження повинен бути визначений інструкцією заводу-виробника.
Експлуатація трансформаторів і реакторів з штучним охолодженням без увімкнених в роботу пристроїв сигналізації про припинення
циркуляції оливи, охолоджувальної води або про зупин вентиляторів, заборонена. Роботоздатність цих пристроїв сигналізації повинна бути перевірена щорічно під час підготовки до роботи трансформатора в
умовах високих температур.
12.3.9 На трансформаторах з примусовою циркуляцією повітря і природною циркуляцією оливи (система охолодження Д) електродвигуни вентиляторів повинні автоматично вмикатися у разі досягнення температури оливи 55 град.С або номінального навантаження незалежно від температури оливи і вимикатися у разі зниження температури оливи до 45-50 град.С, якщо при цьому струм навантаження менший від номінального.
Умови роботи трансформаторів із вимкненим дуттям повинні бути визначені інструкцією заводу-виробника.
12.3.10 Для оливоводяного охолодження трансформаторів тиск оливи в оливоохолодниках повинен перевищувати тиск циркулюючої в них води не менше ніж на 0,1 кгс/кв.см (10 кПа) за мінімального рівня оливи в розширнику трансформатора.
Система циркуляції води повинна бути увімкнена після вмикання робочих оливопомп за температури верхніх шарів оливи не нижчої ніж 15
град.С і вимкнена у разі зниження температури оливи до 10 град.С, якщо інше не обумовлене в документації заводу-виробника.
Повинні бути передбачені заходи для запобігання заморожування
оливоохолодників, помп і водяних магістралей.
12.3.11 Олива в розширнику трансформатора (реактора), який не працює, повинна бути на рівні позначки вказівника рівня оливи, що відповідає середній температурі оливи в трансформаторі (реакторі), яка встановлюється приблизно відповідно до середньодобової температури навколишнього повітря.
12.3.12 У разі номінального навантаження температура верхніх
шарів оливи повинна бути (якщо заводами-виробниками не обумовлені інші температури) у трансформатора і реактора з охолодженням ДЦ - не вищою ніж 75 град.С; з природним оливним охолодженням М і охолодженням Д - не вищою ніж 95 град.С; у трансформаторів з охолодженням Ц температура оливи на вході в оливоохолодник повинна бути не вищою ніж
70 град.С.
12.3.13 Допускається тривала робота трансформаторів (за потужності не більшій від номінальної) у випадку напруги на будь-якому відгалуженні обмотки на 10 % вищої від номінальної для
цього відгалуження. У цьому разі напруга на будь-якій обмотці не повинна перевищувати найбільшу робочу.
Для автотрансформаторів з відгалуженнями в нейтралі для регулювання напруги або призначених для роботи з послідовними регулювальними трансформаторами, допустиме підвищення напруги повинно бути визначене заводом-виробником.
12.3.14 Для оливних трансформаторів допускається тривале перевантаження струмом будь-якої обмотки на 5 % номінального струму відгалуження, якщо напруга на відгалуженні не перевищує номінальної.
Допускаються тривалі перевантаження сухих трансформаторів встановлені інструкцією заводу-виробника.
Крім того, для трансформаторів залежно від режиму роботи, допускаються систематичні перевантаження, значення і тривалість яких регламентовані типовою інструкцією з експлуатації трансформаторів і інструкціями заводів-виробників.
В автотрансформаторах, до обмоток низької напруги яких під'єднані
генератор, синхронний компенсатор або навантаження, повинен бути
організований контроль струму загальної частини обмотки вищої напруги.
12.3.15 В аварійних режимах допускається короткочасне перевантаження трансформаторів понад номінальний струм для всіх систем охолодження, значення і тривалість якого регламентована ДСТУ
3463 "Керівництво з навантаження силових масляних трансформаторів",
ДСТУ 2767 "Керівництво з навантаження силових сухих трансформаторів" та інструкціями заводів-виробників.
12.3.16 У разі аварійного вимкнення пристроїв охолодження умови роботи трансформаторів визначається вимогами документації заводу-виробника.
12.3.17 Увімкнення трансформаторів на номінальне навантаження допускається:
- з системами охолодження М і Д - за будь-якої мінусової температури повітря;
- з системами охолодження ДЦ і Ц - за температури навколишнього повітря не нижчої ніж мінус 25 град.С. За нижчих температур трансформатор повинен бути попередньо прогрітий вмиканням на навантаження близько 0,5 номінального без запуску системи циркуляції оливи до досягнення температури оливи мінус 25 град.С, після чого повинна бути
увімкнена система циркуляції оливи. В аварійних умовах допускається
увімкнення трансформаторів на повне навантаження незалежно від температури навколишнього повітря. У випадку, якщо заводом-виробником пред'являються інші вимоги, необхідно діяти згідно з ними;
- для системи охолодження зі спрямованим потоком оливи в обмотках трансформаторів НДЦ, НЦ - відповідно до інструкції заводу-виробника.
12.3.18 Перемикаючі пристрої РПН трансформаторів дозволено вмикати в роботу за температури оливи мінус 20 град.С і вищої (для заглибних резисторних пристроїв РПН) і мінус 45 град.С і вищої (для пристроїв РПН із струмообмежуючими реакторами, а також для перемикаючих 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, встановленим на приводі, необхідно реєструвати в експлуатаційній документації не рідше, ніж один раз на місяць.
12.3.19 Для кожної електроустановки, залежно від графіка навантаження, з врахуванням надійності живлення споживачів і мінімуму втрат енергії повинна бути визначена кількість трансформаторів, які працюють одночасно.
У розподільчих електромережах напругою до 15 кВ включно повинні бути організовані вимірювання навантажень і напруг трансформаторів не рідше ніж два рази першого року (у період максимальних і мінімальних навантажень), а надалі - за необхідністю. Термін і періодичність вимірювань встановлює технічний керівник енергооб'єкта.
12.3.20 Змонтовані резервні трансформатори (реактори) необхідно постійно утримувати у стані готовності до увімкнення в роботу.
12.3.21 Нейтралі обмоток 110 кВ та вище автотрансформаторів і реакторів, а також трансформаторів 330 кВ та вище повинні працювати в режимі глухого заземлення.
Допускається заземлення нейтралі трансформаторів і автотрансформаторів через спеціальні реактори або струмообмежувальні резистори. На під'єднання реактора або резистора повинен бути проект, погоджений із заводом-виробником трансформатора.
Трансформатори 110 і 220 кВ з випробувальною напругою нейтралі відповідно 100 і 200 кВ можуть працювати з розземленою ней-траллю 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.
12.3.22 У випадку спрацювання газового реле на сигнал, трансформатор (реактор) повинен бути розвантажений і вимкнений для виявлення і ліквідації причин появи газу. Необхідно зробити зовнішній
огляд трансформатора (реактора) і відібрати газ з реле вимкненого трансформатора (реактора) для аналізу і перевірки на горючість. Час виконання заходів для розвантаження і вимикання трансформатора повинен бути мінімальним.
Якщо газ у реле негорючий, відсутні видимі ознаки пошкодження трансформатора (реактора), а його вимкнення спричинило недовід-пуск електроенергії, трансформатор (реактор) з дозволу технічного керівника енергокомпанії, електростанції або ЕЕС може бути увімкнений в роботу до з'ясування причини спрацювання газового реле на сигнал.
Тривалість роботи трансформатора (реактора) у цьому випадку повинна бути встановлена вказаними технічними керівниками.
За результатами аналізу газу з газового реле, хроматографічного аналізу розчинених в оливі газів, інших вимірювань (випробувань) необхідно встановити причину спрацювання газового реле на сигнал, визначити технічний стан трансформатора (реактора) і можливість його нормальної експлуатації.
12.3.23 У випадку автоматичного вимкнення трансформатора
(реактора) дією захистів від внутрішніх пошкоджень трансформатор
(реактор) можна вмикати в роботу тільки після огляду, випробувань, аналізу газу, оливи й усунення виявлених порушень.
У випадку вимкнення трансформатора (реактора) захистами, дія яких не пов'язана з його пошкодженням, він може бути увімкнений знову без перевірок.
12.3.24 Трансформатори потужністю 120 кВА та більшою і реактори необхідно експлуатувати з системою безперервної регенерації оливи в термосифонних або адсорбційних фільтрах. Необхідно періодично замінювати сорбент у фільтрах згідно з типовою інструкцією з експлуатації трансформаторів.
Олива в розширнику трансформаторів (реакторів), а також у баці або розширнику пристрою РПН повинна бути захищена від безпосереднього контакту з навколишнім повітрям.
У трансформаторах і реакторах, обладнаних спеціальними пристроями, які запобігають зволоженню оливи, ці пристрої повинні бути постійно увімкнені незалежно від режиму роботи трансформатора
(реактора). Експлуатація зазначених пристроїв повинна бути
організована відповідно до інструкції заводу-виробника.
Олива негерметичних оливонаповнених вводів повинна бути захищена від зволоження.
12.3.25 3 метою запобігання зволоження ізоляції та погіршення якості оливи необхідно періодично замінювати сорбент в повітроосушниках, термосифонних та адсорбційних фільтрах, не допускаючи значного його зволоження.
Сорбент в повітроосушнику трансформатора (реактора) та в повітроосушнику негерметичних оливонаповнених вводів необхідно замінювати в міру його зволоження, але не рідше ніж один раз на рік.
12.3.26 Увімкнення в мережу трансформатора (реактора) можна здійснювати як поштовхом на повну напругу, так і підйомом напруги з нуля.
12.3.27 Огляд трансформаторів (реакторів) без їх вимкнення, з записом в оперативній документації, повинен бути проведений в такі терміни: а) в установках з постійним чергуванням персоналу:
- головних трансформаторів електростанцій і підстанцій, основних і резервних трансформаторів ВП і реакторів - один раз на добу;
- інших трансформаторів - один раз на тиждень; б) в установках без постійного чергування персоналу - не рідше
одного разу на місяць або одночасно з іншим устаткованням, яке необхідно оглядати частіше; в) в трансформаторних пунктах - не рідше одного разу на 6 місяців.
Залежно від місцевих умов і стану трансформаторів (реакторів) технічний керівник енергооб'єкта може змінити вказані терміни.
12.3.28 Поточні ремонти трансформаторів (реакторів) повинні бути проведені залежно від їх стану і в міру необхідності. Періодичність поточних ремонтів встановлює технічний керівник енергооб'єкта. Ремонт необхідно виконувати згідно із затвердженими графіком і обсягом.
12.3.29 Капітальні ремонти необхідно проводити:
- трансформаторів напругою 110-150 кВ потужністю 63 МВА і більшою, трансформаторів напругою 220 кВ і вищою, реакторів, трансформаторів основної схеми та основних трансформаторів ВП електростанцій - не пізніше ніж через 12 років після введення в експлуатацію з врахуванням результатів профілактичних випробувань, а надалі - в міру необхідності залежно від результатів випробувань і їх стану;
- інших трансформаторів - залежно від результатів випробувань і
їх стану.
12.3.30 Профілактичні випробування трансформаторів (реакторів) повинні бути організовані відповідно до ГКД 34.20.302, інструкцій заводів-виробників та інших НД.

Розділ 9, Підрозділ 4
Розподільчі установки

12.4.1 Електроустатковання розподільчих установок (РУ) усіх видів і напруг за номінальними параметрами повинно задовольняти умови роботи як при номінальних режимах, так і у разі коротких замикань, перенапруг та нормованих перевантажень.
Персонал, який обслуговує РУ, повинен мати у розпорядженні схеми та вказівки щодо допустимих режимів роботи електроустатковання в нормальних та аварійних умовах.
12.4.2 Розподільчі установки напругою 330 кВ і вищою повинні бути
оснащені засобами біологічного захисту у вигляді стаціонарних та інвентарних (переносних і знімних) екрануючих пристроїв, а також засобами індивідуального захисту. Персонал РУ 330 кВ і вище повинен мати у своєму розпорядженні карту напруженості електричного поля на території підстанції з вказаними на ній маршрутами огляду
устатковання і проходів до робочих місць.
Карта напруженості електричного поля повинна бути виконана згідно з чинним документом "Державні санітарні норми і правила при виконанні робіт в невимкнених електроустановках напругою до 750 кВ включно"
(затверджено наказом Міністерства охорони здоров'я України від 09
липня 1997 р. № 198).
12.4.3 Клас ізоляції електроустатковання повинен відповідати номінальній напрузі мережі, а пристрої захисту від перенапруг - рівню ізоляції електроустатковання.
У разі розташування електроустатковання в місцевостях із забрудненою атмосферою, на стадії проектування повинно бути вибране
устатковання з ізоляцією, яка забезпечуватиме надійну роботу без додаткових заходів захисту.
Під час експлуатації устатковання з небрудостійкою ізоляцією в місцях із забрудненою атмосферою повинні бути здійснені заходи для забезпечення надійної роботи ізоляції:
- у відкритих розподільчих установках (ВРУ) - обмивання,
очищення, покриття гідрофобними пастами, підсилення ізоляції;
- у закритих розподільчих установках (ЗРУ) - захист від проникнення пилу і шкідливих газів;
- у комплектних розподільчих установках зовнішнього розміщення
(КРУЗ) - ущільнення шаф, обробка ізоляції гідрофобними пастами і
установлення пристроїв електропідігрівання з ручним або автоматичним керуванням.
Під час експлуатації устатковання у місцевості з забрудненою атмосферою необхідно також керуватися ГКД 34.51.101 "Вибір та експлуатація зовнішньої ізоляції електроустановок 6 - 750 кВ на підприємствах Міненерго України. Інструкція".
Під час проведення модернізації РУ з використанням елегазового
устатковання для запобігання конденсації елегазу його мінімальна робоча температура повинна бути нижчою від абсолютної мінімальної температури (найнижчої температури повітря в даному регіоні, зареєстрованої метеослужбою) навколишнього повітря в місці розташування РУ. Абсолютна мінімальна температура регіону вибирається згідно зі СНиП 2.01.01 "Строительные климатология и геофизика" або даними регіональної метеорологічної служби.
12.4.4 Температура повітря усередині приміщень ЗРУ понад
40 град.С недопустима у будь-яку пору року. У разі її перевищення повинні бути вжиті заходи для зниження температури устатковання або
охолодження повітря. Температура в приміщенні комплектних розподільчих установок з елегазовою ізоляцією (КРУЕ) повинна бути в межах вимог експлуатаційної технічної документації заводу-виробника.
12.4.5 Повинні бути вжиті заходи від проникнення тварин та птахів
у приміщення ЗРУ і камер комплектних розподільчих установок (КРУ) та
КРУЗ.
12.4.6 Покриття підлог повинно бути таким, щоб не утворювався
цементний пил.
12.4.7 Приміщення РУ, в якому встановлені комірки КРУЕ або елегазові вимикачі, а також приміщення для їх ревізії та ремонту повинні бути ізольовані від інших приміщень. Стіни, підлога й стеля повинні бути пофарбовані пилонепроникною фарбою або викладені кахельною плиткою. Приміщення повинні бути обладнані припливно-витяжною вентиляцією з відсмоктуванням повітря знизу.
Повітря припливної вентиляції повинно проходити через фільтри, що запобігають проникненню в приміщення пилу. Прибирання приміщень КРУЕ необхідно проводити мокрим або вакуумним способом.
Приміщення з комірками КРУЕ повинні бути обладнані пристроями, що сигналізують про недопустиму концентрацію елегазу й автоматично вмикають припливно-витяжну вентиляцію. При вході, в приміщенні РУ з елегазовими вимикачами або КРУЕ, повинні бути встановлені покажчики стану вентиляції та пристрої, що дають змогу включати вентиляцію.
Періодичність перевірки цієї системи визначає технічний керівник енергооб'єкта.
12.4.8 Контроль концентрації елегазу в приміщеннях КРУЕ і закритих розподільчих установок з елегазовою ізоляцією (ЗРУЕ) необхідно проводити за допомогою спеціальних галогенних течошукачів * на висоті 10-15 см від рівня підлоги.
За крайньої необхідності, як індикатор зниження концентрації кисню в приміщенні, може бути використана свічка (скіпка тощо) на тій самій висоті від рівня підлоги. Якщо свічка не горить, необхідно провести інтенсивну вентиляцію приміщення.
Перед проведенням робіт в кабельних каналах, заглибленнях, підвалах, останні необхідно добре провентилювати, здійснюючи контроль
галогенним течошукачем.
Концентрація елегазу в приміщеннях не повинна перевищувати допустимих санітарних норм.
-------------* Галогенний течошукач - прилад, що визначає наявність у повітрі елементів галогенної групи, таких як елегаз, бор, фреон, хлор та інші.
12.4.9 Приміщення ревізії та ремонту елегазового устатковання повинно мати такі допоміжні технологічні елементи:
- джерело сухого стисненого повітря тиском 5-6 кгс/кв.см (0,5-0,6
МПа) для продування трубок, а також попереднього очищення вузлів і деталей у витяжній шафі;
- систему місцевої вентиляції, що дає змогу відсмоктувати гази під час їх відведення з устатковання, яке ремонтують;
- компресорну установку з поглинальними (адсорбційними) і механічними фільтрами, призначену для відведення елегазу з
устатковання, яке ремонтують, і подавання в балони і назад;
- вакуумну помпу та виробничий порохотяг, вихлип яких приєднується до ємності з розчином для нейтралізації продуктів розпаду елегазу під час горіння дуги в дугогасній камері;
- герметичну ємність з нержавіючої сталі для нейтралізації
газоподібних продуктів розкладу елегазу об'ємом 10-15 л розчину;
- негерметичну ємність з нержавіючої сталі для нейтралізації твердих продуктів розкладу елегазу об'ємом 20-40 л розчину;
- прилад для визначення чистоти елегазу;
- прилад для визначення вологості (температури точки роси) елегазу;
- резервуар для збору забрудненого (відпрацьованого) елегазу.
Нейтралізуючий розчин - це розчин NаОН (КОН або Nа СО-) у співвідношенні 0,5 кг на 10 л води. Термін придатності розчину - 1 доба.
До герметичної ємності з нейтралізуючим розчином приєднують компресорну установку за потреби відведення забрудненого елегазу, а також вихлип порохотягу у разі чищення внутрішніх порожнин і окремих деталей від твердих продуктів розкладу елегазу.
Негерметична ємність з розчином призначена для нейтралізації твердих продуктів розкладу елегазу (сірого порошку) на деталях, елементах, гумових ущільненнях, фільтрах-поглиначах комутаційного апарата або КРУЕ, інструменті, а також для нейтралізації фільтрів порохотяга, ганчір'я тощо. Ганчір'я, гумові ущільнення, фільтри й адсорбент після нейтралізації подальшому використанню не підлягають та викидаються у відходи. Деталі й інструменти після нейтралізації повинні бути промиті проточною водою, після чого вони придатні до подальшого застосування.
У разі нового заповнення, а також після проведення технічного
обслуговування чистота елегазу повинна бути не меншою ніж 95 %, а температура точки роси - не перевищувати мінус 15 град.С. Під час експлуатації температура точки роси не повинна перевищувати мінус 10
град.С.
Якщо заповнення комутаційного апарата або КРУЕ проводиться з балона заводу-виробника, то чистоту елегазу, а також його вологість можна не визначати.
12.4.10 Між деревами і струмоведучими частинами РУ повинні бути відстані, які не дають можливості перекриття струмоведучих частин, а також пошкодження частин РУ у разі падіння дерева.
12.4.11 Кабельні канали та наземні потоки РУ повинні бути закриті негорючими плитами, а місця виходу кабелів з кабельних каналів, тунелів, поверхів і переходи між кабельними відсіками повинні бути
ущільнені негорючим матеріалом.
Тунелі, підвали, канали необхідно утримувати в чистоті, а дренажні пристрої повинні забезпечувати безперешкодне відведення води.
12.4.12 Оливоприймачі, оливонакопичувачі, гравійні підсипання, дренажі й оливовідводи необхідно підтримувати у справному стані, а також періодично очищувати та перевіряти. Гравійне підсипання у разі забруднення або значного заоливлення повинно бути промите або замінене.
12.4.13 Рівень оливи в оливних вимикачах, вимірювальних трансформаторах та вводах необхідно підтримувати в межах шкали
оливопокажчика для максимальної і мінімальної температур навколишнього повітря.
Олива негерметичних вводів, вимірювальних трансформаторів зовнішнього розташування повинна бути захищена від зволоження й
окислювання.
Тиск оливи в герметичних вводах повинен відповідати навантажувальним кривим з урахуванням висоти встановлення манометра відносно верхньої частини вводу.
12.4.14 Розподільчі установки напругою 3 кВ і вищою повинні бути
обладнані блоківками, що запобігає можливості помилкових операцій роз'єднувачами, відділювачами, короткозамикачами, викотними візками
РУ (КРУ) та заземлювальними ножами. Блокувальні пристрої, крім механічних, повинні бути постійно опломбовані.
12.4.15 На щоглових трансформаторних підстанціях, перемикальних пунктах та інших пристроях, які не мають огороджень, приводи роз'єднувачів і шафи щитів низької напруги повинні бути замкнені на замок.
Стаціонарні драбини біля площадки обслуговування повинні бути зблоковані з роз'єднувачами і також замкнені на замок.
12.4.16. Для накладення заземлень у РУ напругою 3 кВ і вищою необхідно, як правило, застосовувати стаціонарні заземлю-вальні ножі.
У діючих електроустановках, в яких заземлювальні ножі не можуть бути встановлені за умовами компоновання або конструкції, заземлення здійснюють за допомогою переносних заземлювачів.
Ручки приводів заземлювальних ножів повинні бути пофарбовані у
червоний колір, а заземлювальні ножі, як правило, - у чорний.
12.4.17 На дверях та внутрішніх стінках камер ЗРУ, устаткованні
ВРУ, зовнішніх і внутрішніх лицьових частинах КРУ, збірках, а також на лицьовому і зворотному боках панелей щитів повинні бути написи, що вказують призначення приєднань і їх оперативне найменування.
На дверях РУ повинні бути встановлені попереджувальні знаки згідно з вимогами ДНАОП 1.1.10-1.07 "Правила експлуатації електрозахисних засобів".
Збірні та з'єднувальні шини ЗРУ повинні мати забарвлення, яке відповідає кольоровому позначенню фаз.
На запобіжних щитках і/або біля запобіжників приєднань повинні бути написи, що вказують номінальний струм плавкої вставки.
На металевих частинах корпусів високовольтного устатковання повинно бути виконане кольорове позначення фаз.
12.4.18 У розподільчих установках у спеціально відведених місцях повинні бути розміщені переносні заземлення, захисні та протипожежні засоби, а також засоби для надання долікарської допомоги потерпілим від нещасних випадків.
Бригади, які обслуговують ВРУ протяжністю 500 м і більше, повинні бути оснащені засобами зв'язку.
Для РУ, які обслуговують оперативно-виїзні бригади (ОВБ), переносні заземлення, засоби для надання долікарської допомоги, захисні і первинні засоби пожежогасіння можуть бути в ОВБ.
12.4.19 У розподільчих установках повинні бути передбачені ремонтно-технологічні шафи для під'єднання електроустатковання та механізмів, таких як зварювальні пости, випробувальні пристрої, електролабораторії, електротелескопічні вишки тощо.
12.4.20 Огляд устатковання РУ без вимкнення від мережі повинен бути організований:
- 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 два рази на місяць, переважно у вологу погоду;
- на об'єктах без постійного чергування персоналу - не рідше ніж
один раз на місяць, а в трансформаторних і розподільчих пунктах - не рідше ніж один раз на 6 місяців.
За несприятливої погоди (сильний туман, мокрий сніг, ожеледь тощо) або посиленого забруднення на ВРУ, а також після вимкнення
устатковання у разі короткого замикання повинні бути організовані додаткові огляди.
Про всі помічені несправності повинні бути зроблені записи в
оперативному журналі і журналі дефектів, а також доведено до відома вищого оперативного та інженерно-технічного персоналу.
Несправності повинні бути усунені в найкоротший термін.
Зовнішній огляд струмопроводів необхідно проводити на електростанціях щодня. У разі зміни забарвлення оболонки струмопроводу під дією температури він повинен бути вимкнений.
Шафи керування вимикачів та роз'єднувачів, верхня частина яких розташована на висоті 2 м від поверхні землі і більшій, повинні мати стаціонарні площадки обслуговування.
12.4.21 У разі виявлення витікання стисненого повітря у вимкнених повітряних вимикачів припинення подачі в них стисненого повітря необхідно проводити тільки після зняття напруги з вимикачів з наступним розбиранням схеми роз'єднувачами.
12.4.22 Тиск елегазу у вимикачах і елементах комірок КРУЕ необхідно періодично перевіряти за показами штатних густиномірів* або манометрів.
Під час контролю тиску елегазу за допомогою штатного манометра необхідно порівнювати його покази з розрахунковим тиском елегазу, який повинен відповідати певній температурі навколишнього середовища.
Такий розрахунковий тиск потрібно визначати за кривою стану елегазу
(залежність тиску від температури), яка наведена в документації заводу-виробника.
Визначення місця витікання елегазу проводять за допомогою
галогенного течошукача.
-------------* Густиномір - диференційний манометр з температурною компенсацією, покази якого приведеш до температури +20 град.С.

