Часть 2_Электрооборудование
реклама
ЗАКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО КАСПИЙСКИЙ ТРУБОПРОВОДНЫЙ КОНСОРЦИУМ СОГЛАСОВАНО Главный менеджер по эксплуатации объектов КТК ________________ В.С. Гринько «___» ______________2010 г. УТВЕРЖДАЮ Первый зам. генерального директора КТК по эксплуатации ______________ Д. Фэйи «___»_______________2010 г. РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ МЕХАНОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ, СИСТЕМ АВТОМАТИКИ И КИП ОБЪЕКТОВ КТК Часть II РУКОВОДСТВО ПО ОРГАНИЗАЦИИ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕПРОВОДНОЙ СИСТЕМЫ КТК РАЗРАБОТАН ГУП «ИПТЭР» РБ Генеральный директор _______________ А.Г. Гумеров «___»______________2010 г. г. Москва Предисловие 1 РАЗРАБОТАН Государственным унитарным предприятием «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») совместно с КТК. Настоящий руководящий документ является основополагающим документом по организации и проведению технического обслуживания и ремонта механотехнологического и энергетического оборудования, а также оборудования автоматики и контрольноизмерительных приборов объектов нефтепроводной системы Каспийского Трубопроводного Консорциума. Руководящий документ состоит из трех частей: Часть I. Руководство по организации технического обслуживания и ремонта механотехнологического оборудования объектов нефтепроводной системы КТК; Часть II. Руководство по организации технического обслуживания и ремонта энергетического оборудования объектов нефтепроводной системы КТК; Часть III. Руководство по организации технического обслуживания и ремонта оборудования автоматики и контрольно-измерительных приборов объектов нефтепроводной системы КТК. 2 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом КТК от № Настоящий документ не может быть полностью или частично воспроизведен и распространен в качестве официального издания без разрешения КТК и ГУП «ИПТЭР». II Содержание 1 Область применения……………………………………………………………………………. 1 2 Нормативные ссылки…………………………………………………………………………… 2 3 Термины, определения и принятые сокращения………………………………………….. 3 3.1 Термины и определения…………………………………………………………………… 3 3.2 Принятые сокращения……………………………………………………………………… 8 4 Организация и планирование работ по техническому обслуживанию и ремонту электрооборудования на объектах нефтепроводной системы КТК……………………. 10 4.1 Организация работ по техническому обслуживанию и ремонту……………………. 10 4.2 Планирование работ по техническому обслуживанию и ремонту…………………. 11 4.3 Порядок передачи электрооборудования в ТО (ремонт) и приёмки из ТО (ремонта)………………………………………………………………………………………….. 12 4.4 Техническая документация……………………………………………………………….. 12 4.5 Трудоёмкость работ при проведении технического обслуживания электрооборудования ………………………………………………………………………….. 13 5 Техническое обслуживание и ремонт электродвигателей……………………………….. 15 5.1 Наименование электрооборудования…………………………………………………… 15 5.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации……………………….. 15 5.3 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания электродвигателей……………………………………………………………. 17 5.4 Диагностический контроль электродвигателей………………………………………... 22 5.5 Ремонт электродвигателей………………………………………………………………... 28 6 Техническое обслуживание и ремонт генераторов переменного тока ………………... 30 6.1 Наименование электрооборудования…………………………………………………… 30 6.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации……………………….. 30 6.3 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания генераторов переменного тока…………………………………………….. 32 6.4 Диагностический контроль генераторов переменного тока…………………………. 35 6.5 Ремонт генераторов переменного тока…………………………………………………. 38 7 Техническое обслуживание и ремонт силовых трансформаторов……………………... 39 7.1 Наименование электрооборудования…………………………………………………… 39 7.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации……………………….. 39 7.3 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания силовых трансформаторов………………………………………………….. 40 7.4 Диагностический контроль силовых трансформаторов……………………………… 42 7.5 Ремонт силовых трансформаторов……………………………………………………… 45 8 Техническое обслуживание и ремонт электрооборудования распределительных устройств………………………………………………………………………………………….. 46 8.1 Наименование электрооборудования…………………………………………………… 46 8.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации……………………….. 46 8.3 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания электрооборудования распределительных устройств…………………. 47 8.4 Диагностический контроль электрооборудования распределительных устройств 53 8.5 Ремонт электрооборудования распределительных устройств……………………... 55 9 Техническое обслуживание и ремонт электрооборудования и НКУ на 0,4 кВ………... 56 9.1 Наименование электрооборудования…………………………………………………… 56 III 10 11 12 13 14 15 16 9.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации……………………….. 56 9.3 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания электрооборудования и НКУ на 0,4 кВ……………………………………. 57 9.4 Диагностический контроль электрооборудования и НКУ на 0,4 кВ………………… 62 9.5 Ремонт электрооборудования и НКУ на 0,4 кВ………………………………………… 64 Техническое обслуживание источников бесперебойного питания и аккумуляторных батарей…………………….................................................................................................. 65 10.1 Наименование электрооборудования…………………………………………………. 65 10.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации……………………… 65 10.3 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания источников бесперебойного питания и аккумуляторных батарей……. 67 10.4 Диагностический контроль источников бесперебойного питания и аккумуляторных батарей…………………………………………………………………….. 70 Техническое обслуживание и ремонт линий электропередачи…………………………. 72 11.1 Наименование оборудования…………………………………………………………… 72 11.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации……………………… 72 11.3 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания линий электропередачи……………………………………………………… 73 11.4 Диагностический контроль линий электропередачи………………………………… 76 11.5 Ремонт линий электропередачи………………………………………………………… 79 Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты………….. 80 12.1 Наименование электрооборудования…………………………………………………. 80 12.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации……………………… 80 12.3 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания средств электрохимической защиты ……………………………………… 81 12.4 Ремонт средств электрохимической защиты…………………………………………. 87 Техническое обслуживание и ремонт наружного и внутреннего освещения…………. 88 13.1 Наименование оборудования…………………………………………………………… 88 13.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации……………………… 88 13.3 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания наружного и внутреннего освещения……………………………………… 89 13.4 Диагностический контроль оборудования наружного и внутреннего освещения. 91 13.5 Ремонт оборудования наружного и внутреннего освещения…….......................... 92 Техническое обслуживание и ремонт систем заземления и молниезащиты ………… 93 14.1 Наименование оборудования…………………………………………………………… 93 14.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации……………………… 93 14.3 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания систем заземления и молниезащиты……………………………………… 94 14.4 Диагностический контроль систем заземления и молниезащиты………………… 95 14.5 Ремонт систем заземления и молниезащиты………………………………………… 97 Техническое обслуживание электронагревателей………………………………………… 98 15.1 Наименование электрооборудования…………………………………………………. 98 15.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации……………………… 98 15.3 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания электронагревателей…………………………………………………………. 98 Техническое обслуживание и ремонт комплектных трансформаторных подстанций. 101 16.1 Наименование оборудования…………………………………………………………… 101 IV 16.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации……………………… 101 16.3 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания КТП………………….................................................................................... 102 16.4 Диагностический контроль оборудования КТП……………………………................ 104 16.5 Ремонт оборудования КТП……………………………………………………................ 106 17 Техническое обслуживание и ремонт электрооборудования радиобашен…………… 108 17.1 Наименование электрооборудования………………………………………………….. 108 17.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации……………………… 108 17.3 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания электрооборудования радиобашен………………………………………... 108 17.4 Ремонт электрооборудования радиобашен…………………………………………... 109 18 Техническое обслуживание и ремонт электрооборудования систем отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха………………………………………………... 110 18.1 Наименование электрооборудования………………………………………………… 110 18.2 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания электрооборудования систем ОВКВ……………………………………… 110 18.3 Ремонт электрооборудования систем ОВКВ………………………………………… 111 19 Техническое обслуживание и ремонт устройств релейной защиты и автоматики….. 112 19.1 Наименование оборудования…………………………………………………………… 112 19.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации……………………… 112 19.3 Виды технического обслуживания устройств РЗА………………………………….. 113 19.4 Цикл и периодичность технического обслуживания………………………………… 114 19.5 Последовательность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания устройств РЗА………………………………………………………………… 115 19.6 Ремонт устройств РЗА…………………………………………………………………… 127 20 Техническое обслуживание и ремонт электрооборудования специальных установок и устройств АВП……………………………………………………………………. 128 20.1 Наименование электрооборудования…………………………………………………. 128 20.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации……………………… 128 20.3 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания электрооборудования специальных установок и устройств АВП……. 130 20.4 Ремонт электрооборудования специальных установок и устройств АВП………. 132 21 Требования безопасности при техническом обслуживании и ремонте электрооборудования…………………………………………………………………………… 133 Приложение А Определение показателей надежности электроустановок………………. 135 Приложение Б Формы паспортов-формуляров установленного электрооборудования (электроустановок)....................................................................................... 137 Приложение В Годовой график планового технического обслуживания электрооборудования НПС (МТ). Форма 1 ……………………………….… 167 Годовой график планового диагностического контроля электрооборудования. Форма 2………………………………………………. 168 Годовой график плановых ремонтов электрооборудования НПС (МТ). Форма 3……………………………………………………………………………. 169 Годовой график технического обслуживания и ремонта средств электрохимической защиты. Форма 4 ………………………………………. 170 Годовой график планового технического обслуживания и ремонта электрооборудования линейной части нефтепровода. Форма 5……….. 171 V Приложение Г Приложение Д Приложение Е Приложение Ж Приложение К Приложение Л Акт (протокол) диагностического контроля…………………………………. 172 Акт сдачи (вывода) электрооборудования в ТО (ремонт)………………... 174 Акт приёмки электрооборудования из ТО (ремонта)……………….......... 175 Журнал технических осмотров электрооборудования……………………. 176 Журнал учёта отказов и неисправностей электрооборудования……….. 177 Диагностирование электрооборудования …………………………………. 178 Л.1 Неразрушающий контроль валов роторов электродвигателей……. 178 Л.2 Оценка технического состояния электродвигателя по вибрации….. 179 Л.3 Определение трещины вала ротора……………………………………. 186 Л.4 Справочные материалы для оценки результатов диагностического контроля электрооборудования………………………………………………. 187 Приложение М Основные неисправности элементов воздушных линий. Определение мест повреждений кабельных линий………………………………………… 193 М.1 Основные неисправности элементов воздушных линий……………. 193 М.2 Определение мест повреждений кабельных линий…………………. 195 Приложение Н Оперативная документация при проведении ТО радиобашен…………. 197 Приложение П Журнал эксплуатации средств электрохимзащиты. Форма 1…………… 200 Полевой журнал учёта работы установки катодной защиты. Форма 2… 203 Библиография………………………………………………………………………………………... 205 VI РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ ________________________________________________________________ ЧАСТЬ II РУКОВОДСТВО ПО ОРГАНИЗАЦИИ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕПРОВОДНОЙ СИСТЕМЫ КТК ________________________________________________________________ Дата введения 1 Область применения Руководящий документ (часть II) распространяется на энергетическое оборудование (в части электрооборудования) нефтеперекачивающих станций, Морского терминала, резервуарных парков, а также линейной части нефтепроводной системы КТК. Руководящий документ предназначен для руководящих и инженерно-технических работников КТК, Регионов КТК, нефтеперекачивающих станций и Морского терминала, а также организаций-подрядчиков независимо от форм собственности и ведомственной принадлежности, занимающихся планированием, подготовкой, организацией, проведением технического обслуживания и ремонта электрооборудования объектов нефтепроводной системы КТК. Руководящий документ определяет требования обязательного контроля технического состояния основных объектов системы КТК, устанавливает критерии работоспособности отдельных изделий и систем, регламентирует мероприятия по обеспечению готовности к эксплуатации электрооборудования объектов нефтепроводной системы КТК. Руководящий документ определяет типовые объёмы и порядок выполнения основных работ по техническому обслуживанию, ремонту и диагностическому контролю электрооборудования. 1 2 Нормативные ссылки В настоящем руководящем документе использованы ссылки на следующие нормативные документы: Федеральный Закон «О пожарной безопасности в РФ» от 21.12.94 № 69-ФЗ Федеральный Закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97 № 116-ФЗ ГОСТ 9.602-89 ЕСЗКС. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ. Шум. Общие требования безопасности ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны ГОСТ 12.1.010-76 ССБТ. Взрывобезопасность. Общие требования ГОСТ 12.2.003-91 ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности ГОСТ 12.3.002-75 ССБТ. Процессы производственные. Общие требования безопасности ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения ГОСТ 183-74 Машины электрические вращающиеся. Общие технические усло(СТ СЭВ 346-78) вия ГОСТ 6651-94 Термопреобразователи сопротивления. Общие технические требования и методы испытаний ГОСТ 8024-90 Аппараты и электротехнические устройства переменного тока на напряжение свыше 1000 В. Норма нагрева при продолжительном режиме работы и методы испытаний ГОСТ 8865-93 Системы электрической изоляции. Оценка нагревостойкости и классификация ГОСТ 11828-86 Машины электрические вращающиеся. Общие методы испытаний ГОСТ 20815-93 Машины электрические вращающиеся. Механическая вибрация (МЭК 34-14-82) некоторых видов машин с высотой оси вращения 56 мм и более. Измерение, оценка и допустимые значения ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии ГОСТ Р 51330.0-99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования ГОСТ Р 51330.16-99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 17. Проверка и техническое обслуживание электроустановок во взрывоопасных зонах (кроме подземных выработок) ГОСТ ИСО 2954-97 Механическая вибрация машин с вращательным и возвратнопоступательным движением СНиП 23-05-95 Естественное и искусственное освещение DIN VDE 0185 Система молниезащиты, часть 2 2 3 Термины, определения и принятые сокращения 3.1 Термины и определения В настоящем документе применяются следующие термины с соответствующими определениями: 3.1.1 аварийное техническое обслуживание: Объем работ, направленный на устранение аварий и инцидентов, приводящих к загрязнению окружающей среды, угрозе жизни людей, нарушению положений Федерального закона о промышленной безопасности и иных правовых актов РФ и РК, к отклонению от режима технологического процесса, к отказу или повреждению оборудования, останову НПС. 3.1.2 авария: Внезапный вылив или истечение нефти в результате полного или частичного разрушения нефтепровода, его элементов, резервуаров, оборудования и устройств, сопровождаемых одним или несколькими из следующих событий: смертельным травматизмом; травмированием с потерей трудоспособности; воспламенением нефти или взрывом ее паров; загрязнением любого водотока, реки, озера, водохранилища или любого водоема сверх пределов, установленных стандартом на качество воды. 3.1.3 анодное заземление: Устройство, обеспечивающее стекание защитного тока в землю. 3.1.4 аппарат защиты: Аппарат, автоматически отключающий защищаемую электрическую цепь при ненормальных режимах. 3.1.5 аппараты: Силовые выключатели, выключатели нагрузки, разъединители, отделители, короткозамыкатели, заземлители, предохранители, предохранителиразъединители, вентильные разрядники, ограничители перенапряжений, комплектные распределительные устройства, комплектные экранированные токопроводы, конденсаторы. 3.1.6 взрывозащищенное электрооборудование: Электрооборудование специального назначения, которое выполнено таким образом, что устранена или затруднена возможность воспламенения окружающей его взрывоопасной среды вследствие эксплуатации этого оборудования. 3.1.7 вибродиагностика: Техническая диагностика, основанная на анализе вибрации объекта диагностирования. 3.1.8 вторичные цепи: Совокупность рядов зажимов, электрических проводов и кабелей, соединяющих приборы и устройства управления, электроавтоматики, блокировки, измерения, защиты и сигнализации. 3.1.9 дефект: Каждое отдельное несоответствие продукции установленным требованиям. 3.1.10 диагностический (контролируемый) параметр: Параметр объекта, используемый при его диагностировании (контроле). 3.1.11 заземлитель: Проводник (электрод) или совокупность электрически соединенных между собой проводников, находящихся в надёжном соприкосновении с землей или её эквивалентом. 3.1.12 заземляющее устройство: Совокупность заземлителя и заземляющих проводников. 3.1.13 избыточная температура: Превышение измеренной температуры контролируемого узла над температурой аналогичных узлов других фаз, находящихся в одинаковых условиях. 3 3.1.14 измерение: Нахождение значения физической величины опытным путём с помощью технических средств, имеющих нормированные метрологические свойства. 3.1.15 изолирующий фланец: Устройство, обеспечивающее электрическую изоляцию катодно-защищенного объекта от катодно-незащищенного. 3.1.16 исправное состояние: Состояние объекта, при котором он соответствует всем требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации. 3.1.17 испытания: Экспериментальное определение качественных и (или) количественных характеристик электрооборудования в результате воздействия на него факторами, регламентированными действующими нормативными документами. 3.1.18 капитальный ремонт: Ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса электрооборудования с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые. 3.1.19 коммутационный аппарат: Электрический аппарат, предназначенный для коммутации электрической цепи и снятия напряжения с части электроустановки (выключатель, выключатель нагрузки, отделитель, разъединитель, автомат, рубильник, пакетный выключатель, предохранитель). 3.1.20 комплексная система защиты: Комплекс защитных устройств и сооружений (молниеприёмники, токоотводы, заземляющие устройства), предназначенных для обеспечения безопасности людей, защиты резервуарных парков нефтеперекачивающих станций и нефтебаз от опасного воздействия молнии, вторичных её проявлений (заноса высокого потенциала, электромагнитной индукции), электростатической индукции и статического электричества. 3.1.21 комплексные испытания: Испытания в объёме, определяемом специальной программой испытаний. 3.1.22 контакт: Совокупность токоведущих частей аппарата, предназначенных для установления непрерывности цепи, когда они соприкасаются и, которые вследствие их взаимного перемещения во время операции, размыкают или замыкают цепь или в случае скользящих или шарнирных контактов сохраняют непрерывность цепи. 3.1.23 контактное соединение: Токоведущее соединение (болтовое, сварное, выполненное методом обжатия), обеспечивающее непрерывность токовой цепи. 3.1.24 контрольно-измерительный пункт: Устройство, предназначенное для измерения разности потенциалов «труба-земля» электродом сравнения, состоящее из колонки с клеммной панелью, узла подключения кабеля к магистральному нефтепроводу, соединительных и измерительных проводов. 3.1.25 контроль технического состояния: Проверка соответствия значений параметров объекта требованиям технической документации и определение на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент времени. Видами технического состояния являются, например, исправное, работоспособное, неисправное, неработоспособное и т.п. в зависимости от значений параметров в данный момент времени. 3.1.26 корректирующее техническое обслуживание: Объём работ по техническому обслуживанию оборудования или систем с целью устранения отказов, неисправностей, дефектов, возникших в промежутках между ПТО (в межремонтный период), в том числе по результатам диагностического контроля. 3.1.27 коэффициент дефектности: Отношение измеренного превышения температуры контактного соединения к превышению температуры, измеренному на целом 4 участке шины (провода), отстоящем от контактного соединения на расстоянии не менее 1 м. 3.1.28 критерий отказа: Признак или совокупность признаков нарушения работоспособного состояния объекта, установленные в нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации. 3.1.29 линейная часть магистрального нефтепровода: Совокупность участков трубопровода и сооружений, входящих в состав нефтепровода, соединяющих нефтеперекачивающие станции и нефтеперекачивающую станцию с резервуарным парком Морского терминала КТК. 3.1.30 молниезащита: Комплекс защитных устройств, предназначенных для обеспечения безопасности людей, сохранности зданий и сооружений, оборудования и материальных ценностей от возможных взрывов, пожаров и разрушений, возникающих в результате воздействия молнии. 3.1.31 молниеотвод: Устройство, воспринимающее удар молнии и отводящее её ток в землю. Молниеотвод состоит из молниеприёмника, токоотвода, несущей конструкции, на которой они размещаются, и заземлителя. 3.1.32 надёжность: Свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания и ремонта, хранения и транспортирования. 3.1.33 назначенный ресурс: Суммарная наработка, при достижении которой эксплуатация объекта должна быть прекращена независимо от его технического состояния. 3.1.34 наработка: Продолжительность или объём работы объекта. Наработка может быть как непрерывной величиной (продолжительность работы в часах, километраж пробега и т.п.), так и целочисленной величиной (число рабочих циклов, запусков и т.п.). 3.1.35 наработка до отказа: Наработка объекта от начала эксплуатации до возникновения первого отказа. 3.1.36 наработка между отказами: Наработка объекта от окончания восстановления его работоспособного состояния после отказа до возникновения следующего отказа. 3.1.37 неисправное состояние: Состояние объекта, при котором он не соответствует хотя бы одному из требований нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации. 3.1.38 неплановый диагностический контроль: Контроль технического состояния оборудования, проводимый при резком изменении значений постоянно контролируемых эксплуатационных параметров или в случае, когда по результатам оперативного контроля выносится решение о предполагаемом развитии дефекта. 3.1.39 неработоспособное состояние (неработоспособность): Состояние объекта, при котором значение хотя бы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации. 3.1.40 оперативный контроль: Постоянный контроль технического состояния (эксплуатационных параметров работы оборудования), осуществляемый автоматизированной системой управления и контроля технологическим процессом SCADA, а также дежурным персоналом НПС (МТ). 3.1.41 осмотр: Контроль, осуществляемый в основном при помощи органов чувств и, в случае необходимости, средств контроля, номенклатура которых установлена соответствующей документацией. 5 3.1.42 отказ: Событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта. 3.1.43 параметр продукции: Признак продукции, количественно характеризующий любые её свойства или состояния. 3.1.44 периодичность технического обслуживания (ремонта): Интервал времени или наработка между данным видом технического обслуживания (ремонта) и последующим таким же видом или другим большей сложности. 3.1.45 плановый диагностический контроль: Контроль технического состояния оборудования, осуществляемый по графику, позволяющий оценить его техническое состояние, составить прогноз его работоспособности, определить наработку до ремонта или до следующего диагностического контроля, определить необходимость, объём и вид ремонта. 3.1.46 поляризационная ячейка. Устройство, обеспечивающее: - развязку по постоянному току оборудования катодной защиты от системы заземления энергосистемы общего пользования; - постоянное заземление электрооборудования по переменному току; - защиту оборудования от перенапряжения при коротком замыкании по напряжению переменного тока, ударе молнии или коммутационных переходных процессах; - блокирование паразитного напряжения переменного тока и подавление индуцированного напряжения переменного тока. 3.1.47 превышение температуры: Разность между измеренной температурой нагрева и температурой окружающего воздуха. 3.1.48 предельно допустимое значение параметра: Наибольшее или наименьшее значение параметра, которое может иметь работоспособное электрооборудование. 3.1.49 предельное состояние: Состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно. 3.1.50 присоединение: электрическая цепь (оборудование и шины) одного назначения, наименования и напряжения, присоединенная к шинам РУ, генератора, щита, сборки и находящаяся в пределах подстанции или электроустановки, а также электрические цепи разного напряжения одного силового трансформатора (независимо от числа обмоток). 3.1.51 профилактическое техническое обслуживание: Комплекс обязательных объёмов работ по техническому обслуживанию, обеспечивающих безотказную работу оборудования в межремонтный период. 3.1.52 работоспособное состояние (работоспособность): Состояние объекта, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации. 3.1.53 распределительное устройство: Электроустановка, служащая для приёма и распределения электроэнергии и содержащая коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства (компрессорные, аккумуляторные), а также устройства защиты, автоматики и измерительные приборы. 3.1.54 ремонт: Комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделий и восстановлению ресурсов изделий или их составных частей. 3.1.55 ремонт по техническому состоянию: Ремонт, при котором контроль технического состояния выполняется с периодичностью и в объёме, установленными в норма6 тивно-технической документации, а объём и момент начала ремонта определяются техническим состоянием изделия. 3.1.56 ресурс: Суммарная наработка объекта от начала его эксплуатации или её возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние. 3.1.57 сезонное техническое обслуживание: Техническое обслуживание, выполняемое для подготовки изделия к использованию в осенне-зимних или весенне-летних условиях. 3.1.58 скрытый дефект: Дефект, для выявления которого в нормативной документации, обязательной для данного вида контроля, не предусмотрены соответствующие правила, методы и средства. 3.1.59 средства электрохимической защиты: Средства, используемые для защиты от подземной коррозии наружной поверхности трубопроводов, резервуаров, кабельных линий связи и их элементов методом катодной поляризации постоянным током. 3.1.60 срок службы: Календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации объекта или её возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние. 3.1.61 станция управления: Комплектное устройство, служащее для дистанционного управления автоматизированным электроприводом, состоящее из блоков (аппаратов) и панелей управления, установленных на распределительных щитах или в закрытых шкафах. 3.1.62 статическое электричество: Накопление электрических зарядов в результате электризации неэлектропроводных веществ (материалов), создающих электрическое поле и электрические потенциалы, способные вызвать искрение или вредное воздействие на людей и животных, нарушать работу приборов, оборудования. 3.1.63 текущий ремонт: Ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности электрооборудования и состоящий в замене и (или) восстановлении отдельных частей. 3.1.64 техническое диагностирование (диагностический контроль): Определение технического состояния объекта. Задачами технического диагностирования являются: - контроль технического состояния; - поиск места и определение причин отказа (неисправности); - прогнозирование технического состояния. Термин «Техническое диагностирование» применяют в наименованиях и определениях понятий, когда решаемые задачи технического диагностирования равнозначны или основной задачей является поиск места и определение причин отказа (неисправности). Термин «Контроль технического состояния» применяется, когда основной задачей технического диагностирования является определение вида технического состояния. 3.1.65 техническое обслуживание: Комплекс операций или операция по поддержанию работоспособности или исправности изделия при использовании по назначению, ожидании, хранении и транспортировании. 3.1.66 техническое состояние объекта: Состояние, которое характеризуется в определенный момент времени, при определенных условиях внешней среды, значениями параметров, установленных технической документацией на объект. 3.1.67 трудоёмкость технического обслуживания (ремонта): Трудозатраты на проведение одного технического обслуживания (ремонта) данного вида. 7 3.1.68 установка катодной защиты: Электроустановка, предназначенная для защиты подземных сооружений от почвенной коррозии и коррозии, вызываемой блуждающими токами, состоящая из катодной станции, анодного заземления, дренажного подсоединения к подземным сооружениям, заземляющего устройства и соединительных кабелей. 3.1.69 установка протекторной защиты: Установка для катодной поляризации нефтепровода путем создания гальванической пары «металл нефтепровода – протектор», состоящая из протектора или группы протекторов, активатора, регулирующих резисторов, шунтов, поляризованных элементов, контрольно-измерительной колонки и соединительных проводов. 3.1.70 устройства релейной защиты и автоматики: Устройства (аппараты) защиты от нарушения нормального режима работы и повреждения элементов электрических сетей, электрооборудования и электроустановок напряжением до 1 кВ и свыше, а также для автоматического управления, регулирования и контроля параметров и режимов работы в соответствии с требованиями нормативно-технической документации. 3.1.71 эксплуатация: Стадия жизненного цикла изделия, на которой реализуется, поддерживается или восстанавливается его качество. Эксплуатация изделия включает в себя в общем случае использование по назначению, транспортирование, хранение, техническое обслуживание и ремонт. 3.1.72 электрооборудование: Совокупность электрических устройств, объединенных общими признаками. 3.1.73 электроустановка: Совокупность электрических машин, аппаратов, линий и вспомогательного оборудования (вместе с сооружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначенных для производства, преобразования, трансформации, передачи, распределения электрической энергии и преобразования её в другой вид энергии. П р и м е ч а н и е Используемые в определениях, в соответствии с ГОСТами, термины «продукция», «объект», «изделие», «оборудование» для части II настоящего Руководства относятся к электрооборудованию объектов нефтепроводной системы КТК. 3.2 Принятые сокращения АБ АВП АТО ВЛ ВН ВПУ ГХА ДК ЗРУ ИБП КЗ КИП КЛ КРУ КС КТО КТП аккумуляторная батарея аварийно-восстановительный пункт аварийное техническое обслуживание воздушная линия электропередачи высокое напряжение выносное причальное устройство газохроматографический анализ диагностический контроль закрытое распределительное устройство источник бесперебойного питания короткое замыкание контрольно-измерительный пункт кабельная линия электропередачи комплектное распределительное устройство контактное соединение корректирующее техническое обслуживание комплектная трансформаторная подстанция 8 КТПН ЛЧ ЛЭП МН МТ НКУ НН НПС НТД ОК ОПН ОРУ ОВКВ ПБВ ПКУ ППБ ПТО ПТЭЭП ПУЭ РЗА РПН РУ РЭ СКЗ СКЗВ ТК ТО ТОР УКЗ УКЗВ УПЗ ЦТО ЩСУ ЭД ЭМУ ЭХЗ комплектная трансформаторная подстанция наружного размещения линейная часть линия электропередачи магистральный нефтепровод Морской терминал низковольтное комплектное устройство низкое напряжение нефтеперекачивающая станция нормативно-техническая документация оперативный контроль ограничители перенапряжений открытое распределительное устройство – отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха – переключение без возбуждения; – пункт контроля и управления; правила пожарной безопасности профилактическое техническое обслуживание правила технической эксплуатации электроустановок потребителей правила устройства электроустановок релейная защита и автоматика регулирование под нагрузкой распределительное устройство руководство по эксплуатации станция катодной защиты среднее квадратическое значение виброскорости тепловизионный контроль техническое обслуживание техническое обслуживание и ремонт установка катодной защиты устройство распределительное катодной защиты высоковольтное установка протекторной защиты цикл технического обслуживания щит станции управления электродвигатель электромагнит управления электрохимическая защита 9 4 Организация и планирование работ по техническому обслуживанию и ремонту электрооборудования на объектах нефтепроводной системы КТК 4.1 Организация работ по техническому обслуживанию и ремонту 4.1.1 Работоспособное состояние электрооборудования (оборудования) обеспечивается выполнением следующих работ: оперативного контроля; планового и непланового диагностического контроля; осмотров; технического обслуживания: профилактического; корректирующего; ремонтов. 4.1.2 При оперативном контроле с целью определения различного вида дефектов и неисправностей контролируются эксплуатационные параметры оборудования, которые должны быть в пределах допустимых значений. Эксплуатационные параметры, подлежащие оперативному контролю, могут изменяться и дополняться при изменении технологических, технических параметров, вводе нового оборудования и систем. Анализ контролируемых эксплуатационных параметров оборудования и систем должен выполняться специалистами соответствующих служб Регионов. По результатам анализа принимается решение о необходимости проведения непланового диагностического контроля и (или) корректирующего технического обслуживания. 4.1.3 При анализе технического состояния оборудования, выполняемого при ДК, используются: показания штатных контрольно-измерительных приборов; значения эксплуатационных параметров, отслеживаемых системой SCADA; результаты обследования, выполненного с помощью портативной (переносной) аппаратуры или специализированной передвижной лабораторией. На выполнение планового диагностического контроля оформляется в установленном порядке заказ-наряд в системе MAXIMO. Результаты ДК оформляются протоколом (актом, отчётом, заключением). Измерения, например сопротивления изоляции, выполняемые в целях текущего контроля в рамках ТО и включённые в таблицы по ТО оборудования, отражаются в отчётах по выполненным работам. По результатам планового, непланового диагностического контроля принимается решение о дальнейшей эксплуатации оборудования, выполнении КТО или ремонта по техническому состоянию, после чего оформляется корректирующий заказ-наряд в системе MAXIMO на соответствующий объём работ. При выполнении непланового диагностического контроля в оформляемом заказнаряде указывается объём диагностических работ, направленных на выявление или уточнение характера неисправностей или дефектов. 4.1.4 Осмотры оборудования и в целом объектов НПС (МТ) выполняются дежурным персоналом ежедневно, а также периодически специалистами служб по утвержденному графику и в соответствии с местными инструкциями. 10 При выполнении работ по техническому обслуживанию, ремонту или диагностированию оборудования осмотры проводятся до начала соответствующих работ с целью уточнения их объёма и по их окончании. 4.1.5 Работы, выполняемые в объёме технического обслуживания, подразделяются на профилактические и корректирующие. Работы по профилактическому техническому обслуживанию оборудования подразделяются на виды работ, выполняемых с периодичностью: 2 раза в месяц – ТО 0,5; 1 раз в месяц – ТО 1; 1 раз в квартал – ТО 3; 1 раз в полгода (как правило, сезонные работы) – ТО 6; 1 раз в год – ТО 12 и т.д. При необходимости выполнения дополнительных работ, связанных с обнаружением (локализацией) и устранением дефектов оборудования, выполняется КТО в объёме, соответствующем дефектной ведомости или акту расследования отказа в работе оборудования, системы. 4.1.6 Ремонт оборудования выполняется по техническому состоянию с учётом результатов выполненных ТО и ДК. 4.1.7 В случае, если по результатам оперативного контроля, технического обслуживания и диагностического контроля установлено, что оборудование находится в работоспособном состоянии и значения его контролируемых параметров находятся в пределах нормы (и не имеют тенденции к изменению), срок проведения следующего ПТО (ТО) корректируется (с отменой или переносом на другой срок). Периодичность и объёмы работ при выполнении ПТО, ДК и ремонтов, указанные в настоящем Руководстве, могут корректироваться также с учётом местных условий эксплуатации конкретного вида электрооборудования, показателей его надёжности и срока службы, а также опыта эксплуатации электрооборудования. Корректировка периодичности и объёмов работ ПТО и ДК выполняется инженеромэлектриком Региона (МТ), согласовывается и утверждается в установленном порядке. 4.1.8 Оперативный контроль, осмотр, подготовка рабочих мест к ТО и ремонту оборудования, контроль пуска и остановки оборудования, аварийный вывод электрооборудования из эксплуатации должны выполняться дежурным персоналом НПС (МТ). 4.1.9 Работы по ПТО, КТО, ДК и ремонту электрооборудования НПС (МТ) системы КТК выполняются специалистами подрядных организаций (далее - Подрядчик) или собственным персоналом КТК. Для выполнения работ должен привлекаться персонал, аттестованный в установленном порядке. 4.1.10 Подрядчик, привлекаемый к выполнению работ по ДК, ПТО, КТО и ремонту электрооборудования, в том числе радиобашен нефтепроводной системы КТК, должен иметь необходимые разрешительные документы на право проведения указанных видов работ. 4.1.11 ДК, ТО и ремонты должны осуществляться через заказ-наряды, отслеживание прохождения которых ведется по системе MAXIMO инженерами и администраторами системы MAXIMO в соответствии с установленным документооборотом КТК. 4.2 Планирование работ по техническому обслуживанию и ремонту 4.2.1 Профилактическое техническое обслуживание, плановые ДК и ремонты электрооборудования НПС (МТ) выполняются в сроки, установленные годовым графиком. 11 Рекомендованные в таблицах настоящего Руководства периодичность ТО и ремонтов, типовые объёмы работ и трудоёмкость могут корректироваться, а сроки ТО и ремонтов переноситься в зависимости от технического состояния оборудования и по результатам ДК. 4.2.2 Годовой график ПТО и ДК составляется с учётом периодичности работ, указанной в настоящем Руководстве, требований заводов-изготовителей, сроков службы и технического состояния электрооборудования. 4.2.3 В соответствии с типовыми объёмами работ по ТО, представленных в настоящем Руководстве, составляются планы работ. Планы работ по ПТО разрабатываются специалистами КТК с участием Подрядчика и утверждаются Менеджером по Э и ТО. 4.2.4 Специалистами КТК за установленный срок до начала месяца оформляются и передаются Подрядчику все заказ-наряды по плановым ПТО, ДК и ремонтам, которые должны быть выполнены в этом месяце. 4.3 Порядок передачи электрооборудования в ТО (ремонт) и приёмки из ТО (ремонта) 4.3.1 После оформления и передачи заказ-наряда в системе MAXIMO на выполнение соответствующего вида ТО электрооборудование передается Подрядчику в установленном порядке. При этом оформляются необходимые разрешительные документы для работы в электроустановках. 4.3.2 Подготовку рабочих мест должен осуществлять дежурный персонал НПС (МТ) (или персонал Подрядчика). 4.3.3 По окончании всех восстановительных и профилактических работ, оформления необходимой документации в установленном порядке электрооборудование вводится в работу дежурным персоналом. 4.4 Техническая документация 4.4.1 В перечень документации, используемой при техническом обслуживании и ремонте электрооборудования объектов системы КТК, входят: проектная и исполнительная документация (чертежи, схемы); нормативная техническая документация, действующая на территориях Российской Федерации и Республики Казахстан; регламенты КТК по ТО и ремонту электрооборудования объектов системы КТК; паспорта и руководства по эксплуатации заводов-изготовителей установленного электрооборудования; инструкции по эксплуатации каждого вида электрооборудования; паспорта-формуляры установленного электрооборудования и систем (Приложение Б); графики ПТО, ДК и ремонтов (Приложение В); акты (отчёты, протоколы, заключения) проведения ДК (Приложение Г); заказ-наряды на выполнение ПТО, ремонтов и ДК; акты сдачи в ремонт и приёмки из ремонта электрооборудования (Приложения Д, Е) и другие документы, оформляемые в процессе ремонта; журналы технического осмотра (Приложение Ж); журналы учёта отказов и неисправностей (Приложение К); 12 акты расследования отказов и неисправностей. 4.4.2 Основная техническая документация должна быть адаптирована к MAXIMO, оформлена в установленном порядке и реализована в удобном для пользования виде. Сроки хранения технической документации устанавливаются КТК. 4.4.3 Инструкции по эксплуатации каждого вида электрооборудования, регламенты по техническому обслуживанию электрооборудования должны пересматриваться в сроки и порядке, установленные в КТК, но не реже 1 раза в 5 лет. В приложениях настоящего Руководства приведены рекомендуемые формы отдельных видов технической документации, обязательной для ведения на НПС (МТ). 4.5 Трудоёмкость работ при проведении технического обслуживания электрооборудования 4.5.1 Трудоёмкость работ по ТО электрооборудования, соответствующая типовым объёмам работ, приведена в последующих разделах настоящего Руководства. Указанная трудоёмкость, кроме основных работ, включает также затраты времени на: подготовку рабочего места, систем и такелажных приспособлений (при условии их исправности) и уборку по окончании работ в конце смены; протирку и смазку механизмов, инструмента и приспособлений. Трудоёмкость не учитывает время на: получение задания, материалов, инструмента и приспособлений и их сдачу после окончания работы; оформление наряда-допуска для работы в электроустановках и по ППБ, допуск к работе, оформление окончания работы в соответствии с ПОТ Р М-016-2001, документальное оформление результатов работы; ремонт приспособлений и инструмента постоянного и разового пользования; транспортирование ремонтируемого оборудования, материалов и запасных частей к месту ремонта; устранение недостатков в организации работ при ремонте или устранении брака; послеремонтные испытания; доставку ремонтного персонала к месту производства работ. 4.5.2 Время на выполнение организационно-технических мероприятий, обеспечивающих безопасное проведение работ в соответствии с ПОТ Р М-016-2001 и проводимых на рабочем месте перед началом работ, составляет 0,21,0 ч в зависимости от объёма выполняемых работ. Если узлы и детали подлежащего ТО электрооборудования вследствие воздействия агрессивной среды либо других причин имеют налеты, коррозию, вызывающие дополнительные затраты труда персонала, то к трудоемкости применяется поправочный коэффициент 1,22,0 в зависимости от объёма выполняемых работ. В случае проведения работ в стесненных неудобных условиях или в неприспособленном для ТО данного вида электрооборудования месте к трудоемкости применяется поправочный коэффициент 1,11,5 в зависимости от условий выполняемых работ. Для оборудования, смонтированного на открытых площадках, трудоёмкость применяют с поправочным коэффициентом, установленным для данного климатического района. 13 Применяемые поправочные коэффициенты, независимо от их количества, в разделах Руководства должны умножаться на трудоёмкость, указанную в таблицах разделов. 4.5.3 Нормы времени на доставку персонала и движение автотранспорта к месту производства работ на объектах МН рассчитываются исходя из средней скорости движения автотранспорта, состояния дорог, погодных условий по формуле: S (4.1) t 60 K, мин, Vср где S - расстояние до места производства работ, км; Vср - средняя скорость движения по дороге с покрытием (гравий, щебень, асфальт), км/ч; K - поправочный коэффициент, зависящий от состояния дорог и погодных условий. Исходные данные для определения норм времени приведены в таблице 4.1. Таблица 4.1 – Исходные данные для расчёта норм времени на передвижение автотранспорта Вид транспорта Средняя скорость движения Vср , км/ч Автомобиль марки НИВА, УАЗ или 40 аналогичный Грузовой автомобиль, спецтехника 30 Тяжёлая техника (тягач с тралом, 20 автокран, ПНУ, ЦА или аналогичная) Движение погрузчиков и другой техники 3 по территории НПС Примечание – При одновременном применении должны перемножаться. Поправочный коэффициент K в зависимости от состояния дороги и погодных условий Без покрытия (полевая), сухая – 1,1; Участок дороги в состоянии ремонта (снижение скорости, объезд препятствий) – 1,1; Без покрытия, после дождя – 1,2; Гололёд, туман, сильный снегопад – 1,3 нескольких поправочных коэффициентов они 4.5.4 Трудоёмкость работ, указанных в настоящем Руководстве, является усредненной и может корректироваться в соответствии с местными условиями эксплуатации, показателями надежности и сроком службы данного типа электрооборудования, условиями проведения ТО и ремонтов. Корректировка трудоемкости технического обслуживания, а также определение трудоёмкости диагностического контроля осуществляются Подрядчиком на основании выполненных расчетов и фотохронометражных работ, согласовывается и утверждается в КТК. 14 5 Техническое обслуживание и ремонт электродвигателей 5.1 Наименование электрооборудования Раздел распространяется на следующие электродвигатели: - асинхронные трехфазные ЭД с короткозамкнутым ротором на напряжение 380 В (далее – асинхронные низковольтные) обычного и взрывозащищенного исполнения; - асинхронные трехфазные ЭД с короткозамкнутым ротором на напряжение 10 кВ (далее – асинхронные высоковольтные) взрывозащищенного исполнения мощностью свыше 100 кВт; - асинхронные трехфазные ЭД с короткозамкнутым ротором вертикальные на напряжение 10 кВ (далее – асинхронные высоковольтные вертикальные) мощностью до 1000 кВт с частотой вращения 1500 об/мин; - синхронные трехфазные ЭД типа СТДП на напряжение 10 кВ (далее – синхронные высоковольтные) взрывозащищенные с частотой вращения 3000 об/мин мощностью свыше 3000 кВт с бесщёточным возбудителем типа БВУ-3; - асинхронные ЭД погружных насосов обычного и взрывозащищенного исполнения; - асинхронные низковольтные ЭД и электрооборудование электропривода запорной и регулирующей арматуры. 5.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации 5.2.1 В процессе эксплуатации ЭД должны осуществляться оперативный контроль, плановый и неплановый диагностический контроль технического состояния в соответствии с таблицами 5.1 и 5.4, ПТЭЭП и другой технической документацией. Таблица 5.1 Значения контролируемых параметров электродвигателей Значения контролируемых параметров* предельные аварийные номинальные (эксплуатация с (отключение) ограничением) 1 2 3 4 5 1 ЭД асинхронные низковольтные (обычного и взрывозащищенного исполнения вспомогательных систем) Среднее квадратическое значение виброскорости при высоте оси вращения до 80 мм до 1,3 до 1,8 свыше 1,8 от 80 до 132 мм до 2,0 до 2,8 свыше 2,8 мм/с от 132 до 225 мм до 3,1 до 4,5 свыше 4,5 свыше 225 мм до 5,0 до 7,1 свыше 7,1 Сопротивление изоляции при 10-30 °С (по ПТЭЭП) МОм свыше 1,0 0,5-1,0 до 0,5 Уровень шума (на слух) обычный повышенный, сильный, без признаков с признаками вибрации вибрации 2 ЭД асинхронные высоковольтные (взрывозащищенного исполнения основных и подпорных насосных агрегатов мощностью свыше 100 кВт) Двойная амплитуда колебаний (виброперемещение) на подшипниковых опорах, при частоте вращения, об/мин: 3000 до 30 до 50 свыше 50 1500 до 60 до 100 свыше 100 мкм 1000 до 80 до 130 свыше 130 750 до 95 до 160 свыше 160 Наименование контролируемого параметра Единица измерения 15 Окончание таблицы 5.1 1 Сопротивление изоляции R60 обмотки статора при температуре 20 °С Температура подшипников при установившемся режиме работы (перекачки) Температура обмоток и/или температура стали статора 2 3 4 5 МОм выше 120 базовая**, указанная в документации от 120 до 100 на 10 °С больше базовой** базовая**, указанная в документации на 10 °С больше базовой** ниже 100 согласно паспорту на ЭД. При отсутствии таких данных - на 20 С больше базовой** согласно паспорту на ЭД. При отсутствии таких данных - на 20 С больше базовой** °С °С 3 ЭД синхронные высоковольтные Напряжение % до I±5I до I±10I свыше I±10I Температура обмоток статора*** до 100 до 130 (90) свыше 130 (90) С Температура стали статора*** до 100 до 130 (90) свыше 130 (90) С Температура подшипников скольжения до 70 до 80 (40) свыше 80 (40) С Температура масла на сливе до 60 до 65 свыше 65 С Температура воздуха: - на входе до 45 до 50 свыше 50 С - на выходе Температура воды в воздухоохладителе: - на входе до 25 до 30 свыше 30 С - на выходе до 65 до 70 свыше 70 Вибрация на корпусе подшипников (СКЗВ) мм/с до 4,5 до 7,1 свыше 7,1 Давление масла в подшипниках кПа свыше 30 до 25 ниже 25 Ток возбуждения при номинальной мощниже номиноминальвыше номинальА ности и пониженном (ниже 0,9) соs φ нального ный ного 4 ЭД асинхронные высоковольтные вертикальные (с частотой вращения 1500 об/мин) Температура подшипников качения до 80 до 100 свыше 100 С Вибрация на корпусе подшипника (СКЗВ) мм/с до 4,5 до 7,1 свыше 7,1 Уровень шума (на слух) без заметных явно повышенный со изменений повышенный стуками и другими нехарактерными звуками * Если технической документацией на электродвигатели не предусмотрено других значений. ** За номинальное значение параметра принимается величина, указанная в паспорте (инструкции по эксплуатации) ЭД. За базовое значение принимается величина, соответствующая фактическому значению контролируемого параметра после пуска нового ЭД или проведения технического обслуживания и ремонта. Базовое значение не должно превышать номинальное значение. *** Для изоляции класса F по ГОСТ 8865. Примечание – В скобках строк 2-4 п. 3 указаны превышения температуры. 5.2.2 Оперативный контроль ЭД магистральных и подпорных насосных агрегатов должен осуществляться оператором каждые 2 часа дистанционно по системе SCADA. Регистрацию величины вибрации проводят 1 раз в смену по каждой контролируемой точке на установившемся режиме. При этом регистрируется соответствующий режим работы агрегата – подача, давление на входе и выходе насоса, а также сила тока и мощность (при наличии соответствующих приборов). При оперативном контроле должны проводиться измерение и регистрация СКЗВ или виброперемещения в вертикальном направлении на каждой подшипниковой опоре и измерение (без регистрации) СКЗВ на лапах подшипниковых стояков. 16 Для ЭД насосных агрегатов вспомогательных систем ежесменно осуществляется осмотр технического состояния. 5.2.3 Фактическая величина вибрации ЭД вспомогательных систем, не имеющих датчиков вибрации, должна определяться при плановом диагностическом контроле портативной (переносной) виброаппаратурой. 5.2.4 При достижении любого из контролируемых параметров предельных значений (колонка 4 таблицы 5.1) необходимо: - по возможности уменьшить нагрузку; - участить контроль за ЭД; - в ближайший плановый останов выполнить диагностический контроль с выявлением неисправности и её устранение проведением КТО. 5.2.5 При достижении любым из контролируемых параметров аварийных значений ЭД должен быть немедленно выведен из эксплуатации прежде, чем он будет отключен системой автоматики (если это предусмотрено). В этом случае должно быть проведено в необходимом объёме КТО с обнаружением и устранением неисправностей. 5.3 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания электродвигателей 5.3.1 Периодичность и типовой объём работ ТО представлены в таблице 5.2. При отклонениях контролируемых параметров от номинальных значений по результатам контроля приборами и по результатам контроля при выполнении работ по ТО должно быть проведено КТО и ДК для обнаружения дефекта. Таблица 5.2 – Периодичность и типовой объём работ технического обслуживания электродвигателей Наименование оборудования, типовой объём работ 1 1 ЭД асинхронные низковольтные (обычного и взрывозащищенного исполнения вспомогательных систем) Осмотр и устранение видимых повреждений Кратковременное включение или прокрутка ротора при рабочем перерыве более 3 месяцев, просушка при наличии встроенного электрообогрева (с учётом местных условий влажности воздуха, температуры) Смазка подшипников ЭД с устройством подсмазки – при ближайшем ТО по рекомендации завода-изготовителя в зависимости от типа ЭД и его наработки (в часах) Контроль уровня вибрации электродвигателей (кроме ЭД задвижек) портативной аппаратурой* Осмотр состояния элементов взрывозащиты корпуса, кабельного ввода, уплотнительных элементов Оценка наличия явной вибрации и посторонних шумов подшипника на слух Выполнение рекомендаций по ТО завода-изготовителя (при необходимости) Очистка наружной части от загрязнений Очистка от загрязнения каналов охлаждения воздухом Проверка надежности крепления, осмотр уплотнений в соединениях частей оборудования Проверка наличия маркировки кабелей и надписей на кожухе, при необходимости - восстановление Проверка затяжки контактных соединений и заземления Восстановление окраски Проверка соединения на муфте Периодичность работ 2 ТО 6 ТО 12 + + + + + + + + + + + + - + + + + - + - + - + + + 17 Продолжение таблицы 5.2 1 Замена смазки подшипников ЭД без масленок Замена смазки подшипников закрытого типа 2 Во время ближайшего ТО с учётом частоты вращения при достижении наработки (в часах), рекомендованной заводом-изготовителем Измерение температуры корпуса подшипников + Измерение параметров взрывозащиты для взрывозащищенного оборудования + * Должен выполняться также при повышенном шуме, признаках повышенной вибрации. 2 ЭД асинхронные высоковольтные (взрывозащищенного исполнения ТО 6 ТО 12 мощностью свыше 100 кВт) Осмотр и устранение видимых повреждений + + элементов Очистка проходных изоляторов и наружной + + поверхности корпуса от загрязнений и пыли Проверка отсутствия явных вибраций и повышенного шума, перегрева + + Проверка воздуховодов на закупорку. При необходимости очистка и смазка + + трубного пучка теплообменника Проверка состояния взрывонепроницаемой оболочки + + Выполнение рекомендаций по ТО завода-изготовителя (при необходимости) + + Контроль соосности вала ЭД с валом насоса, контроль состояния соединитель+ ной муфты Проверка подсоединения и надежности уплотнения подводимых кабелей, соот+ ветствия размеров уплотнительного кольца расточке ввода Проверка технического состояния и герметичности коробок и муфт уплотненно+ го ввода Проверка затяжки креплений болтов, гаек оболочки + Очистка, контроль состояния и параметров доступных взрывонепроницаемых + соединений оболочки ЭД Осмотр и оценка состояния уплотнений в соединениях частей + Проверка наличия и, по необходимости, восстановление маркировок кабелей + Проверка затяжки контактных соединений силовых кабелей и заземления + Проверка затяжки крепежных деталей + Замена смазки подшипников качения Во время ближайшего ТО с учётом частоты Замена подшипников вращения при достижении наработки (в часах), рекомендованной заводом-изготовителем Проверка состояния и целостности всех элементов взрывозащиты + Измерение параметров взрывозащиты для взрывозащищенного оборудования + Измерение температуры поверхности корпуса при максимальной температуре + окружающего воздуха (летом) 3 ЭД синхронные высоковольтные (с частотой вращения 3000 об/мин) ТО 6 ТО 12 Осмотр электродвигателя, в том числе систем управления, защиты, вентиля+ + ции и охлаждения Визуальная проверка состояния изоляторов + + Проверка состояния контура заземления, крепления к раме (фундаменту) + + Проверка на отсутствие посторонних шумов + + Визуальный контроль герметичности маслосистемы, наличия и состояния (ка+ + чества) масла Визуальная проверка работы приборов контроля температуры подшипников, + + меди и железа статора, измерения вибрации двигателя Проверка работы системы возбуждения, осмотр возбудительного устройства + + (БВУ, ВСП, трансформатора возбудителя) 18 Продолжение таблицы 5.2 1 Для взрывозащищенных электродвигателей: - проверка подсоединения и надежности уплотнения подводимых кабелей, соответствия размеров уплотнительного кольца расточке ввода; - проверка технического состояния и герметичности вводных коробок и муфт уплотненного ввода; - проверка состояния оболочки; - проверка затяжки креплений болтов, гаек Выполнение рекомендаций по ТО завода-изготовителя (при необходимости) Проверка и чистка доступных частей электродвигателя от загрязнения и пыли, осмотр, и при необходимости, чистка Проверка подтяжки контактов и соединений Проверка состояния элементов муфты Контроль параметров энергопотребления (тока, напряжения и частоты) Очистка, контроль состояния и параметров доступных взрывонепроницаемых соединений оболочки ЭД Контроль соосности вала ЭД с валом насоса Проверка состояния и правильности обозначений выводных концов обмоток и клеммных коробок с необходимым ремонтом Измерение параметров взрывозащиты для взрывозащищенного оборудования Неразрушающий контроль вала ротора 4 ЭД асинхронные высоковольтные вертикальные (с частотой вращения 1500 об/мин) Осмотр электродвигателя, в том числе системы управления, защиты, вентиляции Проверка состояния контура заземления, крепления к раме (фундаменту) Проверка на отсутствие посторонних шумов Выполнение рекомендаций по ТО завода-изготовителя (при необходимости) Осмотр, проверка и чистка доступных частей электродвигателя от загрязнения и пыли Проверка подтяжки силовых контактов и креплений Контроль параметров энергопотребления (мощности, тока, напряжения) Контроль эксплуатационных параметров, указанных в инструкциях заводовизготовителей Контроль соосности валов насоса и электродвигателя Для взрывозащищенных электродвигателей: - проверка технического состояния и герметичности вводных коробок и муфт уплотненного ввода; - проверка состояния взрывонепроницаемой оболочки; - проверка затяжки креплений болтов, гаек; - проверка подсоединения и надежности уплотнения подводимых кабелей, соответствия размеров уплотнительного кольца расточке ввода; - проверка взрывозащитных поверхностей фланцев и их уплотнений; - проверка сопряжения деталей, обеспечивающих герметичность и взрывозащиту кожуха со станиной, всасывающих воздухопроводов; - измерение параметров взрывозащиты Проверка состояния и правильности обозначений выводных концов обмоток и клеммных коробок с необходимым ремонтом Осмотр муфты, соединяющей электродвигатель с рабочим механизмом Смена фланцевых прокладок и закладка смазки в подшипники качения (при необходимости) 2 + + + + - + - + + + - + - + - + + в соответствии с разделом Л.1 Приложения Л ТО 6 ТО 12 + + + + + + + + - + - + + - + - + + + - + + + - + + - + + - + - + - + 19 Продолжение таблицы 5.2 1 Замена изношенных подшипников качения Неразрушающий контроль вала ротора 2 Во время ближайшего ТО с учётом частоты вращения при достижении наработки (в часах), рекомендованной заводом-изготовителем в соответствии с разделом Л.1 Приложения Л * Проводится также при контроле вибрации насоса. ** Проводится также при простое ЭД более 3 месяцев (дополнительно – коэффициент абсорбции). 5 Электропривод запорной арматуры ТО 6 ТО 12 5.1 Электродвигатели асинхронные Осмотр и устранение видимых повреждений + + Очистка наружной части от загрязнений, восстановление окраски (при необхо+ + димости) Проверка состояния элементов взрывозащиты корпуса, кабельного ввода, + + уплотнительных элементов Кратковременное включение или прокрутка ротора при рабочем перерыве более 3 месяцев, просушка при наличии встроенного электрообогрева (с учётом + + местных условий влажности воздуха, температуры) Выполнение рекомендаций по ТО завода-изготовителя (при необходимости) + + Очистка вентиляционных отверстий от пыли + Проверка надежности крепления, осмотр уплотнений в соединениях частей + оборудования Проверка наличия маркировки кабелей и надписей на кожухе, при необходимо+ сти восстановление Проверка затяжки контактных соединений и заземления + Проверка соответствия уставок аппаратов защиты номинальному току + Измерение параметров взрывозащиты для взрывозащищенного оборудования + Смазка подшипников + Замена подшипников и смазки В зависимости от их технического состояния во время ближайшего ТО с учётом частоты вращения при достижении наработки (в часах), рекомендованной заводом-изготовителем 5.2 Электрооборудование электропривода Проверка состояния уплотнений фитингов, при необходимости – замена + + Осмотр и устранение видимых повреждений, очистка от загрязнений и пыли + наружных поверхностей Проверка работоспособности управлением с местного пульта и дистанционно + (по возможности) Проверка предохранителей на пульте управления, элементов коммутации + (кнопок, переключателей) и сигнализации Проверка состояния перемычек заземления, проверка целостности цепи за+ земления Проверка настроек и регулировок привода в соответствии с заводской инструк+ цией (выполняется при наличии замечаний, сбоев в работе) Осмотр модулей и элементов управления, защиты, коммутации, при необходи+ мости – замена 20 Окончание таблицы 5.2 1 2 6 ЭД погружных насосов обычного и взрывозащищенного исполнения с ТО 12 ТО 36 электрооборудованием Проверка напряжения и потребляемого тока + + Осмотр элементов систем управления, контроля и защиты насосного агрегата + + и устранение видимых повреждений Проверка затяжки контактных соединений кабелей и цепей заземления + + Очистка наружной части электрооборудования от пыли и загрязнений, при + + необходимости – восстановление окраски Проверка маркировки кабелей и, при необходимости, их восстановление + + Проверка соответствия уставок реле, предохранителей + + Проверка состояния уплотнений подводимых кабелей, клеммных и вводных коробок, других элементов взрывозащиты электрооборудования наружной ча+ + сти насосной установки Измерение параметров взрывозащиты для взрывозащищенного оборудования + + Смазка (замена смазки) подшипников по рекомендации завода-изготовителя + + Выполнение рекомендаций по ТО завода-изготовителя (при необходимости) + + Измерение сопротивления изоляции и определение коэффициента абсорбции + обмотки статора с питающим кабелем* Извлечение из жидкости. Визуальный контроль корпуса ЭД, кабеля, уплотни+ тельных элементов (колец)* Проверка уровня и качества масла, при необходимости – доливка или замена + масла (для ЭД с масляной камерой)* Тестирование корпуса статора (проверка верхнего уплотнения и уплотнитель+ ных колец корпуса статора) ЭД насоса Hidrostal* * Неплановый контроль должен проводиться также: при появлении повышенного шума в работе, при срабатывании защит (тепловой, токовой), при внезапном или медленно нарастающем увеличении потребляемого тока, при срабатывании реле влажности. 5.3.2 Замена смазки подшипников ЭД и очередная смазка подшипников при отсутствии специального ниппеля (пресс-масленки) должны проводиться с учётом наработки ЭД и частоты вращения ротора по рекомендации в заводской инструкции и выполняться во время ближайшего ТО к моменту достижения назначенной наработки. 5.3.3 ТО высоковольтных ЭД при наличии указаний завода-изготовителя должно проводиться с учётом наработки, но не реже указанной в таблице 5.2 периодичности. 5.3.4 ТО ЭД, связанное с отключением, должно планироваться одновременно с ТО приводимого механизма (насоса, вентилятора, запорной арматуры). 5.3.5 Трудоёмкость ТО электродвигателей без учёта условий работы, конструктивного исполнения, частоты вращения и иных особенностей приведена в таблице 5.3. Таблица 5.3 – Трудоёмкость технического обслуживания электродвигателей Тип и мощность, кВт ТО 6 обычного исполнения взрывозащищенного исполнения 1 2 3 1 Асинхронные высоковольтные 200-300 3,0 550-600 5,0 2 Асинхронные низковольтные до 0,7 0,5 0,5 Трудоёмкость, чел.-ч ТО 12 обычного взрывозаисполнения щищенного исполнения 4 5 ТО 36 обычного взрывозаисполнения щищенного исполнения 6 7 - 13,0 16,0 - - 2,0 2,0 - 21 Окончание таблицы 5.3 1 2 3 4 5 0,7-1,5 0,5 1,0 2,0 4,0 1,5-7,5 1,0 1,0 4,0 4,0 7,5-15 1,0 2,0 4,0 8,0 15-30 2,0 4,0 8,0 16,0 30-75 4,2 8,0 16,0 24,0 3 Синхронные высоковольтные с частотой вращения 3000 об/мин 4000-5000 6,0 24,0 6300-8000 8,0 30,0 4 Асинхронные высоковольтные вертикальные 300-400 3,5 17,0 800 6,0 21,0 5 Асинхронные в составе электропривода запорной арматуры до 0,5 0,3 2,0 0,5-1,5 0,5 2,2 1,55-7,5 1,0 4,0 7,55-15,0 1,0 4,0 6 Электродвигатели погружных насосов 1,5-3,0 2,0 2,5 3,1-7,5 2,0 2,5 7,6-15,0 3,0 4,0 15,1-30,0 3,5 5,0 6 - 7 - - - - - - - 5,0 6,0 6,5 7,0 5,5 6,5 8,0 9,0 5.4 Диагностический контроль электродвигателей 5.4.1 Периодичность диагностирования указана в таблице 5.4. По согласованию с Менеджером по Э и ТО Региона она может быть изменена в зависимости от состояния ЭД, срока эксплуатации (наработки), рекомендаций заводских инструкций и ПТЭЭП. 5.4.2 Заключение о пригодности ЭД к дальнейшей эксплуатации должно выдаваться на основании результатов диагностирования по каждому параметру, а также по совокупности результатов всех предыдущих измерений, испытаний и осмотров. При выходе значений параметра за пределы норм в результате продолжительной эксплуатации, при скачкообразном изменении (ухудшении) значения параметра должны быть приняты меры по установлению и устранению причин (проведение КТО, других видов контроля, вывод в ремонт). 5.4.3 В процессе эксплуатации ЭД должны осуществляться плановый и неплановый диагностический контроль в соответствии с таблицей 5.4, ПТЭЭП и рекомендациями завода-изготовителя. 5.4.4 Плановый диагностический контроль должен проводиться с целью определения технического состояния ЭД, вида (типа) развивающегося (скрытого) дефекта и прогноза работоспособности электродвигателя до следующего планового диагностического контроля. В объём планового диагностического контроля входят работы по выполнению измерений и испытаний, указанные в таблице 5.4. Объём и периодичность рекомендуемого ДК должны быть приняты за основу и корректироваться с учётом 5.4.1 настоящего Руководства. 22 Таблица 5.4 Периодичность, методы и трудоёмкость планового диагностического контроля электродвигателей Наименование оборудования, виды диагностирования Периодичность 1 ЭД асинхронные низковольтные (обычного и взрывозащищенного исполнения вспомогательных систем) Измерение сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции обмоток статора, сопротивления изоляции подводящего кабеля у ЭД наружной установки* 3 года Тепловизионный контроль Контроль вибрации передвижной лабораторией (кроме ЭД задвижек) 3/6 месяцев** 2 ЭД асинхронные высоковольтные (взрывозащищенного исполнения мощностью свыше 100 кВт) Измерение сопротивления изоляции обмоток статора и коэффициента абсорбции R60/R15 (при необходимости сушка)*** 3 года Тепловизионный контроль Испытание повышенным напряжением частоты 50 Гц Контроль вибрации передвижной лабораторией 3/12 месяцев** 3 ЭД синхронные высоковольтные (с частотой вращения 3000 об/мин) Измерение сопротивления изоляции обмоток статора и коэффициента абсорбции*** Измерение сопротивления изоляции обмотки ротора, силовых цепей и цепей 3 года возбуждения возбудителя Тепловизионный контроль Контроль вибрации передвижной лабораторией 12 месяцев** 4 ЭД асинхронные высоковольтные вертикальные (с частотой вращения 1500 об/мин) Измерение сопротивления изоляции обмоток статора, коэффициента абсорбции*** 3 года Тепловизионный контроль Контроль вибрации передвижной лабораторией 12 месяцев** 5 ЭД асинхронные электропривода запорной арматуры Измерение сопротивления изоляции обмоток статора ЭД и подводящего кабеля (у ЭД наружной установки проверить дополнительно коэффициент абсорбции) 3 года Проверка состояния и измерение сопротивления изоляции кабелей управления электрооборудования электропривода * Проводить измерения также каждые 6 месяцев в случае простоя двигателя. ** Периодичность в соответствии с 5.4.5. *** Выполняется также при простое ЭД наружной установки более 3 месяцев. 5.4.5 Плановый диагностический контроль вибрации электродвигателей магистральных и подпорных насосных агрегатов осуществляется передвижной лабораторией с применением портативной виброаппаратуры. Плановый диагностический контроль вибрации электродвигателей, имеющих встроенный контроль вибрации, магистральных и подпорных насосов должен проводиться комплексно с насосом 1 раз в 12 месяцев с проведением виброакустического анализа. Контроль вибрации ЭД насосов вспомогательных систем, работающих постоянно (например, систем смазки, откачки утечек и подобных), проводится 1 раз в 3 месяца, ЭД вентиляторов – 1 раз в 6 месяцев без проведения виброакустического анализа. Контроль вибрации портативной аппаратурой с выполнением виброакустического анализа ЭД всех вспомогательных систем на НПС (МТ) за исключением ЭД задвижек и погружных насосов должен проводиться не реже 1 раза в 12 месяцев. 5.4.6 Виброаппаратура должна позволять выполнять спектральный и амплитуднофазовый анализ и соответствовать ГОСТ ИСО 2954. 23 Каждое измерение вибрации портативной аппаратурой необходимо проводить в строго фиксированных одних и тех же местах, очищенных от грязи и корпусной краски, отмеченных краской (маркером) или любой другой отметкой. При использовании портативной виброаппаратуры вертикальная составляющая вибрации должна измеряться на верхней части крышки подшипника над серединой длины его вкладыша. Горизонтально-поперечная и горизонтально-осевая составляющие вибрации измеряются ниже на 2-3 мм от оси ротора электродвигателя напротив середины длины опорного вкладыша. Места измерения вибрации портативной аппаратурой должны быть максимально приближены к стационарно установленным датчикам. 5.4.7 Вибрация электродвигателей насосов и вентиляторов вспомогательных систем измеряется в вертикальном направлении на подшипниковых опорах и на головках фундаментных болтов. Где нет выносных опор на корпусе над опорой. Для выяснения причин повышенной вибрации дополнительно проводят измерения в горизонтально-поперечном и осевом направлениях. У электродвигателей, не имеющих выносных подшипниковых узлов, вибрация измеряется на корпусе, над подшипником в точке, расположенной как можно ближе к оси вращения ротора. 5.4.8 Для оценки жесткости крепления рамы к фундаменту вибрация измеряется на всех элементах крепления электродвигателя к раме. Измерение производится в вертикальном направлении на анкерных болтах (головках) или рядом с ними на фундаменте на расстоянии не более 100 мм от них. Измерение проводится при плановом и неплановом вибродиагностическом контроле. 5.4.9 Дежурный персонал и специалисты по вибродиагностике Подрядчика выполняют постоянное слежение за уровнем вибрации электродвигателя в данный момент времени и в динамике, с возможностью ручной, автоматизированной или смешанной регистрации информации о величине вибрации. По результатам контроля проводится анализ уровня вибрации, при котором сравниваются: текущее значение вибрации с допустимым, с учётом режима перекачки; скорость изменения вибрации относительно предыдущих измерений. Делаются выводы об общем вибросостоянии электродвигателя и о необходимости проведения дополнительных вибродиагностических работ. 5.4.10 При выполнении дополнительных вибродиагностических работ анализируются спектральные и амплитудно-фазовые характеристики вибрации. Необходимость, время проведения работ определяет Менеджер по Э и ТО, либо лицо Подрядчика, ответственное за выполнение вибродиагностического контроля. Специалист по вибродиагностике оценивает фактическое техническое состояние электродвигателя, составляет прогноз его работоспособности. 5.4.11 После монтажа нового или отремонтированного электродвигателя, а также по окончании ремонта проводятся измерения и фиксируются базовые значения вибрации на головках анкерных болтов и на подшипниковых опорах в вертикальном направлении. При этом уровень вибрации не должен превышать значения, указанные в документации на конкретный тип электродвигателя. В противном случае считается, что электродвигатель имеет дефект, или его монтаж выполнен некачественно. Необходимо установить причины повышения вибрации и устранить их. 24 5.4.12 Оценку вибросостояния на соответствие допустимым значениям вибрации проводят по результатам измерений, выполняемых при работе оборудования на установившемся режиме. 5.4.13 Неплановый вибродиагностический контроль электродвигателей магистральных и подпорных насосных агрегатов проводится с целью определения неисправности в следующих случаях: – если величина вибрации в любой из контролируемых точек превысила 75 % от аварийного значения вибрации (уровень ОСТАНОВ); – если величина вибрации превысила базовое (значение, полученное после 72–х часовой обкатки нового электродвигателя или после ремонта) в 2 раза; – если величина вибрации на головках анкерных болтов превысила 1,8 мм/с; – если при установившемся режиме перекачки происходит внезапное увеличение изменения виброскорости на 2 мм/с или виброперемещения на 20 мкм от любого предшествующего измеренного уровня; – если присутствуют посторонние шумы или происходит повышение температуры подшипников. Неплановый вибродиагностический контроль электродвигателей вспомогательных насосов рекомендуется проводить в случае появления посторонних шумов, выявляемых во время обхода. Необходимость проведения непланового контроля определяет Менеджер по Э и ТО или специалисты Подрядчика. По результатам контроля принимается решение о выводе электродвигателя в ремонт или продолжении эксплуатации. 5.4.14 Общая оценка технического состояния электродвигателя по вибрации и возможность прогнозирования (при необходимости) остаточного ресурса по изменению уровня вибрации должны проводиться в соответствии с разделом Л.2 Приложения Л настоящего Руководства. 5.4.15 Измерение сопротивления изоляции обмоток относительно корпуса ЭД и между обмотками должно проводиться в целях проверки состояния изоляции. В случае удовлетворительных результатов возможны дальнейшие испытания изоляции (при необходимости) и продолжение эксплуатации ЭД. Измерение сопротивления изоляции обмотки должно осуществляться в практически холодном состоянии испытуемого ЭД (до начала других испытаний), в нагретом состоянии – при температуре обмоток, близкой к температуре установившегося режима работы при испытании, до и после испытания изоляции обмоток на электрическую прочность. Измерение сопротивления изоляции выполняется в соответствии с ГОСТ 11828. 5.4.16 Измерение сопротивления изоляции обмоток статора электродвигателя с номинальным напряжением 10 кВ проводится мегаомметром на напряжение 2500 В классом точности не хуже 2,5, ротора синхронного ЭД – мегаомметром на напряжение 500 В или 1000 В, ЭД напряжением 0,4 кВ – мегаомметром на 500 В. Измерение сопротивления изоляции термопреобразователей с соединительными проводами, заложенных в конструкцию статора и ротора, проводится мегаомметром на напряжение 250 В того же класса. При определении коэффициента абсорбции должен использоваться мегаомметр, дающий погрешность измерения не более 10 %. 5.4.17 Минимально допустимая величина измеренного сопротивления изоляции электродвигателей должна соответствовать нормам, установленным заводской техниче25 ской документацией или приведенным в Приложении 3 ПТЭЭП. Если в стандартах и технических условиях на конкретный тип электродвигателя указаны иные нормы, то при измерениях необходимо руководствоваться наиболее жесткими из них. 5.4.18 Измерение сопротивления изоляции относительно корпуса ЭД и между обмотками следует проводить поочередно для каждой цепи, имеющей отдельные выводы на клеммной панели, при электрическом соединении всех прочих цепей с корпусом ЭД. Измерение сопротивления изоляции обмоток, наглухо сопряженных в звезду или треугольник, следует проводить для всей обмотки по отношению к корпусу. Изолированные обмотки и защитные конденсаторы, а также иные устройства, постоянно соединенные с корпусом, на время измерения сопротивления изоляции двигателя должны быть отсоединены от корпуса ЭД. 5.4.19 Оценка увлажненности изоляции обмотки статора должна выполняться по её электрическому сопротивлению и току абсорбции. Коэффициент абсорбции (k) определяется по формуле kα R 60 , R 15 (5.1) где R60 и R15 – сопротивление изоляции соответственно через 60 и 15 с после приложения напряжения. 5.4.20 Допустимые значения сопротивления изоляции R60 одной фазы или ветви обмоток статоров двигателей напряжением свыше 1 кВ, измеренные при температуре не ниже 10 °С, согласно [3] должны быть не менее указанных в таблице Л.8 приложения Л или заводской документации. Значение коэффициента абсорбции R60/R15 для обмоток статоров электродвигателей с микалентной компаундированной изоляцией напряжением свыше 1 кВ должно быть не ниже 1,2; с термореактивной изоляцией не ниже 1,3 [3]. 5.4.21 Сопротивление изоляции обмоток роторов синхронных электродвигателей и асинхронных электродвигателей с фазным ротором на напряжение 3 кВ и выше или мощностью более 1 МВт должно быть не менее 0,2 МОм или установленного заводской технической документацией. 5.4.22 Тепловизионный контроль высоковольтных ЭД переменного тока должен выполняться для оценки общего теплового состояния машины, выявления скрытых дефектов изоляции и токоведущих частей, дефектов в работе магнитных и механических систем. 5.4.23 Тепловизор для проведения инфракрасной диагностики должен отвечать следующим требованиям: разрешающая способность по температуре: не хуже 0,1 °С; температурный диапазон измерений: 0…200 °С; спектральный диапазон: 8…12 мкм; температура окружающей среды: минус 10…+50 °С; допустимая погрешность: не более 1,5 °С; автоматическая компенсация воздействия внешних факторов; возможность обмена данных с компьютером; угол поля зрения: около 40 град; ёмкость энергонезависимой памяти: не менее 100 кадров; независимое питание; малый вес и габариты. 26 Кроме тепловизоров при инфракрасном контроле могут быть применены радиационные пирометры, имеющие большой угол визирования, оптический или лазерный прицел и цифровую индикацию. Пирометры с малым углом визирования (1:200, 1:300) целесообразно использовать при контроле контактных соединений (КС) в сочетании с тепловизором. 5.4.24 Перед проведением ТК должны быть выполнены подготовительные работы, обеспечивающие, исходя из конструктивных особенностей и размещения ЭД, максимальную возможность контроля температуры подверженных нагреву токоведущих, конструктивных частей, элементов силовых цепей и их контактных соединений, элементов защиты и коммутационных аппаратов, силовых элементов системы возбуждения. 5.4.25 ТК должен осуществляться при работающем ЭД или сразу после отключения в практически горячем состоянии. Инфракрасному контролю подлежат: силовые диоды системы возбуждения; элементы щеточного аппарата (кольца, щетки) синхронного ЭД; пайки лобовых частей обмоток статора (при возможности доступа); трансформаторы возбудителя; паяные, винтовые и болтовые контактные соединения в панелях управления (на клеммных колодках, автоматах, коммутационных аппаратах); контактные соединения силовых кабелей и шин; корпус статора, подшипниковых щитов, систем вентиляции; охладитель; другое оборудование и его элементы, подверженные при работе нагреву и имеющие безопасный доступ при контроле. 5.4.26 Для оценки нагрева контактных соединений и подшипников следует руководствоваться ГОСТ 8024, таблицей Л.4 Приложения Л настоящего Руководства, Приложением 3 РД 34.45-51.300-97 [6], заводской инструкцией. Для оценки нагрева одинаковых по назначению элементов, несущих одинаковую токовую нагрузку и находящихся в одинаковых условиях среды (диоды, силовые шины), для которых не определены нормируемые предельные величины, необходимо использовать метод сравнения измеренных температур с определением предполагаемой причины повышенного нагрева (дефект изоляции, дефект или неисправность элемента, слабый контакт). 5.4.27 При тепловизионном контроле необходимо обращать внимание на отличия в распределении температур по поверхности элементов (аппаратов) разных фаз присоединения. Если таковые отличия будут обнаружены, то следует определить, например методом изотерм, месторасположение источника нагрева и выявить дефектный узел. После устранения выявленного дефекта необходимо провести повторное диагностирование для определения качества выполненного ремонта. 5.4.28 Оценка и анализ теплового состояния токоведущих частей и элементов ЭД должны осуществляться по Приложению 3 РД 34.45-51.300-97: по нормируемой температуре нагрева и (или) превышению температуры (для контактных соединений, аппаратных выводов, трансформатора (обмоток, магнитопровода), жил силовых кабелей, болтовых соединений токоведущих выводов, подшипников); по избыточной температуре (для шин, коммутационных аппаратов, фаз); 27 путем сравнения измеренной температуры в пределах фазы, между фазами, с температурой заведомо исправных элементов (для силовых диодов, шин, КС, жил кабелей, обмоток трансформатора); по динамике изменения температуры во времени (при наличии данных предыдущего контроля для всех контролируемых элементов); по коэффициенту дефектности (для шин, кабелей, проводов). Результаты контроля заносятся в протокол установленной формы. При необходимости протокол дополняется термограммами. 5.4.29 Проверка исправности силовых трансформаторов и диодов должна проводиться при отсутствии встроенного контроля полупроводниковых приборов систем возбуждения. 5.4.30 Неразрушающий контроль валов роторов при капитальном ремонте высоковольтных электродвигателей магистральных и подпорных насосных агрегатов (дефектоскопия) должен проводиться специализированными организациями, в соответствии с Приложением Л. 5.5 Ремонт электродвигателей 5.5.1 Необходимость и срок выполнения ремонта ЭД должны устанавливаться с учётом: - фактического технического состояния по результатам контроля рабочих параметров, технического обслуживания; - результатов диагностирования в течение всего срока эксплуатации; - показателей надежности (в соответствии с Приложением А); - экономической целесообразности (выгоды) ремонта; - класса критичности системы, в которой используется ЭД; - рекомендаций завода-изготовителя; - местных (климатических) условий эксплуатации, приводящих к ускоренному ухудшению эксплуатационных параметров и износу отдельных элементов. Решение на проведение ремонта конкретного типа ЭД, ЭД конкретной системы должно приниматься в установленном в КТК порядке. 5.5.2 Объём работ при проведении ремонта должен определяться фактическим техническим состоянием электродвигателя, дефектной ведомостью. 5.5.3 Для уточнения объёма работ электродвигатель может подвергаться необходимым для этого дополнительным видам диагностического контроля (испытаниям), позволяющим обнаружить (или уточнить) скрытый дефект. При этом должен использоваться любой метод, в том числе нетрадиционный (например, метод частичных разрядов), не противоречащий ГОСТ 183, требованиям завода-изготовителя и обеспечивающий наибольшую точность и информативность результатов контроля в конкретных условиях его проведения на объекте. 5.5.4 При выполнении ремонта ЭД мощностью свыше 100 кВт с выемкой ротора должен проводиться неразрушающий контроль вала, а также в других случаях в соответствии с разделом Л.1 приложения Л настоящего Руководства. 5.5.5 Трудоёмкость ремонта должна быть определена исходя из объёмов работ и конкретных условий его выполнения. 5.5.6 Электродвигатели основных и подпорных насосных агрегатов после ремонта подлежат испытаниям (в соответствии с ПТЭЭП и заводской инструкцией), а после ре28 монта, соответствующего по объёму капитальному, – обкатке в течение 24 ч. После завершения обкатки должны быть определены (измерены) базовые характеристики (энергетические, виброакустические, температурные, сопротивления изоляции обмоток) с указанием режима работы (ток, напряжение, мощность) и занесением их в паспортформуляр и MAXIMO. Электродвигатели вспомогательных систем с непрерывным режимом работы S1 должны пройти обкатку в течение не менее 1 ч. 5.5.7 Во время обкатки ЭД должны быть измерены вибрационные параметры и сравнены с допустимыми значениями. При превышении параметрами вибрации предельных значений необходимо провести дополнительное диагностирование с обнаружением и устранением причин вибрации ЭД. 29 6 Техническое обслуживание и ремонт генераторов переменного тока 6.1 Наименование электрооборудования 6.1.1 Раздел распространяется на электрооборудование блока синхронного турбогенератора UNIPAK или аналогичного напряжением 10 кВ и блока аварийного синхронного дизель-генератора напряжением 0,4 кВ и частотой вращения 1500 об/мин, входящих в состав системы энергоснабжения НПС и МТ. 6.1.2 В составе блока турбогенератора техническому обслуживанию подлежат: генератор переменного тока с возбудителем, автоматическим регулятором напряжения (АРН) и генератором с постоянными магнитами; панель управления генератором; источник бесперебойного питания (зарядное устройство с инвертером и аккумуляторной батареей); электрооборудование защиты, управления, регулирования (панель синхронизации), распределения электроэнергии; главный выключатель остаточного тока; – электрооборудование газотурбинной установки: электродвигатели систем запуска, смазки, вентиляции, подачи топлива, управления компрессором газотурбинной установки; электрические нагреватели масла, трубопроводов масла и топлива, воздуха с контакторами; внутреннее освещение. 6.1.3 В составе блока дизель-генератора техническому обслуживанию подлежат: генератор переменного тока с возбуждением от генератора с постоянными магнитами со стабилизатором напряжения; панель управления дизель-генераторной установки с размыкателем цепи возбуждения при перегрузке; соединительные шины и кабели; панель синхронизации. 6.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации 6.2.1 Оценка работоспособного состояния генераторов должна осуществляться по результатам контроля основных эксплуатационных параметров, указанных в таблице 6.1. 