12.4.23 Шафи з апаратурою пристроїв релейного захисту та автоматики, зв'язку і телемеханіки; шафи керування та розподільчі шафи повітряних вимикачів, а також шафи приводів оливних вимикачів, відділювачів, короткозамикачів і двигунних приводів роз'єднувачів, встановлених в РУ, повинні мати пристрої електропідігрівання, які вмикаються у разі зниження температури навколишнього повітря нижче від 5 град.С.
Оливні вимикачі повинні бути обладнані пристроями електропідігрівання оливи, які вмикаються у разі зниження температури навколишнього повітря нижче від допустимої, вказаної в інструкції заводу-виробника.
12.4.24 Комплектні розподільчі установки 6-10 кВ повинні
оснащатись швидкодійним захистом від дугових коротких замикань
усередині шаф КРУ.
12.4.25 Автоматичне керування, захист і сигналізація повітро-приготувальної установки, а також запобіжні клапани необхідно систематично перевіряти і регулювати відповідно до вимог чинних НД.
12.4.26 Осушування стисненого повітря в компресорних установках для комутаційних апаратів здійснюють, переважно, термодинамічним способом.
Необхідний ступінь осушування стисненого повітря забезпечується за кратності перепаду між номінальним компресорним і номінальним робочим тиском комутаційних апаратів не меншій ніж два для апаратів з номінальним робочим тиском 20 кгс/кв.см (2 МПа) і не меншій ніж чотири для апаратів з номінальним робочим тиском 26-40 кгс/кв.см (2,6-4,0
МПа).
Для вимикачів серії ВНВ і вмикачів-вимикачів реакторів типу ВО, повітря яких повинно мати температуру точки роси не вищу ніж мінус 40
град.С, додаткове його осушування здійснюють блоками осушування повітря (БОП). БОП установлюють після компресорів, тому тиск повітря на виході з останнього ступеня компресорів не повинен перевищувати робочого тиску БОП.
12.4.27 Вологу з усіх повітрозбірників компресорного тиску 40-45 кгс/кв.см (4,0-4,5 МПа) необхідно відводити не рідше ніж один раз на
3 доби, а на об'єктах без постійного чергування персоналу - за затвердженим графіком, але не рідше одного разу на місяць.
Днища повітрозбірників і спускний вентиль повинні бути утеплені й
обладнані пристроєм електропідігрівання, який вмикають вручну перед спусканням конденсату на час, необхідний для топлення льоду, у разі мінусової температури навколишнього повітря.
Відведення вологи з конденсатозбірників груп балонів тиском 230 кгс/кв.см (23 МПа) повинно здійснюватися автоматично для кожного запуску компресорів. Щоб уникнути замерзання вологи, нижні частини балонів та конденсатозбірники повинні бути встановлені в теплоізоляційній камері з електропідігрівом за винятком балонів,
установлених після блоків очищення стисненого повітря.
У разі використання БОП у системі повітроприготувальної установки відведення вологи з їх вологовіддільників повинно здійснюватися автоматично для кожного запуску компресорів. Відведення вологи з балонів та повітрозбірників проводять вручну.
Періодичність продування повинна бути встановлена на підставі досвіду експлуатації, але не рідше ніж один раз на 2 місяці.
Контроль вологості повітря проводять гігрометром, що вимірює температуру точки роси. Перевірку ступеня осушування повітря на виході з БОП необхідно проводити один раз на добу.
12.4.28 Резервуари повітряних вимикачів та інших апаратів, а також повітрозбірники, балони і БОП повинні задовольняти вимоги ДНАОП
0.00-1.07 "Правила будови та безпечної експлуатації посудин, що працюють під тиском", а також ДНАОП 0.00-1.13 "Правила устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов".
Резервуари повітряних вимикачів та інших апаратів високої напруги, а також адсорбери БОП реєстрації в органах
Держнаглядохоронпраці не підлягають.
Внутрішній огляд резервуарів повітряних вимикачів та інших апаратів необхідно проводити під час капітальних ремонтів, якщо інші терміни не обумовлені вимогами інструкцій заводів-виробників.
Внутрішній огляд повітрозбірників і балонів компресорного тиску необхідно проводити не рідше ніж один раз на 2 роки, а їх гідравлічні випробування - не рідше ніж один раз на 8 років. У разі використання
БОП у повітроприготувальній мережі внутрішній огляд і гідравлічні випробування як повітрозбірників з балонами компресорного тиску, так і самих адсорберів БОП необхідно проводити один раз на 8 років.
У разі експлуатації цих посудин понад 20 років, продовження нормативного терміну служби здійснюють після технічного опосвід-чення на підставі "Положення про технічне діагностування енергетичного
обладнання підприємств Міністерства промислової політики України", затвердженого 29 листопада 1996 р.
Гідравлічні випробування резервуарів повітряних вимикачів необхідно проводити у тих випадках, коли під час огляду виявлені дефекти, що викликають сумнів у достатній міцності резервуарів.
Внутрішні поверхні резервуарів повинні мати антикорозійне покриття.
12.4.29 Стиснене повітря, яке використовують у повітряних вимикачах і приводах інших комутаційних апаратів, повинно бути
очищене від механічних домішок за допомогою фільтрів, встановлених у розподільчих шафах кожного повітряного вимикача або на повітропроводі, що живить привід кожного апарата. Після закінчення монтажу повітроприготувальної мережі перед початковим наповненням резервуарів повітряних вимикачів і приводів інших апаратів повинні бути продуті усі повітропроводи.
Для попередження забруднення стисненого повітря в процесі експлуатації необхідно проводити продування:
- магістральних повітропроводів при плюсовій температурі навколишнього повітря - не рідше ніж один раз на 2 місяці;
- повітропроводів від магістральної мережі до розподільчої шафи і від шаф до резервуарів кожного полюса вимикачів та приводів інших апаратів з їх від'єднанням від апарата - після кожного середнього та капітального ремонтів апарата;
- резервуарів повітряних вимикачів - після поточних, середніх і капітальних ремонтів.
12.4.30 Повітряні вимикачі необхідно періодично перевіряти на наявність вентиляції внутрішніх порожнин ізоляторів (для вимикачів,
що мають покажчики).
Періодичність перевірок повинна бути встановлена на підставі рекомендацій заводів-виробників.
Після випуску стисненого повітря з резервуарів і хоча б короткочасного (не менше ніж 8 год) сполучення з атмосферним повітрям, ізоляція повітряного вимикача перед вмиканням його в електричну мережу повинна бути просушена відповідно до методики заводу-виробника.
12.4.31 Вимикачі та їх приводи повинні бути обладнані покажчиками вимкненого та увімкненого положень.
Приводи роз'єднувачів, заземлювальних ножів, відділювачів, ко-роткозамикачів та інших апаратів, відділених від апаратів стінкою, повинні мати покажчики вимкненого та увімкненого положень.
На вимикачах з вмонтованим приводом або з приводом, розташованим
у безпосередній близькості від вимикача і не відділеним від нього суцільним непрозорим огородженням (стінкою), допускають встановлення
одного покажчика - на вимикачі або на приводі. На вимикачах, зовнішні контакти яких чітко вказують увімкнене положення, наявність покажчика на вимикачі і вмонтованому або не відгородженому стінкою приводі не є
обов'язковою.
12.4.32 На вмикачах-вимикачах 750 кВ серії ВО після автоматичних безінерційних вмикань шунтуючого реактора необхідно провести огляд іскрового проміжку "куля - голка" з метою визначення пошкодження
останнього та придатності його для подальшої експлуатації. Огляд проводить (без зняття напруги) оперативний персонал із землі за допомогою бінокля.
Вакуумні вимикачі експлуатують відповідно до вказівок заводу-виробника.
12.4.33 Поточний ремонт устатковання РУ, а також перевірку його дії (випробування) необхідно проводити в міру необхідності в терміни, які встановлює технічний керівник енергооб'єкта.
Під час поточного ремонту високовольтних вимикачів необхідно проводити пофазний підрахунок напрацювання як механічного ресурсу, так і ресурсу з вимкнення струмів короткого замикання. Особливо це важливо для елегазових вимикачів.
За необхідності проводять дозаправлення вимикача елегазом до номінального тиску.
Перший середній ремонт устатковання РУ необхідно проводити в терміни, зазначені в технічній документації заводів-виробників.
Наступні середні ремонти проводять:
- вимикачів навантаження, роз єднувачів та заземлювальних ножів один раз на 4-8 років (залежно від конструктивних особливостей);
- вакуумних вимикачів - згідно з вимогами заводу-виробника;
- оливних вимикачів - один раз на 6-8 років;
- повітряних вимикачів - один раз на 4-6 років;
- елегазових вимикачів - згідно з вимогами заводу-виробника;
- відокремлювачів і короткозамикачів з відкритим ножем і їх приводів - один раз на 2-3 роки;
- компресорів - після напрацювання годин, згідно з інструкцією заводу-виробника.
Періодичність наступних середніх ремонтів може бути змінена, на підставі досвіду експлуатації. Зміну періодичності ремонтів на приєднаннях, що перебувають у віданні диспетчера енергосистеми, здійснюють за рішенням або погодженням, залежно від відомчої належності, керівництва ЕЕС, а на інших приєднаннях - за рішенням технічного керівника енергооб'єкта.
У разі виведення в середній ремонт устатковання РУ (один раз на
6-8 років) вакуумні й елегазові вимикачі перевіряють і випробовують в
обсязі приймально-здавальних випробувань устатковання, що вводиться вперше.
Якщо деякі види устатковання передбачають капітальний ремонт із повним розбиранням і заміною окремих елементів, то такий ремонт проводять за рішенням технічного керівника енергооб'єкта на підставі вимог заводу-виробника.
Після вичерпання ресурсу необхідно провести капітальний ремонт
устатковання РУ незалежно від тривалості його експлуатації.
12.4.34 У міжремонтний період на РУ повинен бути проведений тепловізійний контроль контактних з'єднань устатковання, збірних і з'єднувальних шин, а також проводів і тросів ПЛ за допомогою тепловізора з дозвільною спроможністю неменшоіо ніж 0,1 град.С.
У разі підвищеного нагріву контактних з'єднань необхідно провести ревізію болтових контактних з'єднань з вимірюваннями та перевірками згідно з ГКД 34.20.302, а пресовані і зварні контактні з' єднання необхідно замінити.
12.4.35 Випробування та перевірка електроустатковання РУ повинні бути організовані згідно з ГКД 34.20.302.

Розділ 9, Підрозділ 5
Стаціонарні акумуляторні установки

12.5.1 Під час експлуатації акумуляторних установок повинні бути забезпечені їх тривала надійна робота і необхідний рівень напруги на
шинах постійного струму в нормальних і аварійних режимах. В аварійних режимах акумуляторні батареї (АБ) повинні забезпечити роботу
устатковання не менше ніж протягом 1 години з необхідним рівнем напруги.
12.5.2 Під час приймання вперше змонтованої або після капітального ремонту АБ повинні бути перевірені:
- якість електроліту за результатами аналізу проб, взятих в кінці контрольної розрядки;
- густина електроліту, приведена до температури 20 град.С;
- ємність АБ після десятигодинної розрядки, приведена до температури 20 град.С;
- напруга елементів наприкінці зарядки та розрядки;
- значення перехідного опору міжелементних перемичок;
- опір ізоляції АБ відносно землі.
Акумуляторні батареї повинні бути введені в експлуатацію після досягнення ними 100 % номінальної ємності.
12.5.3 Акумуляторні батареї необхідно експлуатувати в режимі постійної підзарядки. Для АБ типу СК напруга підзарядки повинна становити (2,2 ± 0,05) В на елемент, для АБ типу СН - (2,18 ± 0,04) В на елемент. Для інших типів АБ напруга підзарядки на елемент повинна відповідати вимогам заводу-виробника.
Підзарядна установка повинна забезпечувати стабілізацію напруги на шинах АБ з відхиленнями, які не перевищують встановлені заводом-виробником АБ, але не більше ніж 2 % номінальної напруги.
Оптимальні рівні напруги та струму підзарядки повинні бути встановлені інструкцією з експлуатації з урахуванням індивідуальних властивостей кожної АБ.
Додаткові елементи АБ, які використовують у роботі не постійно, повинні мати окремий пристрій підзарядки або баластне навантаження, еквівалентне навантаженню основної частини АБ. Їх експлуатують у режимі постійної підзарядки. В аварійному режимі баластне навантаження повинно бути від'єднане.
12.5.4 Кислотні АБ необхідно експлуатувати без тренувальних розрядок і періодичних вирівнювальних перезарядок. Не рідше ніж один раз на рік повинна бути проведена вирівнювальна зарядка АБ типу СК напругою 2,3 - 2,35 В на елемент до досягнення усталеного значення
густини електроліту в усіх елементах 1,2-1,21 г/куб.см при температурі
20 град.С. Тривалість вирівнювальної зарядки залежить від стану АБ і повинна бути не меншою ніж 6 год.
Вирівнювальні зарядки АБ типу СН проводять напругою 2,25-2,4 В на елемент після доливання дистильованої води до рівня 35-40 мм над захисним щитком (у разі зниження рівня електроліту до 20 мм над захисним щитком) до досягнення густини електроліту 1,235 - 1,245
г/куб.см при температурі 20 град.С.
Тривалість вирівнювальної зарядки орієнтовно становить: для напруги 2,25 В - 30 діб, для 2,4 В - 5 діб.
За наявності в АБ поодиноких елементів із зниженою напругою та зниженою густиною електроліту (відстаючі елементи) для них необхідно проводити додаткову вирівнювальну зарядку від окремого випрямного пристрою.
Для інших типів АБ вирівнювальну зарядку виконують згідно з інструкцією заводу-виробника.
12.5.5 Контрольну розрядку АБ для визначення їхньої фактичної
ємності (у межах номінальної ємності) на електростанціях і підстанціях необхідно виконувати один раз на 1-2 роки.
За умови роботи АБ типу СК на підстанціях, ГЕС або ВРУ електростанцій у режимі потужних поштовхових навантажень перевірку роботоздатності АБ за спадом напруги під час короткочасних (не більше ніж 5 с) розрядках струмом 1,5-2,5 струму одногодинної розрядки
(струмом поштовху) виконують один раз на 1-2 роки або один раз на рік
(за наявності електромагнітних приводів вимикачів). Напруга повністю зарядженої справної АБ в момент поштовху не повинна знижуватися більше ніж на 0,4 В від напруги в момент, що передує поштовху струму.
У тих випадках, коли кількість елементів АБ недостатня для забезпечення напруги на шинах в кінці розрядки в заданих межах, допускається розряджати АБ на 50-70 % її номінальної ємності або здійснювати розрядку елементів АБ частинами.
Значення струму контрольних розрядок та струму поштовху кожного разу повинні бути однаковими. Результати кожного вимірювання необхідно порівнювати з результатами попередніх вимірювань. Їхні значення не повинні відрізнятися більше ніж на 10 %.
Контрольні розрядки АБ закритого типу для АЕС виконують один раз на 3 роки, для ТЕС та інших енергооб'єктів - не рідше ніж один раз на
5 років.
Для АБ інших типів перевірку роботоздатності виконують згідно з документацією заводу-виробника.
Заряджати і розряджати АБ допустимо струмом, значення якого є не вищим від максимального для даної АБ. Перед контрольною розрядкою необхідно провести вирівнювальну зарядку АБ.
Температура електроліту під час зарядки АБ не повинна перевищувати 40 град.С для АБ типу СК і 35 град.С - для АБ типу СН. У разі перевищення вказаної температури зарядний струм необхідно знизити. Для інших типів АБ температура електроліту не повинна перевищувати значень, вказаних у документації заводу-виробника.
Контрольні розрядки і перевірку АБ поштовховим струмом необхідно виконувати за затвердженою в установленому порядку програмою.
12.5.6 Припливно-витяжна вентиляція приміщення АБ на електростанціях повинна бути увімкнена перед початком зарядки АБ і вимкнена після повного відведення газів, але не раніш ніж через 1,5
год після закінчення зарядки.
Порядок експлуатації системи вентиляції у приміщеннях АБ з
урахуванням конкретних умов повинен бути визначений інструкцією з експлуатації.
12.5.7 Після розрядки АБ наступна її зарядка до ємності, рівної
90 % номінальної, повинна бути здійснена не пізніше ніж за 8 год. У
цьому випадку напруга на АБ може досягати 2,5-2,7 В на елемент. Режим такої зарядки повинен бути визначений інструкцією з експлуатації.
12.5.8 У разі застосування випрямних пристроїв для підзарядки і зарядки АБ кола змінного і постійного струму повинні бути з'єднані
через розділювальний трансформатор.
Під час експлуатації АБ необхідно проводити автоматичний контроль:
- опору ізоляції мережі постійного струму;
- рівня напруги на шинах постійного струму;
- наявності струму підзарядки АБ;
- вимкнення АБ;
- вимкнення випрямного пристрою.
Сигналізація несправності кіл постійного струму повинна мати резервне живлення.
Коефіцієнт пульсації на шинах постійного струму не повинен перевищувати допустимих значень, передбачених ТУ заводу-виробника та за умовами живлення пристроїв РЗА та АСК ТП, і приймається за меншою величиною. Вимірювання пульсації постійної напруги підзарядних пристроїв необхідно проводити в терміни, встановлені інструкціями з експлуатації відповідних типів пристроїв.
12.5.9 Напругу на шинах постійного струму, що живлять кола керування, пристрої РЗА, у нормальних експлуатаційних умовах допустимо підтримувати на 5 % вищою номінальної напруги електроспоживачів.
Усі збірки і кільцеві магістралі постійного струму повинні бути забезпечені резервним живленням.
12.5.10 Опір ізоляції АБ вимірюють за спеціальною програмою не рідше ніж один раз на 3 місяці. Залежно від номінальної напруги він повинен мати значення, наведені у таблиці 12.4.
Таблиця 12.4

|-------------------------------------------------------------------|



| Напруга акумуляторної батареї, В | 220 | 110 | 60 | 48 | 24 |



|-------------------------------------------------------------------|



| Опір ізоляції, не менший ніж, кОм | 100 | 50 | 30 | 25 | 15 |



|-------------------------------------------------------------------|

Пристрій контролю ізоляції на шинах постійного оперативного струму повинен діяти на сигнал після зниження опору ізоляції одного з полюсів до уставки 20 кОм у мережі 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. Під час роботи опір ізоляції мережі постійного струму повинен бути не нижчим ніж дворазове значення вказаної уставки пристрою для контролю ізоляції.
12.5.11 У випадку спрацювання пристрою сигналізації з причини зниження рівня ізоляції відносно землі в колі оперативного струму повинні бути негайно вжиті заходи для усунення несправностей. У цьому випадку виконання робіт без зняття напруги в цій мережі, за винятком пошуку місця пошкодження ізоляції, заборонене.
12.5.12 Аналіз електроліту кислотних АБ типів СК та СН необхідно проводити з усіх елементів після одного року експлуатації і щорічно за пробами, взятими з контрольних елементів. Кількість контрольних елементів повинна бути встановлена технічним керівником енергооб'єкта залежно від стану АБ, але не менша ніж 10 % від їх кількості в АБ.
Контрольні елементи необхідно щорічно змінювати. Під час контрольної розрядки проби електроліту необхідно відбирати наприкінці розрядки.
Аналіз електроліту АБ закритого типу не проводять, достатньою є перевірка густини електроліту.
Електроди в АБ повинні бути повністю занурені в електроліт.
Рівень електроліту в АБ типу СК необхідно підтримувати на 10-15 мм вищим від верхнього краю електродів.
Рівень електроліту в АБ типу СН повинен бути в межах від 20 до 40 мм над запобіжним щитком. Якщо доливання проводять після зниження рівня до мінімального, тоді необхідно провести вирівню-вальну зарядку.
Для доливання АБ типу СК і СН повинна бути використана дистильована вода, перевірена на відсутність хлору і заліза. Можна також допустити використання конденсату пари, який відповідає вимогам
чинних НД щодо якості дистильованої води. Для доливання інших типів
АБ повинна бути використана дистильована вода, яка відповідає вимогам заводів-виробників.
Для зменшення випару баки АБ типів СН і СК повинні бути накриті пластинами зі скла або іншого прозорого ізоляційного матеріалу, який не вступає в реакцію з електролітом. Використання оливи для цього забороняється.
12.5.13 Температуру в приміщенні АБ на рівні їхнього розташування необхідно підтримувати не нижче ніж 10 град.С. На підстанціях без постійного чергування персоналу та у випадках, коли ємність АБ вибрана і розрахована з урахуванням зниження температури, допускається зниження температури до 5 град.С.
Для АБ закритого типу експлуатація при температурі вище ніж
20 град.С призводить до зменшення терміну служби, тому температуру в приміщенні АБ необхідно підтримувати з урахуванням вимог заводу-виробника.
12.5.14 На дверях приміщення АБ повинні бути написи
"Акумуляторна", "Вогненебезпечне", "Курити заборонено".
12.5.15 Під час експлуатації АБ необхідно виконувати такі види технічного обслуговування:
- огляди (поточні та інспекторські);
- профілактичний контроль;
- профілактичне відновлення (ремонт).
Періодичність і обсяги технічного обслуговування АБ повинен затверджувати технічний керівник енергооб'єкта.
Поточні огляди АБ повинен проводити персонал, який їх обслуговує.
В установках з постійним черговим персоналом такий огляд необхідно виконувати один раз на добу, а в установках без постійного чергового персоналу - під час огляду іншого устатковання установки за спеціальним графіком, але не рідше одного разу на 10 днів.
Вимірювання напруги та густини електроліту в усіх елементах АБ типів СК та СН а також температури електроліту в контрольних елементах необхідно виконувати не рідше ніж один раз на місяць, в тому числі під час інспекторських оглядів.
Вимірювання напруги та густини електроліту в усіх елементах АБ закритого типу необхідно виконувати один раз на рік. Якщо напруга на
окремих елементах АБ відхиляється на величину більшу допустимої, їх необхідно перевіряти щомісяця, а за відхилення напруги та густини електроліту на величину більшу від допустимого значення, їх необхідно замінити. Контроль густини електроліту на контрольних елементах необхідно виконувати щомісяця.
12.5.16 Обслуговування акумуляторних установок на електростанціях і підстанціях повинно бути покладене на акумуляторника або спеціально навченого електромонтера. На кожній акумуляторній установці повинен бути журнал для запису результатів оглядів і профілактичного контролю, параметрів режиму роботи АБ та обсягів проведених робіт.
12.5.17 Технічне обслуговування щитів постійного струму необхідно проводити один раз на 6-8 років, включаючи ревізію контактних з'єднань, перевірку перерізу з'єднувальних перемичок і збірних шинок.
Технічне обслуговування автоматичних вимикачів щитів постійного струму необхідно проводити один раз на 6 років.
12.5.18 Персонал, який обслуговує акумуляторну установку, повинен бути забезпечений:
- приладами для контролю напруги окремих елементів АБ, густини і температури електроліту;
- спеціальним одягом і спеціальним інвентарем відповідно до типової інструкції.
12.5.19 Ремонт АБ типів СК необхідно проводити у разі необхідності. Капітальний ремонт із заміною електродів необхідно проводити, як правило, через 15-20 років експлуатації. Ремонт АБ виконують після зниження її фактичної ємності до 70 %.
Акумуляторні батареї інших типів повинні експлуатуватися на підставі інструкцій, які розробляють відповідно до вимог заводів-виробників.
Установлювати кислотні та лужні АБ в одному приміщенні заборонено.

Розділ 9, Підрозділ 6
Конденсаторні установки

12.6.1 Під час експлуатації конденсаторних установок необхідно проводити їх технічне обслуговування і ремонт для забезпечення їхньої тривалої та надійної роботи.
12.6.2 Керування режимом роботи конденсаторної установки повинно бути автоматичним, якщо у разі ручного керування неможливо забезпечити необхідну якість електроенергії.
Конденсаторна установка (конденсаторна батарея або її секція) повинна бути увімкнена за зниження напруги нижче від номінальної і вимкнена за підвищення напруги до 105-110 % номінальної.
12.6.3 Можна допускати роботу конденсаторної установки за напруги
110 % номінальної і з перевантаженням струмом до 130 % за рахунок підвищення напруги і наявності в складі струму вищих гармонічних складових.
12.6.4 Якщо напруга на виводах одиничного конденсатора перевищує
110 % його номінальної напруги, експлуатація конденсаторної установки заборонена.
12.6.5 Температура навколишнього повітря в місці закритого встановлення конденсаторів не повинна перевищувати верхнє значення, зазначене в інструкції з експлуатації конденсаторів. У разі перевищення цієї температури повинні бути вжиті заходи, що підсилюють ефективність вентиляції. Якщо протягом 1 год температура не знизилася, конденсаторна установка повинна бути вимкнена.
12.6.6 Не можна допускати увімкнення конденсаторної установки за температури конденсаторів нижчої ніж мінус 40 град.С.
Увімкнення конденсаторної установки дозволено лише після підвищення температури конденсаторів (навколишнього повітря) до вказаного значення і витримки їх за цієї температури протягом часу, зазначеного в інструкції з їх експлуатації.
12.6.7 Якщо струми у фазах відрізняються більше ніж на 10 %, робота конденсаторної установки заборонена.
12.6.8 У разі вимкнення конденсаторної установки повторне її
увімкнення можна допускати для конденсаторів напругою вищою ніж 1000
В не раніше ніж через 5 хв після вимкнення, а для конденсаторів напругою 660 В і нижчою - не раніше ніж через одну хвилину.
12.6.9 Увімкнення конденсаторної установки, що була вимкнена дією захистів, дозволено після з'ясування й усунення причини, що викликала
її вимкнення.
12.6.10 Увімкнення і вимкнення конденсаторних установок напругою
1000 В і вищою за допомогою роз'єднувачів заборонено.
12.6.11 Заборонено експлуатувати конденсатори з такими дефектами:
- спучування стінок конденсаторів;
- краплинне протікання просочувальної рідини;
- пошкодження ізолятора;
- пробої між обкладками.
12.6.12 Конденсатори з просоченням синтетичною рідиною на основі трихлордифенілу повинні мати на корпусі біля таблички з технічними даними розпізнавальний знак у вигляді рівностороннього трикутника
жовтого кольору зі стороною 40 мм.
Під час обслуговування цих конденсаторів повинні бути вжиті заходи, що запобігають потраплянню трихлордифенілу в навколишнє середовище.
Пошкоджені конденсатори до їх знищення необхідно зберігати в спеціально оснащених герметичних контейнерах.
Знищення (захоронення) або утилізація пошкоджених конденсаторів з просоченням трихлордифенілом потрібно проводити централізовано на спеціально обладнаному полігоні за погодженням із санітарно-епідеміологічними станціями.
12.6.13 Огляд конденсаторної установки без вимкнення проводиться
у такі терміни:
- на об'єктах з постійним чергуванням персоналу - не рідше одного разу на тиждень, а у випадках виникнення розрядів (тріску) і підвищення напруги на затискачах конденсаторів або температури навколишнього повітря до значень, близьких до найвищих допустимих,
огляд проводять не рідше одного разу на добу;
- на об'єктах без постійного чергування персоналу - не рідше ніж
один раз на місяць.
12.6.14 Середній ремонт конденсаторних установок необхідно проводити в міру необхідності залежно від їх технічного стану.
Поточні ремонти конденсаторних установок необхідно проводити
щорічно.
12.6.15 Профілактичні випробування конденсаторних установок повинні бути організовані відповідно до ГКД 34.20.302 та інструкцій заводів-виробників.

Розділ 9, Підрозділ 7
Повітряні лінії електропередавання

12.7.1 Експлуатація повітряних ліній електропередавання (ПЛ) повинна передбачати проведення технічного обслуговування, ремонтів та аварійно-відновних робіт, спрямованих на забезпечення надійної роботи
ПЛ.
12.7.2 Під час видачі технічного завдання на проектування ПЛ
(спорудження, капітальний ремонт або модернізацію) замовник повинен надати проектній організації необхідні дані про фактичні умови в зоні проходження ПЛ та вимагати їх врахування в проектній документації.
12.7.3 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 надавати контролю за якістю виконання прихованих робіт, дотриманням вимог узгодженої і затвердженої проектної документації у встановленому порядку згідно з "Положенням про порядок надання дозволу на виконання будівельних робіт", ДБН А.2.2-3
"Проектування. Склад, порядок розроблення, погодження та затвердження проектної документації для будівництва" і ДБН А.3.1-5 "Управління,
організація і технологія. Організація будівельного виробництва", не допускати вводу в експлуатацію ПЛ з порушенням встановлених правил.
12.7.4 Приймання ПЛ в експлуатацію необхідно проводити згідно з
ДБН А.3.1-3 "Управління, організація і технологія. Прийняття в експлуатацію закінчених будівництвом об'єктів. Основні положення"
(далі ДБН А.3.1-3) і чинними галузевими правилами приймання в експлуатацію завершених будівництвом об'єктів електромереж
(повітряних ліній електропередавання).
12.7.5 Технічне обслуговування проводять з метою підтримання роботоздатності ПЛ та запобігання передчасного зношення її елементів,
що досягають виконанням профілактичних перевірок та вимірювань,
усуненням пошкоджень та несправностей.
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 надійнішими і економічнішими, які поліпшують експлуатаційні характеристики лінії.
Обсяг та періодичність робіт, які належить виконувати під час технічного обслуговування та капітального ремонту, визначають:
- ГКД 34.20.502 "Повітряні лінії електропередачі напругою 35 кВ і вище. Інструкція з експлуатації";
- ГКД 34.20.503 "Методические указания по организации системи
эксплуатационного обслуживания воздушных линий электропередачи напряжением 0,4-20 кВ, трансформаторных подстанций напряжением
6-20/0,4 кВ и распределительных пунктов напряжением 6-20 кВ";
- ГКД 34.21.661 "Перелік робіт з технічного обслуговування електричних мереж напругою 220-750 кВ і норми періодичності їх капітального ремонту".
Крім цього, слід враховувати конкретні умови експлуатації
обслуговуваних ПЛ.
12.7.6 Аварійно-відновні роботи необхідно виконувати негайно після виникнення аварійної ситуації.
12.7.7 Технічне обслуговування та ремонтні роботи на ПЛ з метою підвищення надійності електропостачання доцільно проводити без її вимкнення (під напругою) або з вимкненням тільки однієї фази
(пофазний ремонт). Для цього необхідно розробити технологічні карти та інструкції, підготувати персонал та забезпечити його захисними та спеціальними виробничими засобами. У цьому випадку визначальною є безпека проведення робіт. Технічне обслуговування та ремонтні роботи з вимкненням лінії необхідно проводити комплексним методом, коли одна або декілька бригад виконують одночасно повний обсяг робіт на лінії з максимально можливим скороченням тривалості її вимкнення.
12.7.8 Технічне обслуговування, ремонтні та аварійно-відновні роботи на ПЛ необхідно виконувати з використанням спеціальних машин, механізмів, транспортних засобів, такелажу, оснащення, інструменту та пристосувань.
Засоби механізації повинні бути укомплектовані відповідно до затверджених нормативів і розміщені на ремонтно-виробничих байзах
(РВЕ) та ремонтно-експлуатаційних пунктах (РЕП)Т Для проведення аварійно-відновних робіт, крім цього, повинні бути створені аварійні запаси матеріалів та оснащення.
Бригади, які виконують роботи на ПЛ, повинні бути оснащені засобами зв'язку з РВБ, РЕП та диспетчерськими пунктами.
12.7.9 Для зберігання інформації про ПЛ, забезпечення
оперативного її отримання, діагностики стану ПЛ, а також, за необхідності, оперативної корекції періодичності та обсягу профілактичних і капітальних ремонтів окремих ліній, доцільно оснастити експлуатаційні структури персональними комп'ютерами з пакетом відповідних програм.
12.7.10 Для забезпечення нормальних умов експлуатації ПЛ необхідно дотримуватися правил охорони електричних мереж та умов виконання робіт у межах охоронних зон ПЛ.
Керівництво організації, яка експлуатує електричні мережі, повинно забезпечити:
- вручення місцевій виконавчій владі, керівникам сільськогосподарських структур і лісових господарств, керівникам транспортних господарств та власникам земель, через територію яких проходять ПЛ, а також керівникам підприємств, організацій та установ, які розташовані поруч з охоронними зонами, повідомлення про вимоги
щодо охорони електричних мереж та умов виконання робіт в межах
охоронних зон електричних мереж;
- інформування населення через засоби масової інформації, навчальні заклади, громадські організації про небезпеку, яку представляють лінії електропередавання, а також про збитки, до яких призводить їх вимкнення;
- замовлення видавництвам, телерадіокомпаніям на видання плакатів, випуск кіно-, теле- і відеофільмів на тему дотримання відповідних вимог;
- контроль за збереженням плакатів, сигнальних знаків, світло-огорож, встановлених на ПЛ і на перетинах ліній з дорогами, судноплавними каналами та водоймищами.
Роботи в охоронних зонах, які проводять з порушенням правил
охорони електричних мереж, повинні бути призупинені. Особи, які порушили ці правила, повинні бути притягнені до відповідальності у встановленому порядку.
12.7.11 Уздовж ПЛ, які проходять через лісові масиви та зелені насадження, необхідно підтримувати просіки відповідної ширини і періодично обрізати в них дерева та кущі. Вирубування багаторічних насаджень необхідно проводити після оформлення лісорубного квитка згідно з чинним законодавством.
Роботи з ліквідації аварійних ситуацій дозволено проводити без
оформлення належного дозволу, але з наступним повідомленням про їх виконання.
Повітряні лінії напругою 10, 20 кВ, виконані з одножильних
Самонесучих ізольованих проводів, відрізняються меншою відстанню між проводами і відповідно меншою шириною просіки.
Для ПЛ на напругу до 1000 В з самонесучими ізольованими проводами просіки не потрібні. У цьому разі також не нормують відстань від проводів до дерев та інших насаджень. Проводять вирубування лише
окремих дерев, які створюють загрозу для ізольованих проводів лінії.
Трасу ПЛ необхідно утримувати у безпечному щодо пожеж стані згідно з правилами охорони електричних мереж і ПУЕ.
12.7.12 На ділянках ПЛ, які зазнають інтенсивного забруднення, необхідно проводити очищення (обмивання) ізоляції або заміну забруднених ізоляторів.
У зонах інтенсивних забруднень ізоляції птахами і в місцях їх масових гніздувань необхідно застосовувати спеціальні пристрої, що
унеможливлюють сідання птахів над гірляндами або їх відлякують.
12.7.13 Під час експлуатації ПЛ в прогонах перетину діючих ліній з іншими ПЛ, у тому числі з самонесучими ізольованими проводами та
лініями зв'язку, допустиму кількість з'єднань проводів і тросів на
ПЛ, які перетинаються, визначають згідно з ПУЕ.
12.7.14 3 метою захисту ПЛ від зовнішніх факторів, організація, яка експлуатує електричні мережі, повинна утримувати в справному стані:
- сигнальні знаки, встановлені у місцях перетину ПЛ з судноплавними і сплавними річками, водоймищами, каналами та озерами, за погодженням з басейновими управліннями водного шляху (управлінням каналів);
- сигнальне освітлення та денне маркування опор ПЛ на приаеродромних територіях і повітряних трасах згідно з законодавством, яке регулює використання повітряного простору України;
- постійні знаки, встановлені на опорах відповідно до проекту ПЛ та вимог НД;
- захист опор від пошкодження у місцях, де можливі потоки води,
льодоходи тощо;
- захист опор, встановлених біля автомобільних доріг. За
утриманням у справному стані дорожніх знаків обмеження габаритів, які встановлюють на перетині ПЛ з автомобільними дорогами, слідкує
організація, яка експлуатує електричні мережі.
Встановлення знаків, призначених для захисту ПЛ від зовнішніх
факторів, проводять організації, у віданні яких знаходяться об'єкти, по яких проходять ПЛ.
12.7.15 Під час експлуатації ПЛ необхідно слідкувати за справністю дорожніх знаків обмеження габаритів, встановлених на перетині ПЛ з автомобільними дорогами; дорожніх знаків, встановлених на перетинах ПЛ напругою 330 кВ і вищою з автомобільними дорогами, які забороняють зупинку транспорту в охоронних зонах таких ПЛ.
Встановлення та обслуговування таких знаків проводять
організації, у віданні яких перебувають автомобільні дороги.
12.7.16 У випадку паралельного проходження ліній протяжністю більшою ніж 2 км для ПЛ напругою 220 кВ і вище, необхідно оцінити рівень взаємовпливу і розробити відповідні заходи для попередження негативних впливів на роботу пристроїв захисту і автоматики, комутаційних апаратів та рівні комутаційних перенапруг, що можуть призвести до небажаних наслідків.
12.7.17 Під час експлуатації ПЛ необхідно проводити періодичні та позачергові огляди ліній. Графік періодичних оглядів затверджує технічний керівник енергооб'єкта чи організації, що експлуатує електричні мережі.
Періодичність оглядів ПЛ повинна бути не меншою, ніж один раз на рік по всій довжині ПЛ. Крім цього, інженерно-технічний персосонал повинен проводити вибіркові огляди, включаючи усі ділянки ліній, які підлягають капітальному ремонтові.
За необхідності за рішенням технічного керівника проводять огляди
ПЛ у нічний час.
Верхові огляди з вибірковою перевіркою стану проводів і тросів у затискачах та дистанційних розпірках ПЛ напругою 35 кВ і вищою або їх ділянок, термін служби яких становить 20 років і більше, або які проходять у зонах інтенсивного забруднення, а також по відкритій місцевості, необхідно проводити не рідше ніж один раз на 5 років; на решті ПЛ 35 кВ і вище (ділянках ліній) - не рідше ніж один раз на 10 років.
На ПЛ напругою 0,4-20 кВ верхові огляди необхідно проводити у разі необхідності.
Необхідно також проводити обстеження конструкції ПЛ.
Періодичність проведення обстежень визначає технічний керівник електричних мереж за результатами оглядів, профілактичних перевірок з
урахуванням впливу середовища району проходження траси ПЛ.
12.7.18. Позачергові огляди ПЛ або їх ділянок необхідно проводити:
- під час утворення на проводах та тросах ожеледі;
- під час коливань ("танцювання") проводів та тросів;
- під час льодоходу, розливу річок, лісових і степових пожеж, а також інших стихійних явищ;
- після вимкнення ПЛ захистами і неуспішного автоматичного повторного включення (АПВ), у випадку успішного АПВ - за необхідності.
12.7.19 На ПЛ необхідно виконувати такі профілактичні перевірки та виміри:
- перевірку стану трас ПЛ, стріл провисання проводів та тросів, віддалі від проводів до різних об'єктів;
- перевірку стану опор;
- перевірку вітрових зв'язків опор;
- вибіркову перевірку стану фундаментів опор;
- перевірку стану покриття опор від корозії;
- контроль щодо появи корозійних пошкоджень елементів металевих
опор;
- контроль щодо появи тріщин, раковин та відшарувань у стволах залізобетонних опор;
- перевірку тросових відтяжок (пошкодження корозією, тяжіння, закріплення в ґрунті);
- перевірку лінійної ізоляції (крім ПЛ напругою до 1000 В);
- перевірку лінійної арматури, проводів і тросів;
- перевірку болтових з'єднань проводів і тросів;
- перевірку заземлювальних пристроїв та вимірювання їх опору;
- перевірку обмежувачів перенапруги, розрядників та захисних проміжків.
У випадку переходу ПЛ через водний простір необхідно перевіряти стан надводної та підводної частини фундаменту.
На ПЛ 110-330 кВ з волоконно-оптичним кабелем, вмонтованим у
грозозахисний трос (ОКГТ), під час огляду необхідно також перевірити:
- відстань від ОКГТ до проводів;
- стан заземлювальних спусків арматури ОКГТ;
- відсутність пошкоджень кабелю в місцях кріплення затискачів. На
лініях із самонесучими ізольованими проводами додатково проводять такі перевірки та вимірювання:
- перевірку стану ізоляції проводів;
- перевірку стану підтримуючих затискачів;
- перевірку наявності і стану захисних кожухів на з'єднувальних і відгалужувальних затискачах ПЛ напругою до 1000 В;
- вимірювання опору ізоляції ПЛ напругою до 1000 В. Вимір опору петлі "фаза-нуль" на ПЛ напругою до 1000 В необхідно проводити під
час приймання їх в експлуатацію, надалі - під час під'єднання нових споживачів і виконання робіт на ПЛ, які зумовлюють зміни цього опору.
Під час приймання ПЛ в експлуатацію всі з'єднання проводів та тросів повинні бути перевірені візуально та на відповідність
геометричних розмірів.
12.7.20 Результати перевірок та вимірів на ПЛ оформляють протоколами.
Виявлені дефекти, які потребують термінового усунення, заносять у
журнал дефектів, а за наявності автоматизованої системи - у відповідні бази даних на підставі аналізу виявлених дефектів приймають рішення про терміни їх усунення.
12.7.21 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 5-6 год після подачі напруги на ПЛ.
Контроль контактних з'єднань необхідно проводити під час навантаження не меншого ніж 30-40 % номінального.
12.7.22 Під час введення в роботу нових 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 проводять також після проведення робіт на ПЛ, які могли призвести до порушення симетричності (модернізація лінії, заміна або перестановка конденсаторів зв'язку).
12.7.23 На ділянках трас ПЛ напругою 330 кВ і вище, де можливе перебування людей, необхідно провести вимірювання напруженості електричного поля з метою виявлення зон впливу з напруженістю вищою ніж 5 кВ/м.
Вимірювання напруженості електричного поля проводять на висоті
1,8 м від поверхні землі.
У місцях з напруженістю електричного поля вищою ніж 5 кВ/м необхідно вжити заходи для захисту від впливу електричного поля.
12.7.24 На ПЛ напругою вище 1000 В, які зазнають інтенсивного
льодоутворення, повинно бути передбачене розтоплювання ожеледі електричним струмом.
У разі виникнення умов для утворення ожеледі необхідно контролювати процес льодоутворення на ПЛ і забезпечити своєчасне введення пристроїв розтоплювання ожеледі.
Інформацію про утворення ожеледі отримують від місцевих підрозділів Держкомгідромету України, доповнюючи її даними метеопостів енергооб'єктів та спостережень у контрольних точках ПЛ.
Розтоплювання ожеледі на грозозахисних тросах з волоконно-оптичним кабелем не передбачене.
12.7.25 Капітальний ремонт ПЛ необхідно виконувати за рішенням технічного керівника організації, яка експлуатує електричні мережі, на підставі технічного стану.
Капітальний ремонт ПЛ на дерев'яних опорах необхідно проводити не рідше ніж один раз на 5 років, ПЛ на металевих і залізобетонних
опорах - не рідше ніж один раз на 10 років.
Капітальний ремонт ділянок ПЛ проводять з урахуванням 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 в паспорт ПЛ.
12.7.26 Конструктивні зміни опор та інших елементів ПЛ, а також спосіб закріплення опор у грунті необхідно виконувати тільки за наявності технічного обґрунтування та рішення проектувальника, технічної документації та з дозволу технічного керівника енергооб'єкта чи організації, що експлуатує електричні мережі.
12.7.27 Планові роботи на ПЛ і роботи щодо попередження та
ліквідації порушень (аварій) необхідно проводити з дотриманням правил
охорони електричних мереж.
Роботи на ПЛ, які проходять сільськогосподарськими угіддями, необхідно проводити з урахуванням вимог Земельного кодексу України.
Роботи із запобігання порушень у роботі ПЛ та ліквідації наслідків таких порушень можна проводити у будь-яку пору року без погодження з землекористувачами, але з повідомленням їх про проведення робіт в десятиденний термін після їх початку.
Після виконання вказаних робіт організація, що експлуатує електричні мережі, повинна привести земельні угіддя до стану, придатного для їх подальшого використання за призначенням, а також відшкодувати землекористувачам (або власникам землі) збитки, заподіяні під час проведення робіт.
12.7.28 Організації, що експлуатують ПЛ зі спільною підвіскою проводів, повинні проводити планові ремонти у погоджені терміни. В аварійних випадках ремонтні роботи необхідно проводити з попереднім повідомленням іншої сторони (власника лінії або проводів).
12.7.29 Для визначення місць пошкодження ПЛ напругою 110 кВ і вищою, а також місць міжфазних замикань на ПЛ 6-35 кВ, на електростанціях і підстанціях повинні бути встановлені пристрої, які
фіксують місце пошкодження. На ПЛ напругою 6-35 кВ з відгалуженнями повинні бути встановлені покажчики пошкодженої ділянки.
Організації, що експлуатують електричні мережі, повинні бути
оснащені переносними приладами для визначення місць замикання на землю ПЛ 6-35 кВ.