6.2.2 Осмотр и контроль параметров турбогенератора необходимо осуществлять 2 раза в смену дистанционно и непосредственно по приборам панели управления. Техническое состояние генератора должно оцениваться также каждые 2 часа по допустимому уровню вибрации и 1 раз в смену по скорости изменения значения вибрации относительно базового на любом подшипниковом узле. 6.2.3 Для турбогенератора при достижении температурой подшипников, обмоток и стали статора, охлаждающего воздуха (также разностью температур выход-вход) на выходе и входах, а также виброскоростью подшипников величин границы режима длительной эксплуатации (таблица 6.1) должен выдаваться сигнал предупреждения. 6.2.4 При величинах контролируемых параметров зоны «эксплуатация с ограничением» до достижения параметрами предельного значения (таблица 6.1) должен более часто проводиться контроль за работой генераторов. Продолжительность эксплуатации до вывода из работы должна быть не более 100 ч для турбогенератора и 10 ч для дизель30 генератора или иная в зависимости от динамики изменения параметра. После планового отключения (останова) генератора должно быть проведено КТО по выявлению и устранению неисправности. Таблица 6.1 Значения контролируемых параметров генераторов переменного тока Наименование контролируемого параметра 1 Синхронный турбогенератор UNIPAK Температура подшипников Температура обмоток статора Температура стали статора Температура обмотки возбуждения Температура охлаждающего воздуха на выходе Температура воздуха на входе Разность температуры воздуха «выходвход» Вибрация на подшипниковых узлах в любом направлении Разность давления охлаждающего воздуха на фильтре Частота вращения Выходная мощность Нагрузка по току Коэффициент мощности Напряжение Частота напряжения 2 Дизель-генератор Частота вращения Единица измерения Значения контролируемых параметров номинальные предельные аварийные (длительная (эксплуатация с (отключение) эксплуатация) ограничением) °С °С °С °С до 95 до 120 до 120 до 120 до 100 до 131 до 131 до 140 свыше 100 свыше 131 свыше 131 свыше 140 °С °С °С до 85 до 35 до 25 до 125 до 40 до 40 свыше 125 свыше 40 свыше 40 мм/с - до 3,1 в норме свыше 3,6 - об/мин кВА А % % до 1600 4470 до 258 0,8 5 1 до 3,6 большая разность давлений 1600 - 1800 до 320 10 1,5 Частота выходного напряжения % Гц до + 20 до - 5 до 1 до + 25 до - 10 до -3 до +2 Выходное напряжение % до 5 до 10 Несбалансированность напряжения в фазах Несбалансированность токов в фазах % до 5 до 10 % до 10 (10 - 25) (при условии, что ни в одной из фаз ток не превысил номинального) МОм свыше 5 5-1 ниже 1 - свыше 1,5 равномерный гул до 1,3 нехарактерный стук, повышенный гул ниже 1,3 сильный стук (удары) % мм/с до 0,5 до 6,1 (0,5 - 1) до 18 Сопротивление изоляции обмоток статора при температурах 10 - 30 ºС Коэффициент абсорбции при температурах 10 - 30 ºС Шум подшипников (на слух) Нестабильность частоты вращения при любой неизменной нагрузке от 0 до 100 % номинальной Вибрация на подшипниковых узлах свыше 1800 свыше 320 свыше | 10| свыше | 1,5| свыше 25 ниже |- 10| отклонение больше |- 3| или |+ 2| отклонение больше | 10| отклонение больше | 10| больше 25 отклонение больше | 1| свыше 18 31 6.2.5 Основные контролируемые эксплуатационные параметры дизель-генератора напряжение, частота, коэффициент мощности, ток нагрузки, частота вращения, мощность - должны контролироваться по приборам панели управления дизель-генератора каждые 2 ч его работы. 6.2.6 Работа подшипников дизель-генератора должна оцениваться на слух. Оценка вибрации должна осуществляться с помощью переносного виброизмерителя только при повышенном шуме, наличии стуков подшипников и при плановом диагностическом контроле. 6.3 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания генераторов переменного тока 6.3.1 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость ТО генераторов переменного тока приведены в таблице 6.2. Таблица 6.2 – Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания генераторов переменного тока Наименование оборудования, типовой объём работ 1 1 Блок синхронного турбогенератора 1.1 Общие работы Проверка затяжки анкерных болтов Проверка затяжки всех наружных деталей крепления и болтов Обследование прилегающих к подшипникам трубопроводов и мест на отсутствие признаков утечки масла Выполнение рекомендаций по ТО завода-изготовителя (при необходимости) ТО электродвигателей: - системы запуска турбины; - приводов масляных насосов; - приводов вентиляторов маслоохладителя и звукоизолирующих устройств; - привода насоса топлива ТО электронагревателей: - погружных маслобака; - трубопроводов топлива и систем смазки; - воздуха фильтра воздухозаборного устройства, панели управления генератора ТО внутреннего освещения контейнера Периодичность, мес. Трудоёмкость, чел.-ч 2 ТО 6 0,5* + + + + выполняется в соответствии с разделом 5 Руководства выполняется в соответствии с разделом 15 Руководства выполняется в соответствии с разделом 13 Руководства * Трудоёмкость выполнения общих работ приведена без учёта трудоемкости выполнения работ по ТО электродвигателей, электронагревателей и внутреннего освещения контейнера. 1.2 Электрооборудование генератора ТО выполняется в соответствии с 1.2.1 Источник бесперебойного питания разделом 10 Руководства ТО 12 1.2.2 Главный выключатель остаточного тока 0,1 Осмотр и проверка функционирования + 1.3 Генератор с возбудителем, автоматическим регулятором ТО 6, но не более ТО 12, но не бо4000 ч лее 8000 ч и генератором с постоянными магнитами Осмотр генератора и систем, устранение неисправностей + + 32 Продолжение таблицы 6.2 1 Проверка состояния системы водяного охлаждения (при наличии) и трубной обвязки на отсутствие утечек Проверка состояния кабелей, уплотнений Выполнение рекомендаций по ТО завода-изготовителя (при необходимости) Чистка генератора Чистка воздуховодов и каналов генератора Осмотр обмоток, очистка при необходимости Проверка состояния заземляющих проводников и КС заземления генератора и его рамы Измерение сопротивления контура заземления рамы генератора (должно быть не более 1 Ом) Очистка вращающихся диодов, проверка состояния гибких проводников (со снятием кожуха возбудителя) Проверка работоспособности системы обогрева Осмотр всех соединений на чистоту, затяжку и отсутствие признаков перегрева Осмотр изоляции подшипников Проверка всех возможных мест на отсутствие подтекания масла Осмотр обмоток возбудителя и генератора с постоянными магнитами, колеса с выпрямителем. Очистка при необходимости Чистка охладителя и фильтров (если они установлены) Проверка целостности всех подводящих кабелей Проверка работоспособности, сопротивления и калибровки аналоговых встроенных датчиков температуры (термометров сопротивления), акселерометров Очистка охладителя и фильтров Проверка работоспособности, сопротивления изоляции и калибровка входных и выходных переключающих устройств (реле и других) 1.4 Панель управления генератором Очистка от пыли и загрязнения, удаление влаги Осмотр элементов на отсутствие признаков перегрева Проверка работоспособности антиконденсационного подогревателя панели Проверка затяжки всех электрических соединений Проверка работы, настройки и уставок всех реле и блоков управления, защиты и измерителей Осмотр на отсутствие коррозии 2 + + + + + + - + + + - + - + - + - + - + - + + - + - + + - + - + - + ТО 6 4,0 + + ТО 12 8,0 + + + + - + - + - 1.5 Панель синхронизации ТО выполняется в соответствии с п. 7 таблицы 9.1 раздела 9 Руководства 2 Дизель-генератор и системы Осмотр генератора, панели управления, защиты и вентиляции (охлаждения) генератора Осмотр состояния аккумуляторной батареи Проверка работы генератора на отсутствие посторонних шумов Измерение параметров напряжения и частоты Проверка аппаратуры пуска + ТО 12 5,0 + ТО 3 8,0 ТО 6 16,0 ТО 12 22,0 + + + + + + + + + + + + + + + 33 Окончание таблицы 6.2 1 2 Замена предохранителей, плавких вставок (замена при необхо+ + + димости) Проверка состояния заземления + + + Проверка работоспособности приборов контроля температуры, + + + давления, напряжения, тока, частоты, вибраций Выполнение рекомендаций по ТО завода-изготовителя (при необ+ + + ходимости) Очистка наружных частей от пыли и загрязнений, необходимая + + смазка деталей Осмотр, проверка контактов и контактных соединений низковоль+ + тного генератора и электростартера дизеля Проверка состояния ограждений, крепления генератора к раме + + Проверка состояния соединительных проводов кабелей, контакт+ + ных соединений Осмотр состояния возбудителя, схемы панели управления, про+ + верка подтяжки контактных соединений Проверка состояния нагревательных элементов и тепловых реле + Проверка отсутствия следов перегрева элементов сопротивле+ ний, контактов пускорегулирующих аппаратов Проверка механических блокировок, исправности рукояток, зам+ ков, ручек, кожухов Проверка и восстановление надписей на щитках, панелях и аппа+ ратах Проверка работы сигнальных устройств + Проверка состояния муфты соединения генератора с дизелем, + при необходимости - ремонт (замена), центровка Выполнение ТО панели синхронизации в соответствии с п. 7 таб+ лицы 9.1 раздела 9 Руководства Измерение сопротивления изоляции обмоток статора относи+ тельно земли и между собой Проверка центровки ротора + Примечание – Для дизель-генератора иностранного производства ТО 3 может не проводиться. 6.3.2 Периодичность ТО генераторов должна быть согласована с периодичностью выполнения работ по ТО привода генераторов (турбины, дизеля) и выполняться, по возможности, одновременно. При этом должны быть учтены результаты предыдущего ТО и ДК, фактическое техническое состояние генератора и включены в рабочий план дополнительные работы по целевому осмотру (заменам, ремонту) отдельных узлов и деталей, выявлению появившихся дефектов. При отклонениях параметров в сторону ухудшения от указанных в графе 3 таблицы 6.1 должно быть дополнительно проведено КТО. 6.3.3 При достижении и превышении контролируемыми параметрами значений графы 5 таблицы 6.1, при аварийном отключении генератора (или его привода) системой автоматики или дежурным персоналом должно проводиться КТО или аварийное техническое обслуживание (АТО), если последствия привели к аварии на нефтепроводе. 6.3.4 Объём работ по КТО и АТО должен быть определен ответственным за электрохозяйство в зависимости от вида и условий возникновения дефекта (отказа), рекомендаций поставщика, имеющихся данных по отказам, устоявшейся практики эксплуатации. 6.3.5 В каждом конкретном случае должны быть выполнены поиск неисправности путем детального осмотра и анализа работы и/или диагностирования, необходимый ремонт и/или регулировка, замена детали, функциональные испытания по итогам выполненных работ. 34 6.4 Диагностический контроль генераторов переменного тока 6.4.1 Углубленный контроль технического состояния с определением возможных скрытых дефектов должен осуществляться при плановом (таблица 6.3) и, по необходимости, неплановом диагностировании генераторов. Таблица 6.3 Периодичность, методы и трудоёмкость планового диагностического контроля генераторов переменного тока Тип генератора, методы диагностирования 1 Турбогенератор UNIPAK Измерение и анализ вибрации на подшипниках Тепловизионный контроль Измерение сопротивления заземления Тестирование диодов возбудителя Измерение сопротивления изоляции подводящих кабелей Измерение сопротивления изоляции обмоток статора и возбудителя, силовых цепей и цепей управления между собой и относительно земли Измерение сопротивления постоянному току обмоток ротора, статора, возбуждения 2 Дизель-генератор Измерение и анализ вибрации на подшипниках Тепловизионный контроль Измерение сопротивления заземления Измерение сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции обмоток статора, главного ротора и ротора возбудителя Проверка состояния генератора с постоянными магнитами и вращающихся диодов Измерение сопротивления цепей возбуждения Периодичность__ Трудоёмкость, чел.-ч 3 года 6 лет 6,0 16,0 + + + + + + + + + + - + - + 3 года 8,0 + + + 6 лет 12,0 + + + + + - + - + 6.4.2 Сроки планового диагностирования (испытаний, измерений, обследования) могут корректироваться с учётом технического состояния генератора, срока эксплуатации (наработки), рекомендаций заводских инструкций, ПТЭЭП и местных условий эксплуатации. 6.4.3 Неплановый диагностический контроль должен проводиться при выходе контролируемых параметров за пределы зоны ограниченной эксплуатации (таблица 6.1) или наличии явных признаков возможных дефектов или отказов узлов (деталей) генератора. Неплановое диагностирование должно проводиться также после аварийного вывода из эксплуатации, по факту поломки или отказа в работе генератора. При этом должны использоваться указанные в таблице 6.3 соответствующие отказу или нарушению работоспособности методы диагностирования и дополнительные с учётом характера поломки (отказа) в соответствии с рекомендацией поставщика, ГОСТ 11828 или РД 34.45-51.30097 [6]. 6.4.4 Критерии проведения непланового диагностического контроля в целях определения дефекта (неисправности) и анализа причин его появления могут быть (один или несколько одновременно) следующие: резкое (на 10 С и выше) или постепенное в течение нескольких недель (месяцев) эксплуатации увеличение температуры подшипников, обмоток и/или стали, охлаждающе- 35 го воздуха на выходе турбогенератора или разности температур «выход-вход» до уровня «предельные» (таблица 6.1); резкое увеличение вибрации на подшипниковых узлах или достижение ею предельных значений (таблица 6.1); уменьшение или увеличение сверх допустимых значений выходного напряжения и частоты при номинальной частоте вращения (таблица 6.1); несбалансированность напряжений и токов в фазах при симметричной нагрузке (таблица 6.1); повышенный шум, нехарактерный гул или стук в подшипниках; другие по опыту эксплуатации признаки неисправности и отклонения от нормального режима работы конкретного генератора. В зависимости от проявления дефекта должны использоваться указанные в таблице 6.3 и другие, в соответствии с ПТЭЭП, необходимые методы диагностирования. 6.4.5 Измерение сопротивления изоляции обмоток генератора относительно корпуса и между собой. В случае удовлетворительных результатов измерений проводятся дальнейшие испытания изоляции. Измерение сопротивления изоляции обмоток статора турбогенератора должно проводиться мегаомметром на напряжение 2500 В классом точности не хуже 2,5, ротора мегаомметром на напряжение 500 В. Измерение сопротивления изоляции термопреобразователей с соединительными проводами, заложенных в конструкцию статора, проводится мегаомметром на напряжение 250 В того же класса. 6.4.6 Измерение сопротивления изоляции обмоток статора и ротора дизельгенератора должно проводиться мегаомметром на 500 В класса точности не хуже 2,5. Измерение сопротивления изоляции цепей постоянного и цепей переменного тока панели управления следует проводить мегаомметром на напряжение 500 В, силовых цепей мегаомметром на 1000 В. Измерение сопротивления заземления выполняется измерителем заземления. 6.4.7 Измерение сопротивления изоляции относительно корпуса генератора и между обмотками следует проводить в практически холодном состоянии (когда температура обмотки отличается от температуры воздуха не более чем на 3 °С) поочередно для каждой цепи, имеющей отдельные выводы на клеммной панели, при электрическом соединении всех прочих цепей с корпусом. Измерение сопротивления изоляции обмоток, наглухо сопряженных в звезду или треугольник, проводится для всей обмотки по отношению к корпусу. Если измерения сопротивления изоляции мегаомметром показывают очень малое её значение, то необходимо перейти на измерение его с помощью омметров или мостов. При этом каждое измерение должно выполняться дважды, меняя направление тока через изоляцию. При получении разных (отличающихся по величине) значений сопротивлений необходима сушка обмотки. При получении одинаковых результатов измерений сопротивления изоляции должна проводиться чистка обмотки. Сопротивление изоляции термодатчиков и изоляции подшипников не нормируется. 6.4.8 При сопротивлении изоляции ниже указанного в инструкции по эксплуатации необходимо устранить причину понижения сушкой, удалением токопроводящей пыли, устранением замыкания на корпус. 6.4.9 Величины измеренных сопротивлений должны сравниваться с величинами, установленными на каждый тип генератора инструкцией по эксплуатации. При отсутствии таких данных необходимо руководствоваться таблицей 3.1 РД 34.45-51.300-97. Если в стандартах и технических условиях на конкретный тип генератора указаны иные нормы, то при измерениях необходимо руководствоваться наиболее жесткими из них. 36 При сопротивлении изоляции ниже указанных норм генератор к эксплуатации не допускается до обнаружения и устранения дефекта. При отсутствии внешних повреждений изоляции необходимо последовательно искать место повреждения, отключая один участок за другим, т.е. сначала внешние цепи, затем системы возбуждения, регулирования и т.д. 6.4.10 Вибродиагностика турбогенератора должна базироваться на постоянном контроле технического состояния в автоматическом режиме по общему уровню вибрации с применением контрольно-сигнальных измерительных систем, задействованных в системе автоматики и телемеханики, а также на периодическом измерении вибрации портативной виброаппаратурой при плановом диагностическом контроле. 6.4.11 При достижении вибрацией предельного значения (таблица 6.1) генератор должен подвергаться дополнительному виброобследованию с применением портативных приборов, в том числе в режиме холостого хода с проведением частотного и амплитуднофазочастотного анализа на выбеге. 6.4.12 Диагностирование должно основываться на сравнении текущих значений вибрации с предельно допустимым и базовым, оценке скорости изменения вибрации по наработке (построение тренда), анализе спектральных характеристик. Прогнозирование базируется на определении возможных значений вибрации методом взвешенной линейной регрессии на заданное время упреждения (см. раздел Л.2 Приложения Л). Базовое значение вибрации – это значение вибрации при установившемся стационарном режиме работы агрегата при его наработке после монтажа или ремонта не менее 72 ч. 6.4.13 Тестирование диодов системы возбуждения турбогенератора должно выполняться для определения их исправности определением проводимости в прямом и обратном направлениях по величине сопротивления. 6.4.14 Проверка генератора с постоянными магнитами дизель-генератора и вращающихся диодов должна проводиться для определения возможных скрытых дефектов в стабилизаторе напряжения, узле вращающихся диодов, схеме управления, силовых кабелях, в обмотке главного статора. При этом должны выполняться необходимые измерения и, по необходимости, регулировки систем с заменой неисправных блоков, деталей. 6.4.15 Проверка управления возбуждением дизель-генератора должна выполняться для контроля работы стабилизатора напряжения, возможной его регулировки или замены. Работы по 6.4.14 и 6.4.15 должны выполняться в соответствии с руководством по эксплуатации дизель-генератора. 6.4.16 Тепловизионный контроль генераторов переменного тока должен выполняться для оценки общего теплового состояния машины, выявления скрытых дефектов изоляции и токоведущих частей, дефектов в работе магнитных и механических систем. 6.4.17 Приборы для проведения инфракрасной диагностики должны отвечать требованиям 5.4.23 настоящего Руководства. 6.4.18 Перед проведением ТК должны быть выполнены подготовительные работы, обеспечивающие возможность контроля температуры подверженных нагреву токоведущих, конструктивных частей, элементов силовых цепей и их контактных соединений, элементов защиты и коммутационных аппаратов, силовых элементов системы возбуждения. 6.4.19 ТК должен осуществляться при работающем генераторе или сразу после отключения в практически горячем состоянии. Тепловизионному контролю подлежат: силовые диоды системы самовозбуждения; пайки лобовых частей обмоток статора (при возможности); трансформаторы тока; 37 паяные, винтовые и болтовые контактные соединения в панелях управления (на клеммных колодках, автоматах, коммутационных аппаратах); контактные соединения силовых кабелей и шин; контакты и ножи выключателей; обмотки и контакты коммутационных аппаратов; корпус статора и подшипниковых щитов, элементы систем охлаждения; другое оборудование и его элементы, подверженные токовому нагреву и имеющие безопасный доступ при контроле. 6.4.20 Для оценки нагрева контактных соединений и подшипников следует руководствоваться ГОСТ 8024 и Приложением 3 РД 34.45-51.300-97, рекомендацией заводаизготовителя. При этом должны быть учтены рекомендации по 5.4.26-5.4.28 раздела 5 настоящего Руководства. 6.4.21 Заключение о пригодности генератора к дальнейшей эксплуатации должно выдаваться на основании сравнения результатов диагностирования по каждому параметру с нормами, а также по совокупности результатов всех предыдущих измерений, испытаний и осмотров. 6.5 Ремонт генераторов переменного тока 6.5.1 Необходимость и срок ремонта генераторов переменного тока должны устанавливаться с учётом следующих факторов: – технического состояния по результатам ТО и периодического контроля; – результатов планового и непланового диагностического контроля; – возможности обеспечения или восстановления исправного состояния или восстановления ресурса в процессе ТО или проведением КТО. 6.5.2 Объём работ при ремонте должен определяться фактическим техническим состоянием, результатами диагностирования, дефектной ведомостью. 6.5.3 Трудоёмкость ремонта турбо- и дизель-генератора должна определяться по рекомендациям специализированного ремонтного предприятия по фактическому объёму работ ремонта конкретного генератора, условиям выполнения ремонта. 6.5.4 Генераторы переменного тока после ремонта, соответствующего по объёму капитальному, должны пройти обкатку в течение времени обкатки приводного механизма (турбины, дизеля), но не менее 8 ч. В процессе обкатки должны быть выполнены окончательные «горячие» регулировки систем генераторов и приводных механизмов. 6.5.5 После завершения обкатки должны быть определены (измерены) базовые характеристики: энергетические (напряжение, частота, КПД, коэффициент мощности), температурные (температура стали, обмоток, охлаждающего воздуха, подшипников), сопротивление изоляции обмоток статора и возбуждения, виброакустические с указанием режима работы генератора (силы тока, мощности) и занесены в базу данных MAXIMO и в паспорт-формуляр. 38 7 Техническое обслуживание и ремонт силовых трансформаторов 7.1 Наименование электрооборудования 7.1.1 Раздел распространяется на силовые трансформаторы напряжением до 30 кВ (всех мощностей), эксплуатируемые на объектах системы КТК. 7.1.2 Техническому обслуживанию подлежат трансформаторы следующих типов: – масляные герметичные; – масляные негерметичные (с расширителем) с естественной циркуляцией воздуха и масла; – масляные негерметичные с охлаждением вида Д (принудительной циркуляцией воздуха); – сухие (открытого (С) и защищенного (СЗ) исполнения). 7.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации 7.2.1 Техническое состояние силовых трансформаторов контролируется при периодических осмотрах, ТО и плановом диагностическом контроле. 7.2.2 При периодическом осмотре силовых трансформаторов (без отключения от сети) обслуживающий персонал должен проводить контроль за режимом работы (током нагрузки и напряжением), вести наблюдение за температурой верхних слоев масла по показаниям термосигнализаторов и термометров, которыми оснащаются трансформаторы с расширителем, за уровнем масла в расширителе по маслоуказателю, а также за показаниями мановакуумметров у герметичных трансформаторов. 7.2.3 Контролируемые параметры силовых трансформаторов и их номинальные, предельные и аварийные значения приведены в таблице 7.1. Таблица 7.1 – Значения контролируемых параметров силовых трансформаторов Наименование контролируемого параметра Ток нагрузки Напряжение Температура масла* Давление в баке* Уровень масла* Единица измерения А В ºС кПа - Значения контролируемых параметров номинальные предельные аварийные Iнагр.max 1,05·Iном В зависимости от длительности перегрузки в соответствии с ПТЭЭП (глава 2) более 1,1· Uном 115 более 50 Выход за предельные отметки Uном 1,1· Uном до 95 105 менее 45 45 - 50 На уровне отметки, соответствуПредельная ющей температуре масла в данотметка ный момент, в пределах мини(максимум мального и максимального знаили миничений уровня мум) *Для трансформаторов с системами масляного охлаждения. Примечание – Значения Uном и Iнагр.max принимаются в зависимости от типа силового трансформа- тора. 7.2.4 Осмотр трансформаторов без их отключения должен проводиться в следующие сроки: 39 – главных понижающих трансформаторов НПС (МТ) с постоянным дежурством персонала – 1 раз в сутки; – остальных трансформаторов электроустановок НПС (МТ) 1 раз в месяц; – на трансформаторных пунктах – не реже 1 раза в 3 месяца. 7.2.5 Внеочередные осмотры силовых трансформаторов проводятся при резком изменении температуры и влажности наружного воздуха, а также после отключения от токов короткого замыкания и газовой защиты. 7.2.6 При достижении аварийных значений контролируемых параметров силовой трансформатор должен быть выведен из эксплуатации для принятия мер по устранению причин, вызвавших отклонение параметров от номинальных значений. 7.2.7 Силовой трансформатор должен быть аварийно выведен из работы при обнаружении следующих признаков: - сильного неравномерного шума и потрескивания внутри трансформатора; - ненормального и постоянно возрастающего нагрева трансформатора при нагрузке ниже номинальной и нормальной работе устройств охлаждения; - выброса масла из расширителя или разрыва диафрагмы выхлопной трубы; - течи масла с понижением уровня ниже уровня масломерного стекла; - наличия сколов и трещин на изоляторах, появления следов их перекрытия. 7.2.8 Результаты осмотра состояния силовых трансформаторов должны быть внесены в эксплуатационную документацию с указанием дефектов, обнаруженных во время осмотра. 7.3 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания силовых трансформаторов 7.3.1 Периодичность и типовой объём работ технического обслуживания силовых трансформаторов представлены в таблице 7.2. Периодичность проведения ТО может быть изменена по результатам периодических осмотров и планового ДК. Таблица 7.2 – Периодичность и типовой объём работ технического обслуживания силовых трансформаторов Типовой объём работ 1 1 Масляные негерметичные силовые трансформаторы (с расширителем) Осмотр трансформатора и его оборудования Проверка уровня масла в расширителе Проверка показаний термометров Проверка отсутствия течи масла и состояния маслосборных устройств Проверка состояния кабелей заземления на отсутствие повреждений Проверка состояния элементов системы охлаждения, кожухов, очистка от масла и пыли* Проверка состояния ограждения, предупредительных плакатов, надписей, защитных средств и знаков исполнения (должны быть выделены отличительной краской) Проверка наличия и состояния противопожарных средств Осмотр состояния изоляторов (на отсутствие пыли, трещин, сколов, разрядов) и проверка надежности их крепления Проверка исправности термосигнализаторов Периодичность, мес. 2 ТО 6 ТО 12 + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + 40 Продолжение таблицы 7.2 1 2 Проверка отсутствия признаков нагрева контактных соединений и шин + Контроль состояния контактных соединений, шин, ошиновок и кабеля + Проверка состояния и работоспособности вентиляторов охлаждения* + Проверка срабатывания автоматики системы охлаждения масла, осмотр эле+ ментов автоматики* Выполнение ТО вентиляторов в соответствии с разделом 18 Руководства* + Выполнение рекомендаций по ТО завода-изготовителя (при необходимости) + Проверка состояния креплений, кожухов, уплотнений, кранов Проверка воздухоосушителя (по цвету) Проверка состояния элементов заземления и контактных соединений Измерение сопротивления контуров заземления Проверка подтяжки всех болтовых соединений и чистка контактных соединений Чистка изоляторов и вводов Проверка состояния переключателя РПН Восстановление расцветки фаз Удаление загрязнения из расширителя и доливка трансформаторного масла (при необходимости) Проверка чистка маслоуказателя (при необходимости) Проверка состояния спускного крана и уплотнений, болтов уплотнений бака Осмотр элементов охлаждения Проверка средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха** * Работы выполняются только для силовых трансформаторов с охлаждением вида Д. ** Проводится для воздухоосушителя, азотной защиты масла. 2 Масляные герметичные силовые трансформаторы ТО 12 Осмотр трансформатора и его оборудования + Проверка показаний термометров, мановакуумметров + Проверка отсутствия течи масла + Проверка состояния креплений, уплотнений + Проверка внешних кабелей заземления на надежность и отсутствие поврежде+ ний Очистка от грязи и пыли + Проверка состояния ограждения, предупредительных плакатов, надписей, за+ щитных средств и знаков исполнения Проверка наличия и состояния противопожарных средств + Осмотр состояния изоляторов (на отсутствие пыли, трещин, сколов, разрядов) + и проверка надежности их крепления Проверка исправности термосигнализаторов + Проверка отсутствия признаков нагрева контактных соединений и шин + Контроль состояния контактных соединений, шин ошиновок и кабеля + Проверка отсутствия повышенного шума, посторонних предметов + Проверка состояния элементов заземления и КС + Проверка подтяжки всех болтовых соединений и чистка контактных соединений + (при необходимости) Чистка изоляторов и вводов + Проверка состояния переключателя РПН + Восстановление расцветки фаз + Проверка состояния спускной пробки и уплотнений + Выполнение рекомендаций по ТО завода-изготовителя (при необходимости) + 3 Сухие силовые трансформаторы ТО 12 Осмотр трансформатора и его оборудования + Очистка от пыли и загрязнения + Проверка состояния ограждения, предупредительных плакатов, надписей, за+ щитных средств и знаков исполнения Проверка наличия и состояния противопожарных средств + Осмотр состояния изоляторов (на отсутствие пыли, трещин, сколов, разрядов) + и проверка надежности их крепления + + + + + + + + + + + + + + + + + + + 41 Окончание таблицы 7.2 1 Контроль состояния контактных соединений, шин, ошиновок и кабеля, отсутствия признаков нагрева контактных соединений и шин Проверка состояния элементов заземления и КС Проверка подтяжки всех болтовых КС и чистка (при необходимости) Чистка изоляторов и вводов Проверка состояния переключателя РПН (или ПБВ) при его наличии Восстановление расцветки фаз Проверка состояния обмоток, панели для переключения Продувка сухим воздухом, чистка Выполнение рекомендаций по ТО завода-изготовителя (при необходимости) 2 + + + + + + + + + 7.3.2 Трудоёмкость технического обслуживания силовых трансформаторов приведена в таблице 7.3. Таблица 7.3 – Трудоёмкость технического обслуживания силовых трансформаторов Тип силового трансформатора Трудоёмкость, чел.-ч ТО 6 ТО 12 1 Масляный негерметичный с естественной циркуляцией воздуха и масла мощностью, кВА 400-1000 2,0 7,0 1600-4000 3,0 8,5 2 Масляный негерметичный с охлаждением вида Д мощностью, кВА 1600-4000 4,0 9,0 3 Масляный герметичный или масляный защищенного исполнения мощностью, кВА 50-200 4,0 250-630 4,5 800-1600 5,0 2000-5000 5,5 4 Сухой открытого исполнения мощностью, кВА до 25 2,0 25-50 2,5 свыше 50 до 200 3,0 Примечания 1 Трудоёмкость ТО трехфазных трехобмоточных трансформаторов необходимо определять с коэффициентом 1,1 к трудоемкости ТО равного по мощности трехфазного двухобмоточного трансформатора. 2 Трудоёмкость ТО однофазных двухобмоточных трансформаторов необходимо определять с коэффициентом 0,75 к трудоемкости ТО равного по мощности трехфазного двухобмоточного трансформатора. 3 Трудоёмкость ТО трансформаторов в стесненных условиях необходимо определять с коэффициентом 1,2; для трансформаторов с РПН - 1,1. 4 Для трансформаторов сухих герметичного исполнения поправочный коэффициент - 0,8. 7.4 Диагностический контроль силовых трансформаторов 7.4.1 Диагностический контроль силовых трансформаторов, находящихся в эксплуатации, должен проводиться в соответствии с требованиями ПТЭЭП и заводских инструкций. Методы диагностирования силовых трансформаторов и периодичность его проведения представлены в таблице 7.4. 42 Таблица 7.4 - Методы диагностирования силовых трансформаторов и периодичность его проведения Методы диагностирования 1 Метод ГХА растворенных в масле газов 2 Тепловизионный контроль 3 Измерение сопротивления изоляции обмоток и коэффициента абсорбции 4 Испытание трансформаторного масла из бака трансформатора* Периодичность Примечание 6 месяцев Проводится реже при отсутствии роста концентрации характерных газов и воздействия на трансформатор длительных перегрузок, перегрева, токов КЗ, перенапряжений Контроль баков, вводов, систем охлаждения, изоляторов, контактных соединений шин Проводится также при комплексных испытаниях маслонаполненных и сухих трансформаторов 3 года при неудовлетворительных результатах ГХА и (или) испытания масла 5 лет 5 Оценка состояния (ресурса) бумажной изо12 лет ляции обмоток по наличию фурановых соединений в масле * Не проводится для герметичных трансформаторов. Для трансформаторов мощностью свыше 630 кВА, работающих с термосифонными фильтрами, а также после ремонта После 24 лет эксплуатации – 1 раз в 4 года 7.4.2 Измерение сопротивления изоляции обмоток должно проводиться в случае неудовлетворительных значений одного или нескольких показателей при испытаниях масла масляных трансформаторов и результатах ГХА, а также при комплексных испытаниях. 7.4.3 В испытания трансформаторного масла должен входить сокращенный анализ масла. Сокращенный анализ масла включает определение следующих показателей качества: мутности и цвета; наличия механических примесей и свободной воды (визуальное); пробивного напряжения; кислотного числа; температуры вспышки. Когда значения показателей качества эксплуатационного масла не приближаются к предельно допустимым, сокращенного анализа достаточно для контроля состояния масла и прогнозирования срока его службы. Полный анализ масла необходимо проводить при приближении значений одного или нескольких показателей качества масла к предельно допустимым с целью определения причин данных процессов. Нормативные значения, критерии оценки, объёмы и периодичность испытаний регламентируются требованиями стандартов, положениями действующих НТД. На основании полученных результатов лабораторных испытаний масла в соответствии с РД 34.43.105-89 определяют области его эксплуатации: область «нормального состояния масла» (интервал от предельно допустимых значений после заливки масла в трансформатор до значений, ограничивающих область нормального состояния масла в эксплуатации), когда достаточно минимально необходимого контроля показателей (сокращенный анализ в соответствии с РД 34.43.105-89); область «риска» (интервал от значений, ограничивающих область нормального состояния масла, до предельно допустимых значений показателей качества масла в экс43 плуатации), когда при ухудшении даже одного показателя качества масла необходимы более учащенный и расширенный контроль и принятие специальных мер по восстановлению эксплуатационных свойств масла с целью предотвращения его замены и вывода трансформатора в ремонт. 7.4.4 Испытание трансформаторного масла проводится только у силовых трансформаторов негерметичных мощностью более 630 кВА, работающих с термосифонными фильтрами. 7.4.5 Тепловизионный контроль силовых трансформаторов должен осуществляться без вывода их из эксплуатации при решении вопроса о необходимости их ремонта. Тепловизионный контроль проводится для электроустановки в целом. Выявляемые неисправности в результате тепловизионного контроля: возникновение магнитных полей рассеивания; нарушение в работе охлаждающих систем; нарушение внутренней циркуляции масла в баке трансформатора (образование застойных зон) в результате шламообразования; витковые замыкания в обмотках встроенных трансформаторов тока; дефекты вводов и контактных соединений токоведущих частей. Обследование должно проводиться при установившемся тепловом режиме с учётом токовой нагрузки и внешних факторов. В заключении к протоколу должны быть рекомендации по дальнейшей эксплуатации трансформатора. 7.4.6 По результатам ДК вышеперечисленными методами, не позволившими подтвердить полностью исправное состояние трансформатора или обнаружить скрытый дефект, должно приниматься решение о применении других методов диагностирования, таких как: – газохроматографический анализ газов, растворенных в масле (дефекты электрического и термического характера); – определение концентрации в масле фурановых соединений (оценка степени старения твердой изоляции); – измерение сопротивления обмоток постоянному току (проверка качества соединений и паек, отсутствия обрывов, качества контактов); – измерение потерь и тока холостого хода (выявление возможных дефектов магнитной системы, смещение обмоток после КЗ, повреждение межвитковой изоляции, РПН); – измерение тангенса угла диэлектрических потерь tg и емкости (оценка степени увлажнения или загрязненности изоляции). 7.4.7 Для оценки технического состояния силовых трансформаторов, отслуживших нормированный срок службы, а также после 10-12 лет службы должно проводиться комплексное обследование для определения необходимости и объёма ремонта. Объём обследования зависит от состояния трансформатора. Для трансформаторов с выявленными в работе дефектами обследование должно проводиться несколькими диагностическими методами, уточняющими характер, объём и место дефекта. Главной целью комплексного обследования должна быть оценка фактического технического состояния трансформатора. 7.4.8 Оценка теплового состояния трансформаторов и токоведущих частей в зависимости от условий их работы и конструкции должна осуществляться по нормированным температурам нагрева (превышениям температуры), избыточной температуре, коэффи44 циенту дефектности, динамике изменения температуры во времени с изменением нагрузки, путем сравнения измеренных значений температуры в пределах фазы, между фазами с температурой заведомо исправных участков в соответствии с указаниями РД 34.4551.300-97 [6]. Предельные значения температуры нагрева и её превышения представлены в таблице Л.4 Приложения Л. 7.5 Ремонт силовых трансформаторов 7.5.1 Ремонт силовых трансформаторов должен проводиться в срок и объёме в зависимости от фактического технического состояния по результатам проведенных работ ТО и ДК. 7.5.2 Решение на проведение ремонта должно приниматься также с учётом возможности (или невозможности) обеспечения или восстановления исправного и работоспособного состояния, частичного восстановления ресурса в процессе плановых ТО или проведением КТО, срока службы; рекомендаций завода-изготовителя, опыта эксплуатации трансформаторов данного типа. При этом трансформатор может быть подвергнут, кроме планового, дополнительным видам диагностирования (или комплексным испытаниям), дающего более точные результаты или возможность прогнозирования его состояния. 7.5.3 Трудоёмкость ремонта должна быть определена по фактическому объёму работ с учётом конкретных условий проведения ремонта. 7.5.4 После ремонта трансформатор должен быть испытан в соответствии с ПТЭЭП. 45 8 Техническое обслуживание и ремонт электрооборудования распределительных устройств 8.1 Наименование электрооборудования 8.1.1 Раздел распространяется на электрооборудование распределительных устройств всех типов (ЗРУ, ОРУ, КРУ) напряжением 10-30 кВ. 8.1.2 В составе РУ техническому обслуживанию подлежат: выключатели масляные, вакуумные, элегазовые и выключатели нагрузки; трансформаторы тока и напряжения; разъединители, отделители, короткозамыкатели; устройства заземления и молниезащиты, предохранители, электрические аппараты низкого напряжения отдельные и в составе НКУ на 0,4 кВ, сборные и соединительные шины, ячейки РУ, устройства РЗА; аккумуляторные батареи; источники бесперебойного питания. Примечание – Электрические аппараты и НКУ на 0,4 кВ рассмотрены в разделе 9, ИБП и аккумуляторные батареи – в разделе 10, устройства заземления и молниезащиты (вентильные разрядники и ОПН) – в разделе 14 настоящего Руководства. 8.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации 8.2.1 Контроль технического состояния оборудования РУ должен проводиться при периодических осмотрах, ТО и плановом диагностическом контроле. 8.2.2 Осмотр электрооборудования РУ без отключения проводится на НПС (МТ) с постоянным дежурством персонала не реже 1 раза в сутки, а в темное время суток для выявления разрядов и коронирования – не реже 1 раза в месяц. На объектах линейной части без постоянного дежурства персонала осмотр РУ должен проводиться не реже 1 раза в месяц согласно графику осмотров. 8.2.3 При осмотре РУ без отключения необходимо проверять: состояние помещения, исправность дверей и окон, ограждений, запоров; исправность отопления и вентиляции, освещения и сети заземления; уровень и температуру масла, отсутствие течи в маслонаполненных аппаратах; исправность и правильность показаний указателей положения выключателей; состояние изоляции (запыленность, наличие трещин, разрядов); состояние контактов, рубильников щита НН; целостность пломб у счетчиков; отсутствие повреждений и следов коррозии, вибрации и треска у элегазового оборудования; наличие средств пожаротушения, переносного заземления; наличие испытанных защитных средств. По показаниям контрольно-измерительных приборов на панелях и шкафах проверяются: - уровень напряжения на секциях шин 10 и 30 кВ; - сопротивление изоляции цепей управления и сигнализации; - напряжение цепей управления, питания, собственных нужд; - нагрузка на вводных, секционных выключателях и отходящих линиях; - показания счётчиков учёта электроэнергии. 46 8.2.4 Уровень масла в маслонаполненных выключателях и вводах должен быть в пределах шкалы маслоуказателя при максимальной и минимальной температурах окружающего воздуха. 8.2.5 Дополнительные осмотры ОРУ должны проводиться при неблагоприятной погоде (сильный туман, гроза, мокрый снег) или сильном загрязнении, а также после срабатывания защит (отключения) от короткого замыкания. 8.2.6 Температура воздуха внутри помещений ЗРУ в летнее время должна быть не более 40 ºС. В случае её повышения должны быть приняты меры к снижению температуры оборудования или охлаждению воздуха. Температура воздуха в помещении газовых КРУ должна находиться в пределах от 10 до 40 ºС. За температурой разъемных соединений шин в РУ должен быть организован контроль по утвержденному графику. 8.2.7 Результаты осмотра электрооборудования РУ должны записываться в эксплуатационном (оперативном) журнале с указанием дефектов, обнаруженных во время осмотра. Информация о неисправностях должна быть сообщена ответственному за электрохозяйство. 8.2.8 Обнаруженные в ходе осмотра неисправности электрооборудования РУ, устранение которых не требует отключения, должны быть устранены во время перерывов в работе питающихся от них установок. Для устранения неисправностей, которые могут создать аварийные ситуации, электрооборудование отключается согласно требованиям местных инструкций. Электрические аппараты РУ, техническое состояние которых не соответствует требованиям правил безопасности или имеющие отклонения от допустимых пределов, подлежат замене или ремонту. 8.3. Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания электрооборудования распределительных устройств 8.3.1 Техническое обслуживание электрооборудования РУ должно проводиться в сроки, определяемые руководством по эксплуатации на каждый вид электрооборудования и таблицами 8.1-8.3. В таблицах представлены также типовые объёмы работ и трудоёмкость (на единицу оборудования) ТО. 8.3.2 Техническое обслуживание устройств РЗА в составе оборудования РУ всех напряжений должно выполняться в соответствии с разделом 19 настоящего Руководства. При этом ТО оборудования РУ и размещенных в нем устройств РЗА должно выполняться по возможности одновременно по совмещенному циклу ТО. Таблица 8.1 – Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания коммутационных и защитных аппаратов и устройств Наименование электрооборудования, типовой объём работ 1 1 Масляные выключатели Проверка состояния приводов, контактов, демпферных устройств, отключающих пружин Контроль необходимого объёма масла в полюсах и в масляном буфере (для ВМ) Проверка состояния ножей, дугогасительных систем Проверка полноты включения ножей, отсутствие их перекоса Периодичность, мес. Трудоёмкость, чел.-ч 2 ТО 6 ТО 12 1,0 4,0 + + + + + + + + 47 Продолжение таблицы 8.1 1 Проверка состояния блок–контактных узлов, розеточных и рабочих контактов и устройств Проверка состояния изоляции, чистоты межфазных изоляционных перегородок (очистка при загрязнении) Выполнение рекомендаций по ТО завода-изготовителя (при необходимости) Проверка состояния вводов Чистка без вскрытия дугогасительных устройств Проверка состояния маслоспускных пробок, маслоуказателей, при загрязнении чистка Чистка фарфоровых изоляторов Проверка состояния опорных и проходных изоляторов (для выключателей серии ВМГ, МГГ) Проверка состояния изоляционных перегородок, тяг, рычагов, траверс и штанг (для серии ВМП, МГГ) Проверка состояния маслоотделителей, осмотр выхлопных клапанов газоотводов Проверка состояния и работы привода и приводного механизма, смазка трущихся частей Проверка действия механизма свободного расцепления Чистка и мелкий ремонт (при необходимости) демпферных устройств и ячейки масляного выключателя Проверка подтяжки контактов в местах присоединения ошиновки к токовым зажимам Регулирование уровня масла Замена масла в горшках малообъёмных масляных выключателей (при необходимости) Проверка состояния и работоспособности «вката-выката» тележки выключателя Проверка механических блокировок Проверка состояния металлической связи тележки с заземлением Проверка состояния рамы, заземления выключателя Опробование выключателя и привода на надежное включение и отключение Восстановление расцветок фаз, наименований 2 Вакуумные выключатели Осмотр и проверка состояния выключателя, привода, контактных элементов (при снятой крышке привода) Выполнение рекомендаций по ТО завода-изготовителя (при необходимости) Чистка изоляторов и замена дефектных изоляторов Проверка регулировки подвижной части приводного механизма Смазка трущихся частей привода Проверка исправности дугогасительных систем (типа ВВВ) Проверка работы блокировки, при необходимости - регулировка момента срабатывания вспомогательных контактов и зазоров в механизме блокировки Проверка состояния и работоспособности «вката-выката» тележки Проверка отсутствия перегрева и состояния шин и КС Проверка состояния изоляции кабелей и КС, наличия маркировочных бирок Проверка состояния металлической связи с заземлением Проверка подтяжки крепежных соединений в ячейке 3 Элегазовые выключатели Осмотр и проверка состояния выключателя и привода, очистка поверхности (при необходимости) Проверка состояния и работоспособности «вката-выката» тележки Выполнение рекомендаций по ТО завода-изготовителя (при необходимости) Проверка отсутствия перегрева и состояния шин и КС 2 + + + + + - + + + - + - + - + - + - + - + - + - + - + + - + ТО 6 0,5 + + + + + + ТО 12 3,0 + + + - + + + + + - + ТО 6 0,25 + + + + + ТО 12 2,0 + + + + - + + + 48 Продолжение таблицы 8.1 1 Проверка состояния изоляции кабелей и КС, наличие маркировочных бирок Проверка состояния металлической связи с заземлением Проверка состояния системы заземления и изоляционных прокладок Смазка трущихся частей привода и приводного механизма Проверка сигнализации и блокировок Проверка давления элегаза в выключателе и, при необходимости, подкачка элегаза до нужного давления 4 Выключатели нагрузки Осмотр и выявление дефектов Проверка состояния приводов, контактов, демпферных устройств Проверка полноты включения ножей, отсутствия перекоса ножей Проверка надежности крепления к конструкции Проверка состояния изоляции, чистоты межфазных изоляционных перегородок (чистка при загрязнении) Проверка последовательности включения и отключения главных и дугогасительных контактов Осмотр ошиновки, КС Проверка четкости работы механизма свободного расцепления Проверка состояния подвижных и неподвижных контактов Проверка дугогасительной камеры, очистка от копоти, при необходимости - замена вкладышей и коробок Проверка состояния пружин Смазка, регулировка, устранение мелких дефектов привода и приводного механизма Покраска (при необходимости) 5 Разъединители*, отделители, короткозамыкатели Осмотр и устранение дефектов Проверка состояния главных и заземляющих ножей Проверка надежности крепления всех болтовых соединений Выполнение рекомендаций по ТО завода-изготовителя (при необходимости) Проверка состояния блок-контактных узлов, розеточных и рабочих контактов и устройств Проверка состояния и чистоты межфазных изоляционных перегородок (чистка при загрязнении) Проверка работы механических блокировок Проверка работы привода, фиксации конечных положений рукояток привода, работы блок-замка, смазка, регулировка, устранение мелких дефектов привода и приводного механизма Проверка полноты включения главных и заземляющих ножей, проверка состояния, крепления и плавности вращения изоляторов Подтяжка болтовых соединений, чистка всех узлов разъединителя и сборки изоляторов Осмотр, устранение перекоса ножей и очистка от окиси (нагара), проверка пружин Проверка состояния, крепления и плавности вращения изоляторов, ошиновки, подтяжка болтовых соединений Смазка, регулировка привода и приводного механизма Проверка состояния заземления 6 Предохранители Проверка целостности, соответствия схем проектным данным, действующим нагрузка и нормам Проверка состояния плавких вставок и токоограничивающих сопротивлений (при необходимости – замена) 2 - + + + + + - + ТО 6 0,8 + + + + ТО 12 2,0 + + + + + + - + - + + + - + - + - + ТО 6 0,1 + + + + + ТО 12 1,5 + + + + - + - + - + - + - + - + - + - + - + + ТО 12 0,5 + + 49 Окончание таблицы 8.1 1 2 Проверка и регулировка плотности вжима контактной части + Зачистка окислившихся или замена обгоревших контактов + Проверка целостности армировочных швов + Проверка прочности крепления арматуры к фарфоровому телу опорного изолятора + предохранителя * Работы по п. 5 распространяются на разъединители внутренней установки. Примечания 1 Работы по ТО 12 для вакуумных выключателей проводятся не более чем через 1000 операций «включено-отключено» (В-О). 2 Работы по ТО 12 для масляных выключателей 10 кВ отходящих фидеров проводятся также после 10 отключений от тока КЗ. 3 Трудоёмкость и объём работ по ТО выключателей нагрузки, разъединителей, отделителей, короткозамыкателей, предохранителей должны уточняться для конкретного аппарата. 4 Трудоёмкость ТО предохранителей приводится на одно присоединение. Таблица 8.2 – Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания шин сборных и соединительных (секций шин) Наименование электрооборудования, типовой объём работ Контроль соответствия сечений шин фактическим нагрузкам* Проверка отсутствия признаков нагрева контактных соединений и шин Выполнение рекомендаций по ТО завода-изготовителя (при необходимости) Отключение секции шин РУ и вывод из эксплуатации для проведения ТО Проверка плотности контактных соединений Осмотр и устранение видимых повреждений шинного моста 10 кВ (30 кВ) и трансформатора напряжения 10 кВ с проверкой и восстановлением окраски внутренних и наружных поверхностей Осмотр и проверка состояния электроизмерительных приборов, наличия штампа поверки Осмотр и проверка состояния заземляющих проводников и точек их присоединения к оборудованию, подтяжка болтовых соединений, покрытие антикоррозионной смазкой Осмотр кабельных линий с проверкой наличия и состояния кабельных бирок, надписей на них, крепления КЛ к конструкциям, состояние концевых кабельных разделок Очистка аппаратов, внутренних поверхностей шинного моста и изоляторов от пыли и загрязнений (при необходимости) Проверка наличия, состояния всех крепежных деталей оборудования и аппаратов Проверка наличия утвержденных схем, оперативных наименований на оборудовании и присоединениях Осмотр элементов дуговой защиты и опробование её работы с имитацией срабатывания одного из конечных выключателей (при наличии возможности) Проверка соответствия установленного оборудования исполнительным схемам и при необходимости их корректировка * Выполняется при перегреве шин или при увеличении нагрузки на них. Периодичность, мес. Трудоёмкость, чел.-ч ТО 12 ТО 24 0,5 4,0 + + + + + + + + - + - + - + - + - + - + - + - + - + 50 Таблица 8.3 – Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания ячеек РУ 10 кВ Наименование электрооборудования, типовой объём работ 1 1 Ячейка секционного разъединителя 1.1 Шкаф 10 кВ Проверка состояния металлической связи с заземлением Осмотр отсека разъединителя 10 кВ на отсутствие повреждений Проверка наличия и правильности затяжки комплектных крепежных болтов, винтов (монтажных приспособлений) Проверка состояния и надежности монтажа кабелей Очистка отсека шкафа (при помощи сухой ветоши и щетки) Проверка наличия маркировочных бирок, правильности и соответствия информации Проверка состояния трансформаторов тока 10 кВ (отсутствие пыли, трещин, сколов, разрядов) с проверкой надежности крепления Проверка предупредительных плакатов, надписей, защитных средств и знаков исполнения Проверка наличия и исправности шторок, заземляющих ножей, механических блокировок 1.2 Разъединитель 10 кВ с тележкой Работы в соответствии с п. 5 таблицы 8.1 Проверка состояния металлической связи тележки с заземлением Проверка состояния шин и КС Осмотр тележки на отсутствие повреждений Проверка затяжки комплектных крепежных болтов, винтов Проверка состояния и работоспособности «вката-выката» тележки 1.3 Релейный отсек шкафа Осмотр релейного отсека на отсутствие повреждений, очистка Проверка состояния и надежности монтажа кабеля ТО устройств РЗА выполняется в соответствии с разделом 19 Руководства 2 Ячейка 10 кВ (ввода, секционного выключателя) 2.1 Шкаф 10 кВ Осмотр отсека выключателя 10 кВ на отсутствие повреждений Проверка предупредительных плакатов, надписей, защитных средств и знаков Проверка наличия и исправности шторок, заземляющих ножей, механических блокировок Проверка затяжки комплектных крепежных болтов, винтов Проверка состояние и надежности монтажа кабеля Очистка отсека выключателя 10 кВ Проверка наличия маркировочных бирок, правильности и соответствия надписей Проверка состояния трансформаторов тока 10 кВ (отсутствие пыли, трещин, сколов, разрядов) Проверка состояния металлической связи с заземлением Проверка состояния трансформаторов напряжения 10 кВ с проверкой надежности крепления Регулировка хода шторок, заземляющих ножей и механических блокировок (при необходимости) 2.2 Выключатель 10 кВ с тележкой ТО выключателя проводится в соответствии с таблицей 8.1 настоящего раздела Проверка состояния металлической связи тележки с заземлением Периодичность, мес. Трудоёмкость, чел.-ч 2 ТО 12 4,0 + + + + + + + + + + + + + + + + + ТО 12 4,0 + + + + + + + + + + + + + 51 Окончание таблицы 8.3 1 Осмотр тележки и выключателя 10 кВ на наличие повреждений Проверка состояния шин и КС Проверка «вката-выката» тележки 2.3 Релейный отсек шкафа 10 кВ ТО выполняется в соответствии с п. 1.3 настоящей таблицы 3 Ячейка трансформатора напряжения 10 кВ 3.1 Шкаф 10 кВ Осмотр отсека 10 кВ на отсутствие повреждений Проверка состояния металлической связи с заземлением Проверка состояния предупредительных плакатов, надписей, защитных средств и знаков исполнения Проверка затяжки комплектных крепежных болтов, винтов Проверка состояния и надежности монтажа кабелей Очистка отсека (при необходимости) Проверка наличия маркировочных бирок, правильности и соответствия надписей Проверка наличия и исправности шторок, заземляющих ножей, механических блокировок 3.2 Трансформатор напряжения 10 кВ с тележкой Проверка состояния металлической связи тележки с заземлением Осмотр тележки и трансформатора 10 кВ на наличие повреждений Проверка наличия и правильности затяжки комплектных крепежных болтов, винтов (монтажных приспособлений) Проверка состояния изоляторов10 кВ (отсутствие пыли, трещин, сколов, следов разрядов) Проверка состояния шин Проверка отсутствия признаков нагрева контактных соединений и шин Проверка наличия и исправности механических блокировок Проверка работы приводного механизма и «вката-выката» тележки 3.3 Релейный отсек шкафа 10 кВ ТО выполняется в соответствии с п. 1.3 настоящей таблицы 4 Ячейка с элегазовым выключателем 10 кВ 2 + + + + ТО 12 9,0 + + + + + + + + + + + + + + + + + ТО 12 4,0 4.1 Шкаф 10 кВ Осмотр отсека выключателя на наличие повреждений + Проверка состояния трансформаторов тока 10 кВ (отсутствие пыли, трещин, ско+ лов, разрядов), проверка надежности крепления Проверка состояния металлической связи с заземлением + Проверка затяжки комплектных крепежных болтов, винтов + Проверка состояния и надежности монтажа кабеля + Очистка отсека выключателя 10 кВ + Проверка наличия маркировочных бирок, правильности и соответствия информации + Проверка предупредительных плакатов, надписей, защитных средств и знаков ис+ полнения Проверка наличия и исправности шторок, заземляющих ножей, механических блокировок + Регулировка хода шторок, заземляющих ножей и механических блокировок (при + необходимости) 4.2 Выключатель 10 кВ с тележкой Работы в соответствии с п. 3 таблицы 8.1 + 4.3 Релейный отсек шкафа ТО выполняется в соответствии с п. 1.3 настоящей таблицы + Примечание – В дополнение к типовому объёму работ должны выполняться рекомендации по ТО завода-изготовителя (при необходимости). 52 8.3.3 Для распределительных устройств при осмотрах и ТО во взрывоопасных зонах дополнительно необходимо обращать внимание на следующее: – отсутствие изменений или отклонений от обычного состояния электрооборудования при эксплуатации; – степень коррозии, покраску труб, крепление; – отсутствие люфта в местах присоединения труб и кабелей к оборудованию (разрешается проверка покачиванием), наличие заглушек на неиспользованных вводах; крышки фитингов и коробок должны быть завернуты до отказа; – исправное состояние вводов проводов и кабелей в электрооборудовании; – целостность стекол смотровых окон и светильников; – исправность приточно-вытяжной вентиляции и наличие избыточного давления воздуха в помещениях с электрооборудованием нормального исполнения, блок–боксах регуляторов давления, гашения ударной волны, электрозалах; – наличие и состояние всех предусмотренных конструкцией крепежных элементов; – отсутствие на электрооборудовании пылеобразования, брызг и капель; – наличие порядкового номера на электрооборудовании; – состояние поверхностей взрывозащищенного электрооборудования; – отсутствие трещин, сколов, вмятин на оболочке; – наличие уплотнительных прокладок для электрооборудования с видом взрывозащиты «повышенная надежность против взрыва»; – целостность уплотнения; – наличие пломб. 8.3.4 Исправность резервных элементов РУ (трансформаторов, выключателей, шин) должна регулярно проверяться включением под напряжение в сроки, установленные местными инструкциями. 8.3.5 Все выявленные при проведении ТО неисправности и повреждения должны быть устранены, по возможности, в рамках ТО или в кратчайшие сроки проведением КТО. 8.4 Диагностический контроль электрооборудования распределительных устройств 8.4.1 При диагностическом контроле аппаратов высокого напряжения РУ проводится комплексное опробование, включающее проверки и измерения, характеризующие готовность электрооборудования к работе. 8.4.2 Плановый диагностический контроль электрооборудования РУ должен проводиться одновременно с техническим обслуживанием по графику ТО. Работы по отысканию мест или причин отказа или неисправности могут выполняться вне графика с учётом фактического технического состояния. При этом могут быть применены дополнительно другие методы контроля и испытания, не противоречащие НТД и указаниям заводов-изготовителей, дающие более точные результаты. 8.4.3 Объём и периодичность диагностического контроля электрооборудования РУ представлены в таблице 8.4. Испытания электрооборудования РУ должны проводиться в соответствии с нормами испытаний электрооборудования согласно ПТЭЭП и инструкцией завода-изготовителя. 53 Таблица 8.4 – Объём и периодичность проведения диагностического контроля электрооборудования распределительных устройств Наименование оборудования и объём ДК 1 Масляные выключатели Тепловизионный контроль КС (при возможности) Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток ЭМУ Измерение сопротивления изоляции цепи питания привода Измерение сопротивления постоянному току контактов, обмоток ЭМУ, шунтирующих резисторов Измерение хода подвижной части, вжима контактов, контроль одновременности замыкания и размыкания контактов 2 Элегазовые выключатели Проверка временных и скоростных характеристик Тепловизионный контроль 3 Вакуумные выключатели Тепловизионный контроль КС (при возможности) Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции главных цепей* Измерение переходного сопротивления главных цепей выключателя Проверка временных и скоростных характеристик 4 Выключатель нагрузки Тепловизионный контроль Измерение сопротивления постоянному току токоведущего контура и обмоток ЭМУ Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток ЭМУ 5 Разъединители, короткозамыкатели, отделители Тепловизионный контроль 6 Предохранители Тепловизионный контроль 7 Сборные и соединительные шины, секции шин (в т.ч. на 0,4 кВ) Измерение переходного сопротивления силовых КС сборных и соединительных шин, токопроводов** Проверка изоляции вводов и проходных изоляторов Тепловизионный контроль 8 Аппараты, вторичные цепи и электропроводки на напряжение до 1000 В Тепловизионный контроль КС и аппаратов Измерение сопротивления изоляции: - РУ, щитов, токопроводов; - вторичных цепей РУ, цепей защиты, управления электроприводов аппаратов, цепей питания; цепей управления РЗА; - аппаратов; - шинок постоянного тока и напряжения щитов управления; - электропроводок отходящих линий, в том числе осветительных*** 9 Разъединители, отделители, короткозамыкатели Тепловизионный контроль * Работы выполняются при наличии указаний заводов-изготовителей. ** Не проводится при положительных результатах тепловизионного контроля. *** Во взрывоопасных зонах проводится ежегодно. Периодичность 3 года + + + + + 3 года по указаниям заводаизготовителя + 3 года + + первый раз - 2 года по указаниям заводаизготовителя 3 года + + + 3 года + 3 года + 3 года + + + 3 года + + 3 года, при ТК оборудования по месту установки + 54 8.4.4 Периодичность проведения тепловизионного контроля должна принимается в соответствии с указаниями завода-изготовителя и таблицы 8.4, при усиленном загрязнении электрооборудования – 1 раз в год. Внеочередной тепловизионный контроль электрооборудования РУ всех напряжений проводится после стихийных воздействий (значительные ветровые нагрузки, КЗ на шинах РУ, землетрясения) и в других нештатных случаях. 8.4.5 При диагностировании рекомендуется использовать справочные материалы Приложения Л настоящего Руководства. 8.5 Ремонт электрооборудования распределительных устройств 8.5.1 Ремонт электрооборудования РУ должен проводится по фактическому техническому состоянию с учётом результатов периодических осмотров и проверок, технического обслуживания и диагностического контроля. 8.5.2 Первый ремонт установленного электрооборудования в объёме капитального должен быть проведен в сроки, указанные в технической документации заводаизготовителя. Если в заводской документации не указаны сроки первого капитального ремонта, то он выполняется в зависимости от технического состояния электрооборудования. Неплановые ремонты выполняются в случае отказов оборудования, а также после исчерпания коммутационного или механического ресурса. 8.5.3 Объём работ по ремонту должен определяться дефектной ведомостью. При этом должен учитываться также срок службы и ресурс оборудования, при которых становится необходимым капитальный ремонт или замена основных элементов оборудования. 8.5.4 Для уточнения объёма работ ремонта могут быть использованы дополнительно другие методы контроля и испытания оборудования РУ (кроме периодического планового ДК), не противоречащие действующей НТД и указаниям заводовизготовителей. 55 9 Техническое обслуживание и ремонт электрооборудования и НКУ на 0,4 кВ 9.1 Наименование электрооборудования 9.1.1 Раздел распространяется на следующее электрооборудование и НКУ на 0,4 кВ в составе отдельных систем и электроустановок: распределительные панели (распредпанели); резервные и аварийные распредпанели; распределительные щиты (распредщиты); ячейки РУ на 0,4 кВ; щиты станций управления; пульты (посты) и панели управления; панели синхронизации; распределительные пульты и коробки, электрооборудование РУ на 0,4 кВ. 9.1.2 В составе указанного в 9.1.1 электрооборудования НКУ на 0,4 кВ техническому обслуживанию подлежит следующее электрооборудование, элементы и устройства: - коммутационные аппараты и аппараты защиты; - кабели, провода, токопроводы и их контактные соединения; - контрольно-измерительные приборы; - пускорегулирующие аппараты; - устройства сигнализации; - приводные механизмы и устройства блокировок; - устройства РЗА; - устройства заземления; - вторичные цепи; - элементы взрывозащиты оборудования; - корпуса, кожухи, крепежные элементы; - распределительные пункты и коробки; - электромагнитные муфты и тормоза. 9.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации 9.2.1 Техническое состояние указанного в 9.1.1 электрооборудования должно оцениваться при оперативном контроле системы (электроустановки, устройства), в состав которой входит данный тип электрооборудования. 9.2.2 Периодический контроль должен проводиться при осмотрах электрооборудования по утвержденному графику осмотров, но не реже 1 раза в 3 месяца, взрывозащищенного оборудования – 1 раза в месяц. 9.2.3 При осмотрах должно быть обращено внимание на: - отсутствие повреждений и коррозии; - состояние изоляции (запыленность, отсутствие трещин и разрядов); - исправность обогрева, освещения, вентиляции (при наличии); - работу систем сигнализации; - работоспособность элементов контроля и управления; - исправность механических блокировок, запорных устройств; - целостность элементов заземления; - состояние изоляции и контактов подводящих кабелей. 9.2.4 Работоспособность контрольно-измерительных приборов проверяется по их показаниям контролируемых параметров. 56 9.3 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания электрооборудования и НКУ на 0,4 кВ 9.3.1 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания распределительных панелей, щитов, пультов управления НКУ на 0,4 кВ представлены в таблицах 9.1-9.3. 9.3.2 Техническое обслуживание устройств РЗА должно выполняться в соответствии с разделом 19 настоящего Руководства и, по возможности, одновременно с оборудованием, защиту и управление (контроль) которого эти устройства обеспечивают. Таблица 9.1 – Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания распредпанелей (распредщитов, ЩСУ) Наименование оборудования, типовой объём работ Периодичность, мес. Трудоёмкость, чел.-ч 1 1 Распредпанели 0,4 кВ (распредщиты 0, 4 кВ, ЩСУ) Осмотр и устранение видимых повреждений Очистка наружных частей от пыли и загрязнений, смазка трущихся деталей Проверка идентификационных табличек (должны быть разборчиво написаны, содержать точную информацию и быть надежно закреплены) Проверка шторок шин распределительных ячеек (должны находиться в закрытом состоянии) Проверка соответствия условиям эксплуатации и нагрузке Проверка состояния коммутационных проводов, кабелей, контактных соединений Проверка состояния тепловых реле и их соответствия номинальному току токоприёмника Проверка отсутствия следов перегрева элементов сопротивления, контактов пускорегулирующих аппаратов Проверка исправности механических блокировок Проверка состояния предохранителей и плавких вставок (при необходимости – замена) Проверка кабеля заземления распределительного щита на надежность крепления и отсутствие повреждений Проверка целостности контура заземления между каждой точкой заземления на распределительном щите и выводом контура заземления Проверка работы приводного механизма и блокировок Проверка состояния релейной аппаратуры и коммутационных аппаратов Проверка наличия схемы управления в панели, проверка соответствия номинальных параметров автоматических выключателей проектным Проверка работы сигнальных устройств и целостности пломб на реле и других аппаратах Чистка всех контактных поверхностей Проверка работы сигнальных ламп (необходимая замена) Проверка состояния наконечников, выводов и цепей Восстановление поврежденной окраски и необходимых надписей Проверка подтяжки силовых контактных соединений Проверка состояния шинок оперативного тока ТО устройств РЗА выполняется в соответствии с разделом 19 Руководства 2 Аварийные распредпанели Осмотр аварийной панели на надежность монтажных креплений, отсутствие повреждений и загрязнений Очистка наружных и внутренних частей панелей от пыли и загрязнения 2 ТО 6 4,0 + + ТО 12 8,0 + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + - + + - + - + - + + + + + + ТО 6 4,0 ТО 12 8,0 + + + + 57 Продолжение таблицы 9.1 1 Проверка разборчивости и правильности надписей и надежности крепления идентификационных табличек Проверка кабелей, сальников, кожухов на надежность крепления, отсутствие повреждений Проверка крепления и исправности работы механизмов дверных замков, проверка наличия и исправности блокировок Проверка наличия схемы управления в панели, проверка соответствия указанных номинальных параметров автоматических выключателей проектным Проверка сигнальных ламп, замена при необходимости Проверка состояния предохранителей и замена (при необходимости) Проверка следов перегрева элементов сопротивлений, контактов пускорегулирующих аппаратов Проверка заземления на надежность крепления и повреждения и проверка целостности заземления между точкой заземления и основным пунктом заземления Частичная разборка для выявления дефектов Проверка срабатывания автоматического ввода резерва (при необходимости) Смазка трущихся частей Проверка затяжки всех контактных соединений Проверка и регулировка плотности прикасания и одновременность включения соответствующих групп контактов аппаратов Проверка состояния наконечников проводов, кабелей Восстановление поврежденной окраски и необходимых надписей 2 + + + + + + + + + + + + + + + + - + + + + - + - + + ТО 12 2,0 3 Резервные распредпанели Осмотр и проверка кабелепроводов, кабелей, сальников, кожухов и заземления на надежность крепления и отсутствие повреждений Проверка идентификационных бирок кабеля (должны быть разборчиво и правильно написаны и прочно прикреплены, при необходимости - восстановить) Проверка крепления и исправности работы механизмов дверных замков Проверка сопротивления шин «фаза-земля», «фаза-нейтраль», «нейтральземля» при помощи мегаомметра 1000 В Проверка заземления на надежность соединения и отсутствие повреждений + + + + + ТО 12 0,5 + 4 Ячейки РУ на 0,4 кВ Осмотр ячейки на надежность креплений, отсутствие повреждений и загрязнений Проверка разборчивости и правильности надписей и надежности крепления идентификационных табличек Очистка наружных частей от пыли и загрязнений, смазка трущихся деталей Проверка шторок шин ячейки (должны находиться в закрытом состоянии) Проверка соответствия условиям эксплуатации и нагрузке* Проверка состояния коммутационных проводов, кабелей, силовых контактных соединений Проверка на отсутствие следов перегрева элементов сопротивлений, контактов Проверка исправности механических блокировок пускорегулирующих аппаратов Частичная разборка (при необходимости) для выявления дефектов Выявление дефектных узлов и деталей, ремонт или замена Проверка номиналов автоматических выключателей, проверка затяжки всех контактных соединений Проверка состояния металлической связи с заземлением Выполнение рекомендаций по ТО завода-изготовителя (при необходимости) ТО устройств РЗА выполняется в соответствии с разделом 19 Руководства 5 Шины сборные и соединительные 0,4 кВ Контроль соответствия сечений шин фактическим нагрузкам + + + + + + + + + + + + ТО 12 0,5 + ТО 24 4,0 + 58 Продолжение таблицы 9.1 1 Проверка отсутствия признаков нагрева контактных соединений и шин Выполнение рекомендаций по ТО завода-изготовителя (при необходимости) Проверка плотности контактных соединений Отключение секции шин РЩ 0,4 кВ и вывод из эксплуатации для проведения ТО Осмотр и устранение видимых повреждений шинного моста 0,4 кВ распределительного щита с проверкой и восстановлением окраски внутренних и наружных поверхностей Осмотр и проверка состояния электроизмерительных приборов, наличия штампа поверки Осмотр и проверка состояния заземляющих проводников и точек их присоединения к оборудованию, подтяжка болтовых соединений, покрытие антикоррозионной смазкой Осмотр кабельных линий с проверкой наличия и состояния кабельных бирок, надписей на них, крепления КЛ к конструкциям, состояния концевых кабельных разделок Очистка аппаратов внутри распределительного щита от пыли и загрязнений Проверка состояния всех крепежных деталей оборудования и аппаратов Осмотр уплотнений в соединениях частей оборудования Проверка сетчатых ограждений, защитных кожухов и их заземления Проверка наличия соответствующих надписей маркировки, знаков безопасности на оборудовании и их восстановление Проверка наличия утвержденных схем, оперативных наименований на оборудовании и присоединениях Проверка фактических токовых нагрузок на присоединениях Проверка соответствия установленного оборудования исполнительным схемам и, при необходимости, их корректировка 6 Распредпанели 110 В постоянного тока Осмотр и устранение видимых повреждений Визуальная проверка кабелей и контактных соединений Очистка наружной части аппаратов от пыли и загрязнения, при необходимости восстановление окраски поверхностей Проверка затяжки крепежных и токоведущих соединений Проверка подсоединения и надёжности уплотнения подводимых кабелей Проверка фактических токовых нагрузок на присоединениях Проверка состояния заземления Проверка соответствия исполнительных схем фактически установленному оборудованию и их корректировка 7 Панели синхронизации Частичная разборка для выявления дефектов (для обеспечения доступа) Осмотр и устранение видимых повреждений панели синхронизации 0,4 кВ. Проверка и восстановление окраски внутренних и наружных поверхностей Осмотр и проверка состояния электроизмерительных приборов, наличия штампа поверки Проверка состояния заземляющих проводников и точек их присоединения к оборудованию, проверка протяжки болтовых соединений, покрытие антикоррозионной смазкой Осмотр кабельных линий с проверкой наличия и состояния маркировочных бирок и надписей на них, крепления КЛ к конструкциям, состояния концевых кабельных разделок Очистка аппаратов внутри панели от пыли и загрязнений Проверка затяжки всех болтовых соединений токоведущих частей Проверка наличия, состояния всех крепежных деталей оборудования и аппаратов 2 + + - + + + + - + - + - + - + - + + + + - + - + - + - + ТО 12 2,0 + + + + + + + + ТО 12 5,0 + + + + + + + + 59 Окончание таблицы 9.1 1 2 Проверка затяжки болтовых соединений креплений + Проверка функционирования панели синхронизации в ручном, автоматическом и + дистанционном режимах** Осмотр уплотнений в соединениях частей оборудования + Проверка наличия соответствующих надписей, знаков безопасности на оборудо+ вании и их восстановление Проверка наличия утвержденных схем, оперативных наименований на оборудо+ вании и присоединениях Проверка соответствия уставок защит (по шкале аппаратов защиты) номиналь+ ным токам токоприёмников** Проверка работы основного прерывателя + Очистка и протирка всех контактных поверхностей + Замена сигнальных ламп (при необходимости) + Проверка состояния наконечников, выводов и цепей вторичной коммутации + * Выполняется при перегреве шин или при увеличении нагрузки на них. ** Выполняется после года эксплуатации или ремонта, далее выполняется ТО 36. Примечание – В дополнение к типовому объёму работ должны выполняться рекомендации по ТО завода-изготовителя (при необходимости). Таблица 9.2 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость ТО пультов (постов) и панелей управления, распределительных пунктов и коробок Типовой объём работ 1 1 Пульты и посты управления Осмотр оборудования на предмет повреждения, коррозии, загрязнения и надёжности креплений Чистка наружных частей от пыли и загрязнений Проверка разборчивости надписей, правильности и надёжности крепления идентификационных табличек Проверка кабелей, уплотнения и кожухов на отсутствие повреждений Проверка надежности монтажных креплений деталей Проверка надежности крепления проводников заземления между точками заземления и корпусом (заземляющим проводником) Проверка состояния контактных соединений заземления Проверка исправности механических блокировок (при наличии) Проверка крепления корпусов на стене и других конструкциях Проверка затяжки крепежных деталей и контактных соединений, чистка контактов Осмотр взрывозащищенной оболочки* Проверка соответствия панели управления классификации зоны* Проверка состояния уплотнительных прокладок Проверка устройств ввода кабеля и защитных элементов Частичная разборка для выявления дефектов (для обеспечения доступа) Проверка состояния электрической изоляции проводов, кабелей, чистка (при необходимости) Измерение параметров взрывозащиты* Проверка состояния наконечников и выводов проводов, кабелей Проверка состояния прокладок в корпусе Проверка соответствия устройства управления защите от коррозии, погодных воздействий, вибрации и других неблагоприятных факторов Восстановление поврежденной окраски, изоляционного покрытия и необходимых надписей (при необходимости) Периодичность, мес. Трудоёмкость, чел.-ч 2 ТО 6 ТО 12 1,5 2,0 + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + - + + + + + + + + + - + - + + + - + - + 60 Окончание таблицы 9.2 1 2 Распределительные пункты и коробки Осмотр на отсутствие повреждений Проверка разборчивости, правильности надписей и надежности крепления идентификационных табличек Проверка соответствия условиям эксплуатации и нагрузке Очистка наружной части от пыли и загрязнения Проверка кабелей, кабелепроводов, сальников, кабельных оболочек на надежность крепления и отсутствие повреждений Проверка заземления на надежность крепления и отсутствие повреждения, проверка целостности заземления между точкой заземления и основным пунктом заземления Проверка соответствия распределительной коробки классификации зоны* Проверка состояния уплотнительных прокладок* Проверка элементов взрывозащиты* Проверка типа кабеля и отсутствия явных повреждений кабеля Проверка состояния уплотнителей Измерение параметров взрывозащиты* Проверка на соответствие защите от коррозии, погодных воздействий, вибрации и других неблагоприятных факторов Ремонт или замена дефектных деталей Проверка состояния наконечников и выводов проводов, кабелей Восстановление поврежденной окраски, изоляционного покрытия и необходимых надписей Проверка состояния крепёжных деталей, устройств подачи кабеля и защитных элементов Проверка степени затяжки силовых КС Проверка целостности изоляции кабелепроводов Проверка правильности расключений неиспользуемых кабелей * Для взрывозащищенного оборудования. 2 ТО 6 0,5 + ТО 12 1,0 + + + + + + + + + + + + + + + + - + + + + + + - + - + + - + - + - + + + Таблица 9.3 – Периодичность и типовой объём работ технического обслуживания электрических аппаратов в составе НКУ на 0,4 кВ Периодичность, мес. ТО 12 1 2 1 Коммутационные аппараты различных типов (автоматические выключатели, рубильники, контакторы, магнитные пускатели, пускорегулирующие аппараты и др.), командоаппараты и контроллеры Осмотр аппаратов и устранение видимых повреждений + Проверка соответствия аппаратов условиям эксплуатации и нагрузке + Очистка наружной части аппаратов от пыли и загрязнения, смазка трущихся эле+ ментов деталей Проверка состояния коммутационных проводов, кабелей, контактных соединений и + заземления Проверка состояния нагревательных элементов и тепловых реле и их соответствия + номинальному току токоприёмника Проверка уровня и температуры масла, отсутствия течи и доливка масла (при + необходимости) в маслонаполненных аппаратах Проверка следов перегрева элементов сопротивления, контактов пускорегулирую+ щих аппаратов Типовой объём работ 61 Окончание таблицы 9.3 1 2 Проверка исправности механической блокировки + Проверка и регулирование одновременности включения и отключения ножей ру+ бильников и переключателей (при необходимости) Замена предохранителей и плавких вставок (при необходимости) + Проверка креплений корпусов, аппаратов + Проверка исправности кожухов, рукояток, замков, ручек, шкафов + Проверка затяжки крепежных деталей и контактных соединений, чистка контактов + Проверка работы приводного механизма + Проверка наличия соответствующих надписей на щитках, панелях и аппаратах + Проверка работы сигнальных устройств и целостности пломб на реле и других ап+ паратах Осмотр взрывозащищенной оболочки (для аппаратов во взрывозащищенном ис+ полнении) Измерение параметров взрывозащиты для взрывозащищенного оборудования + Выявление дефектных узлов и деталей, их ремонт или замена + Проверка и регулировка плотности прикасания и одновременности включения со+ ответствующих групп контактов Замена сигнальных ламп и ремонт их арматуры (по необходимости) + Проверка и замена изоляторов (при необходимости) + Проверка целостности и замена элементов сопротивлений (по необходимости) + Проверка исправности подключенного к аппаратам заземления + Проверка исправности дугогасительных камер и их ремонт (по необходимости) + Проверка состояния наконечников, выводов и цепей вторичной коммутации аппа+ ратов Выполнение рекомендаций по ТО завода-изготовителя (при необходимости) + 2 Электромагнитные муфты и тормоза, дополнительно: Проверка нагрева дисков и корпуса муфты + Проверка крепления корпуса муфты для предотвращения осевых перемещений + Проверка зазора между направляющей втулкой якоря и валом + Проверка исправности элементов системы охлаждения + Проверка крепления контактных колец на корпусе + Проверка легкости перемещения и четкости включения и отключения муфты + 3 Силовые полупроводниковые преобразователи* Проверка нагрева полупроводниковых приборов, пускорегулирующей аппаратуры и + реле, наличия чрезмерного шума, повреждений Проверка работы вентилятора в системе охлаждения + Устранение мелких дефектов + * Техническое обслуживание выполняется одновременно с оборудованием по месту установки. Примечание – Объём работ и трудоёмкость устанавливаются для конкретного типа аппарата в зависимости от его назначения и конструктивного исполнения. 9.4 Диагностический контроль электрооборудования и НКУ на 0,4 кВ 9.4.1 При диагностическом контроле аппаратов низкого напряжения РУ проводится комплексное опробование, включающее проверки и измерения, характеризующие готовность электрооборудования к работе. 9.4.2 Плановый диагностический контроль электрооборудования и НКУ на 0,4 кВ должен проводиться одновременно с техническим обслуживанием по графику ТО. Работы по отысканию мест или причин отказа или неисправности могут выполняться вне графика с учётом фактического технического состояния. При этом могут быть применены дополнительно другие методы контроля и испытания, дающие более точные результаты. 62 9.4.3 Объём и периодичность диагностического контроля электрооборудования в составе НКУ на 0,4 кВ приведены в таблице 9.4. Испытания должны проводиться в соответствии с нормами испытаний электрооборудования согласно ПТЭЭП и инструкцией завода-изготовителя. Таблица 9.4 - Периодичность и виды КТС, нормы контроля электрооборудования в составе НКУ на 0,4 кВ Наименование оборудования. Контролируемый параметр, Периодичность Норма контроля Примечание проверка 1 2 3 4 1 Электроустановки, аппараты, вторичные цепи и электропроводки на напряжение 0,4 кВ 1.1 Сопротивление изоляции 1.1.1 Электрооборудование и 3 года Не менее 0,5 МОм Полупроводниковые аппараты до 1000 В преобразователи в устройствах должны быть зашунтированы (на каждой секции РУ) 1.1.2 РУ, щиты, токопроводы 3 года Не менее 1,0 МОм На каждой секции шин 1.1.3 Электропроводки 1 год во Не менее 0,5 МОм В осветительных сетях отходящих линий, в т.ч. взрывоопасных при измерении должны осветительные зонах, прочие быть вывинчены лампы 3 года 1.1.4 Вторичные цепи РУ, цепи Для цепей до 60 В Выполняется со всеми защиты, питания не менее 0,5 МОм, присоединенными 3 года электроприводов аппаратов, остальных аппаратами управления, СА и ТМ и т.п. не менее 1,0 МОм 1.1.5 Шинки постоянного тока и При отсоединенных 3 года Не менее 10,0 МОм напряжения цепях 1.1.6 Цепи, содержащие Мегаомметр на 100 В в устройства с цепях до 60 В, на 500 В 3 года Не менее 0,5 МОм микроэлектронными элементами свыше 60 В до 60 В и выше 1.1.7 Ввода и проходные 3 года Не менее 500,0 МОм Измеряется изоляторы сопротивление основной изоляции обкладок вводов с бумажномасляной изоляцией 1.2 Проверка устройств 3 месяца Должны Выполняется от кнопки защитного отключения соответствовать «тест» устройства УЗО электроустановок функциональному назначению УЗО 1.3 Проверка наличия цепи Отсутствие обрывов и Выполняется после между заземленными неудовлетворительных проверки срабатывания установками и составными 6 лет КС. Сопротивление КС защит элементами заземлённой не более 0,1 Ом установки 1.4 Переходное сопротивление Сопротивление КС не Не проводится при силовых КС сборных и должно более чем в положительных соединительных шин, 1,2 раза превышать результатах планового токопроводов в РУ 0,4 кВ 6 лет сопротивление участка тепловизионного подстанций и КТП (провода, шины) такой контроля же длины, как и соединителя 63 Окончание таблицы 9.4 1 1.5 Тепловизионный контроль 2 3 года 3 4 В соответствии с Оценка силовых КС РД 34.45-51.300.97 2 Силовые полупроводниковые преобразователи НКУ 2.1 Сопротивление изоляции 3 года Не менее 5,0 МОм Выполняется в силовых и токоведущих частей вторичных цепях 2.2 Проверка режимов работы силовых полупроводниковых приборов: - разброс токов по Не более 15 % от параллельным ветвям среднего значения; тиристоров и диодов; Выполняется - разброс напряжений по не более 20 % от при наличии последовательно включенным среднего значения; требований руководства тиристорам и диодам; 3 года по эксплуатации - сопротивление анод-катод разброс не более 10 %; на тиристорах - проверка отсутствия обрыва падение напряжения в диодах должно быть в пределах заводских данных 2.3 Проверка системы Температура должна Выполняется по методике охлаждения тиристоров и 3 года быть в нормируемых изготовителя или при ТК диодов пределах 2.4 Проверка трансформаторов Проводится в соответствии с требованиями руководства по агрегата эксплуатации 2.5 Тепловизионный контроль 3 года В соответствии с Оценка силовых КС, РД 34.45-51.300.97 полупроводниковых приборов, элементов охлаждения Примечание - Периодичность по позициям 1, 2.1, 2.2, 2.3 настоящей таблицы устанавливается в соответствии с ПТЭЭП и может быть изменена при наличии иных требований руководства по эксплуатации. 