Розділ 9, Підрозділ 8
Силові кабельні лінії

12.8.1 Під час експлуатації силових кабельних ліній повинно бути проведене технічне обслуговування та ремонт, спрямовані на забезпечення їх надійної роботи.
12.8.2 Для кожної кабельної лінії під час введення в експлуатацію повинні бути встановлені найбільші допустимі струмові навантаження.
Навантаження повинні бути визначені на ділянці траси з найгіршими тепловими умовами, якщо довжина ділянки становить не менше ніж 10 м.
Підвищення цих навантажень допустиме на підставі теплових випробувань за умови, що нагрівання жил не буде перевищувати допустимих значень згідно з вимогами технічних умов і НД. Нагрівання кабелів повинно бути перевірене на ділянках трас з найгіршими умовами охолодження.
12.8.3 В кабельних спорудах повинен бути організований систематичний контроль за тепловим режимом роботи кабелів, температурою повітря і роботою вентиляційних пристроїв.
Температура повітря усередині кабельних тунелів, каналів і шахт у
літню пору не повинна перевищувати температуру зовнішнього повітря більше ніж на 10 град.С.
12.8.4 На період ліквідації післяаварійного режиму допускається перевантаження струмом для кабелів на напругу до 10 кВ включно з ізоляцією з поліетилену і полівінілхлоридного пластика - на 15 %, для кабелів з гуми і вулканізованого поліетилену - на 18 % від тривалого допустимого навантаження на термін не більший ніж 6 год на добу протягом 5 діб, але не більший 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, вказаних в ПУЕ.
Для кабелів, які експлуатують більше ніж 15 років, перевантаження струмом повинно бути знижене на 10 %.
Перевантаження кабелів з просоченою паперовою ізоляцією на напругу 20 і 35 кВ заборонене.
Перевантаження кабельних ліній на напругу 110 кВ і вищу залежать від конструкції кабелю, кількості паралельно прокладених кабелів,
умов прокладання (грунт, повітря або вода) і повинно бути регламентовано розрахунком під час проектування, а також даними заводу-виробника.
12.8.5 Для кожної оливонаповненої лінії або її секції напругою
110 кВ і вищою залежно від профілю лінії повинні бути встановлені межі допустимих змін тиску оливи згідно з вимогами заводу-виробника.
У разі відхилення від них кабельна лінія повинна бути вимкнена, її вмикання дозволяється тільки після виявлення й усунення причин порушень.
12.8.6 Проби оливи з оливонаповнених кабельних ліній та проби рідини з муфт кабелів з пластмасовою ізоляцією на напругу 110 кВ і вищу необхідно відбирати перед вмиканням нової лінії в роботу, а під
час експлуатації - згідно з вимогами заводу-виробника та графіком, затвердженим технічним керівником енергооб'єкта.
12.8.7 Під час здачі в експлуатацію кабельних ліній на напругу понад 1000 В крім документації, передбаченої ДБН А.3.1-3 і галузевими правилами приймання, повинні бути оформлені та передані енергооб'єктові:
- виконавче креслення траси з нанесенням місць встановлення з'єднувальних муфт, виконане в масштабах 1:200 або 1:500 залежно від розвитку комунікацій у даному районі траси;
- відкоректований проект кабельної лінії, який для кабельних
ліній на напругу 110 кВ і вищу повинна погоджувати експлуатуюча
організація й, у випадку зміни марки кабелю, - завод-виробник і експлуатуюча організація;
- креслення профілю кабельної лінії в місцях перетину з дорогами й іншими комунікаціями для кабельних ліній на напругу 35 кВ і для
особливо складних трас кабельних ліній на напругу 6-10 кВ;
- акти стану кабелів на барабанах, а в разі необхідності, протоколи розбирання й огляду зразків (для імпортних кабелів розбирання обов'язкове);
- кабельний журнал;
- інвентарний опис усіх елементів кабельної лінії;
- акти будівельних і прихованих робіт зі схемами нанесення перетинів і зближень кабелів з усіма підземними комунікаціями;
- акти на монтаж кабельних муфт;
- акти приймання траншей, блоків, труб, каналів під монтаж;
- акти на монтаж пристроїв для захисту кабельних ліній від електрохімічної корозії, а також результати корозійних випробувань відповідно до проекту;
- протокол вимірювання опору ізоляції та випробувань ізоляції кабельної лінії підвищеною напругою після прокладання;
- акти огляду кабелів, прокладених у траншеях і каналах, перед закриттям;
- протокол прогрівання кабелів на барабанах перед прокладанням, коли температура є нижчою від нуля;
- акт перевірки й випробування автоматичних стаціонарних
установок, систем пожежогасіння і пожежної сигналізації.
Крім переліченої документації, під час приймання в експлуатацію кабельної лінії напругою 110 кВ і вище, монтажною організацією повинні бути додатково передані енергооб'єктові:
- виконавчі висотні позначки кабелю та підживлювальної апаратури
(для ліній 110-220 кВ низького тиску);
- протоколи випробувань оливи у всіх елементах ліній;
- акти просочувальних випробувань;
- акти опробування і випробувань підживлювальних агрегатів на
лініях високого тиску;
- акти перевірки систем сигналізації тиску;
- акти про зусилля тяжіння під час прокладання;
- протоколи випробувань захисних покриттів підвищеною напругою після прокладання;
- протоколи заводських випробувань кабелів, муфт та підживлювальної апаратури;
- акти випробувань пристроїв автоматичного підігріву муфт;
- протоколи вимірювань струму по струмопровідних жилах та
оболонках (екранах) кожної фази;
- протоколи вимірювань робочої ємності жил кабелів;
- протоколи вимірювань активного опору ізоляції;
- протоколи вимірювань перехідного опору контакту "жила кабелю наконечник";
- протоколи вимірювань опору заземлення колодязів і кінцевих муфт.
12.8.8 Під час здачі в експлуатацію кабельних ліній на напругу до
1000 В повинні бути оформлені і передані замовникові:
- кабельний журнал;
- відкоректований за фактом проект ліній;
- акти згідно з п.12.8.7;
- протоколи випробувань та вимірювань.
12.8.9 Прокладання і монтаж кабельних ліній усіх напруг повинні бути виконані під технічним наглядом експлуатуючої організації.
12.8.10 Кожна кабельна лінія повинна мати паспорт з внесенням
основних даних лінії, оперативного позначення і найменування. Паспорт повинен також містити документацію згідно з п.12.8.7.
Для підприємств, що мають автоматизовану систему обліку, паспортні дані можуть бути введені в пам'ять комп'ютера.
Відкрито прокладені кабелі, а також усі кабельні муфти повинні бути забезпечені бирками, стійкими до впливу навколишнього середовища з позначеннями:
- на бирках кабелів наприкінці і початку лінії повинні бути зазначені марка кабелю, його напруга та переріз, а також номер або найменування лінії згідно з кабельним журналом;
- на бирках з'єднувальних муфт - номер муфти, дата монтажу. Бирки повинні бути розташовані вздовж лінії через кожні 50 м на відкрито прокладених кабелях, а також на поворотах траси й у місцях проходу кабелів через вогнестійкі перегородки і перекриття (з обох сторін).
На скрито прокладених кабелях в трубах або блоках бирки необхідно встановлювати на кінцевих пунктах біля кінцевих муфт, в колодязях і камерах блочної каналізації, а також біля кожної з'єднувальної муфти.
На скрито прокладених кабелях в траншеях бирки необхідно встановлювати на кінцевих пунктах і біля кожної з'єднувальної муфти.
12.8.11 Металева неоцинкована броня кабелів, прокладених у кабельних спорудах, і металеві конструкції з неметалізованим покриттям, по яких прокладені кабелі, а також кабельні короби зі звичайної сталі необхідно періодично покривати негорючими антикорозійними лаками і фарбами.
12.8.12 Навантаження кабельних ліній необхідно вимірювати періодично в терміни, які встановлює технічний керівник енергооб'єкта.
На підставі даних цих вимірів необхідно уточнювати режими роботи і схеми роботи кабельної мережі, розробляти заходи щодо її модернізації та розвитку.
Вимоги цього пункту поширюють і на кабельні лінії споживачів, що відходять від шин РУ електростанцій і підстанцій.
12.8.13 Технічний нагляд і експлуатація пристроїв пожежної сигналізації й автоматичного пожежогасіння, встановлених у кабельних спорудах, необхідно проводити відповідно до документів:
- ГКД 34.03.306 "Інструкція з гасіння пожеж на енергетичних підприємствах Мінпаливенерго України";
- ГКД 343.000.003.001 "Типова інструкція з експлуатації автоматичних установок пожежної сигналізації на підприємствах
Мінпаливенерго України";
- ГКД 343.000.003.002 "Типова інструкція з експлуатації автоматичних установок водяного пожежогасіння на підприємствах
Мінпаливенерго України".
12.8.14 Огляди кабельних ліній необхідно проводити у терміни, вказані в таблиці 12.5 згідно з графіком, затвердженим технічним керівником енергооб'єкта.
Огляд кабельних муфт напругою понад 1000 В необхідно також проводити під час огляду електроустатковання.
Таблиця 12.5

|-------------------------------------------------------------------|



| | Напруга,кВ |



| |---------------------------|



| Найменування об'єктів огляду | до 35 | 110-500 |



| |---------------------------|



| |періодичність оглядів, міс.|



|-------------------------------------------------------------------|



| 1 Траси кабелів, прокладених у землі | 3 | 1 |



| 2 Траси кабелів, прокладених під | | |



| удосконаленим покриттям на території| 12 | - |



| міст | | |



| 3 Траси кабелів, прокладених у колек- | | |



| торах, тунелях, шахтах і по заліз- | 3 | 1 | 



| ничних мостах | | |



| 4 Підживлювальні пункти за наявності | | |



| сигналізації тиску оливи (за відсут-| | |



| ності сигналізації - за інструкціями| - | 1 |



| з експлуатації) | | |



| 5 Кабельні колодязі | 24 | 3 |



|-------------------------------------------------------------------|

Огляд підводних кабелів необхідно проводити в терміни, які встановлює технічний керівник енергооб'єкта.
Періодично інженерно-технічний персонал повинен проводити вибіркові контрольні огляди кабельних ліній.
У період паводків і після злив, а також у разі вимкнення кабельної лінії релейним захистом необхідно проводити позачергові
огляди.
У разі виявлення під час оглядів порушень на кабельних лініях повинні бути зроблені записи в журналі дефектів та неполадок.
Порушення повинні бути усунені в найкоротший термін.
12.8.15 Тунелі, шахти, кабельні поверхи та канали на електростанціях і підстанціях з постійним оперативним обслуговуванням необхідно оглядати не рідше ніж один раз на місяць, а на електростанціях і підстанціях без постійного оперативного
обслуговування - у терміни, які встановлює технічний керівник енергооб'єкта.
12.8.16 Компоновання кабельних ліній електростанцій повинно бути виконане таким чином, щоб у разі виникнення пожежі в кабельному
господарстві одного енергоблока в межах головного корпусу було
унеможливлене поширення пожежі на кабельне господарство інших енергоблоків.
12.8.17 У кабельних поверхах електростанцій та підстанцій, що знаходяться над іншими приміщеннями, і захищених стаціонарними пристроями пожежогасіння, повинна бути виконана надійна гідроізоляція та дренаж, справність яких повинна бути перевірена під час експлуатації за графіком, який затверджує технічний керівник енергооб'єкта.
12.8.18 Кабельні поверхи та тунелі БЩУ, ЦЩУ, ГЩУ, релейного щита
(РЩ) та загальностанційних РУ електростанцій повинні бути відділені від інших кабельних споруд вогнестійкими перегородками з вогнестійкютю 0,75 год.
Перегородки в кабельних поверхах та у тунелях, що розділяють їх на окремі відсіки, повинні бути виконані з негорючих матеріалів.
В кабельних поверхах і в тунелях АЕС повинні бути встановлені вогнестійкі перегородки на відстані не більшій ніж через 50 м.
12.8.19 Необхідність покриття кабелів у подвійних підлогах електростанцій вогнезахисними речовинами визначені ВСН 01
"Противопожарные нормы проектирования атомных станций" (далі ВСН 01).
12.8.20 У місцях, де важко застосовувати ручні засоби пожежогасіння, необхідність покриття кабелів, прокладених відкрито, та кабелів, які прокладені в непрохідних коробах заводського виготовлення, вогнезахисними речовинами повинні бути визначені проектом та ВСН 01.
12.8.21 Якщо кабелі прокладені у металевих коробах заводського виготовлення, то в місцях проходу кабелів через стіни, перекриття і будівельні перегородки повинні бути виконані вогнестійкі пояси,
цілісність яких необхідно контролювати під час експлуатації.
Крім того, вогнестійкі пояси повинні бути виконані на
горизонтальних ділянках коробів через кожні 30 м довжини, на вертикальних - через кожні 20 м, а також у місцях розгалуження коробів.
12.8.22 Конструкція місць проходу кабелів (проходок) через стіни та перекриття приміщень повинна передбачити можливість заміни та додаткової прокладки кабелів під час експлуатації, зміні проекту та проведенні переоснащення й модернізації.
12.8.23 Усі отвори в стінах та перекриттях приміщень повинні бути
ущільнені негорючим матеріалом.
12.8.24 Для забезпечення доступу до кабелів як у виробничих приміщеннях, так і у разі надземного прокладання на електростанціях,
у випадку розташування нижньої частини кабельних трас на висоті більшій ніж 2,5 м від планування, за кількості силових кабелів більшій ніж 10 повинні бути передбачені площадки обслуговування.
У разі розташування кабельних трас з площадками обслуговування, виконаними як відкритими, так і в непрохідних коробах, на різних рівнях допускають з'єднання площадок обслуговування трас сходами з
улаштуванням люків на площадках. У випадку неможливості виконання стаціонарних площадок через відсутність необхідних приміщень або складності компоновання допускають виконання знімних збірно-розбірних площадок обслуговування або інвентарних риштувань.
12.8.25 В коридорах АЕС прокладка кабелів повинна бути виконана тільки в металевих коробах заводського виготовлення. Необхідність покриття кабелів з горючою ізоляцією вогнезахисними речовинами визначає проект.
12.8.26 На АЕС необхідність покриття кожного силового кабелю у разі однорядного прокладання та зовнішніх рядів силових кабелів у разі багатошарового прокладання, в приміщеннях БЩУ, ЦЩУ тощо повинна бути визначена ВСН 01.
12.8.27 Кабельні вводи в герметичних приміщеннях АЕС повинні бути захищені екранами від пошкоджень сторонніми предметами.
12.8.28 Силові кабелі, прокладені в зоні суворого режиму АЕС, у разі необхідності, підлягають дезактивації згідно з п.5.17.17.
12.8.29 Улаштування у кабельних приміщеннях яких-небудь тимчасових і допоміжних споруд (майстерень, інструментальних, комор тощо), а також зберігання в них будь-яких матеріалів заборонене.
12.8.30 У районах з електрифікованим рейковим транспортом або з агресивними ґрунтами кабельна лінія може бути прийнята до експлуатації тільки після виконання її антикорозійного захисту.
У цих районах на кабельних лініях необхідно проводити виміри блукаючих струмів, складати і систематично коригувати потенційні діаграми кабельної мережі (або окремих ділянок) та карти грунтових корозійних зон. У місцях, де організований спільний антикорозійний захист для всіх підземних комунікацій, зняття потенційних діаграм не потрібне.
Потенціали кабелів необхідно вимірювати в зонах блукаючих струмів, місцях зближення силових кабелів з трубопроводами і кабелями зв'язку, що мають катодний захист, і на ділянках кабелів, оснащених пристроями захисту від корозії. На кабелях зі шланговими захисними покриттями необхідно контролювати стан антикорозійного покриття відповідно до вимог чинних документів:
- РД 34.20.508 "Инструкция по эксплуатации силових кабельних
линий. Часть 1. Кабельные линии напряженим до 35 кВ";
- РД 34.20.509 "Инструкция по эксплуатации силових кабельных
линий. Часть 2. Кабельные линии напряженим 110 - 500 кВ";
- ГКД 34.20.302.
12.8.31 Енергооб'єкти, що експлуатують електричні мережі, повинні контролювати виконання управліннями і службами міського трамваю, метрополітену й електрифікованих залізниць заходів щодо зменшення значень блукаючих струмів у землі відповідно до ГОСТ 9.602 "ЕСЗКС.
Сооружения подземньїе. Общие требования к защите от коррозии".
У разі виявлення на кабельних лініях небезпеки руйнування металевих оболонок унаслідок електрохімічної корозії повинні бути вжиті заходи для її запобігання. З метою запобігання корозії ділянок алюмінієвих оболонок, що примикають до муфт, необхідно забезпечити їх захист відповідно до вимог чинних НД.
За захисними пристроями повинно бути встановлене регулярне спостереження.
12.8.32 Розкопки кабельних трас або земляні роботи поблизу них необхідно проводити з письмового дозволу керівництва енергооб'єкта,
що експлуатує електричні мережі.
12.8.33 Розкопки землерийними машинами на відстані до 1 м від кабелю, а також застосування відбійних молотків, ломів та кирок для розпушування ґрунту над кабелями на глибину більшу ніж 0,3 м у разі нормальної глибини прокладання кабелів забороняються.
Застосування ударних і віброзаглиблювальних механізмів дозволяється на відстані не меншій ніж 5 м від кабелів.
Перед початком робіт повинно бути проведене під наглядом персоналу енергооб'єкта контрольне розкриття траси.
Для виконання підривних робіт повинні бути видані додаткові технічні умови.
12.8.34 Енергооб'єкти, що експлуатують електричні мережі, повинні періодично оповіщати організації і населення району, де проходять кабельні траси, про порядок виконання земляних робіт поблизу цих трас.
12.8.35 Забороняється проводити будь-які види робіт у зоні проходження відкритих кабельних трас (естакад), якщо існує загроза їх пошкодження у результаті виконання цих робіт.
12.8.36 Для попередження електричних пробоїв на вертикальних ділянках кабелів з паперовою ізоляцією напругою 20-35 кВ внаслідок висихання ізоляції, необхідно їх періодично замінювати або встановлювати на них стопорні муфти.
На кабельних лініях напругою 20 - 35 кВ з кабелями з нестікаючою просочувальною масою і пластмасовою ізоляцією або з газонаповненими кабелями додаткове спостереження за станом ізоляції вертикальних ділянок і їх періодична заміна не вимагається.
12.8.37 Перевірка стану герметичних кабельних проходок та
ущільнень повинна бути виконана під час проведення капітального ремонту згідно з графіком, який затверджує технічний керівник енергооб'єкта, а також у міру необхідності.
12.8.38 Під час нагляду за прокладкою та під час експлуатації неброньованих кабелів зі шланговим покриттям необхідно звертати
особливу увагу на стан шлангу. Кабелі зі шлангами, що мають наскрізні прориви, задирання і тріщини, повинні бути відремонтовані або замінені.
12.8.39 Забороняється під'єднання абонентських кабельних ліній до
шин власних потреб ТЕС, ДТ і об'єктів теплових мереж через зниження надійності електропостачання, крім випадків, спеціально обумовлених проектом.
12.8.40 Експлуатацію зарубіжних силових кабелів здійснюють згідно з вимогами заводів-виробників та вимогами чинних НД.
12.8.41 Служби енергооб'єктів, що експлуатують кабельні мережі, повинні мати лабораторії, оснащені апаратами для визначення місць пошкодження кабелю, вимірювальними приладами та пересувними вимірювальними й випробувальними установками.
12.8.42 Кабельні лінії необхідно профілактично періодично випробовувати підвищеною напругою постійного струму відповідно до вимог ГКД 34.20.302 за графіком, який затверджує технічний керівник енергооб'єкта.
Необхідність позачергових випробувань на кабельних лініях після ремонтних робіт або розкопок, пов'язаних з розкриттям трас, визначає керівник енергооб'єкта, що експлуатує електричні мережі.
12.8.43 Зразки пошкоджених кабелів та пошкоджені кабельні муфти повинні підлягати лабораторним дослідженням для встановлення причин пошкодження і розроблення заходів для їх запобігання.

Розділ 9, Підрозділ 9
Релейний захист і автоматика

12.9.1 Силове електроустатковання електростанцій, підстанцій, теплових мереж, повітряні та кабельні лінії електропередавання повинні бути захищені від коротких замикань і порушень нормальних режимів пристроями релейного захисту (РЗ), автоматичними вимикачами або запобіжниками й оснащені пристроями автоматики.
Пристрої релейного захисту й автоматики (електроавтоматики, протиаварійної та режимної автоматики), надалі пристрої РЗА, за принципами дії, уставками, настроюванням, умовами резервування і вихідними впливами повинні відповідати схемам і режимам роботи електроенергетичної системи (ЕЕС), устатковання і постійно бути в роботі, крім пристроїв, котрі повинні виводитися з роботи відповідно до призначення і принципу дії, режимів роботи ОЕС України, ЕЕС, електроустатковання або за умовами селективності.
Принципи виконання і розташування пристроїв РЗА повинні відповідати чинним НД.
12.9.2 Силове електроустатковання і лінії електропередавання можуть перебувати під напругою тільки з введеними в роботу пристроями
РЗА. У випадку виведення з роботи або несправності окремих видів захисту чи автоматики, пристрої, що залишилися в роботі, повинні забезпечувати повноцінний захист електроустатковання і ліній електропередавання від усіх видів пошкоджень та порушень нормального режиму. Якщо ця умова не може бути виконана, то повинен бути введений тимчасовий пристрій РЗА або змінені характеристики існуючих пристроїв для забезпечення повноцінного захисту та необхідної швидкодії. У разі неможливості виконання цих умов у частині електроавтоматики, протиаварійної або режимної автоматики повинні бути здійснені
(введені) відповідні режимні обмеження, а за неможливості виконання
цих умов стосовно захистів - приєднання повинно бути вимкнене.
12.9.3 За наявності швидкодійних релейних захистів і пристроїв резервування відмови вимикачів усі операції з вмикання (вимикання)
ліній, шин і устатковання, а також операції з перемикання роз'єднувачами і вимикачами повинні бути здійснені з введеними у роботу цими захистами. Якщо на час проведення операцій які-небудь з
цих захистів не можуть бути введені у роботу або повинні бути виведені з роботи за принципом дії, слід увести прискорення на резервних захистах або виконати тимчасовий захист, хоча б неселективний, але з необхідною швидкодією.
12.9.4 На АЕС протиаварійна автоматика (ПА), яка забезпечує збереження стійкості електростанції після вимкнення зв'язків із системою, повинна бути дубльованою. Можна допустити вивід обох комплектів з роботи лише за генерації меншої від мінімальних уставок пристрою контролю попереднього режиму.
12.9.5 Протиаварійна автоматика, яка забезпечує збереження стійкості ЕЕС (ОЕС) повинна бути дубльованою, здійсненою на різних принципах виявлення порушень нормального режиму. Одночасне виведення
обох комплектів з роботи допускають лише після розробки та здійснення заходів, що запобігають недопустимому завантаженню мережі.
12.9.6 Автоматика ліквідації асинхронного режиму повинна бути виконана за допомогою основних і резервних комплектів. Виведення обох комплектів з роботи без вимкнення елемента мережі, який захищаємо, недопустим.
12.9.7 Автоматика частотного розвантаження (АЧР) під час зниження
частоти в електричній мережі за своїми обсягами та ступенями повинна відповідати завданню ЕЕС. Увімкнення споживачів, вимкнених дією АЧР, які не мають автоматичного повторного увімкнення після відновлення
частоти (ЧАПВ), може бути здійснене лише з дозволу диспетчера ЕЕС
(ПЕК "Укренерго").
12.9.8 Канали передачі команд РЗ і ПА по ПЛ повинні постійно бути в роботі. Їх можна виводити тільки під час виконання ремонтних робіт з установленням заземлень на трасі ПЛ або для профілактичних робіт.
12.9.9 Встановлені на електростанціях і підстанціях автоматичні
осцилографи, фіксуючі прилади (амперметри, вольтметри й визначники місць пошкоджень), мікропроцесорні реєстратори аварійних ситуацій та інші пристрої, використовувані для аналізу роботи пристрою РЗА і визначення місцяпошкодження на лініях електропередавання, повинні бути завжди готові до дії. Виведення з роботи зазначених пристроїв повинні здійснюватися за заявкою.
12.9.10 Порядок виконання робіт з модернізації, переоснащення або заміни пристроїв РЗА визначений п.5.6.2.4.
12.9.11 Організаційно-технічне обслуговування пристроїв РЗА енергооб'єктів і ліній електропередавання регіональних ЕЕС України,
генерувальних і енергопостачальних компаній, відокремлених електростанцій, електричних мереж, блок-станцій та підстанцій інших споживачів, незалежно від їх відомчої належності і форм власності, здійснюють спеціалізовані підрозділи - служби РЗА, електротехнічні
лабораторії (ЕТЛ) або інші структурні підрозділи, які входять до складу суб'єктів електроенергетики (надалі служби РЗА) згідно з п.5.1.1.9.
12.9.12 Для чіткого розподілу функцій та відповідальності між службами РЗА суб'єктів електроенергетики усі пристрої РЗА повинні бути розподілені за рівнями відповідно до диспетчерської підпорядкованості: а) перший рівень - пристрої РЗА, які перебувають в оперативному керуванні (віданні) диспетчера НЕК "Укренерго", а також у віданні
(керуванні) диспетчерів енергосистем інших країн на міждержавних зв'язках; б) другий рівень - пристрої РЗА, які перебувають у керуванні диспетчера ЕЕС, а також у віданні диспетчерів енергосистем інших країн на міждержавних зв'язках; в) третій рівень - пристрої РЗА, які перебувають в оперативному керуванні диспетчера енергопостачальної компанії, начальників змін електростанцій або блок-станцій та диспетчерів інших суб'єктів електроенергетики.
12.9.13 Основні завдання, функції, права, організація управління,
функціональні відносини з вищими й нижчими службами РЗА, з іншими службами суб'єктів електроенергетики повинні бути викладені у відповідних положеннях про служби РЗА, затверджених їх керівниками і погоджених зі службами РЗА вищого рівня.
12.9.14 Уставки спрацьовування пристроїв РЗА розраховує проектна
організація з метою визначення можливості надійного захисту
устатковання та забезпечення стійкої роботи ЕЕС вибраними типами пристроїв РЗА. Служби РЗА, у віданні або керуванні яких перебувають
ці пристрої РЗА, розраховують та погоджують уставки пристроїв РЗА для
усіх розглядуваних режимів і аварій (відповідно до чинних НД) та забезпечують розроблення необхідних оперативних вказівок щодо їх використання.
12.9.15 У НЕК "Укренерго" повинна бути така технічна документація:
- технічні дані про пристрої у вигляді карт уставок і
характеристик;
- інструкції або методичні вказівки з налагодження й перевірки, а для імпортних пристроїв - вказівки з обслуговування та методики з вибору уставок;
- виконавчі робочі схеми: принципові або структурні (технологічні алгоритми функціонування);
- програмне забезпечення для керування та обслуговування мікропроцесорних пристроїв РЗА у вигляді програм на відповідних носіях інформації.
Крім вищепереліченої технічної документації, в службах РЗА, які виконують безпосереднє технічне обслуговування пристроїв РЗА, повинні бути:
- паспорти-протоколи;
- виконавчі робочі схеми: принципові, монтажні або принципово-монтажні;
- програми виведення в перевірку (введення в роботу) складних пристроїв РЗА з зазначенням послідовності, способу і місця від'єднання (приєднання) їхніх кіл від пристроїв РЗА, що залишаються в роботі, кіл керування устаткованням і кіл струму та напруги.
Програми на пристрої РЗА першого та другого рівнів погоджують відповідні служби РЗА регіональної ЕЕС. Перелік пристроїв, на які складено програми, погоджує керівник вищого оперативного рівня і затверджує технічний керівник енергооб'єкта.
Результати технічного обслуговування повинні бути занесені в паспорт-протокол (докладні записи щодо складних пристроїв РЗА за необхідності повинні бути зроблені в робочому журналі).
Виконавчі схеми РЗА необхідно приводити у відповідність негайно після зміни реальної схеми. Зміни у схемах повинні бути підтвер-джені записами, які вказують, хто вніс зміни, причину та дату внесення змін, відмітку про погодження. Схеми повинні підлягати поновленню в міру їх зношення. Виконавчі схеми РЗА погоджує керівник служби РЗА, у віданні якого знаходиться пристрій, а затверджує технічний керівник енергооб'єкта.
12.9.16 Оперативний персонал енергооб'єкта повинен здійснювати:
- уведення та виведення з роботи пристроїв РЗА (ступенів), а також зміну їх дії та уставок за розпорядженням оперативного персоналу, в керуванні (віданні) якого є ці пристрої, використовуючи спеціально передбачені комутувальні пристрої;
- періодичний контроль правильності положення перемикальних пристроїв на збірках (рядах) затискачів пультів керування, шаф і панелей (надалі панелях РЗА), кришок випробувальних блоків;
- контроль роботи пристроїв РЗА за показами приладів і наявних на апаратах і панелях (шафах) пристроїв вмонтованої індикації та сигналізації, а також за повідомленнями, які надходять від мікропроцесорних пристроїв РЗА;
- контроль роботи пристроїв реєстрації аварійних подій;
- обмін сигналами високочастотних захистів;
- вимірювання контрольованих параметрів пристроїв низькочастотної та високочастотної апаратури каналів РЗА;
- вимірювання струму небалансу в захисті шин і в пристрої контролю ізоляції вводів;
- вимірювання напруги небалансу в розімкненому трикутнику трансформатора напруги;
- опробування автоматичного вмикання резерву і приладів фіксації;
- заведення годинників автоматичних осцилографів, заміну касет з
фотопапером тощо.
Періодичність контролю і опробування, перелік апаратів і пристроїв, що підлягають опробуванню, порядок операцій під час проведення опробувань, а також порядок дій оперативного персоналу у разі виявлення відхилень від норм повинні бути встановлені інструкціями з експлуатації.
12.9.17 Якщо оперативний персонал виконує перемикання на панелях
РЗА за допомогою ключів, накладок, випробувальних блоків, інших пристосувань, необхідно застосовувати таблиці положення вказаних перемикальних пристроїв для використовуваних режимів або інші наочні методи контролю, а також програми і типові бланки перемикань.
Про операції з цих перемикань, зміни уставок та настроювання повинен бути зроблений запис в оперативному журналі.
12.9.18 Оперативний персонал повинен відповідати за правильне положення усіх комутувальних пристроїв РЗА.
Персонал служб РЗА організацій, які експлуатують електричні, теплові мережі і електростанції повинен періодично оглядати усі панелі і пульти керування, панелі й пристрої РЗА та сигналізації, звертаючи особливу увагу на правильність положення перемикальних пристроїв і відповідність їх положення схемам і режимам роботи електроустатковання. Періодичність оглядів установлює технічний керівник енергооб'єкта.
12.9.19 Під час експлуатації повинні бути забезпечені нормальні
умови роботи (допустимі температура, вологість, вібрація, відхилення робочих параметрів від номінальних, рівень завад тощо) апаратури РЗА
(реле, апаратів і допоміжних пристроїв РЗА) і контрольних кіл
(кабельної продукції, проводів, рядів затискачів тощо).
12.9.20 Уперше змонтовані пристрої РЗА і контрольні кола перед введенням у роботу повинні бути налагоджені та пройти приймальні випробування.
Дозвіл на введення та увімкнення в роботу нових пристроїв видається із записом у журналі релейного захисту і автоматики з
оформленням заявки.
12.9.21 На панелях РЗА на лицьовому та зворотному (у разі двостороннього обслуговування) боках повинні бути написи, що вказують монтажний номер панелі та її призначення відповідно до диспетчерських найменувань.
Встановлена на панелях РЗА апаратура повинна мати з обох боків (у разі двостороннього обслуговування) написи або маркування відповідно до виконавчих схем. Розташування написів або маркування повинно
однозначно вказувати на призначення та належність відповідного апарата. Аналогічно повинні бути марковані порти мікропроцесорних пристроїв РЗА.
Написи біля випробувальних блоків і перемикальних пристроїв
(накладок, перемикачів, рубильників, автоматичних вимикачів тощо), якими керує оперативний персонал, повинні чітко визначати призначення
цих пристроїв і вид дії.
На панелі з апаратурою, яка належить до різних приєднань або різних пристроїв РЗА одного приєднання, що можуть бути перевірені
окремо, повинні бути нанесені чіткі розмежувальні лінії. Під час перевірок необхідно вживати заходи щодо обмеження доступу до апаратури, яка залишилася в роботі. Ряди затискачів різних пристроїв РЗА повинні бути відділені розділювальними колодками з відповідним маркуванням.
12.9.22 На щитах керування електростанцій і підстанцій, на панелях РЗА перемикальні пристрої в колах РЗА повинні бути наочно розташовані, а однотипні операції з ними повинні проводитися
однаково.
12.9.23 Проводи, приєднані до збірок (рядів) затискачів, повинні мати маркування, що відповідає виконавчим схемам. Контрольні кабелі повинні мати маркування на кінцях, у місцях розгалуження і перетину потоків кабелів, у разі проходження їх через стіни, стелі тощо. Кінці незадіяних жил контрольних кабелів повинні бути ізольовані і на них повинен бути вказаний номер кабелю.
12.9.24 На панелях РЗА не повинні бути в безпосередній близькості затискачі, випадкове з'єднання яких може спричиняти увімкнення або вимкнення приєднання, коротке замикання в колах оперативного струму або в колах збудження генератора (синхронного компенсатора).
12.9.25 У колах оперативного струму повинна бути забезпечена селективність дії апаратів захисту (запобіжників і автоматичних вимикачів).
Автоматичні вимикачі, колодки запобіжників повинні мати маркування з вказаним схемним позначенням, призначенням і величиною струму.
12.9.26 Під час експлуатації пристрої РЗА і контрольні кола повинні бути перевірені і опробувані в обсязі й у терміни, зазначені в чинних НД.
Технічне обслуговування пристроїв РЗА, в процесі якого виникає потреба наступного опробування дій на комутувальні апарати, повинно бути поєднане із ремонтом відповідного силового устатковання.
Після хибного спрацювання або відмови спрацювання пристроїв РЗА повинні бути проведені додаткові (післяаварійні) перевірки.
12.9.27 Усі випадки спрацювання і відмови пристроїв РЗА, а також дефекти, виявлені в процесі експлуатації, повинні реєструватися, ретельно аналізуватися і враховуватися у встановленому порядку службами, які їх експлуатують. Виявлені дефекти повинні бути усунені.
Про кожен випадок неправильного спрацювання або відмови спрацювання пристроїв РЗА, а також про виявлені дефекти схем і апаратури РЗА та про виконані заходи щодо їх запобігання повинна бути проінформована вища служба РЗА, в управлінні або віданні якої знаходиться пристрій.
12.9.28 Пристрої РЗА, за винятком тих, уставки яких змінює
оперативний персонал, дозволено відкривати тільки працівникам служб
РЗА або, у виняткових випадках, за їх вказівкою оперативному персоналові.
Роботи в пристроях РЗА повинен виконувати кваліфікований персонал, спеціально навчений та допущений до самостійної перевірки відповідних пристроїв.
12.9.29 Виведення з роботи, зміна режимів роботи або параметрів настроювання, а також зміна дії пристроїв РЗА повинні бути оформлені згідно з п.13.4.2, п. 13.4.4, п.13.4.9 і п.13.4.10.
У випадку загрози хибного спрацювання пристій РЗА повинен бути виведений з роботи з урахуванням вимоги п.12.9.2 без дозволу вищого
оперативного персоналу, але з наступним повідомленням його
(відповідно до інструкції з експлуатації) і наступним оформленням заявки згідно з п. 13.4.4.
12.9.30 Зміна уставок мікропроцесорних пристроїв РЗА оперативним і обслуговуючим персоналом повинна здійснюватися за санкціонованим доступом з фіксацією точного часу, дати і даних особи, яка виконала зміну, а також зміст заміни.
12.9.31 Знімання інформації з пристрою РЗА на мікропроцесорній базі за допомогою переносної електронно-обчислювальної техніки (ЕОТ) або вбудованого дисплею дозволяється виконувати релейному або спеціально навченому оперативному персоналу згідно з інструкцією з експлуатації без звертання за дозволом до вищого оперативного персоналу.
12.9.32 Під час роботи на панелях РЗА повинні бути вжиті заходи проти помилкового вимкнення устатковання. Роботи необхідно виконувати тільки ізольованим інструментом.
Виконання цих робіт для складних пристроїв РЗА без використання виконавчих схем, робочих (типових) програм, що містять заданий обсяг і чітку послідовність операцій і затверджені у встановленому порядку, забороняється.
Операції у контрольних колах трансформаторів струму і напруги (у тому числі з випробувальними блоками) повинні бути проведені з виведенням з дії пристроїв РЗА (або окремих їх ступенів), які за принципом дії і параметрами настроювання (уставками) можуть спрацьовувати хибно в процесі виконання зазначених операцій. При
цьому повинні бути виконані вимоги п.12.9.2.
Після закінчення робіт повинні бути перевірені справність і правильність приєднання кіл струму, напруги, оперативних кіл й кіл сигналізації. Оперативні кола РЗА і кола керування (за умови їх розмикання у процесі роботи або внесенні змін) повинні бути перевірені шляхом опробування у дії.
12.9.33 Операції в пристроях РЗА, що можуть спричинити помилкове вимкнення приєднання, яке захищають, або інших приєднань, а також інші непередбачені дії на устатковання або інші діючі пристрої РЗА, повинні бути проведені за дозволеною заявкою, що враховує ці можливості.
12.9.34 Опір ізоляції електрично пов'язаних контрольних кіл напругою вищою ніж 60 В відносно землі, а також між електрично не пов'язаними колами різного призначення (вимірювальні кола, кола
оперативного струму, сигналізації), повинен бути підтриманим в межах кожного приєднання не нижчим ніж 1 МОм. Якщо величина ізоляції нижча ніж 1 МОм, слід виконати випробування підвищеною напругою згідно з п.
12.9.35.
Опір ізоляції контрольних кіл, розрахованих на робочу напругу, що не перевищує 60 В, крім кіл 24 В та нижче, повинен бути не нижчим ніж
0,5 МОм.
Вимірювання опору ізоляції кіл 24 В і нижче пристроїв РЗА на мікроелектронній та мікропроцесорній базі потрібно проводити відповідно до вказівок заводу-виробника.
Опір ізоляції вимірюють мегаомметром у першому випадку на напругу
1000-2500 В, а в другому випадку - 500 В.
Для запобігання пошкодження пристроїв на мікроелектронній та мікропроцесорній базі під час перевірки ізоляції зовнішніх контрольних кіл, а також внутрішніх з'єднань окремих пристроїв РЗА, повинні бути виконані вказівки, передбачені інструкціями заводу-виробника і, за необхідності, вжиті додаткові заходи
(наприклад, закорочування окремих елементів, ділянок схеми або
"плюса" і "мінуса" схеми живлення).
12.9.35 У разі увімкнення після монтажу і першого профілактичного контролю ізоляція електрично пов'язаних кіл РЗА напругою вищою 60 В відносно землі і всіх інших контрольних кіл даного приєднання повинна бути випробувана напругою 1000 В змінного струму промислової частоти протягом 1 хв.
Крім того, напругою 1000 В, 50 Гц протягом 1 хв повинна бути випробувана ізоляція між жилами контрольного кабелю тих кіл, де є ймовірність замикання між жилами з серйозними наслідками (кола
газового захисту; ДЗШ, кола конденсаторів, використовуваних як джерело оперативного струму; контрольні кола трансформаторів струму тощо).
Надалі в експлуатації ізоляція кіл РЗА (за винятком кіл напругою
60 В і нижчою) повинна випробовуватися напругою 1000 В змінного струму протягом 1 хв або випрямленою напругою 2500 В з використанням мегаомметра або спеціального пристрою.
Випробування ізоляції кіл РЗА напругою 60 В і нижчою проводять у процесі її вимірювання мегаомметром згідно з п.12.9.34.
Випробування електричної міцності ізоляції кіл внутрішніх з'єднань окремого пристрою РЗА, виконаного на базі мікроелектронних і мікропроцесорних елементів необхідно виконувати з урахуванням рекомендацій заводів-виробників.
12.9.36 У разі усунення пошкоджень контрольних кабелів або за
умови їх нарощування з'єднання жил необхідно здійснювати з встановленням спеціальних муфт або за допомогою призначених для цього клемних коробок (рядів затискачів).
Зазначені муфти і коробки повинні бути зареєстровані у спеціальному журналі.
На кожні 50 м кабелю не повинно бути більше двох із вказаних вище з'єднань. Загальна кількість з'єднань не повинна перевищувати одного на кожні 100 м загальної довжини кабелю.
12.9.37 Контрольні кабелі з ізоляцією жил, схильною до руйнування під впливом повітря, світла й оливи, повинні мати додаткове покриття, яке перешкоджає цьому руйнуванню на ділянках жил від затискачів до кінцевих оброблень.
12.9.38 Вторинні обмотки трансформаторів струму повинні бути завжди замкнені на реле, прилади або закорочені. Контрольні кола трансформаторів струму, напруги і вторинні обмотки фільтрів приєднання ВЧ каналів повинні бути заземлені.
12.9.39 Канали передачі команд РЗ і ПА кабельними лініями і волоконно-оптичними лініями зв'язку (ВОЛЗ) після ремонтів і модернізації на лініях зв'язку повинні бути введені в роботу тільки після опробування проходження команд РЗ і ПА.
12.9.40 Додаткові дані щодо експлуатації мікропроцесорних пристроїв РЗА, які входять у склад АСК ТП, викладені в п.5.11.4.9 і п.5.11.4.19.
12.9.41 Погодження взаємодій електричних і технологічних захистів на АЕС, ТЕС, ГЕС, ВЕС та інших енергооб'єктах повинно бути передбачене проектом.