9.5 Ремонт электрооборудования и НКУ на 0,4 кВ 9.5.1 Ремонт электрооборудования и НКУ на 0,4 кВ должен проводится по фактическому техническому состоянию с учётом результатов периодических осмотров и проверок, технического обслуживания и диагностического контроля. 9.5.2 Неплановые ремонты выполняются в случае отказов оборудования, а также после исчерпания коммутационного или механического ресурса. 9.5.3 Объём работ по ремонту должен определяться дефектной ведомостью. При этом должен учитываться также срок службы и ресурс оборудования, при которых становится необходимым ремонт или замена основных элементов оборудования. 9.5.4 Для уточнения объёма работ ремонта могут быть использованы дополнительно другие методы контроля и испытания оборудования РУ (кроме периодического планового ДК), не противоречащие действующей НТД и указаниям заводовизготовителей. 64 10 Техническое обслуживание источников бесперебойного питания и аккумуляторных батарей 10.1 Наименование электрооборудования 10.1.1 Раздел распространяется на источники бесперебойного питания и аккумуляторные батареи, эксплуатируемые на объектах КТК: - ИБП 380 В трёхфазные переменного тока; - ИБП 220 В однофазные переменного тока; - ИБП 48 В постоянного тока; - стационарные аккумуляторные батареи (кислотные, щелочные). 10.1.2 В составе ИБП техническому обслуживанию подлежат: - выпрямитель/зарядное устройство; - инвертор; - статический переключатель; - дроссель на выходе в цепи постоянного тока; - трансформатор на выходе инвертора; - резервный (байпасный) трансформатор; - шкаф распредустройства с выключателями цепи аккумуляторной батареи; - аккумуляторная батарея необслуживаемая никель-кадмиевая (далее – щелочная) или свинцово-кислотная (далее – кислотная). 10.1.3 Необслуживаемые АБ не подлежат ремонту, заменяются по истечении срока службы или при ухудшении основных эксплуатационных характеристик (напряжение (в зависимости от типа), сопротивление изоляции менее 100 Ом/В, ёмкость менее 70%) до уровня предельно допустимых. 10.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации 10.2.1 В процессе эксплуатации ИБП должны контролироваться параметры в соответствии с таблицей 10.1. Таблица 10.1 – Значения контролируемых параметров ИБП 1 1 ИБП 380 В трёхфазный переменного тока 1.1 Зарядное устройство Напряжение питания переменного тока 2 Значения контролируемых параметров предельные номи(эксплуатааварийные нальция с огра(отключение) ные ничением) 3 4 5 % до ±10 Напряжение на выходе % до +10 до -8 Сила тока на фазу Напряжение зарядки Сила тока зарядки 1.2 Инвертор Выходное напряжение Температура поверхности А В А Наименование контролируемого параметра Единица измерения % С отклонение более |10| до +12 до -10 свыше +12 или |-10| в соответствии с инструкцией по эксплуатации ИБП до ±1 до 40 ±(1-2) до 50 более 2 свыше 50 65 Окончание таблицы 10.1 1 Перегрузка по току длительная Перегрузка по току кратковременная: до 1 мин 2 % 3 - 4 0-5 5 более 5 - 25-50 - 15-25 свыше 50 или продолжительностью более 1 мин свыше 25 или продолжительностью более 10 мин % от 1 до 10 мин 2 ИБП 220 В однофазный переменного тока Контроль параметров одноименных блоков осуществляется аналогично п. 1 настоящей таблицы 3 ИБП 48 В постоянного тока Контроль параметров одноименных блоков осуществляется аналогично п. 1 настоящей таблицы 4 Аккумуляторная батарея (щелочная, кислотная) Ёмкость АБ относительно первоначальной: - кислотная 100-80 80-70 менее 70 % - щелочная 100-85 85-80 менее 80 Напряжение зарядки В Напряжение и ток батареи В, А в соответствии Температура воздуха в помещении С с инструкцией Уровень электролита мм по эксплуатации Плотность электролита г/см3 батареи Напряжение любого элемента относительно % среднего напряжения на элемент АБ Примечание – Фактические (измеренные) отклонения значений параметров здесь и далее берутся в процентах относительно их номинальных паспортных величин. 10.2.2 При достижении контролируемыми параметрами значений «предельные» таблицы 10.1 должны быть приняты меры по выяснению причин, приведших к отклонению параметра от нормы. Необходимо усилить контроль за работой ИБП (блока ИБП) и устранить неисправность при выводе ИБП в ближайшее ТО или проведением КТО. 10.2.3 При достижении контролируемыми параметрами значений «аварийные» таблицы 10.1 ИБП (блок ИБП) должен быть немедленно выведен из эксплуатации с проведением КТО по обнаружению и устранению неисправности. 10.2.4 Оперативный контроль с проверкой входных и выходных параметров по показаниям на дисплее должен производиться дежурным персоналом 1 раз в смену. При этом записываются зафиксированные в меню неисправностей события с последующим их сбросом в целях освобождения памяти для записи следующей информации. 10.2.5 Дежурному электромонтёру необходимо 1 раз в смену проверять состояние светодиодных индикаторов на платах ИБП и аварийной сигнализации. Величины показаний параметров и срабатывания сигнализации должны быть сравнены с паспортными значениями и зарегистрированы в эксплуатационной документации. При отклонениях в работе ИБП и аварийной сигнализации от нормального режима работы следует выяснить причину и провести контроль и/или КТО с обнаружением и устранением неисправности. 10.2.6 Осмотр ИБП проводится 1 раз в месяц ответственным за электрохозяйство НПС (МТ) или работником, им уполномоченным. 10.2.7 Осмотр АБ с проверкой состояния и измерением параметров в соответствии с инструкцией по эксплуатации должен производиться по утвержденному графику. Результаты должны быть занесены в эксплуатационную документацию. 10.2.8 Периодичность осмотров АБ приведена в таблице 10.2. 10.2.9 Осмотр аккумуляторных батарей включает в себя: - контроль температуры в помещении; 66 - визуальную проверку целостности банок, наличия и исправности перемычек (ошиновки); - проверку правильности положения покровных стекол или фильтр-пробок; - проверку напряжения на шинах и тока подзарядки; - проверку исправности приточно-вытяжной системы вентиляции; - проверку чистоты батареи и в помещении аккумуляторной. Между соседними аккумуляторами АБ расстояние должно быть не менее 5-10 мм. Разница температуры между поверхностями соседних аккумуляторов не должна превышать 3 ºС или 5 ºС в зависимости от серии АБ. Таблица 10.2 - Периодичность осмотров АБ Наименование работ 1 Осмотр оперативным (дежурным) персоналом при обходе 2 Осмотр ответственным за электрохозяйство 3 Осмотр на объектах линейной части МН Периодичность 1 раз в смену 1 месяц 6 месяцев 10.2.10 Контрольный разряд кислотной АБ для определения фактической емкости должен проводиться 1 раз в 1-2 года (по ПТЭЭП) или по мере необходимости в зависимости от технического состояния и срока службы, щелочной АБ – 1 раз в год. 10.2.11 АБ, находящиеся на хранении через каждые 6 месяцев должны пройти подзаряд (выравнивающий заряд). При буферном использовании АБ с зарядным устройством следует следить за тем, чтобы напряжение заряда составляло от 2,25 до 2,30 В/элемент, а при температуре в шкафу, длительное время имеющей значение за пределами интервала от 10 ºС до 30 ºС, следует добавить коэффициент температурной компенсации ±0,003 В/элемент на каждый градус температуры (знак «плюс» при температуре ниже 10 ºС, «минус» - выше 30 ºС). 10.2.12 При выполнении ТО аккумуляторных батарей необходимо руководствоваться рекомендациями завода-изготовителя каждого типа батареи. 10.2.13 При всех видах ТО и проверок необходимо контролировать температуру воздуха в помещении ИБП и аккумуляторной, принимать меры по её поддержанию в соответствии с инструкцией по эксплуатации. 10.3 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания источников бесперебойного питания и аккумуляторных батарей 10.3.1 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания источников бесперебойного питания приведены в таблице 10.3, аккумуляторных батарей – в таблице 10.4. 67 Таблица 10.3 – Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания источников бесперебойного питания Наименование оборудования, типовой объём работ Периодичность, мес. Трудоёмкость, чел.-ч 1 2 1 ИБП 380 В трёхфазный переменного тока ТО 3 0,8 + + ТО 12 4,0 + + Осмотр на отсутствие повреждений и загрязнения всех блоков (устройств) ИБП Проверка штатных режимов работы – передача нагрузки от секции к секции, на статический байпас и в обратной последовательности Проверка на «автономность» - работа от аккумуляторов обеих секций + 1.1 Выпрямитель/зарядное устройство Вывод из работы и чистка наружной поверхности + + Проверка крепления кабелей, кабельных оболочек и заземления + + Проверка отсутствия заедания органов управления и выключателей + + Настройка зарядного устройства (при необходимости) + + Измерение напряжения и тока в режиме плавающего подзаряда + + Проверка исправности вентиляторов охлаждения + + Проверка состояния идентификационных бирок и маркировки + Частичная разборка для выявления дефектов + Замена (ремонт) дефектных узлов и деталей (при необходимости) + Проверка затяжки всех контактных соединений + Проверка фактических токовых нагрузок на присоединениях + 1.2 Инвертор Проверка индикаторов состояния ИБП, аварийной сигнализации, показаний + + контролируемых параметров Измерение напряжение на выходе ИБП + + Проверка затяжки болтовых контактных соединений + Проверка исправности вентиляторов охлаждения + Замена (ремонт) дефектных узлов и деталей (при необходимости) + Чистка со вскрытием задней панели (там, где это возможно) + 1.3 Статический переключатель Проверка режимов работы системы силовых полупроводниковых приборов + 1.4 Резервный (байпасный) трансформатор, дроссель и выходной трансформатор инвертора Восстановление окраски поверхностей (при необходимости) + Контроль состояния контактных соединений + 1.5 Шкаф распредустройства с выключателями цепи АБ Проверка фактических токовых нагрузок на присоединениях + Осмотр и оценка состояния выключателей, силовых контактных соединений, + изоляции электропроводок и кабелей ТО 3 ТО 12 2 ИБП 220 В однофазный переменного тока 0,5 3,0 Выполнение работ по п. 1 настоящей таблицы ТО 3 ТО 12 3 ИБП 48 В постоянного тока 0,5 1,0 3.1 Выпрямитель/зарядное устройство Осмотр на отсутствие повреждений и загрязнения + + Проверка индикаторов состояния ИБП, аварийной сигнализации, показаний + + контролируемых параметров и сравнение их с паспортными значениями Проверка исправности вентиляторов охлаждения + + Вывод из работы и чистка наружной поверхности + + Проверка затяжки всех контактных соединений + + Проверка крепления кабелей, кабельных оболочек и заземления + + Проверка состояния идентификационных бирок и маркировки + + 68 Окончание таблицы 10.3 1 Замена сигнальных ламп (при необходимости) Проверка отсутствия заедания органов управления и выключателей Замена предохранителей и плавких вставок (при необходимости) Замена дефектных узлов и деталей (при необходимости) 3.2 Распределительная панель ТО в соответствии с п. 1.5 настоящей таблицы 2 4 Аккумуляторная батарея необслуживаемая (для всех ИБП) Осмотр на отсутствие повреждений и загрязнения Чистка наружных поверхностей от пыли и загрязнения Проверка исправности приточно-вытяжной вентиляции в шкафу Проверка напряжения отдельных элементов (блоков) выборочно Проверка температуры поверхности отдельных элементов (блоков) выборочно Измерение сопротивления изоляции АБ Проверка напряжения каждого элемента АБ Контроль состояния вводов в шкафу АБ Проверка исправности перемычек батареи, ошиновки Проверка затяжки в соединениях, защитная смазка клемм и КС Проверка наличия соответствующих надписей на щитах, нумерации аккумуляторных банок и их восстановление при необходимости Примечание – Трудоёмкость ТО АБ приведена на один элемент АБ. + + + - + + + + ТО 6 0,03 + + + + + + - + ТО 12 0,05 + + + + + + + + + + - + Таблица 10.4 – Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания стационарных аккумуляторных батарей Наименование оборудования, типовой объём работ Периодичность, мес. Трудоёмкость, чел.-ч 1 2 1 Аккумуляторная батарея щелочная Осмотр на отсутствие повреждений и загрязнения Чистка наружных поверхностей от пыли и загрязнения Проверка уровня и измерение плотности электролита в каждом элементе АБ и, при необходимости, доливка дистиллированной воды* Проверка наличия соответствующих надписей на щитах, нумерации аккумуляторных банок и, при необходимости, их восстановление Проверка исправности приточно-вытяжной вентиляции Проверка исправности перемычек Измерение сопротивления изоляции АБ** Измерение напряжения каждого элемента АБ Демонтаж батареи и замена элементов (при необходимости) Проверка затяжки крепежных деталей в соединениях, защитная смазка клемм и соединений Контрольный разряд АБ для определения фактической ёмкости 2 Аккумуляторная батарея кислотная Осмотр на отсутствие повреждений и загрязнения Чистка наружных поверхностей от пыли и загрязнения Проверка уровня и измерение плотности электролита в каждом элементе АБ и, при необходимости, доливка дистиллированной воды* Проверка наличия соответствующих надписей на щитах, нумерации аккумуляторных банок и, при необходимости, их восстановление Проверка исправности приточно-вытяжной вентиляции ТО 3 0,05 + + ТО 12 0,1 + + + + + + + + + + - + + + + + - + ТО 3 0,1 + + + ТО 12 0,2 + + + + + + + + 69 Окончание таблицы 10.4 1 2 Проверка исправности перемычек батареи + + Проверка напряжения каждого элемента АБ + + Измерение сопротивления изоляции АБ** + + Проверка затяжки в соединениях, защитная смазка клемм и соединений + Контрольный разряд АБ для определения фактической ёмкости + * Не выполняется для АБ с герметизированными элементами. ** Выполняется штатным измерителем сопротивления изоляции. Примечания 1 Трудоёмкость ТО АБ приведена на один элемент АБ. 2 Трудоёмкость ТО АБ с герметизированными элементами следует принять с коэффициентом 0,5. 10.3.2 При ТО необходимо обращать внимание на отсутствие следов повышенного нагрева деталей, узлов, контактных соединений, изменения цвета их поверхностей. 10.3.3 При отключении зарядного устройства, аккумуляторной батареи, инвертора или статического переключателя системой встроенного контроля с выдачей соответствующего неисправности аварийного сообщения (на мониторе) оперативный персонал должен выявить и устранить неисправность. В противном случае должно быть проведено КТО в ближайшее время. 10.3.4 При проверке режимов работы полупроводниковых приборов необходимо проверить разброс в распределении напряжений и токов по ветвям тиристоров и вентилей, измерить сопротивление «анод-катод» на тиристорах, прямое и обратное напряжение вентилей (раздел 3, Приложение 3 ПТЭЭП). Полупроводниковые приборы при их несоответствии нормам должны быть заменены исправными. 10.3.5 Величина сопротивления изоляции стационарной АБ должна оцениваться по указаниям в заводской инструкции или ПТЭЭП в зависимости от напряжения АБ. Сопротивление изоляции необслуживаемых АБ до 1 года эксплуатации должно быть не менее 1,0 МОм, более 1 года – 100 Ом на 1 В номинального напряжения батареи. 10.3.6 При обнаружении в элементах кислотной АБ выпадения на дно светлосерого шлама, коробления и роста (набухания) активной массы электродов (пластин), а также снижении номинальной емкости без видимых причин более чем на 10 % должен быть проведен химический анализ электролита или заменен элемент АБ. 10.3.7 По окончании работ при ТО по проверке исправности ИБП необходимо проверить работу ИБП во всех штатных режимах, работоспособность приборов контроля параметров, цепей защиты и сигнализации. 10.4 Диагностический контроль источников бесперебойного питания и аккумуляторных батарей 10.4.1 Диагностический контроль источников бесперебойного питания и аккумуляторных батарей должен проводится в объёме и с периодичностью в соответствии с таблицей 10.5. 10.4.2 Измерение сопротивления изоляции АБ выполняется в рамках ТО с помощью штатных устройств АБ измерения сопротивления в соответствии с п.4 таблицы 10.3 и п.п. 1 и 2 таблицы 10.4. 70 Таблица 10.5 – Периодичность диагностического контроля источников бесперебойного питания и аккумуляторных батарей Наименование оборудования, Периодичность вид контроля 1 Источник бесперебойного питания 1.1 ИБП постоянного и переменного тока Измерение сопротивления изоляции силовых кабелей выпрямителя, инвертора, байпасного трансформатора и трансформатора инвертера Измерение сопротивления изоляции обмоток байпасного трансформатора и 3 года трансформатора инвертера Измерение сопротивления изоляции силовых кабелей РУ Тепловизионный контроль контактных соединений 2 Аккумуляторная батарея необслуживаемая (ИБП) Измерение сопротивления изоляции относительно земли 3 года Тепловизионный контроль 3 Стационарная аккумуляторная батарея Измерение сопротивления изоляции относительно земли Тепловизионный контроль Норма контроля Не менее 0,5 МОм Не менее 100 МОм при 20 С Не менее 1,0 МОм на каждой секции шин В соответствии с таблицей Л.4 приложения Л Не менее 1,0 МОм Для КС – в соответствии с таблицей Л.4 приложения Л. Разница температур между аккумуляторами не более 3 С 1 год Не менее 1,0 МОм 3 года Для КС – в соответствии с таблицей Л.4 приложения Л. Разница температур между аккумуляторами не более 3 С или 5 С в зависимости от типа АБ 10.4.3 Тепловизионный контроль должен проводиться в режиме максимальной нагрузки ИБП. При этом должны быть учтены особенности ТК, отмеченные в разделе 5 настоящего Руководства. При ТК должно быть оценено тепловое состояние силовых полупроводниковых приборов зарядного устройства, инвертора, статического переключателя, силовых кабелей (разделок), контактных соединений силовых цепей (и АБ), АБ с целью выявления возможного перегрева отдельных элементов в результате замыкания пластин. 10.4.4 Трудоёмкость диагностического контроля источников бесперебойного питания и аккумуляторных батарей должна быть установлена по каждой операции выполнения ДК в соответствии с таблицей 10.5 и для каждого типа ИБП и АБ индивидуально. 71 11 Техническое обслуживание и ремонт линий электропередачи 11.1 Наименование оборудования 11.1.1 Раздел распространяется на линии электропередачи, эксплуатируемые на объектах системы КТК: вдольтрассовые воздушные линии электропередачи и токопроводы (далее – ВЛ) напряжением до 10 кВ; силовые кабельные линии электропередачи (далее – КЛ) напряжением до 35 кВ. 11.1.2 В составе ВЛ техническому обслуживанию подлежат: провода; опоры; изоляторы; линейная арматура; кабельные вставки (перемычки); установленные коммутационные аппараты; устройства заземления и молниезащиты. 11.1.3 В составе КЛ техническому обслуживанию подлежат: один или несколько проложенных вместе кабелей; соединительные, стопорные и концевые муфты (заделки); крепежные детали; кабельные сооружения; кабельные трассы. 11.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации 11.2.1 Основным видом технического обслуживания ЛЭП является контроль технического состояния. Способы и периодичность контроля устанавливаются настоящим Руководством. 11.2.2 Периодичность осмотров вдольтрассовых ВЛ приведена в таблице 11.1. Таблица 11.1 - Периодичность осмотров вдольтрассовых ВЛ Наименование работ 1 Осмотр ВЛ по всей длине трассы 2 Выборочный осмотр отдельных участков ВЛ, включая все участки ВЛ, подлежащие ремонту 3 Осмотр ВЛ, подверженных паводковому воздействию (в зоне затопления, вспучивания грунта и весеннего размыва) 4 Верховой осмотр ВЛ 5 Осмотр ВЛ при приёмке в эксплуатацию после строительства и ремонта Периодичность 6 месяцев (в период подготовки ВЛ к паводку и грозовому сезону и в период подготовки к работе в зимнее время) 1 год 1 год (после прохождения паводка, оттаивания грунта) При необходимости После окончания строительно-монтажных или ремонтных работ 11.2.3 Верховой осмотр вдольтрассовых ВЛ проводится в год, предшествующий ремонту, или когда оценка технического состояния элементов ВЛ не может быть выполнена с поверхности земли. Осмотру подлежат все анкерные опоры и опоры с установленными на них оборудованием и коммутационными аппаратами. Осмотр промежуточных опор выполняется не менее одной из десяти. 11.2.4 Внеочередные осмотры вдольтрассовых ВЛ проводятся: - после стихийных явлений (гололёд, ледоход, разливы рек, ливни, ураганы, землетрясения, оползни, обвалы, пожары вблизи ВЛ) для выявления неисправностей, дефектов и повреждений, вызванных стихийным явлением; - после автоматического отключения ВЛ релейной защитой или неуспешного АПВ для установления причин, вызвавших это отключение. 72 Объём осмотра ВЛ и токопроводов должен соответствовать 2.3.11 ПТЭЭП. Результаты осмотра заносятся в соответствующую эксплуатационную документацию. 11.2.5 Неисправности, обнаруженные при осмотре ВЛ, должны быть отмечены в соответствующей эксплуатационной документации и в зависимости от их характера устранены в кратчайший срок (угроза здоровью и жизни людей, животных) или при проведении КТО. 11.2.6 Периодичность осмотров силовых КЛ приведена в таблице 11.2. Таблица 11.2 - Периодичность осмотров силовых КЛ Наименование работ Периодичность 1 Осмотр трассы КЛ, проложенной в земле 2 Осмотр трассы КЛ, проложенной открыто в кабельных сооружениях (эстакадах, туннелях, каналах, галереях) и по стенам зданий 3 Осмотр кабельных колодцев 4 Осмотр подводных кабелей 5 Осмотр концевых заделок кабелей, концевых и соединительных муфт, изоляторов, механических защит 6 Осмотр туннелей (коллекторов), шахт и каналов на питающих подстанциях с постоянным дежурством персонала 7 То же, на подстанциях без постоянного дежурства персонала 8 Выборочные осмотры КЛ ответственным за электрохозяйство НПС (МТ) или уполномоченным им лицом из административнотехнического персонала 9 Контроль температуры воздуха и проверка исправности вентиляции в помещениях с КЛ и в кабельных сооружениях закрытого типа. Температура не должна превышать температуру наружного воздуха более чем на 10 С 10 Осмотр кабельных вставок ВЛ 3 месяца 6 месяцев 2 года В сроки, установленные ответственным за электрохозяйство При каждом осмотре оборудования 1 месяц В сроки, установленные ответственным за электрохозяйство 6 месяцев Проводится в летнее время 1 раз в неделю 6 месяцев совместно с осмотром ВЛ 11.2.7 Для КЛ, проложенных открыто, осмотр кабельных муфт напряжением выше 1000 В проводится при каждом осмотре электрооборудования. 11.2.8 Внеочередные осмотры КЛ проводятся в период паводков, после ливней и при отключении КЛ релейной защитой, а также в других случаях, когда КЛ может быть повреждена. 11.2.9 Периодичность и виды контроля технического состояния и профилактических проверок ВЛ приведены в таблице 11.3, КЛ – в таблице 11.4. Таблица 11.3 - Периодичность профилактических проверок ВЛ и виды контроля технического Контролируемый параметр, проверка 1 1 Измерение ширины просеки, высоты деревьев и кустарников под проводами, расстояний элементов ВЛ до стволов деревьев и их кроны 2 Измерение прогибов металлических опор и металлических элементов железобетонных опор 3 Оценка степени коррозионного износа металлических элементов опор 4 Измерение трещин, прогибов, разрушения бетона железобетонных опор и приставок 5 Проверка вертикального положения опор состояния и Периодичность 2 3 года, перед выполнением ТР 6 лет 73 Окончание таблицы 11.3 1 6 Измерение расстояний от проводов до поверхности земли и различных объектов, до пересекаемых сооружений 7 Измерение стрел провеса, расстояний до элементов ВЛ 8 Проверка состояния прессуемых, сварных, болтовых, выполненных овальными соединителями соединений проводов 9 Проверка тяжения в оттяжках опор 2 Не более 6 лет и по мере необходимости 6 лет 3 года Таблица 11.4 - Периодичность и виды контроля технического состояния силовых КЛ Контролируемый параметр, испытание 1 Проверка антикоррозийных защит 2 Контроль за нагрузками КЛ Периодичность Норма контроля 3 года При проверке измеряются потенциалы и токи в оболочках кабелей и параметры электрозащиты (ток и напряжение катодной станции, ток дренажа) в соответствии с руководящими указаниями по ЭХЗ подземных энергетических сооружений от коррозии Допускаемые перегрузки КЛ по току должны соответствовать ПТЭЭП (см. 2.4.8, 2.4.9) 1 год в период летнего или осенне-зимнего максимума нагрузки в часы суток, соответствующие максимальной нагрузке КЛ 11.2.10 После монтажа нового кабеля, замены участка кабеля, монтажа муфт или отсоединения жил кабеля (от источника, нагрузки) должна быть проведена проверка целостности жил и фазировки кабеля. 11.3 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания линий электропередачи 11.3.1 Работы по ТО линий электропередачи должны проводиться в объёме и с периодичностью, представленными в таблице 11.5. 11.3.2 Обнаруженные при ТО дефекты должны быть, по возможности, устранены. Дефекты, требующие дополнительных трудозатрат, устраняются проведением КТО. Таблица 11.5 – Периодичность и типовой объём работ технического обслуживания линий электропередачи Наименование оборудования, типовой объём работ 1 1 Воздушная линия электропередачи 1.1 Провода, опоры, изоляторы, линейная арматура, кабельные вставки Выявление нарушений повива, регулировки и обрывов проводов Выявление недопустимого изменения стрел провеса и расстояний от проводов до земли и наземных объектов Выявление повреждений изоляторов, трещин, загрязненности Контроль наличия на изоляторах гаек, замков Проверка заземления крюков штыревых изоляторов Ремонт трещин и сколов на железобетонных опорах и приставках Проверка и необходимое укрепление бандажей приставок Очистка опор от посторонних предметов Периодичность, мес. 2 ТО 12 + + + + + + + + 74 Окончание таблицы 11.5 1 Проверка состояния линейной арматуры ТО кабельной вставки выполняется в соответствии с п. 2 настоящей таблицы 1.2 Линейный разъединитель типа РЛНД Осмотр и устранение дефектов Проверка состояния главных и заземляющих ножей Устранение перекоса ножей (при необходимости), очистка их от окиси (нагара), проверка пружин Проверка надежности крепления всех болтовых соединений Проверка состояния приводов, контактов, демпферных устройств, отключающих пружин Проверка состояния ошиновки и контактных соединений Проверка состояния и чистоты межфазных изоляционных перегородок (чистка при загрязнении) Проверка работы механических блокировок Проверка работы привода, фиксации конечных положений рукояток привода, работы блок-замка, смазка, регулировка (при необходимости), устранение мелких дефектов привода и приводного механизма Подтяжка болтовых соединений, чистка всех узлов разъединителя и сборки изоляторов Проверка состояния заземляющего спуска Проверка полноты включения главных и заземляющих ножей; проверка состояния, крепления и плавности вращения изоляторов 1.3 Заземление и молниезащита ТО выполняется в соответствии с п.2 таблицы 14.2 раздела 14 Руководства 2 Силовая кабельная линия Осмотр всей трассы КЛ до 35 кВ, мест пересечения трассы кабелей с другими коммуникациями, железными и шоссейными дорогами Проверка состояния мест прохода кабелей через стены и подходов к распределительным пунктам, токоприёмникам, кабельным колодцам Проверка состояния мест выхода кабелей из земли на стены зданий и блокбоксов механотехнологического оборудования НПС или опоры ВЛ Проверка исправности соединительных и концевых муфт (отсутствие подтеков кабельной массы), сухих разделок и креплений Проверка состояния наружных поверхностей оболочек наземных кабелей Проверка состояния устройств (труб, коробов, крыш), защищающих и закрепляющих кабельные линии, проложенные по стенам зданий, эстакадам, металлоконструкциям и на наклонных участках Проверка и восстановление (при необходимости) маркировки кабелей, реперов, предупредительных плакатов и надписей Проверка состояния заземления кабелей Осмотр кабельных колодцев Контроль теплового режима работы кабелей, температуры воздуха и работы вентиляционных устройств в кабельных сооружениях Примечание – Для кабельной вставки ВЛ проводится только ТО 12. 2 + ТО 36 + + + + + + + + + + + + ТО 12 + ТО 6 ТО 12 + + + + + + + + + + + + + + + - + + - + 11.3.3 Линейная арматура должна браковаться и подлежать замене в соответствии с требованиями ПТЭЭП. При наличии следов перекрытия, трещин, сколов, а также при неудовлетворительных результатах планового тепловизионного контроля должно проводиться измерение сопротивления подвесных фарфоровых изоляторов. 11.3.4 При обнаружении в результате осмотра ВЛ дефектов опор, перечисленных в таблице 12 Приложения 3.1 ПТЭЭП, должно быть проведено КТО. 75 11.3.5 Проверка степени загнивания или обгорания древесины должна проводиться через каждые 3 года с момента ввода в эксплуатацию опоры с помощью специальных устройств по методике РД 153-34.3-20.662-98 [10]. Опоры и их элементы с диаметром здоровой части менее браковочного значения по РД [10] должны быть заменены. При контроле железобетонных опор должно проводиться измерение трещин, разрушения бетона, прогибов. 11.3.6 Техническое обслуживание кабельных вставок в составе ВЛ должно проводиться в соответствии с ТО кабельных линий. 11.3.7 Тепловизионный контроль линейных разъединителей и разрядников должен проводиться одновременно с контролем ВЛ. 11.3.8 Трудоёмкость выполнения ТО ВЛ приведена в таблице 11.6. 11.3.9 На КЛ в зонах сближения с трубопроводами, имеющими катодную защиту, должен проводиться контроль потенциала кабелей с установленной периодичностью (но не реже 1 раза в 3 года) и включением контроля в план ТО. Должны приниматься меры по предотвращению разрушения металлических оболочек кабеля из-за электрической, химической или почвенной коррозии. Таблица 11.6 – Трудоёмкость выполнения технического обслуживания воздушных линий электропередачи Трудоёмкость, чел.-ч ТО 12 TО 36 Воздушная линия напряжением до 10 кВ на деревянных опорах на 1000 м одноли2,0 нейного провода То же, на железобетонных опорах 1,5 Разъединитель типа РЛНД 1,0 Наименование линии 11.3.10 Трудоёмкость ТО силовых КЛ при выполнении типовых работ приведена в таблице 11.7. Таблица 11.7 – Трудоёмкость выполнения технического обслуживания кабельных линий Наименование Трудоёмкость, чел.-ч линии ТО 6 TО 12 Кабельная линия напряжением до 35 кВ, проложенная в земле, на 1000 м 0,2 0,4 То же, проложенная на эстакадах, в туннелях, каналах 0,15 0,3 То же, проложенная по кирпичным и бетонным основаниям 0,2 0,4 То же, проложенная в непроходных каналах и трубах 0,25 0,5 Внутрицеховая силовая кабельная линия, проложенная изолированным проводом 0,3 0,6 по кирпичным и бетонным основаниям, на 1000 м Примечание – Трудоёмкость выполнения ТО КЛ приведена на 2 трехжильных или 6 одножильных кабелей. При большем количестве кабелей следует применять коэффициент 1,25 на каждую пару кабелей. 11.4 Диагностический контроль линий электропередачи 11.4.1 Диагностический контроль ВЛ должен проводится в соответствии с таблицей 11.8, силовых КЛ – с таблицей 11.9. 76 Таблица 11.8 - Периодичность и виды диагностического контроля ВЛ Контролируемый параметр, проверка Периодичность 1 Измерение сопротивлений заземляющих устройств опор ВЛ В соответствии с таблицей 14.3 2 Измерение сопротивления ограничителей перенапряжения 3 Проверка электрической прочности подвесных тарельчатых фарфоровых 6 лет изоляторов 4 Тепловизионный контроль 3 года П р и м е ч а н и е - Тепловизионный контроль ВЛ, работающих с предельными токовыми нагрузками или питающих ответственных потребителей или работающих в условиях повышенных загрязнений атмосферы, больших ветровых и гололедных нагрузках, проводится ежегодно. Таблица 11.9 - Периодичность и виды диагностического контроля силовых КЛ Контролируемый параметр, испытание 1 Сопротивление изоляции 2 Испытание повышенным выпрямленным напряжением 3 Контроль степени осушения вертикальных участков 4 Измерение температуры кабелей Периодичность Норма контроля 3 года Не ниже 0,5 МОм для КЛ напряжением до 1000 В. Для КЛ напряжением выше 1000 В не нормируется (наблюдается в динамике) Испытательные напряжения принимаются в соответствии с ПТЭЭП (приложение 3.1, таблица 10) с учётом местных условий работы. Длительность приложения испытательного напряжения 5 мин. Кабели с резиновой изоляцией на напряжение до 1000 В испытаниям повышенным выпрямленным напряжением не подвергаются 1 год в течение первых 5 лет эксплуатации, а в дальнейшем: - 2 года для КЛ, у которых в течение первых 5 лет не наблюдалось пробоев при испытаниях и в эксплуатации*; - 1 год, если в этот период отмечались пробои изоляции; - 3 года для КЛ на закрытой территории (НПС (МТ), подстанции, КТП) По решению ответственного за электрохозяйство НПС (МТ) На участках трассы, где имеется опасность перегрева кабелей 5 Испытание Через 1 год после ввода в пластмассовой оболочки эксплуатацию, далее – (шланга) повышенным через 3 года выпрямленным напряжением 6 Тепловизионный контроль При контроле (открытые кабельные подключенного муфты, разделки, электрооборудования, не вертикальные участки, более 3 лет контактные соединения) * Для КЛ вне закрытых территорий НПС (МТ). Выполняется для кабелей с пропитанной бумажной изоляцией на напряжение 2035 кВ. Разность нагрева отдельных точек при токах, близких к номинальным, должна быть не более 3 °С Температура кабелей должна быть не выше допустимых значений, установленных требованиями руководства по эксплуатации Испытательное напряжение 10 кВ прикладывается между металлической оболочкой (экраном) и землей, длительность приложения испытательного напряжения 1 мин В соответствии с РД 34.45-51.300-97 11.4.2 Измерение температуры оболочки кабелей необходимо проводить на участках, где имеется опасность перегрева. Исходя из местных условий, измерение должно проводиться в период наибольших температур окружающей среды. Температура жилы tж, С, должна рассчитываться по формуле 77 t ж t об I 2доп n т 10 4 , Sж (11.1) где tоб – измеренная температура оболочки, С; Iдоп – длительный допустимый ток кабеля в соответствии с ПУЭ, А; n – число жил кабеля; – удельное сопротивление материала жилы при ориентировочной температуре жилы, Омм; т – сумма удельных термических сопротивлений изоляции и всех защитных покровов кабеля, С(м/Вт); Sж – сечение жилы, мм2. Для меди = 17,9310-5, алюминия – = 29,410-5 Омм при 20 С. Результаты измерений необходимо сравнивать с данными таблицы 11.10. Таблица 11.10 – Наибольшие допустимые температуры нагрева жил силовых КЛ Изоляция жил Допустимая температура, °С Токоведущие жилы силовых кабелей в режимах длительном (аварийном) при наличии изоляции: 70 (80) из поливинилхлоридного пластика и полиэтилена 90 (130) из вулканизирующегося полиэтилена 65 (-) из резины 90 (-) из резины повышенной теплостойкости с пропитанной бумажной изоляцией при вязкой (обедненной) пропитке и номинальном напряжении, кВ: 10 60 (-) 30 50 (-) Примечание – Данные, приведенные в таблице, применяют в том случае, если для конкретных видов КЛ изготовителем не установлены другие нормы. 11.4.3 Повреждения кабелей, которые могут быть выявлены при осмотрах, ТО и методы их определения указаны в Приложении М. 11.4.4 Тепловизионный контроль ВЛ и КЛ должен проводиться 1 раз в 3 года в целях обнаружения скрытых дефектов изоляторов, контактных соединений, нагрева отдельных частей токопроводов, кабельных муфт, разделок в соответствии с указаниями Приложения 3 РД 34.45-51.300-97 [6] и рекомендациями в части тепловизионного контроля раздела 5 настоящего Руководства. Периодичность тепловизионного контроля для ВЛ выше 1 кВ должна корректироваться в зависимости от срока эксплуатации, технического состояния, токовых нагрузок, местных условий эксплуатации. 11.4.5 Результаты контроля должны сравниваться с нормируемыми значениями (изготовителем, ПТЭЭП) и при отклонениях планироваться КТО, сокращение периодичности ТО и проведения ремонта. По результатам испытаний составляется протокол (акт) испытаний. 11.4.6 Испытание повышенным выпрямленным напряжением различных типов кабелей должно проводиться в соответствии с указаниями изготовителя и ПТЭЭП. При этом необходимо измерять токи утечки и рассчитывать коэффициент асимметрии (см. таблицу 11 Приложения 3.1 ПТЭЭП). Для кабелей на напряжение свыше 1 кВ необходимо до и после испытаний измерять сопротивление изоляции. 78 Для кабелей с удовлетворительной изоляцией токи утечки должны иметь стабильные значения и в процессе испытания уменьшаться. Если ток утечки нестабилен или увеличивается (не происходит уменьшения при испытании), то испытание следует проводить до выявления дефекта, но продолжительностью не более 15 мин. 11.4.7 Кабели с резиновой изоляцией на напряжение до 1 кВ испытаниям повышенным напряжением не подлежат. 11.4.8 Испытания КЛ повышенным выпрямленным напряжением по решению ответственного за электрохозяйство могут не проводиться в случаях, оговоренных в таблице 6 Приложения 3 ПТЭЭП. 11.4.9 Испытание повышенным выпрямленным напряжением кабелей, присоединенных к аппаратам, и кабельных перемычек 10 кВ между сборными шинами и трансформаторами в РУ должно проводиться также при ТО этого оборудования. 11.4.10 Проведение внеочередных испытаний КЛ после ремонтных работ, раскопок (вскрытия трасс), отключения КЛ защитой должно проводиться по решению Менеджера по Э и ТО (ответственного за электрохозяйство). 11.4.11 Испытание пластмассовой оболочки (шланга) кабеля необходимо проводить выпрямленным напряжением 10 кВ и прикладывать его между экраном кабеля и землей в течение 1 мин. 11.5 Ремонт линий электропередачи 11.5.1 Конкретные сроки и объём ремонта ВЛ и КЛ должны устанавливаться в зависимости от технического состояния с учётом результатов контроля технического состояния элементов ВЛ и КЛ, технического обслуживания и диагностического контроля, срока службы. 11.5.2 При ремонте должен выполняться комплекс работ по поддержанию и восстановлению первоначальных или эксплуатационных показателей и параметров ЛЭП в целом и отдельных её элементов, а также по ликвидации отступлений от требований ПУЭ, ПТЭЭП, заводских инструкций. 11.5.3 В год производства ремонта должны выполняться все работы, выполнение которых предусматривалось по графику ТО. 11.5.4 Объём работ ремонта ВЛ и КЛ должен определяться фактическим техническим состоянием составных элементов линий и дефектной ведомостью. 11.5.5 Типовые неисправности, которые могут быть обнаружены при осмотре или ремонте ВЛ и КЛ, приведены в Приложении М. 79 12 Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты 12.1 Наименование электрооборудования 12.1.1 Раздел распространяется на электрооборудование средств электрохимической защиты НПС (МТ) и линейной части нефтепроводов системы КТК, подземных и подводных трубопроводов в соответствии с ГОСТ Р 51164 и подземных сооружений в соответствии с ГОСТ 9.602. 12.1.2 К средствам ЭХЗ объектов и линейной части нефтепроводов системы КТК относится оборудование в определении ВРД КТК 73-06.05 [23]. В составе средств ЭХЗ на линейной части и объектах КТК техническому обслуживанию подлежат: - установки катодной защиты, состоящие из станции катодной защиты (преобразователя), анодного заземления и линий постоянного тока (объединенных в электрическую цепь), электрических перемычек и, при необходимости, регулирующих элементов и поляризационных ячеек, контрольно-измерительных пунктов; - установки протекторной защиты, состоящие из одиночных или объединенных в группы протекторов, соединительных проводов (кабеля), контрольно-измерительных пунктов, блоков диодно-резисторных, регулирующих и поляризационных ячеек; - установки дренажной защиты, состоящие из электрического дренажа, соединительных проводов (кабеля), контрольно-измерительных пунктов, электрических перемычек, регулирующих элементов и поляризационных ячеек, при необходимости; - контрольно-измерительные пункты, как составная часть средств ЭХЗ, состоящие из электродов сравнения, вспомогательных электродов, соединительных проводов (кабеля); - распределительные (соединительные) коробки; - изолирующие фланцы; - блоки индикаторов коррозии. 12.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации 12.2.1 Техническое состояние средств ЭХЗ контролируется при оперативном контроле ежедневно по данным SCADA, при выполнении ТО и периодически в сроки и в объеме в соответствии с ВРД КТК 73-06.05. Результаты контроля оформляются в установленном порядке. 12.2.2 При оперативном контроле 1 раз в сутки проверяется работоспособность УКЗ по показаниям выходных напряжений, токов и защитного потенциала на дисплее системы SCADA. 12.2.3 Осмотр СКЗ, установленной в шелтере (УКЗВ, МЭХЗВ) и не подключенной к SCADA), должен проводиться 2 раза в месяц. При осмотре необходимо обращать внимание на: - отсутствие повреждений корпуса, наличие замков; - наличие нумерации и плакатов безопасности; - исправность измерительных приборов, переключателей, устройств учета времени наработки; 80 - соответствие значений тока и напряжения установленному рабочему режиму СКЗ, отсутствие отклонений от предыдущих значений; - состояние защитного заземления; - измерение защитного потенциала в точке дренажа с записью в полевом журнале СКЗ, находящегося в шелтере. 12.2.4 Периодический контроль средств ЭХЗ должен проводиться с целью оценки эффективного обеспечения катодной поляризацией защищаемых объектов непрерывно во времени, на всем протяжении и по всей их поверхности. Защитные потенциалы должны быть в пределах допустимых величин для конкретных условий эксплуатации трубопровода и подземного объекта в каждом Регионе. 12.2.5 Для оценки эффективности работы средств ЭХЗ должен вестись учет работы установок под нагрузкой по счетчику моточасов и по показаниям счетчика активной электроэнергии. 12.2.6 Для СКЗ Морского Терминала и СКЗ линейной части, подключенных к SCADA, контроль работы проводится по данным SCADA. 12.2.7 По результатам контроля должна оцениваться защищенность нефтепровода от коррозии ежегодно по протяженности и ежеквартально по времени. 12.3 Периодичность, типовой объем работ и трудоёмкость технического обслуживания средств электрохимической защиты 12.3.1 Периодическое ТО электрооборудования средств ЭХЗ осуществляется в соответствии с регламентами ТО, руководствами по эксплуатации и обслуживанию, технической документацией изготовителя оборудования и настоящим Руководством. 12.3.2 При проведении ТО установок ЭХЗ измеряются рабочие параметры, значения защитных потенциалов в точках дренажа и на ближайших от УКЗ КИП. Не реже 2 раз в год в период максимального увлажнения грунта (весной и осенью) должны проводиться измерения защитного потенциала нефтепровода на каждой установке СКЗ и УПЗ и каждом КИП. 12.3.3 Периодичность, типовой объем работ и трудоёмкость технического обслуживания средств ЭХЗ приведены в таблице 12.1. 12.3.4 Для средств ЭХЗ, подверженных влиянию морского климата, не имеющих надежной защиты от влияния климатических факторов (блок-бокса или шелтера с кондинционированием воздуха), а также находящихся в условиях повышенной запыленности воздуха, работы по ТО 6 рекомендуется проводить 1 раз в квартал (ТО 3). 12.3.5.Для СКЗ Морского терминала измерение сопротивления цепи СКЗ производится при комплексном обследовании ЭХЗ. Таблица 12.1 – Периодичность, типовой объем и трудоёмкость выполнения работ по ТО системы ЭХЗ Наименование оборудования, типовой объем работ 1 1 Станция катодной защиты не подключенная к SCADA (УКЗВ, МЭХЗВ) Осмотр на отсутствие повреждений корпуса, замков Проверка наличия нумерации Проверка исправности измерительных приборов Периодичность, мес. Трудоёмкость, чел.