Розділ 9, Підрозділ 10
Система аварійного електропостачання АЕС

12.10.1 Система аварійного електропостачання (САЕ) повинна забезпечувати електропостачання споживачів систем безпеки АЕС в усіх режимах роботи, в тому числі у випадку втрати робочих і резервних джерел живлення від енергосистеми. САЕ має у своєму складі автономні джерела електроживлення, розподільчі та комутаційні пристрої.
Необхідність САЕ у системі ВП визначається тільки безпекою АЕС.
12.10.2 Систему аварійного електропостачання АЕС необхідно експлуатувати відповідно до вимог:
- ПНАЭ Г-9-026 "Обшие положения по устройству и эксплуатации систем аварийного электроснабжения атомных станций";
- ПНАЭ Г-9-027 "Правила проектирования систем аварийного
электроснабжения атомных станций";
- "Руководство по техническому обслуживанию резервных дизельных
электрических станций АС";
- типових інструкцій з випробувань та опробувань дизель-генераторів, а також інших НД, чинних в атомній енергетиці.
12.10.3 Для виконання своїх функцій згідно з різними вихідними подіями САЕ повинна мати у своєму складі автономні джерела електроенергії у вигляді дизель-генераторних електростанцій та АБ.
Дозволено використовувати також інші автономні джерела живлення за наявності відповідного техніко-економічного обґрунтування.
12.10.4 Структура та компоновання САЕ визначені технологічною
частиною систем безпеки АЕС, схемою живлення керуючої системи безпеки, а також необхідністю та обґрунтованою достатністю фізичного розділення каналів.
12.10.5 Система аварійного електропостачання та технічні засоби,
що належать до неї, повинні виконувати задані функції в умовах дії природних явищ, властивих для району розташування енергооб'єкта
(землетруси, урагани тощо), в умовах виникнення відмов із загальних причин (пожежі тощо), а також у разі теплових, механічних і хімічних впливів, що виникають внаслідок аварій на АЕС.
12.10.6 Випробування САЕ повинні бути завершені до початку
обкатки реакторної установки.
12.10.7 Система аварійного електропостачання АЕС повинна бути прийнятою в експлуатацію до фізичного пуску енергоблока.
12.10.8 Приймання в експлуатацію САЕ здійснюють після успішного проведення комплексних опробувань і випробувань, які включають перевірку підсистем (елементів) САЕ: агрегатів безперебійного
живлення, АБ, дизель-генераторів, автоматики і ступеневого пуску механізмів у разі знеструмлення власних потреб АЕС, оборотних двигунів-генераторів.
12.10.9 До початку комплексного опробування повинні бути проведені налагоджування усього електроустатковання та усі індивідуальні опробування та випробування САЕ. Відповідальність за проведення індивідуальних випробувань устатковання повинна бути покладена на монтажну організацію, яка виконувала цю роботу.
12.10.10 Підставою для початку робіт з комплексного опробування
САЕ повинен бути наказ по АЕС про готовність енергоблока до проведення робіт, виданий на підставі актів про приймання дирекцією
АЕС монтажних робіт із САЕ.
12.10.11 Налагодження кожного комплекту електротехнічного
устатковання в САЕ необхідно закінчувати проведенням комплексних випробувань згідно з програмами, розробленими адміністрацією АЕС.
Програми затверджує експлуатуюча організація, а погоджують органи державного регулювання ядерної та радіаційної безпеки.
12.10.12 Опробування і комплексні випробування проводяться за
умови повної готовності САЕ і усіх споживачів. Вони проводяться за
графіком, який затверджує технічний керівник (головний інженер) АЕС.
Обсяг і періодичність опробувань і випробувань повинні відповідати вимогам заводської документації, регламентові безпечної експлуатації енергоблока та інших НД.
Під час проведення опробувань та випробувань повинні бути забезпечені експлуатаційні умови, які унеможливлюють порушення меж безпечної експлуатації АЕС.
12.10.13 Опробування та випробування підсистем САЕ виконують за робочими програмами, розробленими на підставі типових програм і погодженими з органами державного регулювання ядерної та радіаційної безпеки. У програмах перевірки підсистем САЕ повинні чітко бути вказані критерії приймання та дії, які повинні бути вжиті у випадку недотримання вказаних критеріїв та інших відхилень:
- необхідні заходи з боку експлуатаційного персоналу;
- повідомлення відповідних осіб, відповідальних за експлуатацію
САЕ;
- ремонтні роботи;
- консультації з розробниками та проектантами.
12.10.14 За позитивних результатів комплексних опробувань і випробувань складають акт приймання САЕ в експлуатацію для пред'явлення його державній приймальній комісії.
12.10.15 На етапі освоєння потужності енергоблока (енергоблоків)
АЕС в частині САЕ необхідно обов'язково проводити комплексні випробування системи у цілому в режимах:
- повного знеструмлення енергоблока;
- розвантаження енергоблока до навантаження ВП;
- вимкнення турбогенератора від мережі.
Випробування проводять на рівнях потужності (ступенях), включаючи номінальну, передбачених програмою освоєння енергоблока. Результати випробувань оформляють протоколами та актами.
12.10.16 Експлуатація САЕ представляє собою комплекс технічних та
організаційних заходів з підтримання системи в режимі постійної
готовності до прийняття навантаження, а саме:
- регулярні огляди черговим персоналом устатковання, що є у роботі, контроль за його станом за допомогою штатних засобів діагностики та вимірювань;
- періодичні опосвідчування з використанням спеціальних систем діагностики, передбачених проектом, працівниками технічних служб;
- регулярне опробування роботи устатковання САЕ в режимах, які максимально імітують аварійні або близькі до них ситуації, якщо умови безпеки обмежують можливості проведення прямих і повних перевірок;
- відновлювальні та інші регламентні роботи під час ремонтів і планових зупинів енергоблоків.
12.10.17 Стан САЕ в усіх експлуатаційних і аварійних режимах енергоблока, на всіх місцях керування і контролю повинен бути контрольований і відображений у повному обсязі згідно з проектом.
12.10.18 Дизель-генератори резервної дизель-електростанції (РДЕС)
у режимі "очікування" повинні бути в постійній готовності до автоматичного та дистанційного запуску з ВЩУ і з місця та автоматичного прийняття навантаження. РДЕС повинна працювати без постійної присутності оперативного персоналу.
12.10.19 Устатковання, системи та пристрої, так само як і будівлі
РДЕС, повинні бути розраховані на усі можливі дії, що виникають внаслідок проектних аварій; місцевих природних явищ, властивих для даного району; зовнішньої ударної хвилі з надлишковим тиском відповідно до вимог чинних НД.
12.10.20 В інструкції з експлуатації РДЕС повинні бути передбачені вимоги до методики та періодичності перевірок роботоздатності дизель-генераторів (увімкнення, навантаження, вимкнення) на працюючому та вимкненому енергоблоці.
12.10.21 Акумуляторні батареї повинні бути повністю заряджені,
готові до роботи та перебувати у режимі підзарядки від випрямних пристроїв.
12.10.22 У САЕ повинні бути використані вогнестійкі кабелі та кабелі, що не поширюють горіння. Для усіх кабельних трас і кабельних приміщень повинні бути передбачені необхідні протипожежні захисні заходи (вогнестійкі заробки, блокування вентиляції тощо).
12.10.23 Кабелі кожного каналу системи безпеки повинні бути територіальне розділені від інших каналів для того, щоби відмови із загальної причини (пожежі тощо) в одному каналі не поширювалися на інші. Для цього повинні бути передбачені ізолюючі вогнестійкі перегородки на усіх кабельних трасах, які територіальне пов'язують канали системи безпеки між собою.
12.10.24 Під'єднання непроектних споживачів до секцій та збірок
САЕ незалежно від режиму роботи енергоблока та стану САЕ, навіть тимчасово, заборонене. Під час проведення планових ремонтних робіт можна допустити тимчасове живлення устатковання САЕ від стороннього джерела.
12.10.25 Щорічно в період виведення енергоблока в плановий ремонт або перевантажування палива САЕ підлягає комплексним випробуванням з запуском механізмів у разі знеструмлення ВП і від аварійного технологічного сигналу.
12.10.26 Технічними та організаційними заходами повинен бути
унеможливлений несанкціонований доступ до приміщень та споруд, в яких розташовані підсистеми (устатковання) САЕ. Кожний факт відвідування приміщень і споруд САЕ повинен бути обов'язково зафіксований та зареєстрований. У випадку аварійних обставин повинна бути передбачена можливість негайного доступу в приміщення та споруди САЕ.
12.10.27 Положення ключів керування, автоматики та блоківок елементів живлення САЕ повинно відповідати нормальному експлуатаційному режимові. Повинні бути вжиті заходи щодо недопущення несанкціонованої зміни положення ключів.
12.10.28 Під час роботи реакторної установки під навантаженням можна допустити виведення з роботи одного каналу САЕ з обов'язковим виконанням вимог технологічного регламенту безпечної експлуатації енергоблока і на час, визначений у ньому. У цьому випадку повинна бути забезпечена роботоздатність інших каналів систем безпеки.
12.10.29 Для всіх підсистем САЕ керівництвом АЕС повинні бути розроблені інструкції профілактичного техобслуговування, перевірок роботоздатності та ремонту устатковання згідно з вимогами ТУ, проекту та інших встановлених правил, норм та інструкцій.
12.10.30 В інструкціях з ведення перевірок САЕ повинні бути чітко
обумовлені експлуатаційні умови, які запобігають порушенням меж безпечної експлуатації АЕС. Для видів перевірок САЕ, які вимагають виведення з експлуатації каналів системи безпеки, повинні бути вказані умови виведення цих систем, а також дані спеціальні вказівки
щодо повторного введення каналів в експлуатацію.
12.10.31 Для аналізу стану устатковання САЕ на АЕС повинні бути зафіксовані:
- випадки виникнення аварійних ситуацій, пов'язаних із пошкодженням, виходом з ладу та порушеннями у роботі САЕ;
- випадки відмов під час експлуатації устатковання САЕ, що супроводжуються порушенням вимог технологічного регламенту, інструкцій з експлуатації, умов безпечної експлуатації АЕС;
- ресурс устатковання САЕ.
Дані та результати аналізів повинні бути узагальнені експлуатуючою організацією, яка відповідає за проведення аналізу та вжиття відповідних заходів.
На кожній АЕС повинна бути розроблена технічна документація з експлуатації САЕ на підставі вимог проектної документації, технологічного регламенту безпечної експлуатації енергоблоків, правил і норм в атомній енергетиці.

Розділ 9, Підрозділ 11
Заземлювальні пристрої

12.11.1 Заземлювальні пристрої повинні відповідати вимогам електробезпеки людей і захисту електроустановок, а також експлуатаційних режимів роботи.
Усі металеві частини електроустатковання й електроустановок, які можуть опинитися під напругою внаслідок порушення ізоляції, повинні бути заземлені або занулені відповідно до вимог ПУЕ.
Після монтажу перед засипанням ґрунтом власник електроустановки перевіряє заземлювальні пристрої на їх відповідність проектові зі складанням акту перевірки.
12.11.2 Під час здавання в експлуатацію заземлювальних пристроїв електроустановок монтажною організацією повинні бути надані:
- виконавчі схеми заземлювальних пристроїв;
- дані елементів заземлювальних пристроїв;
- акти на виконання прихованих робіт;
- протоколи приймально-здавальних випробувань.
12.11.3 Кожен елемент установки, який підлягає заземленню або зануленню, повинен бути приєднаний до заземлювача або захисного занулювального провідника окремим заземлювальним або занулю-вальним провідником. Послідовне з'єднання заземлювальними або занулювальними провідниками декількох металево непов'язаних елементів установки заборонене.
12.11.4 Приєднання заземлювальних провідників до заземлювача і конструкцій, що заземлюються, необхідно виконати шляхом зварювання, а до корпусів апаратів, машин і опор ПЛ - зварюванням або болтовим з'єднанням.
12.11.5 Заземлювальні провідники необхідно забезпечити захистом від корозії. Мідні та алюмінієві заземлювальні провідники можуть бути ізольованими й неізольованими. Використання неізольо-ваних алюмінієвих провідників для прокладення в землі як заземлювальних або нульових захисних провідників не допускають. Переріз нульових робочих і нульових захисних провідників у трипровідних лініях повинен бути не меншим, ніж переріз фазних провідників. Відкрито прокладені заземлювальні провідники повинні бути пофарбовані у чорний колір.
12.11.6 В електроустановках до 1 кВ з глухозаземленою нейтрал-лю або глухозаземленим виводом джерела однофазного струму, а також з
глухозаземленою середньою точкою в трипровідних мережах постійного струму повинно бути виконане занулення. Використання у таких електроустановках заземлення корпусів електроприймачів без їх занулення недопустиме.
12.11.7 Для контролю заземлювального пристрою необхідно проводити:
- вимірювання опору заземлювального пристрою - один раз на 12 років;
- вибіркову перевірку з розкриттям грунту для оцінки корозійного стану елементів заземлювача, які знаходяться в землі - не рідше ніж
один раз на 12 років;
- перевірку наявності та стану кіл між заземлювачем і елементами,
що заземлюються, з'єднань природних заземлювачів з заземлювальним пристроєм, які експлуатуються до 25 років - не рідше ніж один раз на
12 років, а для тих що експлуатуються понад 25 років -не рідше ніж
один раз на 6 років;
- вимірювання напруги дотику в електроустановках, в яких заземлювальний пристрій виконаний згідно з нормами на напругу дотику;
- перевірку (розрахункову) відповідності напруги на заземлюва-льному пристрої вимогам ПУЕ - після монтажу, переобладнання і капітального ремонту заземлювального пристрою, але не рідше ніж
один раз на 12 років;
- в електроустановках до 1000 В з ізольованою нейтраллю перевірку пробивних запобіжників - не рідше ніж один раз на 6 років; в електроустановках до 1000 В з глухозаземленою нейтраллю вимірювання повного опору петлі "фаза - нуль" або струму однофазного замикання на корпус або на нульовий провідник - не рідше ніж один раз на 6 років.
12.11.8 Значення опору заземлювального пристрою під час експлуатації необхідно підтримувати на рівні, визначеному вимогами
ПУЕ.
12.11.9 На кожний заземлювальний пристрій, що знаходиться в експлуатації, повинен бути паспорт, який містить виконавчу схему заземлення і дані на елементи заземлювача, питомий опір грунту, результати перевірок, ремонтів і змін, внесених у цей пристрій.
12.11.10 Вимірювання опору заземлювальних пристроїв необхідно виконувати:
- після монтажу, переобладнання і капітального ремонту цих пристроїв на електростанціях, підстанціях і лініях електропередавання;
- після монтажу, переобладнання і капітального ремонту для підстанцій повітряних розподільчих мереж напругою 35 кВ і нижчою, але не рідше ніж один раз на 12 років;
- на опорах ПЛ напругою вищою ніж 1 кВ з розрядниками, роз'єднувачами, захисними проміжками і біля опор з повторними заземлювачами нульових проводів - після монтажу, переобладнання, ремонтів, а також в експлуатації не рідше ніж один раз на 6 років;
- на тросових опорах ПЛ 110 кВ і вище у разі виявлення на них слідів перекриття або пошкоджень ізоляторів електричною дугою;
- вибірково на 2 % від загальної кількості опор з заземлювачами в населеній місцевості, на ділянках ПЛ з найбільш агресивними, зсувними
грунтами, видувними або поганопровідними грунтами - після монтажу, переобладнання, ремонтів, а також в експлуатації не рідше ніж один раз на 12 років;
- на опорах ПЛ напругою до 1 кВ з заземлювачами грозозахисту, з повторними заземленнями нульового проводу після монтажу, переобладнання, ремонтів, а також в експлуатації не рідше ніж один раз на 6 років.
12.11.11 Вимірювання напруг дотику необхідно виконувати після монтажу, переобладнання і капітального ремонту заземлювального пристрою, виконаного з дотриманням вимог, які пред'являють до напруги дотику, але не рідше ніж один раз на 6 років.
12.11.12 Перевірка корозійного стану заземлювачів повинна проводитись на підстанціях і електростанціях в місцях, де заземлювачі найбільше підлягають корозії, а також поблизу нейтралей силових трансформаторів, автотрансформаторів, шунтувальних реакторів, коротко-замикачів, заземлювальних вводів дугогасних реакторів, розрядників, обмежувачів перенапруг - не рідше ніж один раз на 12 років.
У разі потреби, за рішенням технічного керівника енергооб'єкта вибіркову перевірку корозійного стану заземлювачів можна проводити
частіше.

Розділ 9, Підрозділ 12
Захист від перенапруг

12.12.1 На електростанціях, підстанціях і енергооб'єктах, що експлуатують електричні мережі, повинні бути відомості щодо захисту від перенапруг кожного РУ і ПЛ:
- окреслення захисних зон блискавковідводів, прожекторних щогл, металевих і залізобетонних конструкцій, високих споруд і будівель;
- схеми заземлювальних пристроїв РУ з зазначенням місць під'-єднання захисних апаратів, заземлювальних спусків підстанційного
устатковання і порталів з блискавковідводами, а також матеріалу, довжини та перерізу горизонтальних та вертикальних заземлювачів;
- паспортні захисні характеристики установлених на РУ і ПЛ
обмежувачів перенапруг, вентильних і трубчастих розрядників та іскрових проміжків, кількість та місце їх розташування згідно з проектом і фактичні;
- схеми РУ зі значеннями довжин захищених тросом підходів ПЛ (для
ПЛ з тросом по всій довжині - довжин небезпечних зон) і відповідними
їм відстанями на ошиновці між захисними апаратами РУ та
устаткованням, яке захищають;
- значення опорів заземлювальних пристроїв РУ, трансформаторних підстанцій (ТП) і опор ПЛ, у тому числі тросових підходів ПЛ;
- дані про питомий опір ґрунту по трасі ПЛ і території РУ;
- дані про перетин ПЛ між собою, з лініями зв'язку, радіотрансляції, автоблокувальними лініями залізниць;
- карти рівнів ізоляції ПЛ розподільчих установок у районах із забрудненою атмосферою;
- інформація про наявність у регіоні джерел забруднення атмосфери та їх характер;
- інформація про багаторічну грозову активність у регіоні розташування електроустановки та відомості про ділянки мереж, найбільш уразливі від блискавок.
12.12.2 Перед вводом в експлуатацію власник електроустановок повинен перевірити відповідність схем захисту від перенапруг вимогам
ПУЕ та проектові зі складанням акта перевірки.
12.12.3 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 заборонене.
Вказані 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.
12.12.4 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.
На підприємствах необхідно реєструвати випадки грозових вимкнень і пошкоджень ПЛ, устатковання РУ і ТП. На підставі отриманих даних необхідно оцінювати надійність грозозахисту і розробляти, у разі потреби, заходи щодо підвищення його надійності.
12.12.5 Обмежувачі перенапруг і вентильні розрядники всіх напруг повинні бути постійно увімкнені.
На ВРУ можна допускати вимкнення на зимовий період (або окремі його місяці) вентильних розрядників, призначених тільки для захисту від грозових перенапруг у районах з ураганним вітром, ожеледдю, різкою зміною температури та інтенсивним забрудненням.
12.12.6 Профілактичні випробування вентильних і трубчастих розрядників, а також обмежувачів перенапруг повинні бути проведені згідно з ГКД 34.20.302 з урахуванням вимог заводів-виробників.
Вимірювання струмів провідності обмежувачів перенапруг необхідно проводити, як правило, під робочою напругою без вимкнення від мережі.
12.12.7 Технічне обслуговування засобів грозозахисту та ведення експлуатаційно-ремонтної документації повинно бути організоване згідно з вимогами інструкцій з експлуатації засобів грозозахисту та інструкцій з експлуатації.
12.12.8 В електромережах усіх класів напруг вентильні розрядники рекомендовано замінювати на обмежувачі перенапруг. Заміна вентильних розрядників обмежувачами перенапруг повинна бути виконана на підставі проектного рішення.
12.12.9 У мережах з ізольованою нейтраллю можна допускати роботу повітряних і кабельних ліній електропередавання з замиканням на землю до ліквідації пошкодження.
У цьому випадку до пошуку місця пошкодження персонал повинен приступити негайно і усунути його в найкоротший термін.
У мережах з компенсацією ємнісних струмів тривалість замикання на землю не повинна перевищувати допустимої тривалості безперервної роботи дугогасних реакторів.
У мережах генераторної напруги, а також у мережах, до яких під'єднані двигуни високої напруги, робота з замиканням на землю може бути допущена згідно з п.12.1.29.
12.12.10 Компенсацію ємнісного струму замикання на землю дугогасними реакторами необхідно застосовувати за ємнісних струмів,
що перевищують значення, наведені у таблиці 12.6.
Таблиця 12.6

|-------------------------------------------------------------------|



| Номінальна напруга мережі, кВ | 6 | 10 | 15-20 | 35 |



|-------------------------------------------------------------------|



| Ємнісний струм замикання на землю, А | 30 | 20 | 15 | 10 |



|-------------------------------------------------------------------|

У мережах 6-20 кВ з ПЛ на залізобетонних і металевих опорах і у всіх мережах 35 кВ дугогасні реактори необхідно застосовувати за величини ємнісного струму замикання на землю більшої ніж 10 А.
Можна допускати застосовування компенсації в мережах 6-35 кВ також за значень ємнісного струму менших від наведених вище.
Для компенсації ємнісних струмів замикання на землю в мережах необхідно застосовувати заземлювальні дугогасні реактори з автоматичним або ручним регулюванням струму. Під час проектування нових енергооб'єктів або модернізації електричних мереж передбачити тільки автоматичне регулювання компенсації ємнісних струмів.
12.12.11 Вимірювання ємнісних струмів замикання на землю, напруг несиметрії та зміщення нейтралі в мережах з компенсацією ємнісного струму необхідно проводити під час введення в експлуатацію дугогасних реакторів і значних змін схеми мережі, але не рідше ніж один раз на 6 років.
Вимірювання струмів дугогасних реакторів і струмів замикання на землю у разі різних настроювань виконують за необхідності.
У мережах 6-35 кВ з ізольованою нейтраллю розрахунки ємнісних струмів замикання на землю необхідно проводити під час введення даної мережі в експлуатацію, а також у разі зміни схеми мережі.
12.12.12 Потужність дугогасних реакторів повинна бути вибрана за величиною ємнісного струму мережі з урахуванням її перспективного розвитку на найближчі 10 років.
Заземлювальні дугогасні реактори повинні бути встановлені на підстанціях, пов'язаних з компенсованою мережею не менше ніж двома
лініями електропередавання.
Встановлення дугогасних реакторів на тупикових підстанціях заборонене.
Дугогасні 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 дугогасних реакторів, як правило, повинні бути використані трансформатори зі схемою з'єднання обмоток "зірка з виведеною нейтраллю-трикутник".
Під'єднання дугогасних реакторів до трансформаторів, захищених плавкими запобіжниками, заборонене.
12.12.13 Дугогасні реактори повинні мати резонансне настроювання.
Допускаються настроювання з перекомпенсацією, за яких реактивна складова струму замикання на землю не повинна перевищувати 5 А, а ступінь розстроювання - не більш ніж 5 %. Якщо встановлені в мережах
6-10 кВ дугогасні реактори зі ступінчастим регулюванням індуктивності мають велику різницю струмів суміжних відгалужень, допускаються настроювання з реактивною складовою струму замикання на землю не більшою ніж 10 А. У мережах 35 кВ за ємнісного струму замикання на землю меншого ніж 15 А допускають ступінь розстроювання до 10 %.
У мережах 6-10 кВ з ємнісними струмами замикання на землю меншими ніж 10 А ступінь розстроювання компенсації не нормують.
Роботу мереж з недокомпенсацією ємнісного струму, як правило, не допускають. Дозволено застосовувати настроювання з недокомпенсацією
лише тимчасово за відсутності дугогасних 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.
12.12.14 За наявності в мережі замикання на землю вмикати та вимикати дугогасний реактор заборонено.
12.12.15 У мережах, що працюють з компенсацією ємнісного струму, напруга несиметрії не повинна перевищувати 0,75 % фазної напруги.
За відсутності в мережі замикання на землю напруга зміщення нейтралі допускається не вищою ніж 15 % фазної напруги довготривало і не вищою ніж 30 % - протягом 1 год.
Зниження напруги несиметрії і зміщення нейтралі до вказаних значень повинно бути здійснене вирівнюванням ємностей фаз мережі відносно землі (транспозицією проводів ПЛ, а також розподілом конденсаторів високочастотного зв'язку між фазами ліній).
Під час підключення до мережі конденсаторів високочастотного зв'язку, конденсаторів грозозахисту обертових машин і нових ПЛ 6-35 кВ повинна бути перевірена допустимість несиметрії ємностей фаз відносно землі.
Пофазні вмикання і вимикання повітряних і кабельних ліній, які можуть призводити до напруги зміщення нейтралі, що перевищує вказані значення, заборонені.
Для контролю напруги несиметрії і напруги зміщення нейтралі на
щитах керування електростанцій і підстанцій повинні бути встановлені стаціонарні вимірювальні прилади.
12.12.16 У мережах 6-10 кВ, як правило, повинні бути застосовані плавнорегульовані дугогасні реактори з автоматичним настроюванням струму компенсації.
Під час використання дугогасних реакторів з ручним регулюванням струму показники настроювання повинні бути визначені за вимірником розстроювання компенсації. Якщо такий прилад відсутній, показники настроювання повинні бути вибрані на підставі результатів вимірювань
ємнісних струмів та струмів дугогасних реакторів з урахуванням напруги зміщення нейтралі.
12.12.17 У мережах 6-10 кВ, в яких вимагається вимкнення приєднання у разі однофазного замикання на землю, з метою забезпечення надійної роботи захисту від замикання на землю і зменшення перенапруг можна допускати роботу мережі з заземленням нейтралі через резистор (частково заземлена нейтраль).
12.12.18 В електроустановках з вакуумними вимикачами, як правило, повинні бути передбачені заходи щодо захисту від комутаційних перенапруг. Відмова від захисту від перенапруг повинна бути
обгрунтована.
12.12.19 На підстанціях 110-220 кВ для запобігання виникнення перенапруг від самовільних зміщень нейтралі або небезпечних
ферорезонансних процесів оперативні дії потрібно починати з заземлення нейтралі трансформатора, який вмикають на ненавантажену систему шин з електромагнітними трансформаторами напруги.
Перед відокремленням від мережі ненавантаженої системи шин з електромагнітними трансформаторами напруги нейтраль живильного трансформатора повинна бути заземлена.
У мережах 110-220 кВ з появою неповнофазного режиму живлення трансформаторів, що працюють з ізольованою нейтраллю, оперативні дії, пов'язані з заземленням нейтралі цих трансформаторів, недопустимі.
Розподільчі установки 150-500 кВ з електромагнітними трансформаторами напруги і вимикачами, контакти яких шунтовані конденсаторами, повинні бути перевірені розрахунками на можливість виникнення ферорезонансних перенапруг під час вимкнень систем шин. За результатами розрахунків, за необхідності, повинні бути вжиті заходи
щодо запобігання ферорезонансу під час оперативних перемикань та автоматичних вимкнень згідно з 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".
У мережах і на приєднаннях 6-35 кВ, у разі необхідності, повинні бути вжиті заходи для запобігання ферорезонансних процесів, у тому
числі самовільних зміщень нейтралі.
12.12.20 Невикористовувані 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 невикористовуваних обмоток нижчої напруги, розташованих першими від магнітопроводу, заземленням однієї з вершин трикутника або нейтралі обмотки.
Захист невикористовуваних обмоток не потрібний, якщо до обмотки нижчої напруги постійно під'єднана кабельна лінія довжиною не меншою ніж 30 м, яка має заземлену оболонку або броню.
12.12.21 У мережах напругою 110 кВ і вище розземлення нейтралі
обмоток 110 - 220 кВ силових трансформаторів, а також вибір дії релейного захисту і системної автоматики повинні бути здійснені таким
чином, щоб у разі різних оперативних і автоматичних вимкнень не були виділені ділянки мережі без трансформаторів із заземленими нейтралями.
Захист від перенапруг нейтралі обмоток 110-220 кВ трансформаторів з рівнем ізоляції нижчим, ніж у лінійних вводів, які можуть працювати з розземленою нейтраллю, повинен бути здійснений вентильними розрядниками або обмежувачами перенапруг.
12.12.22 У мережах 110-750 кВ під час оперативних перемикань і в аварійних режимах короткочасні підвищення напруги промислової частоти
(50 Гц) на устаткованні 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 [кв.корінь 3]; вказаних у таблиці 12.7. Найбільша робоча напруга електроустатковання на напругу 110-750 кВ наведена в таблиці 12.8.
Вказані в таблиці 12.7 відносні значення напруги поширюються також на підвищені напруги, що відрізняються від синусоїди частоти 50
Гц за рахунок накладання гармонічних складових напруги. Вказані в таблиці 12.7 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 [кв.корінь 3].
Таблиця 12.7
Допустимі короткочасні підвищення напруги частотою 50 Гц для електроустатковання класів напруги від 110 до 750 кВ

|-------------------------------------------------------------------|



| Вид |Номінальна| Допустиме підвищення напруги (відносне |



| електро- | напруга, |значення) не більше ніж за тривалості дії t|



|устатковання| кВ |-------------------------------------------|



| | | 20 хв | 20 с | 1 с | 0,1 с |



|------------|----------|----------|---------|----------|-----------|



|Силові тран-| | 1,10 | 1,25 | 1,90 | 2,00 |



|сформатори і| 110-500 | ------ | ------ | ------ | ------ |



| автотранс- | | 1,10 | 1,25 | 1,50 | 1,58 |



| форматори | | | | | |



|------------|----------|----------|---------|----------|-----------|



|Шунтувальні | | 1,15 | 1,35 | 2,00 | 2,10 |



|реактори та | 110-330 | ------ | ------ | ------ | ------ |



|електромаг- | | 1,15 | 1,35 | 1,50 | 1,58 |



|нітні транс-|----------|----------|---------|----------|-----------|



|форматори | | 1,15 | 1,35 | 2,00 | 2,10 |



|напруги | 500 | ------ | ------ | ------ | ------ |



| | | 1,15 | 1,35 | 1,50 | 1,58 |



|------------|----------|----------|---------|----------|-----------|



|Комутаційні | | | | | |



|апарати, єм-| | | | | |



|нісні транс-| | | | | |



|форматори | | 1,15 | 1,60 | 2,20 | 2,40 |



|напруги, | 110-500 | ------ | ------ | ------ | ------ |



|трансформа- | | 1,15 | 1,60 | 1,70 | 1,80 |



|тори струму,| | | | | |



|конденсатори| | | | | |



|зв'язку та | | | | | |



|шинні опори | | | | | |



|------------|----------|----------|---------|----------|-----------|



|Силові тран-| | | | | |



|сформатори і| | | | | |



|автотранс- | 750 | 1,10 | 1,25 | 1,67 | 1,76 |



|форматори | | | | | |



|------------|----------|----------|---------|----------|-----------|



|Шунтувальні | | | | | |



|реактори, | | | | | |



|комутаційні | | | | | |



|апарати, | | | | | |



|трансформа- | 750 | 1,10 | 1,30 | 1,88 | 1,98 |



|тори напруги| | | | | |



|і струму,кон| | | | | |



|денсатори | | | | | |



|зв'язку та | | | | | |



|шинні опори | | | | | |



|-------------------------------------------------------------------|

У чисельнику таблиці 12.7 вказані значення допустимого підвищення напруги 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,
150 і 220 кВ значення 1,60; 1,70 і 1,80 стосуються тільки міжфазної зовнішньої ізоляції
Для силових трансформаторів і автотрансформаторів, незалежно від значень, вказаних у таблиці 12.7, за умови нагрівання магнітопроводу кратність підвищеної напруги в частках номінальної напруги встановленого відгалуження обмотки повинна бути обмежена для 20 хв до 1,15, для 20 с до 1,30.
Для вимикачів, незалежно від вказаних у таблиці 12.7 значень, підвищені напруги повинні бути в межах, за яких кратність власної відновної напруги на контактах вимикача не перевищує значень:
- за умови вимкнення непошкодженої ненавантаженої фази лінії під
час несиметричного КЗ - 2,4 або 2,8 (залежно від виконання вимикача, зазначеного в технічних умовах) для устатковання 110-220 кВ і 3,0 для
устатковання 330-750 кВ;
- за умови вимкнення ненавантаженої лінії - 2,8 для устатковання
330-750 кВ згідно з ГОСТ 687-78Е "Выключатели переменного тока на напряжение свыше 1000 В. Общие технические условия" і ГОСТ 12450
"Выключатели переменного тока на номинальные напряжения от 110 до
750 кВ. Технические требования к отключению ненагруженных воздушных линий и методы испытаний".
За тривалості підвищення напруги І, проміжної між двома значеннями, наведеними в таблиці 12.7, допустиме підвищення напруги повинно бути рівне вказаному для більшого з цих двох значень тривалості.
За умови 0,1 с < t <= 0,5 с допускається підвищення напруги, рівне U1c + 0,3(U0,1c - U1c), де U1c и U0,1c - допустимі підвищення напруги тривалістю t, рівною 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 год. Якщо підвищення напруги тривалістю 20 хв мало місце два рази (з інтервалом в 1 год), то протягом найближчих 24 год підвищення напруги втретє допускається
лише у випадку, якщо це потрібно через аварійну ситуацію, але не раніше ніж через 4 год.
Кількість підвищень напруги тривалістю 20 хв не повинна бути більшою ніж 50 протягом 1 року.
Кількість підвищень напруги тривалістю 20 с не повинна бути більшою ніж 100 за термін служби електроустатковання, вказаний у стандартах на окремі види електроустатковання, або за 25 років, якщо термін служби не вказаний. У цьому випадку кількість підвищень напруги тривалістю 20 с не повинна бути більшою ніж 15 протягом 1 року і більшою ніж два протягом 1 доби.
Кількість підвищень напруги тривалістю 0,1 і 1,0 с не регламентована.
У разі одночасного впливу підвищеної напруги на декілька видів
устатковання допустимим для електроустатковання загалом є значення, найнижче з нормованих для цих видів устатковання.
Допустимі короткочасні підвищення напруги частотою 50 Гц для
обмежувачів перенапруг не повинні перевищувати значень, наведених у документації заводів-виробників.
Для запобігання підвищення напруги понад допустимі значення в інструкціях з експлуатації повинен бути вказаний порядок операцій з вмикання і вимикання кожної лінії електропередавання 330-750 кВ і
ліній 110-220 кВ великої довжини. Для ліній 330-750 кВ і тих ліній
110-220 В, де можливе підвищення напруги понад 1,1 від найбільшої робочої, повинен бути передбачений релейний захист від підвищення напруги.
У схемах, у тому числі пускових, у яких під час планових вмикань
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.
Таблиця 12.8
Найбільша робоча напруга електроустатковання класів напруги від 110 до 750 кВ

|-------------------------------------------------------------------|



|Клас напруги | | | | | | |



|електроустатковання, кВ | 110 | 150 | 220 | 330 | 500 | 750 |



|-------------------------------------------------------------------|



|Найбільша робоча напруга| | | | | | |



|електроустатковання, кВ | 126 | 172 | 252 | 363 | 525 | 787 |



|-------------------------------------------------------------------|

Розділ 9, Підрозділ 13
Освітлення

12.13.1 Робоче, аварійне і евакуаційне освітлення в усіх приміщеннях, на робочих місцях і на відкритій території повинно забезпечувати освітленість згідно з санітарними нормами проектування промислових підприємств.
Світильники аварійного освітлення повинні відрізнятися від світильників робочого освітлення позначеннями або забарвленням.
Світлоогородження димових труб, вентиляційних труб АЕС і інших висотних споруд повинно відповідати правилам маркування і світлоогородження висотних перепон.
12.13.2 У приміщеннях головного, центрального і блочного щитів керування електростанцій і підстанцій, а також на диспетчерських пунктах світильники аварійного освітлення повинні забезпечувати на
фасадах панелей основного щита освітленість не меншу ніж 30 лк;
одна-дві лампи повинні бути приєднані до шин постійного струму через запобіжники або автомати і ввімкнені цілодобово.
Евакуаційне освітлення повинно забезпечувати в приміщеннях і проходах достатню освітленість для проходу і евакуації персоналу.
12.13.3 Живлення робочого і аварійного освітлення в нормальному режимі повинно здійснюватися від різних незалежних джерел.
У випадках вимкнення джерел живлення на електростанціях, підстанціях і диспетчерських пунктах аварійне освітлення повинно автоматично перемикатися на АБ або інше незалежне джерело живлення.
Приєднання до мережі аварійного освітлення інших видів навантажень, які не належать до цього освітлення, заборонене.
Живлення мережі освітлення за схемами, що відрізняються від проектних, заборонене.
Мережа аварійного освітлення не повинна мати штепсельних розеток.
Світильники евакуаційного освітлення повинні бути приєднані до мережі, яка не залежить від мережі робочого освітлення.
У випадку вимкнення джерела живлення евакуаційного освітлення, воно повинно перемикатися на АБ або інше незалежне джерело живлення.
12.13.4 Живлення переносних ручних світильників ремонтного
освітлення повинно здійснюватись від мережі напругою не вищою ніж 42
В, а у разі підвищеної небезпеки ураження електричним струмом - від мережі напругою не вищою ніж 12В.
Вилки на напругу 12-42 В не повинні підходити до розеток мережі з напругою 127 і 220 В. Розетки повинні мати написи із зазначенням напруги.
Для захисту групових ліній, що живлять штепсельні розетки для переносних електричних приладів, рекомендовано передбачати пристрої захисного вимкнення.
12.13.5 Встановлення ламп потужністю вищою від допустимої для даного типу світильників заборонене. Експлуатація світильників зі знятими розсіювачами, екрануючими і захисними ґратками заборонена.
12.13.6 Мережі внутрішнього, зовнішнього, а також охоронного
освітлення енергооб'єктів повинні мати живлення окремими лініями.
Керування мережею зовнішнього робочого освітлення, крім мережі
освітлення складу палива і віддалених об'єктів електростанцій, ДТ, а також керування мережею охоронного освітлення повинно бути здійснене з приміщення головного або центрального щита керування.
12.13.7 Живлення мереж освітлення енергооб'єктів повинно здійснюватись через стабілізатори напруги або від окремих трансформаторів, які забезпечують можливість підтримання напруги
освітлення в потрібних межах.
Напруга на лампах повинна бути не вищою від номінальної. Зниження напруги у найбільш віддалених ламп мережі внутрішнього робочого
освітлення, а також прожекторних установок не повинно бути більшим ніж 5 % номінальної напруги; у найбільш віддалених ламп мережі зовнішнього і аварійного освітлення і в мережі напругою 12- 42 В - не більшим ніж 10% (для люмінесцентних ламп - не більшим ніж 7,5 %) номінальної напруги.
12.13.8 У коридорах РУ з двома виходами і в прохідних тунелях
освітлення повинно бути виконане з двостороннім керуванням.
12.13.9 На щитах і збірках освітлювальної мережі на всіх вимикачах (рубильниках, автоматах) повинні бути написи з назвою приєднання, а на запобіжниках - з вказаним значенням струму плавкої вставки.
12.13.10 У чергового персоналу повинні бути схеми мережі
освітлення, запас плавких каліброваних вставок і ламп усіх напруг
освітлювальної мережі. Черговий і оперативно-ремонтний персонал навіть за наявності аварійного освітлення повинен бути забезпечений переносними електричними ліхтарями.
12.13.11 Очищення світильників, заміну ламп і плавких вставок,
огляд і ремонт освітлювальної мережі на електростанціях повинен виконувати персонал електроцеху. Очищення світильників і заміна перегорілих ламп на електростанціях може виконуватись навченим персоналом технологічних цехів. У приміщеннях з мостовими кранами допускається їх використання для обслуговування світильників з дотриманням заходів безпеки.
Періодичність очищення повинна бути встановлена з урахуванням місцевих умов.
12.13.12 Огляд і перевірку освітлювальної мережі необхідно виконувати у такі терміни:
- перевірку дії автомату аварійного освітлення - не рідше ніж
один раз на місяць у денний час;
- перевірку справності аварійного освітлення у разі вимкнення робочого освітлення - два рази на рік;
- вимірювання освітленості робочих місць - під час введення в експлуатацію, а далі за необхідністю;
- випробування ізоляції стаціонарних трансформаторів напругою 12
- 42 В - один раз на рік; переносних трансформаторів і світильників напругою 12 - 42 В - два рази на рік.
Виявлені під час перевірки і огляду дефекти повинні бути зафіксовані в журналі дефектів і усунені в найкоротший термін.
Результати перевірки повинні бути зафіксовані в журналі, форму якого затверджує технічний керівник енергооб'єкта.
12.13.13 Перевірка стану стаціонарного устатковання і електропроводки аварійного, евакуаційного і робочого освітлення, випробування і вимірювання опору ізоляції необхідно виконувати під
час введення в експлуатацію, а надалі - за графіком, який затверджує технічний керівник енергооб'єкта.