-ч 2 3 4 ТО 0,5 ТО 6 ТО 12 1,0 8,0 10,0 + + + + + + + + + 81 Продолжение таблицы 12.1 1 Проверка соответствия тока и напряжения установленному рабочему режиму СКЗ значениям Проверка состояния защитного заземления Визуальная проверка работоспособности счетчика моточасов Измерение поляризационного потенциала в местах установки специальных КИП Осмотр и протяжка контактных соединений (при необходимости) Измерение сопротивления цепи установки Очистка элементов выпрямителя от пыли и загрязнения Проверка исправного состояния органов управления и тумблеров Продувка выпрямителя, монтажных жгутов, панели управления Смазка техническими маслами и вазелинами контактных соединений, подвесных шарниров, фитингов и запоров Восстановление защитного лакокрасочного покрытия и гидроизоляции корпуса, металлических опор, металлоконструкций (при необходимости) Проверка состояния изоляции проводов внутреннего монтажа и подводящих кабелей 2 Станция катодной защиты в шелтерах и НПС, подключенные к SCADA Осмотр на отсутствие повреждений корпуса, замков Проверка исправности измерительных приборов Проверка наличия нумерации Проверка соответствия тока и напряжения установленному рабочему режиму СКЗ и соответствие значениям, отображаемым на мониторе SCADA Измерение поляризационного потенциала в местах установки специальных КИП Визуальная проверка работоспособности счётчика моточасов (для СКЗ НПС) Калибровка показаний преобразователя потенциала ММ4380А Осмотр и протяжка контактных соединений (при необходимости) Измерение сопротивления цепи установки Очистка элементов выпрямителя от пыли и загрязнения Проверка исправного состояния органов управления и тумблеров Продувка выпрямителя, монтажных жгутов, панели управления Проверка состояния защитного заземления Подкраска корпуса, металлических опор, металлоконструкций (при необходимости) Смазка техническими маслами и вазелинами контактных соединений, подвесных шарниров, фитингов и запоров 3 Станция катодной защиты на МТ Осмотр на отсутствие повреждений корпуса, замков Проверка наличия нумерации Проверка исправности измерительных приборов Проверка соответствия тока и напряжения установленному рабочему режиму СКЗ значениям Проверка состояния защитного заземления Осмотр и протяжка контактных соединений (при необходимости) Визуальная проверка работоспособности счетчика моточасов (без МТ) Снятие и сверка показаний напряжения и тока на приборах шарнирной панели выпрямителя с показаниями на экране дисплея SCADA. В случае расхождений в значениях произвести регулировку (замену) модулей цепей преобразования Измерение поляризационного потенциала в местах установки специальных КИП 2 3 4 + + + + + - + + + + + + + + + + + + + + + + - - + - - + - - + - ТО 6 2,0 + + + ТО 12 8,0 + + + - + + - + + - + + + + + + + + + + - - + - - + - TО 3 1,0 + + + - ТО 12 24,0 + + + + - + + + - - + + + - - + - - + - 82 Продолжение таблицы 12.1 1 Очистка элементов выпрямителя от пыли и загрязнения Проверка отсутствия заеданий органов управления и тумблеров Продувка выпрямителя, монтажных жгутов, панели управления Смазка техническими маслами и вазелинами контактных соединений, подвесных шарниров, фитингов и запоров Подкраска корпуса, металлических опор, металлоконструкций (при необходимости) Измерение сопротивления растеканию токов анодных заземлителей 4 Электрооборудование шелтера УКЗ (УКЗВ, МЭХЗВ) 2 - 3 - 4 + + + - - + - - + TО 3 1,0 ТО 6 2,0 + ТО 12 4,0 Осмотр электрооборудования шелтера и устранение видимых поврежде+ + + ний Проверка состояния изоляции, очистка и осмотр на предмет выявления + + + повреждений высоковольтных изоляторов Проверка состояния контактных соединений, силовых цепей и защитного заземления, при необходимости подтяжка болтовых контактных соедине+ + ний Проверка отсутствия следов перегрева токоведущих цепей + + Уборка помещения и чистка оборудования + + Измерение сопротивления заземляющих устройств + ТО силового трансформатора выполняется в соответствии с таблицей 7.2 раздела 7 настоящего Руководства ТО 6 ТО 12 5 Шелтер УКЗ (УКЗВ, МЭХЗВ) 2,0 10,0 Проверка состояния и смазка механических устройств предотвращения + + несанкционированного доступа (замков) Очистка помещения шелтера + + Обновление знаков безопасности и нумерации + Выявление течи крыши и ремонт кровли шелтера (при необходимости) + Восстановление защитного лакокрасочного покрытия и гидроизоляции кор+ пуса, металлоконструкций (при необходимости) ТО 6 ТО 12 6 Протекторные установки 3,0 6,0 Проверка отсутствия нарушений контактных соединений + + Осмотр и оценка внешнего состояния элементов + + Измерение переходного сопротивления и сопротивления цепи между кожу+ + хом и трубопроводом Измерение значений потенциалов в точках тестирования, значений собственных потенциалов и токов стекания относительно стационарно уста+ + новленного и переносного электродов сравнения (при необходимости) Измерение защитного и поляризационного потенциала нефтепровода + + Измерение силы тока протектора и потенциалов в месте подключения + + Осмотр и протяжка контактных соединений + Очистка внутренней поверхности корпуса коробок (распределительных, + тестирования, резисторов, КИП) от скопившейся влаги и загрязнения Проверка состояния изоляции проводов внутреннего монтажа и подводя+ щих кабелей Смазка техническими маслами и вазелинами контактных соединений, под+ весных шарниров, фитингов и запоров Ремонт креплений предупредительных табличек и знаков, в случае отсут+ ствия – их восстановление Восстановление защитного лакокрасочного покрытия и гидроизоляции кор+ пуса, металлических опор, металлоконструкций 83 Продолжение таблицы 12.1 1 7 Протекторная установка гидротехнических сооружений Осмотр, смазка техническими маслами (вазелинами) контактных соединений точек тестирования (при необходимости) на металлоконструкциях оболочек причала для вспомогательных судов с подъездной эстакадой Измерение значений защитного потенциала оконечных подводных трубопроводных манифольдов Осмотр состояния, наличия и мест контакта протекторов на внешних поверхностях ВПУ Измерение значений защитного потенциала ВПУ Измерение значений защитного потенциала подводных трубопроводов ВПУ Осмотр состояния браслетных анодов (протекторов) на подводных трубопроводах ВПУ 2 ТО 3 8,0 3 ТО 12 24,0 4 ТО 36 48,0 + + + - + + - + + - + + - - + - - + ТО 12 2,0 + 8 Контрольно-измерительный пункт - Осмотр состояния колонки, наличия необходимых надписей и нумерации Осмотр состояния контактных соединений, выводов стационарных электродов сравнения, блоков индикаторов коррозии, вывода с трубопровода и т.д. Измерение защитного потенциала нефтепровода и гидротехнических сооружений Измерение поляризационного потенциала нефтепровода и гидротехнических сооружений в местах установки специальных КИП Проверка целостности монтажной платы распределительной коробки Очистка внутренней поверхности корпуса коробок (распределительных, тестирования, резисторов), КИП от скопившейся влаги и загрязнения Протяжка болтовых контактных соединений (при необходимости) Смазка техническими маслами и вазелинами контактных соединений, подвесных шарниров, фитингов и запоров Измерение сопротивления изоляции кабельных линий соединительных коробок и коробок тестирования Проверка целостности фундаментов, наличия гидроизоляции фундаментов, состояния защитного лакокрасочного покрытия стойки и оголовника СКИП, наличия диспетчерских наименований на СКИП, отклонения стойки СКИП от вертикали с устранением замечаний - ТО 6 1,0 + - + + - + + - + + - + + - + + - + + - - + - - + - - + 9 Поляризационная ячейка с твердотельным элементом PCRH (PCR) - Осмотр контактных соединений, при необходимости подтяжка Осмотр изолирующих элементов вставок, изоляторов ячейки PCRH (PCR) и общей шины заземления на целостность и наличие загрязнений. При наличии механических повреждений изолирующих элементов инициировать заказ на ремонт или замену Проверка исправности ячейки путем измерения разности потенциалов и тока КЗ Проверка наличия соответствующих надписей на табличке и, при необходимости, их восстановление Восстановление защитного лакокрасочного покрытия корпуса ячейки и устройств крепления на стене, грунте, фундаменте Восстановление знаков заземления - ТО 6 1,0 + ТО 12 4,0 + - + + - - + - - + - - + 10 Поляризационная ячейка с жидким электролитом - ТО 6 2,0 + ТО 12 4,0 Проверка целостности прозрачного контейнера ячейки и состояния электродных пластин - + + 84 Продолжение таблицы 12.1 1 Проверка прозрачности и цвета электролита Очистка внутренней поверхности кожуха ячейки от скопившейся влаги и загрязнения, прочистка вентиляционного отверстия Осмотр контактных соединений, при необходимости подтяжка Проверка уровня электролита и, при необходимости, доливка дистиллированной воды Проверка исправности ячейки путем измерения разности потенциалов и тока КЗ Проверка наличия соответствующих надписей на табличке передней стенки кожуха и, при необходимости, их восстановление Проверка состояния фитингов Подкраска корпуса, металлической опоры (при необходимости) 2 - 3 + 4 + - + + - + + - + + - + + - - + - 11 Взрывозащищенный искровой зазор и изолирующий фланец - ТО 6 2,0 + + ТО 12 4,0 - + + - + + - + + + - - + - + + ТО 12 3,0 + Осмотр и устранение повреждений элементов взрывозащиты, оценка состояния изоляции оголенных частей Измерение сопротивления искрового зазора Контроль отсутствия повреждений искрового зазора Осмотр болтовых контактных соединений, протяжка (при необходимости) Проверка состояния контактов цепи искрового зазора (разрядника) и шунтирующих резисторов Измерение сопротивления изолирующего фланца Измерение импульсного напряжения искрового зазора (разрядника) 12 Анодное заземление - Проверка состояния изоляции контактных соединений Проверка отсутствия нарушений, дефектов контактных соединений контактного узла электродов, токоотводящего кабеля и анодного заземления Проверка соответствия защитного потенциала нормируемому значению Восстановление изоляции контактов (при необходимости) Проверка состояния контактов анодных заземлителей Проверка проседания «коксовой» засыпки в обсадной колонне (глубинное заземление МТ) Проверка отсутствия натяжки кабелей в бетонных оголовках Проверка отсутствия разрушения или засорения вентиляционных каналов Измерение сопротивления растеканию токов контуров анодных заземлителей Проверка целостности защитного лакокрасочного покрытия, диспетчерских наименований стойки, при необходимости - восстановление Проверка целостности фундамента и наличия гидроизоляции стойки, при необходимости - восстановление - ТО 6 2,0 + - + + - + + + + + + - - + - - + + - + + - - + - - + ТО 3 1,0 - ТО 12 2,0 + - + - - + + + + - - + - - + 13 Диодно-резисторный блок (коробка резисторов) Осмотр состояния контактных соединений отходящих кабелей и разделительного блока Очистка от загрязнений и пыли корпуса, узлов и контактных соединений Проверка и при необходимости протяжка контактных соединений Проверка исправности реохорда и полупроводниковых элементов Проверка целостности монтажной платы Измерение падения напряжения, силы и направления тока на контрольных точках Смазка, по необходимости, соединений, креплений, навесов передней стенки корпуса 85 Окончание таблицы 12.1 1 Проверка целостности защитного лакокрасочного покрытия, диспетчерских наименований БДРМ, при необходимости - восстановление 2 3 4 - - - 14 Кабельные и воздушные линии, кабельные перемычки - Осмотр состояния кабельной трассы и ВЛ Оценка состояния наконечников и контактных соединений кабелей Измерение сопротивления изоляции КЛ напряжением 0,4 кВ Осмотр ЛР и при необходимости регулировка Измерение сопротивления изоляции КЛ и проводов * В границах одной катодной установки. - ТО 6 2,0 + + - ТО 12 4,0 + + + + + 12.3.5 Результаты контроля и выполнения ТО оборудования ЭХЗ должны вноситься в журнал эксплуатации средств ЭХЗ (приложение П). 12.3.6 При ТО 6 должны проверяться на работоспособность индикаторы, а также предохранители на панели управления, и, при необходимости, заменяться. 12.3.7 При проверке уровня и доливке электролита защитных заземляющих ячеек необходимо оценивать его мутность. При нечетком различии пластин в ячейке электролит должен быть заменен. Электролит должен быть заменен также при пятикратной полной доливке дистиллята от отметки уровня «низкий» до отметки «высокий» или эквивалентного объёма использованного для доливки дистиллята. Независимо от предыдущих замен электролит должен подвергаться замене через каждые 4 года эксплуатации. 12.3.8. Работы по устранению дефектов и неисправностей, выявленных при проведении плановых ТО и требующие дополнительных трудозатрат, необходимые замена и ремонт отдельных модулей и элементов то техническому состоянию должны выполняться проведением КТО. 12.3.9. В целях оценки эффективности работы средств ЭХЗ по защите от коррозии объектов нефтепроводов должны использоваться результаты измерений защитного и поляризационного потенциалов, переходного сопротивления и сопротивления цепи «кожухтруба» в соответствии с таблицей 12.1. 12.3.10 По результатам измерений и оценки защищенности объектов должны 1 раз в год определяться участки (точки) с минимальным защитным потенциалом, которые следует подвергнуть дополнительному обследованию с выявлением: удельного сопротивления грунта; частоты отключения катодной станции; зоны защиты УКЗ; режима работы УКЗ. Установки катодной защиты должны настраиваться на оптимальный режим работы. 12.3.11 Периодически в соответствии с Регламентом ВРД КТК 73-06.05 и ГОСТ Р 51164 должно проводиться комплексное обследование коррозионной защиты объектов МН и с учетом результатов по п. 12.3.10 настоящего Руководства составляться прогноз коррозионного состояния нефтепровода с выдачей рекомендаций по обеспечению электрохимической защиты объектов нефтепроводов. 12.3.12 Контроль работоспособности средств ЭХЗ должен выполняться для определения технического состояния и обнаружения скрытых дефектов изоляции кабелей, обмоток трансформатора, основных полупроводниковых приборов в соответствии с таблицей 12.1. 12.3.13 Диагностический контроль должен проводиться в соответствии с таблицей 9.2 настоящего Руководства, ПТЭЭП. Измеренное значение сопротивления сравнивается 86 с нормативным значением изготовителя или с полученным при пуско-наладочных работах. При отсутствии таких данных – с нормами таблицы 9.2, ПТЭЭП в зависимости от класса изоляции и уровня рабочего напряжения. 12.3.14 Для силовых тиристоров и диодов необходимо проверить разброс в распределении напряжений и токов по ветвям, для тиристоров – сопротивление анод-катод, для диодов – прямое и обратное напряжение. 12.3.15 Для кабелей измерение сопротивления изоляции необходимо выполнять от одного до другого контактного соединения при отключенном кабеле от источника напряжения и нагрузки, жил между собой и каждой жилы относительно «земли». 12.3.16 Техническое обслуживание, диагностический контроль и ремонт средств ЭХЗ должен проводиться с учетом годового графика по Приложению В форма 2. 12.4 Ремонт средств электрохимической защиты 12.4.1 Капитальный ремонт средств ЭХЗ должен осуществляться в объеме и с периодичностью в зависимости от технического состояния с учетом результатов ТО, результатов и рекомендаций при проведении комплексного обследования коррозионной защиты объектов и срока службы средств ЭХЗ. 12.4.2 Дополнительными критериями для включения средств ЭХЗ в план капитального ремонта являются: - увеличение сопротивления анодной цепи УКЗ в 2 и более раза от первоначального значения; - снижение защитного потенциала ниже минимального уровня при сопротивлении растекания тока анодного заземления более 3 Ом; - уменьшение силы тока протекторной защиты до величины, не обеспечивающей защитный поляризационный потенциал более |-0,85| В; - периодичность капитального ремонта установки, рекомендуемая изготовителем. 12.4.3 Порядок выполнения капитального ремонта средств ЭХЗ и виды работ (типовой объем работ) должны в целом соответствовать Регламенту ВРД КТК 73-06.05 с учётом пп. 12.4.1 и 12.4.2 настоящего РД. 12.4.4 Трудозатраты на выполнение капитального ремонта должны быть определены Компанией (совместно с Подрядчиком) исходя из объемов работ, сложности ремонта и местных условий его выполнения. 87 13 Техническое обслуживание и ремонт наружного и внутреннего освещения 13.1 Наименование оборудования 13.1.1 Раздел распространяется на оборудование наружного и внутреннего электрического освещения объектов системы КТК. 13.1.2 В составе наружного освещения техническому обслуживанию подлежат: освещение периметра объектов; внутриплощадочное освещение; освещение дорог; сигнальное освещение габаритов высотных объектов (мачт, труб, строений); аварийная световая сигнализация (при наличии); прожекторное освещение; освещение отдельных объектов и территории. 13.1.3 В составе внутреннего освещения техническому обслуживанию подлежат: освещение производственных, административных и вспомогательных (складских, постов охраны, гаражей, котельной) зданий и помещений; аварийное освещение. 13.1.4 Техническому обслуживанию внутреннего и наружного освещения подлежат следующие оборудование и устройства: питающие, распределительные и групповые осветительные сети; распределительные щиты и панели; осветительные приборы и электроустановочные устройства (выключатели, штепсельные розетки и вилки, соединительные коробки); устройства и аппараты управления и защиты; коммутационные аппараты; устройства заземления; трансформаторы питающих сетей; аккумуляторные батареи аварийного освещения; осветительная арматура. 13.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации 13.2.1 Исправность наружного и внутреннего освещения в процессе эксплуатации должна контролироваться дежурным электромонтёром. Наружное освещение необходимо контролировать 1 раз в сутки пробным включением в дневное время или после ручного или автоматического включения в рабочий режим в вечернее (ночное) время. Кроме того, контролируются значения токов и напряжений по показаниям приборов на щитах, пультах, панелях освещения. 13.2.2 Исправность осветительной сети внутреннего освещения контролируется 1 раз в неделю, аварийное освещение во взрывоопасных зонах 1 раз в сутки. 13.2.3 Проверка состояния стационарного оборудования и электропроводки рабочего и аварийного освещения проводится при вводе сети (участка) в эксплуатацию, а в дальнейшем - по утвержденному ответственным за электрохозяйство графику не реже 1 раза в 3 года. Проверка аварийного освещения, уровня освещённости систем освещения выполняется в соответствии с таблицей 13.1. 13.2.4 Осмотр и очистка светильников, проверка их соответствия данной сети освещения выполняются по утвержденному графику на НПС (МТ) и объектах линейной части. 88 Таблица 13.1 Периодичность проверок аварийного освещения и уровня освещённости Контролируемый параметр, проверка 1 Проверка аварийного освещения: - исправность сети; исправность автомата 2 Проверка уровня освещенности Периодичность 6 месяцев 1 месяц По мере необходимости Норма контроля Работоспособны и исправны все элементы аварийного освещения (безопасности и эвакуационного) в соответствии с их назначением Не ниже значений, установленных межгосударственными и национальными стандартами РФ и другой НТД для данной зоны Примечание Проводится при отключении рабочего освещения; проводится в дневное время При замене ламп, светильников на другой тип или мощность, реконструкции освещения и помещений 13.3 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания наружного и внутреннего освещения 13.3.1 Техническое обслуживание наружного и внутреннего освещения должно проводиться в соответствии с таблицей 13.2. 13.3.2 Обнаруженные при ТО неисправности должны устраняться в рамках данного ТО или, в зависимости от вида обнаруженной неисправности, при выполнении КТО. 13.3.3 ТО распределительных щитов, пультов, щитов управления и контроля систем освещения должно проводиться с учётом указаний по ТО раздела 9, трансформаторов раздела 7 настоящего Руководства. Таблица 13.2 Периодичность и типовой объём работ ТО наружного и внутреннего освещения Наименование оборудования, типовой объём работ 1 1 Наружное освещение Осмотр и устранение видимых повреждений (без подъема на высоту) Очистка наружной поверхности осветительной арматуры Замена ламп осветительной арматуры (при выходе из строя) Проверка состояния и крепления анкерных болтов опор* Проверка состояния соединительных проводов и кабелей, контактных соединений Проверка устройств защитного отключения (при наличии системы тестирования) Проверка работы сигнальных устройств, целостности пломб на реле и других аппаратах Проверка наличия схемы управления в панели Проверка крепления корпусов светильников, состояния уплотнений Для взрывозащищенного оборудования: - проверка состояния маркировки по взрывозащите, её восстановление (при необходимости); - проверка внутренних полостей оболочек (замена при необходимости), удаление конденсата, подтяжка ослабленных деталей и присоединительных и контактных зажимов токоведущих частей, замена прокладок, очистка от старой консистентной смазки и нанесение новой; - проверка затяжки всех болтов на крышках и других разъемных соединениях Измерение параметров взрывозащиты для взрывозащищенного оборудования Протяжка контактных соединений и крепежных деталей (при необходимости) Периодичность, мес. 2 ТО 6 ТО 12 + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + - + + 89 Окончание таблицы 13.2 1 2 Проверка состояния патронов в осветительных приборах, рефлекторов, стекол + Проверка и восстановление необходимых надписей на щитах, пультах, панелях и + аппаратах Проверка цепей световой сигнализации и вторичных цепей + Проверка состояния концевых заделок кабелей + Проверка состояния, по необходимости чистка оборудования трансформаторных + колодцев Проверка состояния запирающих устройств щитов, сборок + Верховой осмотр светильных и светосигнальных приборов, устранение дефектов, + замена ламп, стекол, рефлекторов, их очистка (при необходимости) Проверка работоспособности и регулировка фотореле тепловых и других защит + Чистка всех контактов (при необходимости) + 2 Внутреннее освещение ТО 6 ТО 12 Объём работ в соответствии с п. 1 настоящей таблицы (кроме работ, отмеченных знаком *) и, кроме того: + + проверка состояния (ревизия) настенных выключателей, розеток + проверка состояния соединений распределительных коробок 3 Аварийное освещение ТО 6 ТО 12 Осмотр и устранение видимых повреждений + + Проверка исправности аварийного освещения при отключении рабочего освещения + + Проверка состояния стационарного оборудования и электропроводки + + Проверка и восстановление (при необходимости) отличительных знаков и окраски + Замена аккумуляторных батарей (при необходимости) + 4 Устройства заземления ТО 6 ТО 12 ТО выполняется в соответствии с п.1 таблицы 14.2 раздела 14 Руководства + + 13.3.4 В таблице 13.3 приведена трудоёмкость ТО элементов наружного и внутреннего освещения. Таблица 13.3 – Трудоёмкость ТО элементов наружного и внутреннего освещения Наименование Трудоёмкость, чел.-ч ТО 6 ТО 12 2,0 4,0 2,0 4,5 1,0 3,0 4,0 12,0 0,5 2,0 0,5 2,0 1,0 1,0 0,5 1,0 Панель рабочего освещения Панель аварийного освещения Светильник во взрывозащищенном исполнении (на 10 шт.) Прожектор (на 10 шт.) Светильник наружного освещения (на 10 шт.) Светильник внутреннего освещения (на 10 шт.) Настенный выключатель, розетка (на 10 шт.) Аварийное освещение Осветительная сеть из кабеля, провода, шнура по кирпичным и бетонным основа0,2 (0,5) ниям на 100 м провода Примечание – Значения трудоемкости в скобках приведены для скрытой проводки. - 13.3.5 При замене оболочек взрывозащиты и других элементов взрывозащищенного оборудования взрывозащитные зазоры должны быть приведены к норме в соответствии с требованиями на данный тип оборудования изготовителя, стандартов, ПТЭЭП с отметкой в паспорте на оборудование. 13.3.6 Освещенность должна соответствовать требованиям СНиП 23-05-95 и других действующих нормативных документов. 90 Светильники должны соответствовать требованиям норм пожарной безопасности НПБ 249-97 [11]. 13.3.7 Верховые осмотры и работы на высоте при техническом обслуживании наружного освещения должны проводиться при необходимости выполнения тщательного осмотра, чистки, ремонта осветительного прибора, замены ламп, стекол, рефлекторов. 13.4 Диагностический контроль оборудования наружного и внутреннего освещения 13.4.1 Диагностический контроль оборудования систем наружного и внутреннего освещения выполняется в соответствии с таблицей 13.4. 13.4.2 Для светильников наружного освещения и внутренних установок, присоединенных к одному щитку (в пределах одного помещения), проверка срабатывания защиты проводится на самых удаленных светильниках каждой линии и одной самой удаленной электроустановки. Таблица 13.4 Периодичность и виды диагностического контроля оборудования наружного и внутреннего освещения Контролируемый параметр, проверка 1 1 Сопротивление изоляции 1.1 Электропроводки и кабели осветительные 1.2 Электрооборудование и аппараты до 1000 В 1.3 РУ, щиты, токопроводы 1.4 Вторичные цепи РУ, цепи защиты, питания электроприводов аппаратов, управления 2 Проверка срабатывания защиты при системе питания с заземлённой нейтралью (TN-C, TN-C-S, TN-S) Периодичность Норма контроля Примечание 2 3 4 1 год во взрывоопасных зонах, прочие -3 года 3 года Не менее 0,5 МОм В осветительных сетях при измерении должны быть вывинчены лампы Не менее 0,5 МОм Полупроводниковые преобразователи в устройствах должны быть зашунтированы (на каждой секции РУ) На каждой секции шин 3 года 3 года 2 года для электроприёмников во взрывоопасных зонах; для прочих по мере необходимости, но не более 3 лет Не менее 1,0 МОм Для цепей до 60 В не менее 0,5 МОм, остальных не менее 1,0 МОм Ток однофазного КЗ не должен превышать значения, установленного ПТЭЭП (приложение 3, таблица 28). Полное сопротивление тепли «фаза-нуль» - в соответствии с допустимым для данной цепи значением Выполняется со всеми присоединенными аппаратами Проверяется непосредственным измерением тока однофазного короткого замыкания или измерением полного сопротивления петли «фаза-нуль» с последующим определением тока короткого замыкания в цепях каждой сборки, шкафа, щита. У электроустановок, присоединенных к одному щитку и находящихся в пределах одного помещения, допускается производить измерения только на одной, самой удаленной от точки питания установке, у светильников наружного освещения - на самых дальних светильниках каждой линии, групповых линий различных приемников - на штепсельных розетках с защитным контактом 91 Окончание таблицы 13.4 1 3 Тепловизионный контроль 2 3 года 3 В соответствии с нормами действующей НТД 4 Поверяются КС силовых цепей, аппаратов, предохранители, элементы распредщитов и сборок 13.4.3 При измерении сопротивления изоляции в распределительных щитах проверка проводится на каждой секции. В осветительных сетях лампы должны быть вывинчены, штепсельные розетки и выключатели - присоединены. Должны быть приняты меры для предотвращения выхода из строя в силовых цепях устройств микроэлектронных и полупроводниковых приборов, устройств РЗА. 13.4.4 Проверка целостности цепи между заземленными установками и элементами установки должна проводиться на установках, на которых проверено срабатывание защиты. 13.4.5 Измеренные значения рабочих параметров должны быть сравнены с нормируемыми изготовителем и нормами ПТЭЭП. При их несоответствии должно быть выполнено КТО по приведению параметров к норме. 13.4.6 При значении сопротивления изоляции осветительных электропроводок ниже нормативного значения изоляция должна быть испытана повышенным напряжением промышленной частоты в соответствии с ПТЭЭП или заводской инструкцией. 13.5 Ремонт оборудования наружного и внутреннего освещения 13.5.1 Ремонт оборудования и устройств наружного и внутреннего освещения выполняется по результатам контроля технического состояния и работ по техническому обслуживанию. 13.5.2 Объём работ и сроки проведения ремонта должны определяться ответственным за электрохозяйство с учётом фактического технического состояния всего оборудования каждого вида освещения. При этом должна быть оценена экономическая целесообразность ремонта или замены каждого вида оборудования на новое. 13.5.3 Трудоёмкость ремонта должна устанавливаться исходя из фактического объёма работ с учётом местных условий его выполнения. 92 14 Техническое обслуживание и ремонт систем заземления и молниезащиты 14.1 Наименование оборудования 14.1.1 Раздел распространяется на оборудование и устройства систем заземления, молниезащиты и защиты от статического и наведенного электричества (уравнивания потенциалов), внутренних перенапряжений (далее – системы заземления и молниезащиты). 14.1.2 В составе оборудования системы заземления техническому обслуживанию подлежат: заземлитель (естественный или искусственный); заземляющий проводник; заземляющая шина. 14.1.3 В составе оборудования системы молниезащиты техническому обслуживанию подлежат: молниеотвод (молниеприёмник) стержневого или тросового типа, разрядник, ограничитель перенапряжения, заземляющий проводник (заземляющий спуск), заземлитель. 14.1.4 В составе оборудования системы защиты от статического и наведенного электричества и внутренних перенапряжений техническому обслуживанию подлежат: защитный проводник уравнивания потенциалов или нулевой защитный проводник для присоединения открытых проводящих частей к глухозаземлённой нейтрали источника, заземляющее устройство. 14.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации 14.2.1 Контроль технического состояния заземляющих устройств, средств молниезащиты и защиты от статического электричества электроустановок, технологического оборудования, зданий и сооружений заключается в проведении осмотров и проверок в соответствии с ПТЭЭП и таблицей 14.1 настоящего Руководства. Таблица 14.1 - Периодичность и виды контроля технического состояния устройств систем заземления и молниезащиты Вид контроля 1 Проверка коррозионного состояния элементов заземляющего устройства, находящихся в земле (осмотр со вскрытием) Периодичность 12 лет* для электроустановок и ВЛ с учётом местных условий Норма контроля Элемент заземлителя должен быть заменен, если разрушено более 50 % его сечения Примечание На ОРУ подстанций проверка проводится вблизи нейтралей силовых трансформаторов, мест заземления ОПН, а также выборочно в местах, где заземлители наиболее подвержены коррозии. На ВЛ выборочная проверка со вскрытием грунта проводится не менее чем у 2 % опор от общего числа опор с заземлителями, а также в населенной местности, на участках с наиболее агрессивными, оползневыми, выдуваемыми и плохо проводящими грунтами Предохранители должны соответствовать номинальному напряжению сети 2 Проверка состояния 6 лет, а также при Предохранители пробивных предположении о должны быть предохранителей в срабатывании исправными установках напряжением до 1000 В * Во взрывоопасных зонах первый осмотр через 8 лет, последующие - не реже 1 раза в 10 лет. Примечание – Результаты осмотра по позиции 1 настоящей таблицы оформляются актом. 93 14.2.2 Осмотр видимой части всех видов заземляющих устройств должен проводиться по графику, но не реже 1 раза в 6 месяцев ответственным за электрохозяйство НПС (МТ) или работником, им уполномоченным. При осмотре должно оцениваться состояние контактных соединений, контролироваться наличие антикоррозийного покрытия, отсутствие обрывов. Последовательное соединение заземляющими (зануляющими) проводниками нескольких элементов (более одного) электроустановки не допускается. Сечение заземляющих и нулевых защитных проводников должно соответствовать ПУЭ [9]. Результаты осмотров заносятся в паспорт-формуляр заземляющего устройства (Приложение Б, Форма 7). 14.2.3 При использовании в электроустановках устройств защитного отключения должна осуществляться их проверка в соответствии с рекомендациями изготовителя и нормами испытаний (Приложение 3 ПТЭЭП). 14.2.4 Вентильные разрядники и защитные промежутки на ВЛ должны осматриваться при обходах ВЛ. 14.2.5 Перед началом грозового сезона должен быть выполнен обязательный контроль переходного сопротивления болтовых соединений молниеприёмников с заземляющими проводниками и токоотводов с заземлителями, должна проводиться проверка состояния защиты от перенапряжений РУ и ЛЭП и обеспечения готовности защиты от грозовых и внутренних перенапряжений. После каждой грозы, вызвавшей срабатывание устройств релейной защиты, должен быть произведен осмотр устройств молниезащиты. 14.2.6 Осмотр средств защиты от перенапряжений на подстанциях с постоянным дежурством персонала (НПС, МТ) должен проводиться 1 раз в сутки, а также после каждой грозы (вызвавшей срабатывание релейной защиты), в электроустановках ВЛ и линейной части – при очередных осмотрах всего электрооборудования. 14.3 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания систем заземления и молниезащиты 14.3.1 Периодичность, типовой объём и трудоёмкость выполнения работ по ТО систем заземления и молниезащиты приведены в таблице 14.2. Периодичность и объём работ по ТО должны корректироваться с учётом конкретного типа оборудования, требований технической документации, местных условий и опыта эксплуатации. Таблица 14.2 – Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания систем заземления и молниезащиты Наименование оборудования, типовой объём работ Периодичность, мес. Трудоёмкость, чел.-ч 1 2 1 Системы заземления и молниезащиты НПС (МТ) Осмотр видимой части заземляющего устройства (молниеприёмников, токоотводов, заземлителей), устранение дефектов Проверка состояния элементов заземляющих устройств Проверка состояния соединений оборудования с заземляемыми элементами, в том числе с естественными заземлителями Проверка целостности окраски и антикоррозийного покрытия заземляющих устройств ТО 6 0,5 ТО 12 4,0 + + + + + + + + 94 Окончание таблицы 14.2 1 Проверка наличия предупредительных плакатов и надписей Проверка состояния контура заземления Проверка состояния заземляющих спусков разрядников и ОПН Проверка и, при необходимости, протяжка болтовых контактных соединений Проверка обозначения защитных зон молниеотводов, прожекторных мачт 2 + - + + + + + ТО 12 2,0 2 Системы заземления и молниезащиты ВЛ Осмотр состояния устройств молниезащиты (молниеприёмников, заземляющих проводников, заземлителей) Проверка состояния контура заземления Проверка состояния заземляющих спусков разрядников и ОПН Проверка состояния соединений заземлителей с заземляемыми элементами, в том числе с естественными заземлителями Проверка целостности окраски и антикоррозийного покрытия заземляющих устройств Проверка наличия предупредительных плакатов и надписей Протяжка болтовых контактных соединений (при необходимости) Проверка и ремонт, при необходимости, сварных контактных соединений 3 Вентильный разрядник, ОПН + + + + + + + + ТО 6 0,3 + + - ТО 12 0,5 + + + Осмотр и проверка состояния поверхности разрядника, ОПН Проверка показания регистраторов срабатывания и их состояния Очистка корпуса аппарата, кольцевого электрода Проверка крепления, регулирование угла наклона по отношению к вертикальной + оси (при необходимости) Зачистка наружных контактов + Контроль армировки фланцев разрядника + Контроль и восстановление защитного эмалевого покрытия + Проверка заземления аппарата + Тепловизионный контроль разрядника и ОПН проводится при ТК оборудования по месту установки Примечания 1 Трудоёмкость по пп. 1,2 указана для ТО элементов защиты, подключенных к одному заземлителю или контуру заземления. 2 Работы по п. 2 выполняются при ТО систем заземления и молниезащиты шелтеров линейной части и радиошелтеров, КТПН, ПКУ. 14.4 Диагностический контроль систем заземления и молниезащиты 14.4.1 Диагностический контроль устройств систем заземления и молниезащиты должен проводиться в соответствии с таблицей 14.3. 14.4.2 В местности с высокой агрессивностью грунта по решению Менеджера по Э и ТО может быть установлена более частая периодичность осмотра с выборочным вскрытием грунта. 14.4.3 Измерения согласно таблице 14.3 должны выполняться в период наибольшего высыхания грунта. 95 Таблица 14.3 - Периодичность и виды диагностического контроля устройств систем заземления и молниезащиты Контролируемый параметр, проверка 1 1 Проверка соединений (металлической связи) заземлителей с заземляемыми элементами, в том числе с естественными заземлителями 2 Сопротивление заземляющих устройств: - опор ВЛ; - электроустановок, кроме ВЛ; - комплексной системы защиты резервуарных парков на НПС и НБ 3 Напряжение прикосновения (в электроустановках, заземляющее устройство которых выполнено по нормам на напряжение прикосновения) 4 Сопротивление вентильных разрядников и ограничителей перенапряжения на 10 и 30 кВ Периодичность Норма контроля Примечание 2 3 Сопротивление исправного КС должно быть не более 0,05 Ом 4 Проверка проводится для выявления обрывов, окисленных и прослабленных КС. КС проверяются также путём осмотра, простукивания обмеднённым молотком 3 года, а также после ремонта естественного заземлителя ежегодно на опорах с разъединителями, защитными промежутками, разрядниками, повторным заземлением нулевого провода и другим электрооборудованием и выборочно у 2% металлических и железобетонных опор на участках в населенной местности 3 года, а также после ремонтов В соответствии с таблицами 35 и 36 приложения 3.1 ПТЭЭП Проверка выполняется при отсоединении заземляющих проводников от оборудования При превышении нормы проводится ревизия контура заземления 1 год 6 лет, а также проводится после монтажа, переустройства и КР заземляющего устройства При выводе в плановый ремонт оборудования, к которому подключены защитные аппараты, но не реже одного раза в 6 лет Контроль выполняется в период наибольшего высыхания грунта. Измерения проводятся также после реконструкции и ремонта заземляющих устройств, а также при обнаружении разрушения или следов перекрытия изоляторов электрической дугой 65-500 В в зависимости от длительности воздействия (от 5 (1) до 0,1 с) в соответствии с таблицей 26 приложения 3 ПТЭЭП) Значение измеренного сопротивления должно соответствовать требованиям заводаизготовителя Измерение проводится при присоединенных естественных заземлителях и тросах ВЛ Измерения мегаомметром 2500 В на проводятся напряжение 96 Окончание таблицы 14.3 1 5 Измерение тока проводимости вентильных разрядников при выпрямленном напряжении 6 Проверка срабатывания защиты при системе питания с заземленной нейтралью (TN-C, TNC-S, TN-S) 7 Проверка состояния пробивных предохранителей в установках напряжением до 1000 В 2 6 лет 2 года для электроприёмников во взрывоопасных зонах; 3 года для электроприёмников обычного исполнения (для 10%, для наиболее мощных и удалённых) 6 лет, а также при предположении о срабатывании 3 Значения токов должны соответствовать требованиям заводаизготовителя или таблицы 23 приложения 3.1 ПТЭЭП Ток однофазного КЗ не должен превышать значения, указанного в п. 28.4 таблицы 28 приложения 3 ПТЭЭП Предохранители должны быть исправными. Сопротивление изоляции должно быть 5-10 Ом или больше 4 Внеочередные проводятся при сопротивления по настоящей таблицы измерения изменении позиции 4 Выполняется также при перестановке оборудования, после монтажа нового, срабатывания защиты в электроустановках до 1000 В. Соответствие токов плавления предохранителей или уставок расцепителей автоматических выключателей Предохранители должны соответствовать номинальному напряжению сети, пробивное напряжение величине 350-500 В Примечания 1 Проверки по позициям 1, 2 и 3 настоящей таблицы выполняются также после реконструкции и ремонта заземляющих устройств, при обнаружении перекрытия изоляторов ВЛ. 2 Измерения в зонах класса В-IГ проводятся приборами во взрывозащищенном исполнении. 14.4.4 При выявлении неисправностей по результатам ДК должны приниматься меры по приведению параметров заземляющих устройств к нормативным. 14.5 Ремонт систем заземления и молниезащиты 14.5.1 В каждом случае при принятии решения о необходимости производства ремонта и определении сроков и объёма работ по ремонту должно учитываться техническое состояние оборудования по результатам контроля, измерений параметров (в том числе по 14.3.5) и технического обслуживания. 14.5.2 Ремонт устройств заземления электроустановок и опор ВЛ должен проводиться совместно с ремонтом электроустановок и опор ВЛ. 14.5.3 Ремонт устройств молниезащиты зданий и сооружений НПС, МТ и линейной части должен осуществляться совместно с любым (совпадающим по времени проведения) ремонтом здания и сооружения. 14.5.4 Ремонт устройств молниезащиты ВЛ должен проводиться совместно с ремонтом ВЛ. 14.5.5 Трудоёмкость ремонта должна устанавливаться исходя из объёма работ с учётом местных условий его выполнения. 14.5.6 После выполнения ремонта заземляющие устройства всех видов и оборудование систем заземления, молниезащиты и защиты от статического и наведенного электричества (уравнивания потенциалов), внутренних перенапряжений должны быть испытаны и проверены в соответствии с ПТЭЭП. 97 15 Техническое обслуживание электронагревателей 15.1 Наименование электрооборудования 15.1.1 Раздел распространяется на электронагреватели, эксплуатируемые в оборудовании и установках объектов системы КТК, следующих типов: - погружные; - проточные; - конвекционные (калорифер); - ленточные (греющий кабель); - антиконденсационные (сушка обмоток электрических машин). 15.1.2 В составе электронагревателей техническому обслуживанию подлежат: нагревательные элементы; подводящие кабели; кабели заземления; устройства регулирования, измерения и сигнализации. 15.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации 15.2.1 Контроль работоспособности погружных и конвекционных электронагревателей в процессе эксплуатации должен осуществляться с помощью штатных контрольноизмерительных и сигнальных устройств и устройств вспомогательного контроля 1 раз в сутки в холодное время года или каждый раз при срабатывании предупредительной сигнализации (при её наличии). При температуре выше нижнего предела включения нагревателя контроль может осуществляться 1 раз в неделю в межсезонье и 1 раз в месяц в летнее время. 15.2.2 Исправность проточных электронагревателей, служащих для круглогодичного нагрева жидкостей (бойлеры, душевые), необходимо контролировать в течение года с одинаковой периодичностью по решению Регионального Менеджера по Э и ТО или ответственного за электрохозяйство. 15.2.3 Контроль технического состояния ленточных и антиконденсационных электронагревателей должен проводиться с периодичностью и в объёме, указанными в таблице 15.1. 15.3 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания электронагревателей 15.3.1 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость ТО электронагревателей указаны в таблице 15.1. 15.3.2 Работы по проверке работоспособности элементов управления и сигнализации электронагревателя необходимо выполнять при их включенном состоянии, остальные – в выключенном. 15.3.3 Дефектные детали электронагревателей, обнаруженные в ходе ТО, должны быть заменены при проведении КТО. 15.3.4 Объём работ по ТО должен корректироваться с учётом конкретного типа электронагревателя, его технического состояния, требований технической документации, местных условий и опыта эксплуатации. 