Розділ 9, Підрозділ 14
Електролізні установки

12.14.1 Будова і експлуатація електролізних установок повинні відповідати вимогам чинних НД.
12.14.2 Під час експлуатації електролізних установок необхідно контролювати:
- напругу і струм на електролізерах;
- тиск водню і кисню;
- рівні рідини в апаратах;
- різницю тисків між системами водню і кисню;
- температуру електроліту в циркуляційному контурі;
- температуру газів у пристроях осушування;
- чистоту водню і кисню в апаратах;
- вміст водню в приміщеннях електролізної установки. Нормальні і
граничні значення контрольованих параметрів повинні бути встановлені на підставі інструкції заводу-виробника і проведених випробувань та бути чітко дотриманими під час експлуатації.
12.14.3 Технологічні захисти електролізних установок повинні діяти на вимкнення перетворювальних агрегатів (двигунів-генераторів)
у випадку таких відхилень від усталеного режиму:
- різниця тисків у регуляторах тиску водню і кисню більша ніж 200 кгс/кв.м (2,0 кПа);
- вміст водню в кисні понад 2 %;
- вміст кисню у водні понад 1 %;
- підвищення тиску у системах вище від номінального;
- виникнення міжполюсних коротких замикань;
- виникнення однополюсних коротких замикання на землю (для електролізерів з центральним відведенням газів);
- зникнення напруги на перетворювальних агрегатах
(двигунах-генераторах) зі сторони змінного струму.
На ЦЩК повинен надходити сигнал у випадку:
- автоматичного вимкнення електролізної установки;
- підвищення температури електроліту в циркуляційному контурі понад 70 град.С;
- підвищення вмісту водню у кисні понад 1,2%;
- підвищення вмісту кисню у водні понад 0,4 %;
- збільшення вмісту водню в повітрі приміщень електролізерів і давачів газоаналізаторів до 1 %.
Після одержання сигналу черговий персонал повинен прибути на електролізну установку не пізніше ніж за 15 хв.
Повторний пуск електролізної установки після її вимкнення технологічним захистом повинен бути здійснений черговим персоналом тільки після виявлення та усунення причини вимкнення.
12.14.4 Електролізну установку, що працює без постійного
чергування персоналу, необхідно оглядати не рідше ніж один раз за зміну. Виявлені дефекти і несправності повинні бути зареєстровані в
журналі (картотеці) і усунені в найкоротший термін.
Під час огляду електролізної установки черговий персонал повинен перевіряти:
- відповідність показів диференційного манометра-рівнеміра рівням знесоленої води в регуляторах тиску діючого електролізера;
- рівні знесоленої води в регуляторах тиску вимкненого електролізера;
- відкрите положення вентилів випуску водню і кисню в атмосферу з вимкненого електролізера;
- наявність води в гідрозаслонах;
- витрату газів у давачах газоаналізаторів (за ротаметрами);
- щільність вентилів на трубопроводі електроліту і трубопроводі подачі знесоленої води у вирівнювальні баки.
Черговий персонал повинен занести у добову відомість такі параметри:
- навантаження і напругу на електролізері;
- чистоту газів на виході з електролізера;
- температуру газів на виході з електролізера;
- покази диференційного манометра;
- тиск водню і кисню в системі і ресиверах;
- тиск інертного газу в ресиверах.
12.14.5 Для перевірки справності автоматичних газоаналізаторів
один раз на добу необхідно проводити хімічний аналіз вмісту кисню у водні і водню у кисні. У випадку несправності одного з автоматичних
газоаналізаторів відповідний хімічний аналіз проводять кожні 2 год.
12.14.6 На регуляторах тиску водню і кисню і на ресиверах запобіжні клапани повинні бути відрегульовані на тиск, рівний 1,15 номінального. Запобіжні клапани на регуляторах тиску необхідно перевіряти не рідше ніж один раз на 6 місяців, а запобіжні клапани на ресиверах - не рідше ніж один раз на 2 роки. Запобіжні клапани необхідно випробовувати на стенді азотом або чистим повітрям.
12.14.7 На трубопроводах подачі водню і кисню у ресивери, а також на трубопроводі подачі знесоленої води (конденсату) у живильні баки повинні бути встановлені газощільні зворотні клапани.
12.14.8 Для електролізу повинна бути застосована вода з вмістом заліза не більшим ніж 30 мкг/куб.дм, хлоридів не більшим ніж 20 мкг/ куб.дм і карбонатів не більшим ніж 70 мкг-екв/куб.дм.
Для приготування електроліту необхідно застосовувати гідрат окису калію (КОН) технічного вищого гатунку, який постачають у вигляді
лусок у поліетиленовому упакуванні, або калієво-літієвий електроліт і знесолену воду.
12.14.9 Чистота водню, який виробляє електролізна установка, повинна бути не нижчою ніж 99 %, а кисню - не нижчою ніж 98 %.
Підвищення тиску газів в апаратах до номінального значення дозволено тільки після досягнення вказаної чистоти водню і кисню.
12.14.10 Температура електроліту в електролізері не повинна перевищувати 80 град.С, а різниця температур між найбільш гарячою і
холодною комірками електролізера повинна бути не вищою ніж 20 град.С.
12.14.11 Під час використання кисню для потреб електростанції, його тиск у ресиверах необхідно автоматично підтримувати нижчим від тиску водню в них.
12.14.12 Перед увімкненням електролізера в роботу всі апарати і трубопроводи повинні бути продуті азотом. Чистота азоту для продування повинна бути не нижчою ніж 97,5 %. Продування вважається закінченим, якщо вміст азоту в газі, що видувається, досягає 97 %.
Продування апаратури електролізерів вуглекислим газом заборонене.
12.14.13 Підключення електролізера до ресиверів, що знаходяться під тиском водню, повинно бути здійснене у разі перевищення тиску в системі електролізера над тиском в ресиверах не менше ніж на 0,5 кгс/кв.см (50 кПа).
12.14.14 Для витіснення повітря або водню з ресиверів повинен бути застосований вуглекислий газ або азот. Повітря необхідно витісняти вуглекислим газом доти, доки вміст вуглекислого газу у верхній частині ресиверів не досягне 85 %, а у разі витіснення водню - 95 %.
Витіснення повітря або водню азотом необхідно проводити доки вміст азоту; в газі, який видувають, не досягне 97 %.
За необхідності внутрішнього огляду ресиверів, вони попередньо повинні бути продуті повітрям доти, доки вміст кисню в газі, що видувають, не досягне 20 %.
Азот або вуглекислий газ необхідно витісняти воднем з ресиверів доти, доки в їх нижній частині вміст водню не досягне 99 %.
12.14.15 У процесі експлуатації електролізної установки необхідно перевіряти:
- густину електроліту - не рідше ніж один раз на місяць;
- напругу на комірках електролізерів - не рідше ніж один раз на 6 місяців;
- дію технологічних захистів, попереджувальної та аварійної сигналізації і стан зворотних клапанів - не рідше ніж один раз на 3 місяці.
12.14.16 У разі роботи установки сорбційного осушування водню або кисню перемикання адсорберів-осушників необхідно виконувати за
графіком.
У разі осушування водню методом охолодження температура водню на виході з випарника не повинна перевищувати мінус 5 град.С.
Для відтанення випарник необхідно періодично за графіком вимикати.
12.14.17 У випадку вимкнення електролізної установки на термін до
1 год дозволено залишати апаратуру під номінальним тиском газу, у
цьому разі сигналізація підвищення різниці тисків у регуляторах тиску кисню повинна бути увімкнена.
У разі вимкнення електролізної установки на термін до 4 год тиск
газів в апаратах повинен бути знижений до 0,1-0,2 кгс/кв.см (10-20 кПа), а у разі вимкнення на термін більший ніж 4 год апарати і трубопроводи повинні бути продуті азотом. Продування необхідно виконувати також у всіх випадках виведення електролізера з роботи у разі виявлення несправності.
12.14.18 У разі роботи на електролізній установці одного електролізера і перебування іншого в резерві вентилі випуску водню і кисню в атмосферу на резервному електролізері повинні бути відкриті.
12.14.19 Промивання електролізерів, перевірку зусилля затягування
їх комірок і ревізію арматури необхідно проводити один раз на 6 місяців.
Перевірку опору ізоляції стяжних болтів необхідно проводити один раз на 3 місяці, а перевірку опору ізоляції ізоляційних підставок
один раз на 2 роки.
Поточний ремонт, що охоплює вищезгадані роботи, а також розбирання електролізерів із заміною прокладок, промивання й очищення діафрагм та електродів і заміну дефектних деталей необхідно виконувати один раз на 3 роки.
Капітальний ремонт електролізної установки із заміною азбестової тканини на діафрагмових рамах необхідно проводити один раз на 6 років.
У разі відсутності витікання електроліту з електролізерів і збереження нормальних параметрів технологічного режиму можливо продовжити термін роботи електролізної установки між поточними і капітальними ремонтами за рішенням технічного керівника енергооб'єкта.
12.14.20 Трубопроводи електролізної установки повинні бути пофарбовані згідно з ГОСТ 14202 "Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки". Фарбування апаратів повинно бути виконане за кольором трубопроводів відповідного газу; фарбування ресиверів світлою фарбою з кільцями за кольором трубопроводів відповідного
газу.

Розділ 9, Підрозділ 15
Енергетичні оливи

12.15.1. Під час експлуатації оливонаповненого устатковання повинно бути забезпечене виконання нормативних вимог до енергетичних
олив.
Відпрацьовані оливи підлягають збиранню, регенерації і підготовці до повторного використання.
Для забезпечення необхідної якості енергетичної оливи в експлуатації необхідно проводити її контроль у встановленому обсязі і з необхідною періодичністю для кожної групи устатковання.
12.15.2 Усі енергетичні оливи (електроізоляційні, турбінні, компресорні, індустріальні тощо), які отримують на енергооб'єктах від постачальників, повинні мати сертифікати якості або паспорти і пройти
лабораторний аналіз з метою визначення їх відповідності вимогам
чинних стандартів. Оливи, що не задовольняють вимоги відповідних
чинних стандартів, застосовувати в устаткованні забороняється.
12.15.3. Контроль показників якості олив проводять відповідно до вимог таких НД:
- ГКД 34.43.101 "Приймання, застосування та експлуатація трансформаторних масел. Методичні вказівки" (далі ГКД 34.43.101);
- РД 34.43.102 "Инструкция по эксплуатации нефтяных турбинных масел" (далі РД 34.43.102);
- РД 34.43.106 "Типовая инструкция по приемке, хранению и
эксплуатации огнестойкого турбинного масла ОМТИ" (далі РД 34.43.106).
Методи визначення якості оливи регламентуються державними стандартами.
Крім цього, необхідно брати до уваги вказівки заводів-виробників
устатковання, якщо їхні вимоги більш жорсткі щодо показників якості
оливи або терміну її перевірки.
Обсяг перевірки трансформаторної оливи визначається видом і класом напруги устатковання.
12.15.4 Оливне господарство електричних станцій повинно перебувати у підпорядкуванні виробничого підрозділу, який визначений наказом керівника енергооб'єкта.
Трансформаторна олива електричних станцій стосовно експлуатації повинна бути у віданні електричного цеху станції, електричних мереж у віданні служби ізоляції і грозозахисту чи іншого виробничого підрозділу, визначеного наказом керівника електромереж; господарство турбінної оливи електростанцій - у віданні турбінного
(котлотурбінного) цеху.
12.15.5 Для зберігання олив створюють відкритий склад, обладнаний баками (резервуарами). Оливи різних марок необхідно зберігати окремо.
Резервуари повинні бути оснащені повітроосушувальними фільтрами, покажчиками рівня оливи, пробоспускними кранами на зливних патрубках.
Внутрішня поверхня резервуарів для оливи повинна мати оливобензостійке антикорозійне покриття згідно з ГОСТ 1510 "Нефть и нефтепродукты.
Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение".
12.15.6 Під час придбання енергетичних олив повинні бути дотримані такі етапи:
- замовлення оливи з потрібними характеристиками;
- ідентифікація замовленої оливи перед її постачанням;
- приймання оливи, що надійшла;
- переведення (за необхідності) оливи у стадію зберігання.
Процедура ідентифікації оливи перед постачанням полягає у проведенні експертизи її технічної документації. Під час надходження оливи необхідно відібрати контрольні зразки (проби) оливи з цистерн для визначення відповідності її характеристик вимогам НД.
12.15.7 Трансформаторна олива, що надійшла, повинна пройти
лабораторні випробування. У випадку постачання в залізничних і автоналивних цистернах оливу з кожної цистерни перед її зливанням необхідно випробувати з визначенням характеристик в обсязі, передбаченому ГКД 34.43.101.
Олива, призначена для заливання в електроустатковання напругою
220 кВ і вище, повинна бути перевірена також на тангенс кута діелектричних втрат і стабільність. Випробування на стабільність дозволено проводити після зливання оливи в ємність для зберігання.
12.15.8 Після лабораторних випробувань оливу необхідно злити в
ємності оливогосподарства і перевести її на зберігання або провести
обробку для заливання в електроустатковання.
12.15.9 Трансформаторну оливу, що перебуває на зберіганні, необхідно перевіряти з такою періодичністю:
- через 3 доби після зливання в ємності для постійного зберігання - в обсязі п.12.15.7;
- один раз на рік - щодо напруги діелектричного пробою;
- не рідше ніж один раз на 3 роки - в обсязі п. 12.15.7. У випадку погіршення результатів перевірки порівняно з початковими понад 10 % необхідно вживати заходів для запобігання подальшого погіршення характеристик оливи.
12.15.10 За значеннями показників якості трансформаторні оливи поділяють на свіжі сухі (до заливання в електроустатковання), експлуатаційні і регенеровані (після використання в електроустаткованні).
Оливи, що не відповідають вимогам ГОСТ, ТУ або ГКД 34.43.101 за показниками випробувань, не дозволено заливати в електроустатковання.
12.15.11 Марка свіжої трансформаторної оливи повинна вибиратися в залежності від типу і класу напруги устатковання.
За необхідності допускається змішування свіжих олив, що мають
однакові або близькі сфери застосування. Суміш олив, призначених для різних класів напруги, повинна застосовуватися тільки в устаткованні нижчого класу напруги.
Електроустатковання після капітального ремонту повинно бути залите трансформаторною оливою, що задовольняє норми ГКД 34.43.101.
За необхідності в силові трансформатори напругою до 500 кВ включно допускається заливати експлуатаційну оливу з кислотним числом не більшим ніж 0,05 мг КОН на 1г оливи, яка відповідає нормам на експлуатаційну оливу за вмістом водорозчинних кислот розчиненого
шламу, механічних домішок і яка має пробивну напругу на 10 кВ вищу, ніж експлуатаційна норма і тангенс кута діелектричних втрат при 90
град.С не більший ніж 2,6 % і містить антиокисну присадку іонол в
обсязі не меншому ніж 0,2 %.
12.15.12 У процесі експлуатації сорбенти в термосифонних і адсорбційних фільтрах трансформаторів потужністю понад 630 кВА необхідно замінювати, коли кислотне число понад 0,1 мг КОН на 1 г
оливи або за наявності водорозчинних кислот понад 0,014 мг КОН на 1 г
оливи, а також у випадку погіршення характеристик ізоляції.
Заміна сорбента в трансформаторах потужністю до 630 кВА включно повинна бути проведена у випадку незадовільних характеристик ізоляції.
Вміст вологи в сорбенті перед завантаженням у фільтри повинен бути не більшим ніж 0,5 % його маси.
12.15.13 Контроль якості енергетичних олив на енергооб'єктах і складання графіків контролю повинна виконувати хімічна лабораторія
(хімічний цех) або відповідні підрозділи.
Обсяг і періодичність контролю трансформаторної оливи проводять відповідно до графіка, складеного на підставі НД, вимог заводів-виробників устатковання, інструкцій з експлуатації, результатів попередніх перевірок.
На вимогу електроцеху (відповідної служби або підрозділу в електричних мережах) можуть бути проведені додаткові (позапланові) перевірки трансформаторної оливи.
12.15.14 Дані показників якості оливи, залитої в електроустатковання, а також олив, що зберігаються на складі, повинні бути записані в журнал (картотеку), в який також вносять:
- дату відбирання проби оливи;
- дату проведення контролю якості оливи;
- вид устатковання і його станційне (оперативне) позначення;
- номер цистерни або ємності зберігання на складі;
- марку оливи, причину відбирання;
- відомості про застосування присадок;
- кількість та якість залитої оливи;
- висновок про відповідність показників оливи вимогам НД.
Структурному підрозділу повинен бути наданий протокол перевірки, який підписує начальник хімцеху або відповідальний за проведення контролю якості оливи та виконавець.
12.15.15 На складі повинен зберігатися незнижуваний запас трансформаторної оливи, який на кожному об'єкті встановлюють залежно від місцевих умов, але не менший від об'єму одного наймісткішого трифазного оливного вимикача і запас на доливання не менший ніж 1 % всієї оливи, залитої в електроустаткован-ня. На електростанціях, що мають тільки повітряні або маломісткі оливні вимикачі, - не менший від 10 % об'єму оливи, залитої в трансформатор найбільшої ємності.
В електричних мережах незнижуваний запас трансформаторної оливи повинен становити не менше ніж 2 % об'єму оливи, залитої в
устатковання.
12.15.16 До зливу з цистерн турбінні нафтові та вогнестійкі оливи повинні підлягати лабораторному випробуванню:
- нафтові - на кислотне число, температуру спалаху, кінематичну в'язкість, реакцію водяної витяжки, вміст механічних домішок та води,
час деемульсації. Крім цього, для олив Т-22 і Тп-30, що не містять присадок, необхідно визначати натрову пробу;
- вогнестійкі - на кислотне число, вміст водорозчинних кислот,
лугів, температуру спалаху, в'язкість, щільність, колір і вміст механічних домішок, що повинні бути визначені експрес-методом.
Нафтова турбінна олива, злита з цистерни в порожній, чистий та сухий резервуар, повинна бути перевірена на стабільність щодо
окиснення та антикорозійні властивості. У випадку невідповідності якості оливи за цими показниками вимогам державних стандартів необхідно провести аналіз проби оливи, відібраної з цистерни.
Злита з цистерн олива повинна бути приведена в стан, придатний для заливання в устатковання.
12.15.17 Експлуатаційна турбінна олива в парових турбінах,
живильних електро- і турбопомпах повинна задовольняти такі норми: а) нафтова:
- кислотне число - не більше ніж 0,3 мг КОН на 1 г оливи;
- вода, шлам, механічні домішки повинні бути відсутні (визначають візуально); наявність води, крім цього, визначають за характерним потріскуванням під час нагрівання;
- розчинений шлам повинен бути відсутній (визначають у випадку кислотного числа оливи 0,1 мг КОН на 1 г оливи і вище);
- термоокислювальна стабільність за ГОСТ 981 "Масла нефтяные.
Метод определения стабильности против окислення" для оливи Тп-22С
(кислотне число - не перевищує 0,8 КОН на 1 г оливи; масова частка
осаду - не перевищує 0,15 %).
Умови окиснення оливи: температура випробування (120+/-0,5)
град.С, тривалість -14 год; швидкість подавання кисню -200 куб.см/хв.
Термоокиснювальну стабільність оливи визначають один раз на рік перед настанням осінньо-зимового максимуму для олив або їх сумішей з кислотним числом 0,1 мг КОН на 1 г оливи і більше. Для оливи з
оливосистем живильних електро- і турбопомп цей показник не визначають; б) вогнестійка синтетична:
- кислотне число - не перевищує 0,8 мг КОН на 1 г оливи - для систем регулювання;
- кислотне число - не перевищує 1 мг КОН на 1 г оливи - для систем змащування;
- вміст водорозчинних кислот - не перевищує 0,4 мг КОН на 1 г
оливи;
- масова частка механічних домішок -не перевищує 0,01 %;
- зміна в'язкості - не перевищує 10 % вихідного значення для товарної оливи;
- вміст розчиненого шламу (за методикою ВТІ) - зміна оптичної
густини не менша ніж 25 % (визначають у випадку кислотного числа
оливи 0,7 мг КОН на 1 г оливи і вище).
12.15.18 Експлуатацію турбінних олив необхідно здійснювати відповідно до вимог інструкцій, розроблених на підставі РД 34.43.102 і РД 34.43.106.
Вогнестійкі турбінні оливи, які досягай граничної експлуатаційної норми щодо кислотного числа, повинні бути відправлені на завод-виробник для відновлення якості.
12.15.19 Експлуатаційна олива Тп-30 у гідротурбінах повинна задовольняти такі вимоги:
- кислотне число - не перевищує 0,6 мг КОН на 1 г оливи;
- вода, шлам, механічні домішки повинні бути відсутні (визначають візуально); наявність води, крім цього, визначають за характерним потріскуванням під час нагрівання);
- масова частка розчиненого шламу - не перевищує 0,01 %.
12.15.20 У процесі зберігання й експлуатації турбінну оливу слід періодично брати на візуальний контроль і скорочений аналіз. В обсяг скороченого аналізу нафтової оливи входить визначення кислотного
числа, наявності механічних домішок, шламу і води; вогнестійкої оливи
- визначення кислотного числа, вмісту водорозчинних кислот, наявності води, кількісного вмісту механічних домішок експрес-методом.
Візуальний контроль оливи полягає в перевірці її за зовнішнім виглядом на вміст шламу, механічних домішок і води для прийняття рішення про необхідність її очищення. Виявлення води під час візуального контролю можливе лише у разі великого її вмісту; наявність води можна визначити за характерним потріскуванням під час нагрівання.
12.15.21 Періодичність проведення скороченого аналізу турбінної
оливи така:
- оливи Тп-22С (ТУ 38.101.821-83) - не пізніше ніж за 1 місяць після заливання в оливні системи і потім в процесі експлуатації не рідше ніж один раз на 3 місяці у випадку кислотного числа до 0,1 мг
КОН на 1 г оливи включно і не рідше ніж один раз на 2 місяці, коли кислотне число перевищує 0,1 мг КОН на 1 г оливи;
- вогнестійкої оливи - не пізніше ніж за тиждень після початку експлуатації і далі - не рідше ніж один раз на 2 місяці у випадку кислотного числа, яке не перевищує 0,5 мг КОН на 1 г оливи і не рідше ніж один раз на 3 тижні, коли кислотне число перевищує 0,5 мг КОН на
1 г оливи;
- турбінної оливи, залитої в систему змащення синхронних компенсаторів, - не рідше ніж один раз на 6 місяців;
- оливи Тп-30, яку застосовують в гідротурбінах, - не пізніше ніж за місяць після заливання в оливну систему і потім не рідше ніж один раз на рік за повної прозорості оливи і масової частки розчиненого
шламу не більше ніж 0,005 %; за масової частки розчиненого шламу більш ніж 0,005 % - не рідше ніж один раз на 6 місяців. У випадку помутніння оливи повинен бути проведений позачерговий скорочений аналіз.
У разі виявлення в оливі шламу або механічних домішок під час візуального контролю повинен бути проведений позачерговий скорочений аналіз.
Нафтова турбінна олива, що знаходиться в резерві, повинна проходити скорочений аналіз не рідше ніж один раз на 3 роки і перед заливанням в устатковання, а вогнестійка олива - не рідше ніж один раз на рік і перед заливанням в устатковання.
12.15.22 Візуальний контроль оливи, що використовують в парових турбінах і турбопомпах, необхідно проводити один раз на добу.
Візуальний контроль оливи, що застосовується в гідротурбінах, на
ГЕС з постійним чергуванням персоналу, повинен проводитися один раз на тиждень, а на автоматизованих ГЕС під час кожного чергового огляду
устатковання, але не рідше ніж один раз на місяць.
12.15.23 На електростанціях повинен зберігатися постійний запас нафтової турбінної оливи в кількості, рівній або більшій від ємності
оливної системи найбільшого агрегату, і запас на доливання не менший ніж 45-денна потреба; в організаціях, що експлуатують електричні мережі, постійний запас оливи повинен бути рівний або більший від
ємності оливної системи одного синхронного компенсатора і запас на доливання не менший від 45-денної потреби.
Постійний запас вогнестійкої турбінної оливи повинен бути не менший від ємності одного баку системи регулювання та річного об'єму на доливання в систему змащування, але не більший ніж 15 % від об'єму
останньої.
Щорічні доливання вогнестійкої оливи залежно від об'єму систем не повинні перевищувати:
- у систему регулювання 7 %;
- у систему змащування 12%.
12.15.24 Одержувані індустріальні оливи і пластичні мастила повинні проходити візуальний контроль з метою виявлення механічних домішок і води. Індустріальна олива, крім того, повинна бути додатково випробувана на в'язкість для контролю на відповідність
цього показника державним стандартам або технічним умовам.
12.15.25 Для допоміжного устатковання і механізмів на електростанціях і енергопідприємствах, що експлуатують електричні мережі, повинні бути встановлені норми витрати, періодичність контролю якості та заміни мастильних матеріалів. Марка використовуваного мастильного матеріалу повинна відповідати вимогам інструкцій заводу-виробника до асортименту мастил, допущених до застосування на даному устаткованні. Можливість заміни мастильних матеріалів повинна бути узгоджена з підприємством-виробником
устатковання.
У системах змащування допоміжного устатковання з вимушеною
циркуляцією олива повинна проходити візуальний контроль на вміст механічних домішок, шламу і води не рідше ніж один раз на місяць.
У разі виявлення забруднення олива повинна бути очищена або замінена.
На кожній електростанції й на кожному енергопідприємстві, які експлуатують електричні мережі, повинен зберігатися постійний запас мастильних матеріалів для допоміжного устатковання не менший від
45-денної потреби.
12.15.26 Подача трансформаторної і турбінної олив до устатковання і відведення з нього повинні здійснюватися окремими оливопроводами, а за їх відсутності - з застосуванням цистерн або металевих бочок.
Для трансформаторних олив можуть бути використані розбірні оливопроводи, попередньо очищені пропусканням гарячої оливи.
Стаціонарні оливопроводи в неробочому стані повинні бути повністю заповнені оливою.
12.15.27 Під час експлуатації олив необхідно дотримуватися заходів пожежобезпеки, які запобігають виникненню і розвиткові пожежі й забезпечують успішне гасіння у випадку її виникнення.