98 Таблица 15.1 – Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания электронагревателей Наименование оборудования, типовой объём работ 1 1 Погружной электронагреватель Осмотр на отсутствие внешних повреждений Проверка состояния идентификационной маркировки Проверка кабелей, сальников, кожухов и заземления на отсутствие повреждений и надежность крепления Измерение сопротивления изоляции нагревательных элементов и подводящих кабелей Проверка целостности цепи заземления (прозвонкой) и имеющихся точек заземления Проверка исправности работы устройств защитного отключения (УЗО), их наладка (при необходимости) Функциональное испытание Проверка контактных соединений, их очистка и, при необходимости, протяжка Проверка состояния нагревательных элементов Очистка нагревательных элементов от осадка и отложений (при необходимости) Измерение сопротивления постоянному току нагревательных элементов 2 Проточный электронагреватель Выполнение работ по п. 1 настоящей таблицы 3 Конвекционный электронагреватель Осмотр на отсутствие внешних повреждений Проверка состояния идентификационной маркировки Чистка наружной части от пыли и загрязнения и, при необходимости, восстановление окраски поверхностей Проверка кабелей и кожухов на отсутствие повреждений и надежность крепления Проверка фактических токовых нагрузок на присоединениях (пофазно) Проверка состояния переключателей, регуляторов и термостата Проверка состояния электродвигателя вентилятора и, при необходимости, смазка подшипников электродвигателя Проверка предохранителей и работоспособности автоматических выключателей Проверка настроек автоматических электрических защитных устройств Проверка состояния заземления Измерение сопротивления постоянному току нагревательных элементов и сопротивления изоляции вместе с подводящим кабелем 4 Ленточный электронагреватель Осмотр на отсутствие внешних повреждений Проверка состояния идентификационной маркировки Проверка кабелей, уплотнений и кожухов на отсутствие повреждений и надежность крепления Снятие крышки распределительной коробки и проверка герметичности. Проверка состояния контактов Проверка исправности элементов электронагревателя Проверка наличия посторонних предметов в элементах и, при необходимости, прочистка Измерение сопротивления греющего кабеля Периодичность, мес. Трудоёмкость, чел.-ч 2 ТО 12 2,0 + + + + + + + + + + + ТО 12 1,6 + ТО 12 2,0 + + + + + + + + + + + ТО 6 6,0* + + + + + + + 99 Окончание таблицы 15.1 1 Измерение сопротивления изоляции Проверка УЗО от кнопки «Тест», наладка (по необходимости при наличии замечаний) Протяжка всех контактных соединений (при необходимости) Замена антикоррозионной присадки (при необходимости) Проведение функционального теста (в холодное время года) Проверка состояния контактора (со снятием передней панели). Проверка состояния контактов, катушки и магнитных полюсов, их очистка (при необходимости) Проверка состояния заземления 2 + + + + + + + 5 Антиконденсационный электронагреватель ТО проводится совместно с ТО оборудования по месту установки электронагревателя * Трудоёмкость ТО на десять распаячных коробок. Примечание – В дополнение к типовому объёму работ должны выполняться рекомендации по ТО завода-изготовителя (при необходимости). 15.3.5 При плановом контроле технического состояния нагревателей при ТО 6 и ТО 12 должны проводиться измерения сопротивления изоляции нагревательных элементов и подводящих кабелей. Измеренные значения должны быть сравнены с паспортными. При снижении сопротивления изоляции должны быть выявлены и устранены его причины. Для проверки целостности нагревательных элементов должно быть измерено их сопротивление. Резкое увеличение сопротивления нагревательных элементов может быть вызвано их обрывом, коррозией, наличием окалины. 15.3.6 При неудовлетворительных результатах выполненных проверок (таблица 15.1) должны быть запланированы КТО по замене, ремонт, восстановительные работы. 15.3.7 Проверка состояния, исправности УЗО и необходимая наладка должна выполняться с периодичностью 1 раз в 3 года. 100 16 Техническое обслуживание и ремонт комплектных трансформаторных подстанций 16.1 Наименование оборудования 16.1.1 Раздел распространяется на оборудование комплектных трансформаторных подстанций наружной и внутренней установки на НПС и линейной части нефтепроводов системы КТК. 16.1.2 В составе КТП разных типов техническому обслуживанию подлежит следующее оборудование: силовой трансформатор на напряжение 10 кВ; комплектное распределительное устройство высокого и низкого напряжения с коммутационными аппаратами, сборными и соединительными шинами, дополнительным оборудованием (аккумуляторными батареями, источниками бесперебойного питания), устройствами РЗА; освещение (шкафа, помещения); оборудование систем ОВКВ; электронагреватели; приборы учёта электроэнергии; устройства заземления и молниезащиты; контрольно-измерительные приборы; трансформаторы тока и напряжения; щиты управления и сигнализации низкого напряжения. 16.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации 16.2.1 Техническое состояние оборудования КТП должно оцениваться непосредственно путем осмотра, по показаниям контрольно-измерительных приборов, работе устройств РЗА и сигнализации о состоянии оборудования КТП 1 раз в сутки дежурным персоналом НПС (МТ) и дистанционно по системе SCADA. 16.2.2 Все замеченные отклонения от нормальной работы должны быть внесены в журнал осмотров, дефектов и неполадок с сообщением о них ответственному за электрохозяйство. 16.2.3 Контроль технического состояния основного оборудования в составе КТП должен осуществляться в соответствии с указаниями разделов настоящего Руководства по ТО: - силового трансформатора раздел 7; - оборудования КРУ раздел 8; - распредщитов, распредпанелей – раздел 9; - источника бесперебойного питания, аккумуляторных батарей раздел 10; - освещения раздел 13; - заземления и молниезащиты раздел 14; - электронагревателей раздел 15; - оборудования систем ОВКВ – раздел 18; - устройств РЗА – раздел 19. 16.2.4 Осмотр КРУ и силового трансформатора должен проводиться без отключения на объектах с постоянным дежурством персонала (НПС, МТ) 1 раз в сутки и не реже 101 1 раза в месяц в темное время суток (для выявления разрядов, коронирования), без постоянного дежурства персонала (на ЛЧ) – не реже 1 раза в месяц по графику. Дистанционно контроль параметров оборудования КТП должен проводиться 1 раз в смену. 16.2.5 При осмотре особое внимание должно быть обращено на: состояние помещения (исправность дверей и окон, запоров и замков, отсутствие течи в здании); исправность отопления, освещения, вентиляции, заземления; наличие защитных средств и средств пожаротушения; уровень и температуру масла в аппаратах и трансформаторе, отсутствие течи масла; состояние контакторов, рубильников щита низкого напряжения; работоспособность и целостность пломб счетчиков; работу системы сигнализации; исправность и правильность показаний указателей положения выключателей; работоспособность контрольно-измерительных приборов (по наличию показаний); шумность работы трансформатора, высоковольтных аппаратов. 16.2.6 Трансформатор КТП должен быть аварийно выведен из работы при сильном неравномерном шуме и потрескивании внутри, ненормальном и постоянно возрастающем нагреве при нагрузке ниже номинальной и нормальной работе охлаждения, выбросе масла из расширительного бака, течи масла с понижением уровня ниже контрольной отметки, наличии сколов и трещин на изоляторах, появлении следов их перекрытия, резком помутнении (на несколько баллов) масла. 16.2.7 Внеочередные осмотры КТП должны производиться после неблагоприятных погодных воздействий (гроза, резкое изменение температуры, штормовой ветер), при срабатывании газовой защиты на сигнал, а также при отключении трансформатора дифференциальной защитой, после каждого отключения аппаратов от короткого замыкания или при сильном загрязнении. 16.3 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания КТП 16.3.1 Техническое обслуживание оборудования КТП должно проводиться в сроки и объёме, указанные в таблице 16.1 и соответствующих разделах Руководства. Таблица 16.1 Периодичность и объём работ технического обслуживания оборудования КТП Наименование оборудования, типовой объём работ 1 1 Оборудование 2КТП-630/10/0,4 кВ на НПС 1.1 Силовой трансформатор (раздел 7, таблица 7.2 в зависимости от типа трансформатора) 1.2 Распределительное устройство (распределительные щиты) Шинопровод, сборные шины (раздел 8, таблица 8.2; раздел 9, таблица 9.1) Коммутационные аппараты (раздел 8, таблица 8.1; раздел 9, таблица 9.3) Устройства РЗА (раздел 19) 1.3 Освещение (раздел 13, таблица 13.2) 1.4 Оборудование систем ОВКВ (раздел 18, таблица 18.1) 1.5 Электронагреватели (раздел 15, таблица 15.1) Периодичность, мес. ТО 3 ТО 6 ТО 12 ТО 24 2 3 4 5 - + + - - + + + + - - + + - + + + 102 Продолжение таблицы 16.1 1 2 3 4 5 1.6 Заземление, молниезащита (раздел 14, таблица 14.2) + + 1.7 Щит управления и сигнализации (раздел 9, таблица 9.2) + + 1.8 Распределительный щит (раздел 9, таблица 9.1) + + 1.9 Подводящие кабели (раздел 11, таблица 11.5) + + 1.10 Аккумуляторные батареи (раздел 10, таблица 10.3 в зависимости от + + типа батареи) 1.11 Источник бесперебойного питания (раздел 10, таблица 10.3) + + 2 Оборудование КТП-400/10/0,4 кВ линейной части ТО выполняется в соответствии с п. 1 настоящей таблицы с учётом конкретного оборудования в составе КТП 3 Оборудование 2КТПН-630/10/0,4 кВ линейной части 3.1 Силовой трансформатор (раздел 7, таблица 7.2 в зависимости от + + типа трансформатора) 3.2 Ячейка распределительного устройства (типа К-112) 3.2.1 Общие работы Проверка затяжки резьбовых и крепежных деталей + + Проверка исправности заземления, проверка состояния контактных соедине+ + ний металлической связи электрооборудования и контура заземления Проверка управления ячейкой по месту и дистанционно с НПС, также при от+ + сутствии основного источника (ОЛС-0,63/10) Проверка отсутствия следов перегрева токоведущих цепей + + Проверка состояния изоляции, очистка загрязненной фарфоровой изоляции + Проверка состояния и целостности предохранителей 10 кВ, осмотр и очистка шкафа управления, проверка затяжки контактных соединений, герметизация + гидрофобными пастами Осмотр и очистка шкафа высоковольтной аппаратуры + Проверка наличия и состояния всех крепежных элементов, состояния окрас+ ки, коррозионного состояния Восстановление надписей, оперативных наименований, знаков безопасности + Подтяжка контактных соединений, токоведущих частей (при необходимости) + Обеспечение герметичности прокладок проходных изоляторов + Восстановление лакокрасочного покрытия шкафа высоковольтной аппарату+ ры и шкафа управления (при необходимости) 3.2.2 Вакуумный выключатель (раздел 8, таблица 8.1) + + 3.2.3 РЗА шкафа управления (раздел 19) 3.2.4 Нагревательные элементы (раздел 15, таблица 15.1) + 3.2.5 Трансформатор собственных нужд типа ОЛС (раздел 7, таблица 7.2) + + 3.3 Распредщит низкого напряжения (раздел 9, таблица 9.1) + + 3.4 Секция шин (раздел 8, таблица 8.2) + + 3.5 Устройства заземления и молниезащиты (раздел 14, таблица 14.2 + 3.6 Освещение (раздел 13, таблица 13.2) + + 3.7 Кабели и токопроводы (раздел 11, таблица 11.5) + + 3.8 Общее для КТП Проверка показаний измерительных приборов + + Проверка состояния изоляции электропроводок и кабелей + + Проверка наличия надписей, оперативных наименований, знаков безопасно+ + сти Проверка работоспособности и состояния узла учёта электроэнергии (в зим+ + них условиях проверить работу устройства обогрева) Проверка работы освещения шкафа РУ низкого напряжения + + Измерение напряжения на стороне низкого напряжения + + Проверка затяжки резьбовых и крепежных деталей, коррозионного состояния + металлических элементов КТП 103 Окончание таблицы 16.1 1 2 3 4 5 Проверка состояния контактных соединений, токоведущих частей, при необ+ ходимости подтяжка болтовых контактных соединений Проверка правильности выбора коэффициента трансформации переключа+ телем обмоток без возбуждения Проверка исправности механических блокировок оборудования + Смазка трущихся частей и контактных соединений + 4 Оборудование КТПН-400/10/0,4 кВ на НПС 4.1 Общие работы Замена плавких вставок и предохранителей (при необходимости) + + Осмотр оборудования и устранение видимых повреждений + + Проверка исправности механических блокировок + + Проверка вентиляционных и защитных решеток и крышек на наличие повреждений, загрязнения и посторонних предметов, при необходимости - устра+ нение Смазка трущихся поверхностей механизмов и контактных поверхностей + Проверка состояния и восстановление надписей, оперативных наименова+ ний, знаков безопасности 4.2 Силовой трансформатор (раздел 7, таблица 7.2) + + 4.3 Распределительное устройство (распределительные щиты) Шинопровод, сборные шины (раздел 8, таблица 8.2; раздел 9, таблица 9.1) + + Коммутационные аппараты (раздел 8, таблицы 8.1; раздел 9, таблица 9.3) + + Устройства РЗА (раздел 19) 4.4 Освещение (раздел 13, таблица 13.2) + + 4.5 Оборудование систем ОВКВ (раздел 18, таблица 18.1) + + 4.6 Заземление, молниезащита (раздел 14, таблица 14.2) + + 4.7 Подводящие кабели (раздел 11, таблица 11.5) + + Примечания 1 ТО должно выполняться с учётом наличия в составе КТП конкретных видов оборудования. 2 В дополнение к типовому объёму работ должны выполняться рекомендации по ТО заводаизготовителя (при необходимости). 16.3.2 ТО оборудования КТП, требующее отключения, должно выполняться комплексно для всего оборудования, у которого совпадают циклы проведения ТО. 16.3.3 При проведении ТО оборудования КТП должны выполняться рекомендации и указания разделов Руководства (см. таблицу 16.1) для этого оборудования. 16.3.4 Периодичность проведения и объём работ ТО должны корректироваться с учётом технического состояния, срока службы (наработки), местных условий эксплуатации оборудования конкретной КТП, результатов осмотров. 16.3.5 Трудоёмкость работ по ТО электрооборудования КТП должна определяться как сумма трудоемкостей выполнения ТО всех видов оборудования в составе конкретной КТП. Кроме того, должны быть учтены работы, являющиеся общими для всего комплекса оборудования КТП и не отраженные в таблице 16.1. 16.4 Диагностический контроль оборудования КТП 16.4.1 Плановый диагностический контроль оборудования КТП должен проводиться в объёме и в сроки в соответствии с таблицей 16.2 и разделами по ТО электрооборудования и должен быть совмещен с очередным ТО. При этом учитываются дополнительные трудозатраты на ДК. 104 Таблица 16.2 – Периодичность диагностического контроля и проверок оборудования КТП Наименование оборудования в составе КТП Силовой трансформатор Разъединитель Освещение Электродвигатель вентилятора Электронагреватель Заземление, молниезащита Распределительное устройство Подводящий кабель Источник бесперебойного питания и аккумуляторная батарея НКУ на 0,4 кВ Периодичность, виды диагностического контроля и проверок оборудования КТП Раздел 7, таблица 7.2 Раздел 8, таблица 8.4 Раздел 13, таблица 13.4 Раздел 5, таблица 5.4 Раздел 15, таблица 15.1 Раздел 14, таблица 14.2 Разделы 8 и 9, таблицы 8.3 и 9.1 Раздел 11, таблица 11.9 Раздел 10, таблица 10.5 Раздел 9, таблица 9.4 16.4.2 С учётом технического состояния по результатам ТО, периодических осмотров и оперативного контроля периодичность ДК может быть изменена или дополнена другими видами контроля и испытаний оборудования. 16.4.3 Тепловизионный контроль оборудования КТП должен проводиться не реже 1 раза в 3 года, а при усиленном, по местным условиям, загрязнении электрооборудования - ежегодно. 16.4.4 Тепловизионный контроль должен проводиться в соответствии с указаниями Приложения 3 РД 34.45-51.300-97. 16.4.5 Тепловизионному контролю подлежат: - контакты и контактные соединения аппаратов и токоведущие части ячеек КРУ; - металлические части токопроводов, находящиеся на высоте и доступные для прикосновения человека; - предохранители и коммутационные аппараты (контакторы, выключатели, рубильники) и их контактные соединения; - контакты и контактные соединения разъединителей и отделителей; - силовой трансформатор; - опорные изоляторы, изоляторы шинных мостов; - контактные соединения сборных и соединительных шин; - вентильные разрядники, ограничители перенапряжений; - элементы аккумуляторных батарей и контактные соединения батарей; - контакты и контактные соединения аппаратов, вторичных цепей и электропроводок до 1 кВ, жилы (оболочка) токоведущих кабелей в месте подсоединения к коммутационным аппаратам; - выводы вводов. 16.4.6 Критерии оценки исправного состояния или наличия дефекта в оборудовании КТП в зависимости от измеренной температуры нагрева указаны в таблице 16.3. 16.4.7 Критерии оценки теплового состояния по динамике изменения температуры во времени и с изменением нагрузки, путем сравнения измеренных температур в пределах фазы, между фазами, с температурой заведомо исправных элементов и участков должны использоваться в качестве дополнительных и способствовать нахождению скрытого дефекта или подтверждению исправного состояния электрооборудования. 16.4.8 Нормируемые значения предельно допустимых температур устанавливаются в соответствии с действующей НТД и рекомендациями завода-изготовителя. 105 Таблица 16.3 – Критерии оценки состояния электрооборудования КТП по измеренной температуре нагрева Вид электрооборудования, элемент, узел Критерии оценки теплового состояния предель- превы- коэффи- избы- срав- динамика ная тем- шение циент точная нение изменепература темпера- дефект- темпе- темпе- ния темнагрева туры ности ратура ратуры пературы 1 Силовой трансформатор и его элементы 1.1 Бак + + 1.2 Выводы вводов + + 1.3 Контактные соединения + + +* 2 Токоведущие части ячеек и аппаратов, шины + + 3 Контактные соединения и контакты токоведущих + + +* частей и аппаратов 4 Контактные соединения сборных и соединительных шин 4.1 Болтовые + + +* 4.2 Обжатые, сварные + + 5 Изоляторы шинных мостов + 6 Контактные соединения предохранителей + + 7 Контактные соединения и контакты коммутационных аппаратов, вторичных цепей и электропроводок, жил кабелей 7.1 Контакты + + +* 7.2 Контактные соединения + + +* 7.3 Жилы (оболочки) кабелей + + 8 Вентильный разрядник + + 9 Аккумуляторная батарея 9.1 Элементы батареи + 9.2 Контактные соединения + + +* 10 Разъединитель, отделитель 10.1 Контакты + 10.2 Контактные соединения + + +* + Примечания 1 Для контактов и болтовых контактных соединений нормативами предельной температуры и превышения температуры необходимо пользоваться только при токах нагрузки (0,6…1) от номинального. 2 При токах нагрузки (0,3…0,6) от номинального должен использоваться показатель, отмеченный знаком +* (вместо отмеченных знаком + в строке таблицы). 16.4.9 По результатам диагностирования в случае несоответствия контролируемых параметров установленным изготовителем или нормам ПТЭЭП должно проводиться КТО (ремонт, замена, регулировки) по устранению дефекта. 16.4.10 Неплановый диагностический контроль электрооборудования одного или нескольких видов должен проводиться при скачкообразном или быстро нарастающем ухудшении контролируемых эксплуатационных параметров. Виды диагностических измерений и испытаний должны устанавливаться в зависимости от проявления дефекта. По результатам ДК должно быть проведено КТО или принято решение о выводе данного электрооборудования в ремонт. 16.5 Ремонт оборудования КТП 16.5.1 Необходимость и периодичность выполнения ремонта оборудования КТП должны устанавливаться с учётом: 106 - фактического технического состояния по результатам контроля рабочих параметров, технического обслуживания; - результатов диагностирования в течение всего срока эксплуатации; - остаточного коммутационного и механического ресурсов (для коммутационных аппаратов); - экономической целесообразности (выгоды) ремонта; - рекомендаций завода-изготовителя электрооборудования; - местных климатических условий эксплуатации, приводящих к ускоренному ухудшению эксплуатационных параметров и износу отдельных элементов. При этом должны быть учтены рекомендации соответствующих разделов Руководства по ТО оборудования, входящего в состав КТП, о необходимости проведения ремонта. Решение на проведение ремонта конкретного типа оборудования КТП должно приниматься в установленном в КТК порядке. 16.5.2 Объём работ при проведении ремонта должен определяться фактическим техническим состоянием оборудования, дефектной ведомостью. 16.5.3 Для уточнения объёма работ оборудование может подвергаться дополнительному диагностическому контролю (испытаниям), позволяющему обнаружить (или уточнить) скрытый дефект. При этом должен использоваться любой метод, не противоречащий соответствующей НТД, требованиям завода-изготовителя и обеспечивающий наибольшую точность результатов в конкретных условиях его проведения на КТП. 16.5.4 Трудоёмкость ремонта должна быть определена исходя из объёмов работ ремонта и конкретных условий его выполнения. 107 17 Техническое обслуживание и ремонт электрооборудования радиобашен 17.1 Наименование электрооборудования 17.1.1 Раздел распространяется на электрооборудование радиобашен и площадок радиобашен нефтепроводной системы КТК. 17.1.2 В составе оборудования радиобашен техническому обслуживанию подлежат: - система заземления и молниезащиты; - сигнальное освещение; - наружное освещение площадки; - аварийное освещение; - источники бесперебойного питания радиошелтера. 17.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации Контроль технического состояния электрооборудования радиобашен в процессе эксплуатации должен проводиться в соответствии с одноименными разделами Руководства (разделами 10, 13, 14) в части, соответствующей конкретному оборудованию и условиям его эксплуатации. 17.3 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания электрооборудования радиобашен 17.3.1 Техническое обслуживание электрооборудования радиобашен проводится на основании Руководства по эксплуатации и содержанию 100 м башен Reime и площадок башен [13]. 17.3.2 Объём работ по техническому обслуживанию электрооборудования радиобашен и периодичность их проведения представлены в таблице 17.1. Работы по ТО проводятся в соответствии с утвержденным Годовым графиком осмотров, ревизий и текущего ремонта радиобашен. Таблица 17.1 Периодичность, объём работ и трудоёмкость проведения технического обслуживания электрооборудования радиобашен Наименование оборудования, типовой объём работ 1 1 Система заземления и молниезащиты ТО проводится в соответствии с разделом 14 настоящего Руководства 2 Сигнальное освещение Проверка наличия всех элементов сигнального освещения Проверка состояния элементов сигнального освещения (ламп, плафонов ламп, питающих кабелей, элементов крепежа, фотоэлектрического сенсора, соединений) Проверка состояния общего аварийного индикатора (ламп) Периодичность, мес. Трудоёмкость, чел.-ч 2 ТО 6 ТО 12 0,5 1,5 + + ТО 6 ТО 12 2,0 4,0 + + + + + + 108 Окончание таблицы 17.1 1 Проверка работоспособности сигнального освещения и сигнальных ламп во всех режимах работы Проверка предохранителей Внутренняя и наружная очистка плафонов ламп и фотоэлектрического сенсора Проверка состояния соединительных кабелей между щитом управления и сигнальными огнями всех уровней башни (по высоте) Измерение сопротивления изоляции кабелей и электропроводок питающей и распределительной сетей Проверка состояния и затяжки контактных соединений, чистка при необходимости 3 Наружное освещение площадки радиобашни ТО проводится в соответствии с разделом 13 настоящего Руководства, кроме работ, не относящихся к оборудованию радиобашни 2 + + + - + + - + - + ТО 6 1,0 + ТО 12 4,0 + + ТО 6 ТО 12 1,0 2,5 ТО проводится в соответствии с разделом 13 настоящего Руководства + + ТО 3 ТО 12 5 Источники бесперебойного питания радиошелтера 1,5 3,0 ТО проводится в соответствии с разделом 10 настоящего Руководства + + Примечание – Результаты проверок по п. 2 должны быть занесены в акт ревизии радиобашни и акт дефектного состояния радиобашни (Приложение Н) 4 Аварийное освещение 17.3.3 Техническое обслуживание электрооборудования радиобашен, указанного в таблице 17.1, должно проводиться в соответствии с указаниями и рекомендациями по ТО электрооборудования, приведенными в соответствующих разделах Руководства (разделах 10, 13, 14). Эти указания и рекомендации распространяются на ТО электрооборудования радиобашен в части, относящейся к конкретному оборудованию радиобашен. 17.4 Ремонт электрооборудования радиобашен 17.4.1 Срок проведения ремонта электрооборудования и устройств всех видов устанавливается по техническому состоянию с учётом результатов контроля исправности и работ по ТО и ДК. 17.4.2 Объём работ по ремонту устанавливается дефектной ведомостью. 17.4.3 Ремонт должен проводиться, по возможности, одновременно всего электрооборудования и остального оборудования и сооружений радиобашен. 17.4.4 Трудоёмкость ремонта должна устанавливаться исходя из фактического объёма работ по ремонту с учётом условий его проведения. 109 18 Техническое обслуживание и ремонт электрооборудования систем отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха 18.1 Наименование электрооборудования 18.1.1 Раздел распространяется на электрооборудование систем отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха объектов системы КТК, входящее в состав: приточных и вытяжных вентиляторов; конвекционных вентиляторов и центробежных электрических калориферов; станций обработки воздуха и кондиционеров; сплит-систем; водоохладительных агрегатов и насосов. 18.1.2 В составе электрооборудования систем ОВКВ техническому обслуживанию подлежат: электродвигатели; электронагреватели; пульты управления; кабели и провода. 18.1.3 Контроль работоспособности электрооборудования систем ОВКВ в процессе эксплуатации должен осуществляться с помощью штатных контрольно-сигнальных устройств, а также дежурным персоналом путем ежедневного осмотра. 18.2 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания электрооборудования систем ОВКВ 18.2.1 Периодичность и типовой объём работ технического обслуживания электрооборудования систем ОВКВ приведены в таблице 18.1. Таблица 18.1 - Периодичность и типовой объём работ технического обслуживания электрооборудования систем ОВКВ Наименование оборудования, типовой объём работ 1 Приточный / вытяжной вентилятор 1.1 Электродвигатель ТО выполняется в соответствии с разделом 5 настоящего Руководства 2 Конвекционный вентилятор / центробежный электрический калорифер 2.1 Электродвигатель ТО выполняется в соответствии с разделом 5 настоящего Руководства 2.2 Электронагреватель ТО выполняется в соответствии с разделом 15 настоящего Руководства 3 Станция обработки воздуха / кондиционер 3.1 Электродвигатель ТО выполняется в соответствии с разделом 5 настоящего Руководства 4 Сплит-система 4.1 Электродвигатель ТО выполняется в соответствии с разделом 5 настоящего Руководства 4.2 Электронагреватель ТО выполняется в соответствии с разделом 15 настоящего Руководства 4.3 Пульт управления ТО выполняется в соответствии с разделом 9 настоящего Руководства 5 Водоохладительный агрегат (насос) 5.1 Электродвигатель ТО выполняется в соответствии с разделом 5 настоящего Руководства Периодичность, мес. ТО 6 + ТО 12 + ТО 6 + ТО 12 + ТО 12 + ТО 6 + ТО 12 + ТО 6 + ТО 12 + ТО 12 + ТО 6 + ТО 12 + ТО 6 + ТО 12 + 110 18.2.2 Типовой объём работ и периодичность ТО электрооборудования системы ОВКВ могут быть скорректированы с учётом фактического состояния оборудования по результатам выполненных работ. При необходимости производства срочных ремонтных работ должно выполняться КТО. 18.2.3 Измерение сопротивления изоляции обмоток электродвигателей должно проводиться согласно ПТЭЭП. При низком значении сопротивления, близком к предельному, должна быть произведена оценка увлажненности обмоток (определением коэффициента абсорбции). 18.2.4 Контроль уровня вибрации на подшипниках электродвигателя и измерение их температуры проводятся переносной (портативной) аппаратурой. Оценка вибрационного и теплового состояний подшипников должна проводиться согласно подразделу 5.4 настоящего Руководства. 18.2.5 Измеренные значения сопротивления нагревательных элементов и сопротивления изоляции подводящих кабелей должны быть сравнены с паспортными. Нагревательный элемент (нагреватель) должен быть заменен, если: - его сопротивление увеличилось более чем на 20 %; - произошел обрыв нагревательного элемента (спирали). 18.2.6 Трудоёмкость выполнения ТО электрооборудования систем ОВКВ приведена в таблице 18.2 и может быть скорректирована с учётом местных условий и технического состояния оборудования. Таблица 18.2 – Трудоёмкость выполнения ТО электрооборудования систем ОВКВ Наименование оборудования Приточный (вытяжной) вентилятор Конвекционный вентилятор Центробежный электрический калорифер Станция обработки воздуха Кондиционер Сплит-система Водоохладительный агрегат Водоохладительный насос Трудоёмкость, чел.-ч ТО 6 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,6 0,5 0,4 ТО 12 1,0 2,0 2,0 1,5 1,5 1,6 1,2 1,1 18.3 Ремонт электрооборудования систем ОВКВ 18.3.1 При планировании ремонта электрооборудования ОВКВ должны учитываться следующие факторы: - фактическое техническое состояние по результатам диагностического контроля и технического обслуживания; - экономическая целесообразность ремонта элемента ОВКВ (или замены на новый). 18.3.2 Решение на проведение ремонта оборудования конкретного вида должно приниматься в установленном в КТК порядке. 18.3.3 Объём работ должен определяться с учётом фактического технического состояния, трудоёмкость ремонта – с учётом местных условий выполнения ремонта. 111 19 Техническое обслуживание и ремонт устройств релейной защиты и автоматики 19.1 Наименование оборудования 19.1.1 Раздел распространяется на устройства релейной защиты и автоматики (РЗА), использующиеся для защиты от нарушения нормального режима работы и повреждений, автоматического управления, регулирования, контроля и сигнализации в электрооборудовании и электроустановках до 30 кВ на объектах НПС (МТ) и линейной части нефтепроводной системы КТК. 19.1.2 Техническому обслуживанию подлежат все типы устройств РЗА (механические, электромеханические, микропроцессорные), вторичные цепи, измерительные трансформаторы, приводы коммутационных аппаратов. 19.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации 19.2.1 В процессе эксплуатации 1 раз в месяц должны контролироваться условия работы устройств РЗА: допустимые температуры, влажность, вибрация, уровень помех, запыленность воздуха, отклонения рабочих параметров от номинальных. 19.2.2 Устройства аварийной и предупредительной сигнализации должны опробоваться по утвержденному графику, а также при проведении ТО на оборудовании. При этом должны проверяться также наличие и величина оперативного тока, исправность предохранительных и автоматических выключателей во вторичных цепях, исправность цепей управления выключателями. 19.2.3 Сопротивление изоляции электрически связанных вторичных цепей, а также несвязанных цепей (измерительных, оперативного тока, сигнализации), должно контролироваться и поддерживаться не ниже нормированного значения. 19.2.4 Дежурный персонал НПС, МТ должен осуществлять контроль устройств РЗА в объёме и с периодичностью в соответствии с местными инструкциями. Контроль работоспособности устройств РЗА, подключенных к SCADA, должен проводиться не реже 1 раза в сутки. 19.2.5 Периодические осмотры должны проводиться по утвержденному графику не реже 2 раз в год с целью проверки состояния аппаратуры и цепей РЗА, а также соответствия положения накладок и переключающих устройств оборудования. 19.2.6 Контроль функционирования должен проводиться с целью проверки работоспособности устройств РЗА и приводов коммутационных аппаратов. Для микропроцессорных устройств защиты и автоматики контроль функционирования должен проводиться встроенными средствами ручного или автоматического контроля. При этом выполняются следующие операции: - отключение/включение отключающего устройства и заземляющего разъединителя; - визуальный контроль блока наличия напряжения, ламп и механических индикаторов. Периодичность проведения контроля функционирования – 1 раз в год. 112 19.3 Виды технического обслуживания устройств РЗА 19.3.1 Техническое обслуживание устройств РЗА должно осуществляться в соответствии с требованиями ПТЭЭП [3], действующих правил технического обслуживания устройств РЗА электрических сетей 0,4-35 кВ [24], инструкции по организации и производству работ в устройствах РЗА электростанций и подстанций [25], настоящего РД и местных регламентов и инструкций. 19.3.2 Все переключения в схемах РЗА при техническом обслуживании, выводе в ремонт и вводе в работу после ремонта электроустановок должны осуществляться в соответствии с инструкциями по переключениям в конкретных электроустановках. 19.3.3 Устанавливаются следующие виды планового технического обслуживания устройств РЗА: проверка при новом включении (Н); первый профилактический (диагностический) контроль (К1); профилактический (диагностический) контроль (К); профилактическое восстановление (ремонт) (В); опробование (О). 19.3.4 Проверка устройств РЗА при новом включении (Н) должна проводиться при вводе в работу вновь смонтированного отдельного присоединения или при реконструкции устройств РЗА на действующем объекте. При этом оценивается исправность аппаратуры и вторичных цепей, правильность схем соединений, регулировки реле, проводится проверка работоспособности устройств РЗА в целом. 19.3.5 Первый профилактический (диагностический) контроль (К1) устройств РЗА контроль для выявления и устранения мелких дефектов (неисправностей) в начальный период эксплуатации и для создания базы данных. 19.3.6 Профилактический (диагностический) контроль (К) устройств РЗА и их элементов контроль с целью выявления и устранения возникших в процессе эксплуатации дефектов, способных вызвать ложные срабатывания или отказы срабатывания устройств РЗА. 19.3.7 Профилактическое восстановление (ремонт) (В) проводится с целью восстановления исправности аппаратуры и её частей, проверки соответствия уставок и характеристик реле заданным значениям, проверки устройств РЗА в целом, а также восстановления (замены) отдельных, менее надёжных (имеющих малый ресурс), элементов устройств. В зависимости от условий внешней среды и состояния аппаратуры объём работ по восстановлению устройств РЗА, расположенных в шкафах наружной установки, может быть увеличен. Профилактическое восстановление устройств РЗА должно проводиться одновременно с ремонтом электроустановок и первичных цепей присоединений подстанций, электродвигателей или во время вывода основного технологического оборудования в капитальный ремонт. 19.3.8 Опробование (О) проверка работоспособности устройств РЗА и приводов коммутационных аппаратов. Опробование проводится с помощью встроенных элементов, либо имитацией срабатывания пусковых органов устройств РЗА или путем вызова срабатывания пусковых органов. На НПС (МТ) должны быть инструкции по опробованию и тестовому контролю устройств РЗА, в них должны быть указаны контролируемые параметры и определен порядок проведения работ. 113 19.3.9 При частичных изменениях схем или реконструкции (модернизации) устройств РЗА, необходимости изменения уставок или характеристик реле и устройств, а также после устранения неисправностей, обнаруженных при проведении опробования или тестового контроля, должна осуществляться внеочередная проверка. 19.3.10 Полный объём работ и последовательность их выполнения для каждого вида технического обслуживания, а также объём работ по проверке устройств РЗА отдельных типов приведены в подразделе 19.5. 19.4 Цикл и периодичность технического обслуживания 19.4.1 Для устройств РЗА цикл технического обслуживания должен быть установлен от 3 до 15 лет. Под циклом технического обслуживания понимается период эксплуатации устройств РЗА между двумя ближайшими профилактическими восстановлениями, в течение которого выполняются в определенной последовательности установленные виды технического обслуживания, предусмотренные настоящим Руководством. 19.4.2 По степени воздействия различных факторов внешней среды на устройства РЗА по условиям их размещения должны быть выделены две категории помещений. К I категории относятся закрытые, сухие отапливаемые помещения. Ко II категории относятся помещения с большим диапазоном колебаний температуры окружающего воздуха, в которых имеется сравнительно свободный доступ наружного воздуха (металлические помещения, ячейки типа КРУН, комплектные трансформаторные подстанции и др.), а также помещения, находящиеся в районах с повышенной агрессивностью среды. 19.4.3 ЦТО для устройств РЗА, размещённых в помещениях I категории, принимается равным 15, 12, 8 или 6 годам, а для устройств РЗА, установленных в помещениях II категории, принимается равным 6 или 3 годам в зависимости от типа устройств РЗА и местных условий, влияющих на ускорение износа устройств (таблица 19.1). Принятая периодичность проведения технического обслуживания устройств РЗА утверждается в установленном порядке. Для неответственных присоединений в помещениях II категории продолжительность ЦТО устройств РЗА может быть увеличена, но не более чем в 2 раза. В отдельных обоснованных случаях продолжительность цикла технического обслуживания устройств РЗА может быть сокращена. 19.4.4 Указанные в таблице 19.1 циклы технического обслуживания относятся к периоду эксплуатации устройств РЗА, соответствующему установленному заводомизготовителем сроку службы устройств. Эксплуатация устройств РЗА на электромеханической элементной базе и микропроцессорных устройств защиты и автоматики сверх указанных сроков может быть разрешена решением Менеджера по Э и ТО только при их удовлетворительном состоянии и сокращении установленного цикла технического обслуживания. Для микропроцессорных устройств защиты и автоматики рекомендуется устанавливать укороченные периоды между проверками в первые 2-3 года и после 10-12 лет эксплуатации. ЦТО расцепителей автоматических выключателей напряжением 0,4 кВ рекомендуется принимать равным 3 или 6 годам. 19.4.5 Плановое техническое обслуживание устройств РЗА, в соответствии с 19.3.3, по возможности следует совмещать с проведением ТО основного электрооборудования. 114 Таблица 19.1 Периодичность проведения технического обслуживания устройств РЗА Цикл Количество лет эксплуатации техничеУсловия размещения ского устройств РЗА 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 обслуживания, лет В помещениях I кате12 Н - К1 О К О К В О гории (вариант 1) В помещениях I кате15 Н О К1 О О К О О О О К О О О О В гории (вариант 1а) В помещениях I кате8 Н - К1 К О В О К О гории (вариант 2) В помещениях I кате6 Н - К1 К В К К В К гории (вариант 3) В помещениях II ка6 Н - К1 К В К К В К тегории (вариант 1) В помещениях II ка3 Н - К1 В В В В В тегории (вариант 2) Примечания 1 Н проверка при новом включении; К1 первый профилактический контроль; К профилактический контроль; В профилактическое восстановление; О опробование. 2 В таблице указаны обязательные опробования. Кроме того, опробования рекомендуется проводить в годы, когда не выполняются другие виды обслуживания. Если при проведении опробования или профилактического контроля выявлен отказ устройства или его элементов, то проводится устранение причины, вызвавшей отказ, и, при необходимости, профилактическое восстановление. 3 Техническое обслуживание дуговой фотоэлектрической защиты ЗРУ на напряжение 10 кВ выполняется ежегодно в объёме профилактического восстановления. 4 Вариант 1а в помещениях I категории может применяться только для микропроцессорных устройств защиты и автоматики. 19.4.6 Первый профилактический контроль устройств РЗА рекомендуется проводить через 1-2 года после включения устройств в работу. 19.4.7 Периодичность технического обслуживания аппаратуры и вторичных цепей устройств дистанционного управления и сигнализации принимается такой же, как для соответствующих устройств РЗА. 19.4.8 Удаление пыли с внешних поверхностей, проверка надежности контактных соединений, проверка целости стекол, состояния уплотнений кожухов микропроцессорных и электромеханических устройств РЗА должно выполняться вручную. Чистка от пыли внутренних модулей микропроцессорных устройств проводится пылесосом. 19.4.9 При неисправности микропроцессорных устройств защиты и автоматики в период гарантийного срока эксплуатации ремонт устройства должен проводиться на заводе-изготовителе. 19.4.10 Проверка микропроцессорных устройств защиты и автоматики проводится по методикам, приведенным в технических описаниях и инструкциях по эксплуатации заводов-изготовителей. 19.5 Последовательность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания устройств РЗА 19.5.1 Каждый вид технического обслуживания включает определенный перечень работ и последовательность их выполнения (таблица 19.2). 115 Таблица 19.2 – Перечень работ по видам технического обслуживания устройств РЗА Наименование и последовательность работ новое включение Н Виды технического обслуживания первый профилак- профилакпрофилактический тическое тический контроль восстаконтроль новление К1 К В + + + опробование О 1 Подготовительные работы + + 2 Осмотр состояния наружных элемен+ + + + тов и поверхностей 3 Проверка соответствия смонтиро+ ванных устройств проекту 4 Осмотр и проверка механической + + + + части 5 Проверка сопротивления изоляции + + + отдельных узлов 6 Проверка электрических характери+ + + + стик 7 Измерение и испытание изоляции + + 8 Проверка взаимодействия элементов + + + + устройств РЗА 9 Комплексная проверка + + + + 10 Проверка взаимодействия проверяемого устройства с другими устрой+ + + + ствами РЗА 11 Проверка рабочим током и напря+ + + + жением 12 Подготовка устройств РЗА к вклю+ + + + чению 13 Предварительная проверка задан+ + + + ных уставок Примечание – В дополнение к типовому объёму работ должны выполняться рекомендации по ТО завода-изготовителя (при необходимости). 19.5.2 Подготовительные работы (п. 1). В объём работ входят: подготовка необходимой документации (исполнительных схем, паспортов, действующих инструкций, протоколов наладки, карт уставок защит, программ); подготовка испытательных устройств, измерительных приборов, соединительных проводов, запасных частей и инструментов; оформление работ по наряду или распоряжению; допуск к работе; отсоединение всех цепей связи на рядах зажимов проверяемого узла. 19.5.3 Осмотру состояния наружных элементов и поверхностей (п. 2) подлежат все элементы (детали, узлы, модули) проверяемого устройства РЗА. При осмотре должно проверяться: выполнение требований ПУЭ, ПТЭЭП и других нормативных документов по устройству и условиям размещения РЗА и отдельных его узлов; соответствие проекту установленных устройств и контрольных кабелей; надежность крепления и правильность установки панелей, шкафов, ящиков; отсутствие механических повреждений элементов устройств, состояние изоляции выводов реле; качество покраски панелей, шкафов, ящиков; состояние монтажа проводов и кабелей, соединений на рядах зажимов, ответвлениях от шин, испытательных блоков, резисторов, а также надежность паек всех элементов; правильность выполнения концевых разделок контрольных кабелей, уплотнений проходных отверстий; состояние уплотнений дверок шкафов, кожухов, 116 вторичных выводов трансформаторов тока и напряжения; надежность крепления и правильность выполнения заземлений панелей, шкафов, ящиков; состояние электромагнитов управления и блок-контактов разъединителей, выключателей, автоматов; наличие и правильность надписей на панелях, шкафах, ящиках, маркировки кабелей, жил кабелей, проводов. 19.5.4 Проверка соответствия смонтированных устройств проекту (п. 3). При этом должно контролироваться: фактическое исполнение соединений между блоками, реле, переключателями и другими элементами на панелях, в шкафах, ящиках с одновременной проверкой правильности маркировки проводов; фактическое исполнение всех цепей связи между проверяемым устройством и другими устройствами РЗА, управления, сигнализации. Одновременно проводится проверка правильности маркировки кабелей и жил кабелей. 19.5.5 При осмотре и проверке механической части (п. 4) устройств РЗА необходимо проводить: проверку целости деталей реле и устройств, правильности их установки и надежности крепления; очистку от пыли и посторонних предметов; проверку надежности контактных соединений; проверку затяжки стяжных болтов трансформаторов, дросселей; проверку состояния контактных поверхностей и дугогасительных камер; проверку надежности работы механизма управления включением и отключением от руки. 19.5.6 Проверка сопротивления изоляции отдельных узлов (п. 5) устройств РЗА (трансформаторов тока и напряжения, приводов коммутационных аппаратов, контрольных кабелей, панелей защит и т.д.). Измерение должно проводиться мегаомметром на 1000 В: относительно земли (корпуса); между отдельными группами электрически несвязанных цепей (тока, напряжения, оперативного тока, сигнализации); между фазами в токовых цепях, где имеются реле и устройства с двумя и более первичными обмотками; между жилами кабеля газовой защиты; между жилами кабеля от трансформаторов напряжения до автоматов или предохранителей. Элементы, не рассчитанные на испытательное напряжение 1000 В между электрически несвязанными цепями, должны исключаться из схемы измерений. Измерение сопротивления изоляции цепей 60 В и ниже микропроцессорных устройств защиты и автоматики должно проводиться в соответствии с указаниями завода-изготовителя. При отсутствии таких указаний должно проверяться отсутствие замыкания этих цепей на землю омметром на напряжение, не превышающее напряжения питания проверяемых цепей. 19.5.7 Проверка электрических характеристик (п. 6) элементов устройств РЗА должно осуществляться в соответствии с объёмами технического обслуживания на конкретный тип этих элементов. Эти работы должны завершаться проверкой заданных уставок. По окончании проверки проводятся сборка всех цепей, связывающих проверяемое устройство с другими, подключение жил кабелей к рядам зажимов панелей, шкафов и т.д., за исключением цепей связи с другими устройствами, находящимися в работе. 19.5.8 Измерение и испытание изоляции (п. 7) устройств РЗА следует проводить при закрытых кожухах, крышках и дверцах. Изоляция относительно земли электрически связанных цепей РЗА и всех других вторичных цепей каждого присоединения (а также между электрически несвязанными цепями, находящимися в пределах одной панели, за исключением цепей элементов, рассчитанных на рабочее напряжение 60 В и ниже) при включении после монтажа и первом 117 профилактическом контроле должна быть испытана напряжением 1000 В переменного тока в течение 1 мин. Аналогично должна быть испытана изоляция между жилами контрольного кабеля тех цепей, где имеется повышенная вероятность замыкания между жилами (цепи газовой защиты, цепи конденсаторов, используемых как источник оперативного тока, вторичные цепи трансформаторов тока с номинальным значением тока до 1 А). В процессе последующей эксплуатации изоляция цепей РЗА (за исключением цепей напряжением 60 В и ниже) должна испытываться при профилактических восстановлениях напряжением 1000 В переменного тока в течение 1 мин или выпрямленным напряжением 2500 В. Испытание изоляции цепей РЗА напряжением 60 В и ниже должно проводиться в процессе измерения сопротивления. 19.5.9 При проверке взаимодействия элементов устройств РЗА (п. 8) должны контролироваться: правильность работы устройства при различных положениях накладок, переключателей, испытательных блоков, рубильников и т.д.; исключение возможности воздействия на устройства и коммутационную аппаратуру других присоединений. Для микропроцессорных устройств защиты и автоматики проверка взаимодействия элементов проводится с помощью встроенных средств тестового контроля. 19.5.10 Комплексная проверка (п. 9) устройств РЗА должна осуществляться при номинальном напряжении оперативного тока с подачей на устройство параметров аварийного режима от постороннего источника и полностью собранных цепях устройств с закрытыми кожухами реле. При комплексной проверке должны проводиться измерения полного времени действия каждой из ступеней уставок по времени и проверяться правильность срабатывания сигнализации. Должна проверяться также правильность поведения устройств при имитации всех возможных видов короткого замыкания (КЗ) в зоне и вне зоны действия устройств. 19.5.11 Проверка взаимодействия проверяемого устройства с другими включенными в работу устройствами РЗА (п. 10), проверка действия устройства на коммутационный аппарат должны осуществляться при номинальном напряжении оперативного тока. Проверки должны проводиться при выведенных из работы устройствах РЗА и разобранных разъединителями схемах первичных соединений коммутационных аппаратов. При невозможности опробования действия устройств РЗА непосредственно на другие устройства РЗА и коммутационные аппараты должно проводиться опробование косвенным способом (например воздействием на реле, вольтметр) при соответствующем положении коммутационного аппарата. После проверки действия проверяемого устройства на коммутационные аппараты работы в оперативных цепях не должны проводиться. 19.5.12 Проверка устройств РЗА рабочим током и напряжением (п. 11) должна являться окончательной проверкой схемы переменного тока и напряжения, правильности включения и поведения устройств и осуществляется при снятом напряжении с оперативных цепей. Перед контролем устройств должны проводиться необходимые подготовительные работы. При проверке рабочим током и напряжением должны проводиться: проверка исправности всех токовых цепей измерением вторичных токов нагрузки в фазах, целостности нулевого провода; снятие векторной диаграммы (для направленных защит); проверка 118 исправности и правильности подключения цепей напряжения измерением на ряде выводов линейных и фазных напряжений и напряжения нулевой последовательности; проверка чередования фаз напряжения; проверка правильности подключения цепей тока каждой группы трансформатора тока системы векторной диаграммы и сверка её с фактическим направлением мощности в первичной цепи; проверка работы устройств блокировки при неисправности цепей напряжения; проверка правильности работы и небалансов фильтров тока и напряжения прямой, обратной и нулевой последовательности, а также комбинированных фильтров; проверка правильности включения реле направления мощности и реле сопротивления; проверка правильности сборки токовых цепей дифференциальных защит измерением токов (напряжений) небаланса. Заключительная проверка правильности включения дифференциально-фазовых защит, защит с высокочастотной блокировкой, продольно-дифференциальных защит должна осуществляться в соответствии с объёмами работ по техническому обслуживанию конкретных типов устройств. 19.5.13 При подготовке устройств РЗА к включению (п. 12) должны проводиться: инструктаж дежурного персонала по вводимым в работу устройствам и особенностям их эксплуатации; повторный осмотр реле, режим которых изменялся при проверке рабочим током и напряжением; проверка перемычек на рядах зажимов; проверка показаний приборов высокочастотных приёмопередатчиков, контрольных устройств; сдача этих устройств и инструкций по обслуживанию дежурному (оперативному) персоналу. По завершении работ делается запись в журнале РЗА о результатах проверки работоспособности устройств и возможности включения их в работу, оформляются паспорта на устройства РЗА. 19.5.14 Предварительная проверка заданных уставок (п. 13) устройств РЗА должна проводиться с целью определения работоспособности и отклонения значений уставок от заданных. Допустимые значения отклонений от заданных уставок параметров устройств РЗА приведены в таблице 19.3. Если при проверке уставок их значения выходят за пределы допустимых отклонений, должны быть проанализированы причины отклонения и устранены неисправности. Таблица 19.3 – Допустимые значения отклонений от заданных уставок параметров устройств РЗА Наименование 1 1 Для устройств РЗА 6-35 кВ Выдержка времени быстродействующих защит без реле времени Выдержка времени защит с независимой характеристикой Выдержка времени защит с зависимой характеристикой: в зависимой части (контрольные точки) в независимой части Выдержка времени встроенных в привод реле в независимой части (с учётом времени отключения выключателя) Сопротивление срабатывания дистанционной защиты Ток и напряжение срабатывания реле переменного тока и напряжения Ток и напряжение срабатывания реле, встроенных в привод Мощность срабатывания реле направления мощности переменного тока, напряжение и ток срабатывания реле постоянного тока Коэффициент возврата реле: Допустимые значения отклонений 2 0,05 с 0,01 с 0,15 с 0,1 с 0,15 с 5 % 5 % 5 % 5 % 119 0,05 невстроенного в привод реле Окончание таблицы 19.3 1 2 встроенного в привод реле 0,08 Угол максимальной чувствительности реле направления мощности 5 эл. град 2 Для микропроцессорных устройств защиты и автоматики 6-35 кВ Ток и напряжение срабатывания 5 % Выдержка времени защит с независимой характеристикой (до 1 с 20 мс) 2 % 3 Для устройств РЗА 0,4 кВ Ток срабатывания максимальных расцепителей тока автоматических выключате10 % лей серии АВМ Время срабатывания механического замедлителя расцепителя селективных ав15 % томатических выключателей серии АВМ Ток срабатывания электромагнитных расцепителей автоматических выключателей серии А3100: А3120 20 % А3130, А3140 15 % Ток срабатывания электромагнитных расцепителей автоматических выключателей серии АП–50 с уставкой: 3,5 ном. 15 % 8,0 ном. 20 % от –30 % до +15 % 11,0 ном. Ток срабатывания электромагнитного расцепителя в нулевом проводе автоматиот –20 % до +40 % ческих выключателей серии АП–50 Ток срабатывания электромагнитных расцепителей автоматических выключате15 % лей серий АЕ2000, А3700 Ток срабатывания полупроводниковых расцепителей автоматических выключа20 % телей серии А3700 Время срабатывания полупроводниковых и тепловых расцепителей автоматиче20 % ских выключателей серии А3700 Ток срабатывания встроенной МТЗ автоматических выключателей серии «Элек15 % трон» Время срабатывания встроенной МТЗ автоматических выключателей серии «Электрон»: в зоне токов перегрузки 20 % в зоне токов КЗ 15 % Ток срабатывания защит ЗТИ и ЗТ–0,4 15 % Время срабатывания защит ЗТИ и ЗТ–0,4 30 % Ток срабатывания тепловых расцепителей автоматических выключателей серии 8 % А3100 при колебаниях температуры окружающей среды на каждые 10 °С Ток срабатывания тепловых расцепителей автоматических выключателей серии 7 % АП–50 при колебаниях температуры окружающей среды на каждые 10 °С Ток срабатывания тепловых расцепителей автоматических выключателей серии 5 % А3700 при колебаниях температуры окружающей среды на каждые 10 °С Ток срабатывания электромагнитных расцепителей трехполюсных автоматичеот –15 % до +25 % ских выключателей серии АК–63 Ток срабатывания максимальных расцепителей автоматических выключателей 20 % серии ВА 19.5.15 Объёмы работ по проверке характеристик устройств РЗА отдельных типов при техническом обслуживании приведены в таблице 19.4. 120 Таблица 19.4 – Объёмы работ по проверке характеристик устройств РЗА отдельных типов при техническом обслуживании Наименование оборудования, объём работ Вид технического обслуживания Н К1 К В 2 3 4 5 1 1 Устройство автоматического включения резерва АВР - 10 Проверка уровней выходных напряжений блока питания + + Проверка напряжений срабатывания и возврата устройства + + Проверка времени срабатывания на рабочей уставке + + Проверка действия устройства на выключатель + + Проверка работоспособности устройства от кнопки опробования + + 2 Делительная защита с сетевым резервированием ДМЗ Проверка и регулировка механической части и состояния контактных поверхностей + Проверка напряжений срабатывания и возврата на рабочей уставке + + Проверка времени срабатывания и возврата на рабочей уставке + + Проверка действия защиты на выключатели + + Проверка защиты рабочим напряжением + + Проверка работоспособности от кнопки опробования + + 3 Реле тока РТ-80, РТ-90 Проверка механической части реле и состояния контактных поверхностей + + Проверка тока срабатывания отсечки на рабочей уставке + + Проверка тока срабатывания и возврата индукционного элемента реле на рабочей уставке: проверка характеристики времени действия индукционного элемента (в 4+ + 5 точках) на рабочей уставке по шкале времени Проверка надежности работы контактов при токах 1,05 тока срабатывания индук+ ционного элемента до максимального значения тока КЗ 4 Реле мощности 4.1 Реле ИМБ-171, ИМБ-177, ИМБ-178, РБМ-171, РБМ-177, РБМ-178, РБМ-271, РБМ-277, РБМ-278 Проверка механической части, состояния контактных поверхностей + + Проверка отсутствия самохода по току при закороченной обмотке напряжения. + + Проверка отсутствия самохода по напряжению при разомкнутой токовой обмотке Определение угла максимальной чувствительности + + Проверка мощности срабатывания при угле максимальной чувствительности; для реле РБМ-271, РБМ-277, РБМ-278 проверка проводится при работе реле в обе + + стороны Проверка поведения реле при сбросе обратной мощности от десятикратной мощности срабатывания до максимально возможной обратной мощности при КЗ на + + шинах подстанции; для реле РБМ-271, РБМ-277, РБМ-278 проверка проводится при работе в обе стороны Проверка надежности работы контактов при подведении к реле мощности от 1,2 мощности срабатывания до максимальной мощности, возможной при КЗ и угле + + максимальной чувствительности 4.2 Реле РМ-11, РМ-12 Проверка механической части и состояния контактных поверхностей реле + + Проверка отсутствия самохода по току при закороченной обмотке напряжения и подаче входного тока от нуля до 30 Iном. Проверка отсутствия самохода по напря+ + жению при отсутствии тока в токовой обмотке и изменении напряжения от нуля до 1,15 Uном Определение угла максимальной чувствительности при номинальном токе и + + напряжении Проверка вольт-амперной характеристики при угле максимальной чувствительно+ сти (для реле РМ-12 при заданной уставке по напряжению срабатывания) + + + + + + + + + + + + + + + + + + - + - + - + - + - + - + - + - + - + - + - - 121 Продолжение таблицы 19.4 1 2 3 Проверка надежности работы контактов выходных реле при подведении к реле + + значений тока 30 Iном и напряжения 1,15 Uном 5 Реле частоты РЧ-1 и РЧ-2 Проверка механической части и состояния контактных поверхностей выходного + + реле; проверка состояния контактных разъемов, паек и печатного монтажа Проверка частоты срабатывания и возврата на рабочих уставках при номинальном + + напряжении Проверка времени срабатывания на рабочей уставке при номинальном напряже+ + нии Проверка напряжений в контрольных точках + + Проверка частоты срабатывания и возврата на рабочих уставках при 0,2 Uном и + + 1,3 Uном для реле РЧ-1 и при 0,2 Uном и 1,5 Uном для реле РЧ-2 Проверка работоспособности полупроводниковой части схемы нажатием кнопки КН + + Проверка поведения реле при снятии и подаче напряжения переменного тока при + + поданном оперативном напряжении Проверка поведения реле при снятии и подаче оперативного напряжения при + + наличии напряжения контролируемой сети 6 Реле времени ЭВ-100 и ЭВ-200 Проверка и регулировка механической части реле и состояния контактных поверх+ + ностей Измерение напряжения срабатывания и возврата реле + Проверка времени срабатывания реле на рабочей уставке и на всех делениях + шкалы, на которых уставки изменяются оперативным персоналом Проверка времени срабатывания реле на рабочей уставке + Трехкратный запуск и прослушивание работы часового механизма + 7 Реле промежуточные 7.1 Реле РП-23 РП-26, РП-211 РП-215, РП-221 РП-225, РП-232, РП-233, РП-251 РП-256, РП-16 РП-18, РПУ-1, РПУ-2, РПУ-4 Проверка механической части реле и состояния контактных поверхностей + + Проверка напряжения (тока) срабатывания и возврата реле по основной обмотке + Проверка тока (напряжения) удержания реле по дополнительным обмоткам + Проверка однополярных выводов основной и дополнительных обмоток + Измерение времени действия тех реле, для которых оно задано. Если при измерении времени действия проводилась регулировка реле, то повторно проверяется + + напряжение срабатывания возврата и времени действия реле 7.2 Реле РП-351, РП-352, РП-8 РП-12 Проверка механической части реле и состояния контактных поверхностей + + Проверка напряжения срабатывания каждой обмотки реле + + 8 Реле указательные Проверка механической части реле и состояния контактных поверхностей + + Проверка напряжения (тока) срабатывания реле + + 9 Реле газовые ПГ-22, ПГЗ-22, РГЧЗ-66 Проверка герметичности поплавков и ртутных контактов + + Проверка плавучести чашек + + Проверка правильности уставки и регулировки контактов + + Проверка срабатывания отключающего и сигнального элементов спуском масла из + + корпуса реле Проверка уставки срабатывания по скорости потока масла (при наличии испыта+ тельной установки) Измерение сопротивления и испытание изоляции электрических цепей реле (по отношению к земле, между контактами и между отключающими и сигнальными це+ + пями) Проверка работы установленного на трансформаторе реле нагнетанием воздуха + + 4 5 - + - + - + - + - + - + + + - + - + - + - + - + + - + - + - - + - + + - + + - + + + - + - + - + - + 122 Продолжение таблицы 19.4 1 Проверка надежности отстройки реле от пусковых режимов циркуляционных насосов охлаждения трансформатора при всех возможных в эксплуатации переключениях вентилей в системе маслопроводов 10 Трансформаторы тока Проверка мегаомметром на 1000 В сопротивления изоляции вторичных обмоток на корпус и между собой Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tg (проводится для трансформаторов тока напряжением 110 кВ и выше) Испытание повышенным напряжением промышленной частоты первичных и вторичных обмоток измерительного трансформатора Измерение сопротивления обмоток постоянному току Определение однополярных выводов первичной и вторичной обмоток и их соответствия заводской маркировке (для направленных и дифференциальных защит) Снятие вольт-амперных характеристик на рабочей отпайке в трех-пяти точках, либо в одной точке при наличии типовой вольт-амперной характеристики Проверка коэффициента трансформации на всех ответвлениях Определение сопротивления вторичной нагрузки трансформаторов тока 11 Трансформаторы напряжения Проверка мегаомметром на 1000 В сопротивления изоляции вторичных обмоток на корпус и между собой Испытание повышенным напряжением промышленной частоты Измерение сопротивления обмоток постоянному току Проверка коэффициента трансформации 12 Промежуточные трансформаторы и автотрансформаторы тока Проверка надежности креплений, состояния изоляции выводов обмоток Проверка сопротивления изоляции каждой из обмоток относительно корпуса и между обмотками мегаомметром на 1000 В Проверка рабочим током 13 Блоки питания Проверка надежности крепления элементов блоков: трансформаторов, переключателей, выпрямителей и конденсаторов; проверка затяжки винтовых соединений и качества паек Проверка исправности диодов измерением их сопротивления в прямом и обратном направлениях Проверка сопротивления изоляции элементов блока и их цепей относительно корпуса и между собой мегаомметром на 1000 В Снятие характеристики холостого хода и нагрузочной характеристики на рабочих уставках Проверка действия элементов защиты и работы электромагнитов отключения / включения при питании оперативных цепей от блоков питания 14 Вторичные цепи управления Осмотр контрольных кабелей, их соединительных муфт, концевых разделок, рядов зажимов, проводов Контроль наличия заземлений металлических оболочек кабелей, маркировки кабелей и жил кабелей Измерение сопротивления изоляции Испытание изоляции 15 Приводы коммутационных аппаратов Проверка правильности регулировки блок-контактов привода и состояния контактных поверхностей Измерение сопротивлений постоянному току электромагнитов управления и контактора электромагнита включения 2 3 4 5 + - - - + + - + + - - + + - - + + - - + + - - - + - - + + + - - - + - - + + + + - - + + - + + - + + - - + + + - + + + - + + - - - + + - + + + - + + + - + + + - + + + - + + + + - + - + + + + + + + - - + 123 Продолжение таблицы 19.4 1 2 3 4 5 Проверка напряжения срабатывания электромагнитов управления, за исключением + + электромагнита включения электромагнитных приводов выключателей Измерение сопротивления изоляции цепей вторичных соединений привода ме+ + + гаомметром на 2500 В Проверка надежной работы привода при 0,9 номинального напряжения оператив+ + + ного тока на включение и при 0,8 номинального напряжения на отключение Проверка надежной работы привода при номинальном напряжении оперативного + тока Измерение времени готовности привода (для пружинных приводов со встроенным + + + АПВ) 16 Защиты, встроенные в коммутационные аппараты на напряжение 0,4 кВ 16.1 Тепловые и электромагнитные расцепители максимального тока, расцепители независимые и минимального напряжения автоматических выключателей Проверка соответствия проекту номинального тока выключателя и теплового расцепителя, тока срабатывания или кратности тока срабатывания электромагнитного + расцепителя, номинального напряжения независимого расцепителя или расцепителя минимального напряжения Проверка работоспособности тепловых расцепителей путем прогрузки током от постороннего источника (включение выключателем тока определенной кратности и измерение времени отключения выключателя). На тепловых расцепителях, имею+ + + щих регулировку уставки номинального тока расцепителя, проверка выполняется на рабочей уставке Проверка работоспособности электромагнитных расцепителей + + + Проверка работоспособности независимого расцепителя и расцепителя мини+ + + мального напряжения при использовании расцепителей в схемах РЗА 16.2 Полупроводниковые расцепители автоматических выключателей Проверка соответствия проекту номинального тока выключателя и расцепителя, пределов регулирования уставок по току и времени срабатывания защиты от пере+ грузки и короткого замыкания Проверка работоспособности полупроводникового расцепителя и калибровка рабочих уставок тока и времени срабатывания защиты с обратнозависимой от тока характеристикой, калибровка тока и времени срабатывания отсечки для селектив+ ных выключателей, для автоматических выключателей серии ВА, установленных в сетях с глухозаземленной нейтралью, калибровка уставок защиты от междуфазных и однофазных КЗ Проверка тока и времени срабатывания защиты от перегрузки, проверка тока и времени срабатывания отсечки на рабочих уставках для селективных выключателей, для автоматических выключателей серии ВА, установленных в сетях с глухо+ + заземлненой нейтралью, дополнительная проверка тока и времени срабатывания защиты от однофазных КЗ 16.3 Электромагнитные расцепители автоматических выключателей Проверка соответствия проекту номинального рабочего тока, номинального напряжения катушки независимого расцепителя или расцепителя минимального напря+ жения, рода тока Проверка отсутствия затираний якорей максимальных расцепителей защиты от перегрузки, короткого замыкания и механического замедлителя расцепления для + + + селективных выключателей нажатием на якорь расцепителя Калибровка рабочих уставок тока и времени срабатывания защиты с обратнозависимой от тока характеристикой (защиты от перегрузки), тока и времени срабатыва+ ния отсечки для селективных выключателей Проверка тока и времени срабатывания защиты от перегрузки, тока и времени + + срабатывания отсечки на рабочих уставках для селективных выключателей Проверка работоспособности независимого расцепителя и расцепителя мини+ + + мального напряжения при использовании расцепителей в схемах РЗА 124 Продолжение таблицы 19.4 1 17 Микропроцессорные устройства защиты и автоматики Осмотр состояния наружных элементов и поверхностей: рядов зажимов входных и выходных сигналов, разъемов интерфейса связи и их контактных поверхностей, элементов управления Осмотр и проверка механической части устройства: элементов цепей и дорожек на отсутствие следов перегрева; окисления и ослабления паяных соединений, контроль сочленения разъемов и механического крепления элементов, затяжки винтовых соединений Измерение сопротивления изоляции независимых цепей (кроме порта последовательной передачи данных) по отношению к корпусу и между собой; входных цепей тока; входных цепей напряжения; цепей питания оперативным током; входных цепей дискретных сигналов; выходных цепей дискретных сигналов от контактов выходных реле. Измерения проводятся мегаомметром на 500 В, сопротивление изоляции должно быть не менее 10 МОм Испытания электрической прочности изоляции независимых цепей (кроме порта последовательной передачи данных) по отношению к корпусу и между собой. Изоляция цепей устройства защиты испытывается переменным напряжением 1000 В частоты 50 Гц в течение 1 мин Программное задание (или проверка) требуемой конфигурации устройства защиты в соответствии с принятыми проектными решениями и техническими характеристиками (функциями) устройства Программное задание (или проверка) уставок устройства защиты в соответствии с заданной конфигурацией Проверка отображения значений и фазовых углов токов (напряжений), поданных от постороннего источника Проверка срабатывания по каждому дискретному входу при напряжении питания оперативного тока, равном 0,8 Uном Проверка параметров (уставок) срабатывания и коэффициентов возврата каждого измерительного органа при подаче на входы устройства тока (напряжения) от постороннего источника; контроль состояния светодиодов при срабатывании Проверка времени срабатывания защиты и электроавтоматики на соответствие заданным выдержкам Проверка при минимальном значении диапазонов уставок с подачей тока (напряжения), равного 0,8 тока (напряжения) срабатывания, отсутствия ложных действий при снятии и подаче напряжения оперативного тока с повторным включением через 0,5 с Проверка срабатывания устройства защиты на рабочей уставке и определение изменения параметров срабатывания при напряжении оперативного тока, равном 0,8 и 1,1 Uном Проверка взаимодействия измерительных органов и логических цепей защиты с контролем состояния всех контактов выходных реле (и состояния светодиодов). Проверка проводится при создании условий для срабатывания каждого измерительного органа и поочередной подачей всех логических сигналов на вход защиты или в соответствии с инструкцией завода-изготовителя Проверка управляющих функций устройства защиты с воздействием контактов выходного реле на модель коммутационного аппарата (например управление двухпозиционным реле) при управлении по месту установки защиты и дистанционно через порт последовательной связи Поверка функции регистрации входных параметров защиты Проверка функции самодиагностики Проверка функционирования тестового контроля Проверка управления по месту установки защиты коммутационным аппаратом присоединения (включить/отключить) Проверка взаимодействия с другими устройствами защиты и автоматики, управления и сигнализации с воздействием на коммутационный аппарат 2 3 4 5 + + + + - + + + + + + + + - - - + + + + + + + + + + + + + - - - + + - + + + - + + - - - + - - - + - - + + + + + + + + + + + + + + + + + - + + + - + 125 Окончание таблицы 19.4 1 2 3 4 Проверка рабочим током правильности подключения цепей тока и напряжения к устройству защиты, конфигурации и значений уставок, значений текущих парамет+ + + ров и состояния устройства по дисплею и сигнальным элементам Тестовый контроль + + + Примечание – В дополнение к типовому объёму работ должны выполняться рекомендации по завода-изготовителя (при необходимости). 5 + + ТО 19.5.16 Трудоёмкость технического обслуживания отдельных типов устройств РЗА приведена в таблице 19.5. Таблица 19.5 Трудоёмкость технического обслуживания устройств релейной защиты и автоматики Устройства релейной защиты и автоматики Трудоёмкость, чел.-ч Вид технического обслуживания Н В К1 К О 2 3 4 5 6 1 Автоматические выключатели: серии А3100, А3700 с электромагнитными и тепловыми расцепителями* 3,6 серии А3700 с полупроводниковыми расцепителями* 2,8 серии АВМ, АВ без механизма замедленного расцепления (трехполюс4,0 ные)** серии АВМ, АВ с механизмом замедленного расцепления (трехполюс4,6 ные)** серии АП-50 2,8 Реле непосредственного действия РТВ 3,0 Реле непосредственного действия РТМ и токовые электромагниты от1,4 ключения Реле тока РТ-80, РТ-90 3,7 Реле мощности: ИМБ-171, ИМБ-177, ИМБ-178, РБМ-171, РБМ-177, РБМ-178 6,1 РБМ-271, РБМ-277, РБМ-278 7,3 РМ-11, РМ-12 4,5 Реле частоты РЧ-1, РЧ-2 8,5 Реле времени ЭВ-100, ЭВ-200, у которых уставки оперативным персоналом: не изменяются 0,7 изменяются 0,9 Реле промежуточное 0,5 РП-23 РП-26, РП-232, РП-233, РП-211 РП-215, РП-221 РП-225 То же с дополнительными обмотками 0,8 РП-251, РП-252, РП-256 1,0 1,3 РП-253 РП-255 0,8 РП-351, РП-352, РП8 РП12 Реле указательное 0,5 Реле газовое: РГЧЗ-66 14,5 ПГ-22, ПГЗ-22 Устройство автоматического включения резерва АВР-10 28,9 Делительная защита с сетевым резервированием ДМЗ 30,5 Микропроцессорные устройства защиты и автоматики: базовое устройство 40,0 модули ввода-вывода (различные) 1,0 Измерительные трансформаторы тока в установках*** до 20 кВ 4,7 2,9 2,2 3,0 - 0,7 - 3,5 - 0,7 - 2,3 1,8 0,8 0,2 1,5 0,5 0,2 0,5 0,5 - 2,9 2,4 1,5 - 4,4 5,3 3,3 6,2 4,4 5,3 3,3 6,2 - - 0,7 0,9 0,7 0,9 - - 0,3 0,3 0,8 0,8 0,8 0,5 0,3 0,3 0,8 0,8 0,8 0,5 - - 5,8 8,8 12,5 32,3 5,8 8,8 12,5 7,7 3,5 - 32,0 3,0 24,0 3,0 24,0 3,0 - 2,0 2,0 - - 126 Окончание таблицы 19.5 1 2 3 4 5 6 свыше 20 кВ: выносных 7,4 2,8 2,8 встроенных 8,3 3,0 3,0 Измерительные трансформаторы напряжения в установках:**** до 20 кВ 4,0 1,5 1,5 свыше 20 кВ 8,4 4,5 4,5 Блоки питания 7,5 4,2 4,2 * Трудоёмкость дана на один трехполюсный выключатель. На двухполюсный выключатель трудоёмкость определяется с коэффициентом 0,85. ** На однополюсный выключатель трудоёмкость определяется с коэффициентом 0,70. На двухполюсный выключатель трудоёмкость определяется с коэффициентом 0,85. *** На каждую последующую обмотку (свыше двух) итоговая трудоёмкость увеличивается на 0,5 чел.-ч. **** Для однофазного трехобмоточного трансформатора трудоёмкость определяется с коэффициентом 1,2; для трехфазного двухобмоточного трансформатора 1,5; для трехфазного трехобмоточного трансформатора 1,8. 19.5.17 Трудоёмкость ТО предусматривает выполнение всех работ в помещениях действующих электроустановок по месту нахождения устройств РЗА. При выполнении работ в условиях, отличающихся от предусмотренных в настоящем Руководстве, трудоёмкость должна увеличиваться умножением на следующие коэффициенты: а) от 1,1 до 1,5 при выполнении работ в зимних условиях на открытом воздухе и в необогреваемых помещениях; б) от 1,1 до 1,25 при температуре воздуха на рабочем месте в помещении более 40 °С. При выполнении работ в охранной зоне воздушных линий электропередачи, в действующих электроустановках вблизи открытых токоведущих частей, находящихся под напряжением, трудоёмкость определяется с коэффициентом от 1,1 до 1,2. При наличии условий, дающих право на применение двух и более коэффициентов, последние перемножаются. 19.6 Ремонт устройств РЗА 19.6.1 Сроки и необходимость проведения ремонта устройств РЗА должны определяться техническим состоянием устройства с учётом результатов технического обслуживания, экономической целесообразности ремонта (замена или ремонт). 19.6.2 Объём ремонта должен быть установлен дефектной ведомостью. Фактическая трудоёмкость должна быть определена с учётом условий его выполнения. 127 20 Техническое обслуживание и ремонт электрооборудования специальных установок и устройств АВП 20.1 Наименование электрооборудования 20.1.1 Раздел распространяется на электрооборудование, используемое для выполнения аварийно-восстановительных работ на нефтепроводе и НПС (МТ) по ликвидации аварий и выполнения ремонтных работ (далее – электрооборудование АВП): спецтехники, специальных установок и устройств, электроинструмент. 20.1.2 Техническому обслуживанию и ремонту подлежит электрооборудование в составе следующих установок и устройств: - насосов, вентиляторов, специальных машин и устройств (в основном электродвигатели на 0,4 кВ); - сварочного электрооборудования (аппараты, трансформаторы, выпрямители, генераторы, термонагреватели); - электроинструмент, специальные приборы, средства малой механизации; - осветительное оборудование, кабели, проводники; - электрооборудование специальной техники (на базе автомобиля, вездехода) и передвижных специальных установок. 20.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации 20.2.1 Контроль технического состояния электрооборудования, указанного в п.20.1.2, выполняется путем осмотров и периодического (планового) ДК, совмещенного с ПТО. 20.2.2 Осмотры электрооборудования выполняются при каждом использовании соответствующей установки (устройства) один раз в смену. При хранении электрооборудования АВП осмотры электрооборудования в его составе должны производиться периодически 1 раз в 3 месяца по графику осмотров персоналом, за которым оно закреплено. 20.2.3 При осмотрах обращается внимание на следующее: - отсутствие повреждений и коррозии; - состояние изоляции (запыленность, отсутствие трещин и следов разрядов); - исправность устройств обогрева, освещения, вентиляции; - целостность элементов систем сигнализации, управления (коммутации); - работоспособность элементов контроля и управления; - исправность механических блокировок, запорных устройств; - целостность элементов заземления; - состояние изоляции и контактов подводящих кабелей; - состояние элементов взрывозащиты; - исправность электродержателей, заземляющих струбцин сварочного оборудования; - целостность видимых элементов взрывозащиты (прокладок, колец, уплотнений, фитингов, соединений); - целостность инвентарного номера. 20.2.4 Работоспособность контрольно-измерительных приборов проверяется по их показаниям контролируемых параметров при работе. 128 20.2.5 Работоспособность передвижных ДЭС и бензиновых электростанций, всех типов сварочного оборудования, термопечей (термопеналов), комплектов освещения проверяются кратковременным включением во время выполнения ТО6. 20.2.6 Периодически по графику должен проводиться диагностический контроль (испытания и измерения), совмещенного с ТО, в соответствии с таблицей 20.1. Таблица 20.1 – Виды и периодичность планового диагностического контроля (испытаний и измерений) электрооборудования АВП Вид контроля Периодичность 1 2 1 Измерение сопротивления изоляции 1.1 Электросборное оборудование: - обмотки трансформаторов; - обмотки генераторов: переменного тока; 6 месяцев постоянного тока; - силовые цепи сварочного оборудования, сварочный кабель 1.2 Обмоток статора асинхронных ЭД 1.3 Генераторов передвижных ДЭС, ПАРМ: - обмоток статора; - обмоток ротора; - ротора возбудителя; - РУ, токопроводы; - электропроводки отходящих линий, в т.ч. осветительные 1.4 Электроинструмент (дрель, перфоратор, УШМ, электропила и пр.): - сопротивление изоляции обмоток 1.5 Осветительное оборудование взрывозащищенное и наружных установок, кабели: - цепи осветительных установок и комплектов; - кабели, проводники и пр.: - распредщит, щит освещения, вводной щит, токопроводы 1.6 Электропечи и термопеналы 1.7 Электродвигатели насосов, вентиляторов, спецмашин и устройств 2 Вибрация 2.1 ЭД асинхронные насосов, вентиляторов, машин для резки (АИМ 80, (90,71), ВА и аналогичные) Норма контроля 3 Не менее 100 МОм Не менее 0,5 МОм для статора, не менее 0,2 МОм для ротора; Не менее 0,5 МОм При температуре обмоток 10-30 С Не менее 0,5 МОм Выполняется также при обнаружении видимых повреждений изоляции Коэффициент абсорбции должен быть не менее 1,2 При хранении более 6 месяцев Не менее 1,0 МОм при температуре 10-30 С 3 года 3 года 3 года 3 года 3 года, 1 год во взрывоопасных зонах В соответствии с РЭ Не менее 0,5 МОм Не менее 0,5 МОм Не менее 1,0 МОм Не менее 0,5 МОм 6 месяцев 3 года, 1 год во взрывоопасных зонах и вне закрытых помещений Примечание 4 Проводится при температуре 10-30 ºС Не менее 0,5МОм Вместе с кабелем питания Не менее 0,5 МОм 1 год Не менее 0,5 МОм 3 года Не менее 1,0 МОм при температуре 10-30 С Силовые цепи При использовании в не взрывоопасных зонах и в закрытых помещениях периодичность 3 года Измеряется с кабелем питания Выполняется также при хранении более 6 месяцев В соответствии с п.1, таблица 5.1 Руководства Измеряется на доступном для измерения корпусе подшипника 3 года Не менее 0,5 МОм Не менее 1,0 МОм 129 Окончание таблицы 20.1 1 2.2 Генераторы передвижных ДЭС, ПАРМ 3 Тепловизионный контроль силовых КС, КС распредщитов и аппаратов, КС токопроводов, подшипников и др. 2 3 Не более 4,5 мм/с 4 Согласуется с РЭ гене3 года ратора 3 года с начала В соответствии с п. Контроль доступных без эксплуатации, Л4 Приложения Л демонтажа элементов далее – 5 лет Руководства оборудования, кроме электроинструмента, кабелей и проводников для подключения Примечание - Периодичность и нормы контроля должны быть согласованы с указаниями в РЭ оборудования 20.3 Периодичность, типовой объём работ и трудоёмкость технического обслуживания электрооборудования специальных установок и устройств АВП 20.3.1 Техническое обслуживание электрооборудования в составе электрооборудования АВП выполняется по графику 1 раз в 6 месяцев. 20.3.2 Периодичность и трудоёмкость технического обслуживания приведены в таблице 20.2. Типовой объём работ ТО должен соответствовать ТО6 одноименного оборудования, рассмотренного в разделах настоящего руководства с учётом особенностей конструктивного исполнения и технического обслуживания, отраженных в руководствах по эксплуатации всех типов рассматриваемого оборудования. Для этого должен быть составлен перечень работ по ТО для всего электрооборудования в соответствии с таблицей 20.2. Таблица 20.2 – Периодичность и трудоёмкость электрооборудования АВП технического Наименование оборудования 1 1 ЭД асинхронные низковольтные насосов, вентиляторов, спецмашин и устройств: - насоса УОДН-170-150; - насоса УОДН-120-100; - машины резки труб (МРТ-325, УВД-50, СМ-307 и др.); - прорезных устройств (АКВ-103, АКВ-101, УКВ 50); - приспособления для холодной врезки («Буря»); - насоса ЦНС 150-50 в составе ПНУ; - насоса подпорного (ПНУ, КАМАЗ); - насоса винтового (А13816/25); - погружного насоса «ГНОМ»; - вытяжного вентилятора (типа ВЦ 4-75-2,5, ВР и др.); - насоса винтового типа А 381; - насоса самовсасывающего (АНС-130, АНС 8010 и др.); - ЭД типа ВА 180, AИM 80B2, AИM 71, AИM 90L4 и аналогичные; - ЭД типа AИM 90L2, AИM 80A4, AИM 90L2 и аналогичные 2 Сварочное оборудование: - генератор 280 кВт SOMO; - дизельный сварочный агрегат Lincoln DC-400; - генератор 150 кВА; обслуживания Периодичность, мес. Трудоёмкость, чел.-ч 2 ТО 6 4,0 1,5 2,0 1,5 1,5 8,0 4,0 4,0 1,0 2,0 2,0 2,0 2,0 1,5 ТО 6 8,0 16,0 8,0 130 Продолжение таблицы 20.2 1 - генератор сварочный ОСА-300; - источник сварочного тока Invartec V-350; - сварочный трансформатор, выпрямитель преобразователь, генератор машины Lincoln Vantage; - сварочный генератор типа Lincoln Vantage; - сварочный генеатор типа АДД 4004; - трансформатор типа ВД; - сварочный аппарат инверторный; - электропечь типа ЭПЭ; - термопояс Ду 1020; - электропенал типа ТП8 (10) 3 Электроинструмент, специальные приборы и средства малой механизации: - искатель повреждения изоляции ИПИ-85; - прибор компенсации намагниченности труб ПКНТ; - трассоискатель (УКИ, РД); - перфоратор; - угловые шлифовальные машины (DeWalt, Bosch (GWS), Makita); - электродрель (Atlas, SKB, ДУ, ДА, Саратов, Makita, И28 и др.; - электропила; - приспособление для сварки «Прометей» (дрель 12В, пульт управления); - установка высокого давления Karcher; - компрессор КМ-180; - компрессорная станция XRVS 475 CD AIR 4 Осветительное оборудование, кабели, проводники: - комплект оградительных аварийных светильников 36 В; - кнопочный пункт выносной Ex (2 шт./3 шт.); - комплект (аппараты, кабель) для подключения (МРТ, УВД, вентилятор, ГНОМ); - прожектор взрывозащищенный (2 шт.); - фара взрывозащищенная Экотон (4 шт.); - осветительная установка Lamor, Subaru (генератор, светильники, пульт управления); - комплект освещения ПКН-1000 (10 светильников/6 светильников); - комплект освещения НСП-200 (8 светильников/4 светильника); - щит освещения 0,4 кВ, щит вводной, распредщит 0,4 кВ; - удлинитель (распредкоробка, кабель); - удлинитель, проводник соединительный и заземления, перемычка уравнения потенциала 5 Электрооборудование спецтехники и спецустановки: - генератор и электрооборудование ДЭС GP-156 WVM; - электростанция АД100-Т400-РПМ (болотоход); - передвижная ДЭС-4 (ГС-80-У2); - передвижная ДЭС-200 (БТ-200 У2); - сварочный выпрямитель ВД-3065 (болотоход); - передвижная ДЭС (ПРМ) ДГФ82-4БМ201; - генератор ГС 280-20 (ПАРМ); - генератор типа ГСФ-200 и оборудование передвижной ДЭС типа ЭСДА; - генератор типа ГС8 (8 кВА) и электрооборудование передвижной электростанции; - генератор типа СМА-200 (22 кВт) и электрооборудование ПАРМ (Урал); - светильники НСП для аварийных работ ПАРМ; - электрооборудование передвижной мастерской ПАРМ (генератор, ЭД станков, распредщит); - генератор и электрооборудование агрегата дизельного типа АД-6Т400 (6 кВт); - генератор (100 кВт) АД-100 и электрооборудование ДЭС (ПНУ-1М); - генератор (4,5 кВт) и электрооборудование бензиновой электростанции; 2 4,0 4,0 5,0 5,0 7,0 7,0 5,0 1,0 1,0 1,0 ТО 6 1,0 1,0 1,5 1,0 1,0 1,0 1,0 2,0 2,0 2,0 4,0 ТО 6 2,0 2,5/4,0 4,0 4,0 4,0 6,0 каждая 6,0/4,0 8,0/4,0 4,0 каждый 3,0 0,5 каждый ТО 6 8,0 8,0 4,0 4,0 4,0 4,0 12,0 10,0 6,0 1,0 4,0 6,0 12,0 4,0 131 Окончание таблицы 20.2 1 2 - генератор и электрооборудование ДЭС Atlas Copco типа QAS 14-100 14 кВт; 8,0 - генератор и электрооборудование ДЭС Atlas Copco типа QAS 60-100; 12,0 - электрооборудование нефтесборщика: - НСП-8Г; 1,0 - ROVA; 2,0 - Skimer 5,0 Примечания 1 Трудоёмкость работ указана на одну единицу каждого наименования перечисленного вида (типа) оборудования. 2 При использовании оборудования иных типов или видов следует руководствоваться указаниями для аналогичного по назначению, близкого по конструкции и характеристикам (типоразмер, мощность, частота вращения) оборудования, указанного в настоящей таблице. 20.3.3 При внутреннем осмотре при ТО наряду с проверкой корпуса электрооборудования необходимо проверить внутренние полости оболочек, удалить накопившийся конденсат, подтянуть ослабленные детали и присоединительные и контактные зажимы токоведущих частей, заменить поврежденные или изношенные прокладки, очистить взрывозащитные поверхности от старой консистентной смазки и нанести новую противокоррозионную смазку на эти поверхности. После сборки проверить затяжку всех болтов на крышках и других разъемных соединениях. 20.3.4 Смазка подшипников ЭД насосов, вентиляторов, электроинструмента, генераторов ДЭС и бензиновых электростанций должна проводиться 1 раз в год. Замена, смазки, замена подшипников качения проводится в соответствии с рекомендацией заводов-изготовителей, а также при выполнении ремонта и по техническому состоянию при повышенном шуме, вибрации, повышенной температуре, других косвенных признаках ненормальной работы подшипников. 20.3.5 Не реже 1 раза в 6 месяцев передвижное и переносное электрооборудование АВП и вспомогательное оборудование к ним должно проверяться путём кратковременного включения и подвергаться проверке работы на холостом ходу. 20.4 Ремонт электрооборудования специальных установок и устройств АВП 20.4.1 Необходимость и срок ремонта всех видов электрооборудования должны определяться с учётом: - технического состояния; - результатов планового диагностирования (контроля технического состояния); - периодических проверок и осмотров. 20.4.2 Объём ремонта определяется дефектной ведомостью с учётом работ, установленных заводом-изготовителем. 20.4.3 Ремонт асинхронных ЭД, генераторов ДЭС, электроосветительного оборудования, сварочных трансформаторов, аппаратов и НКУ на 0,4 кВ должен выполняться с учётом рекомендации по ремонту одноименного оборудования разделов 5, 6, 13, 7, 9, соответственно. 20.4.4 Ремонт переносных и передвижных электроприемников, вспомогательного оборудования к ним должен производиться специализированной организацией (подразделением). После ремонта каждый переносной и передвижной электроприёмник, вспомогательное оборудование должны быть подвергнуты испытаниям в соответствии с указаниями завода-изготовителя, нормами испытаний электрооборудования ПТЭЭП. 132 21 Требования безопасности при техническом обслуживании и ремонте электрооборудования 21.1 Требования безопасности при техническом обслуживании и ремонте электрооборудования объектов КТК должны соответствовать Правилам технической эксплуатации нефтепроводной системы КТК ВРД 09-02.03 [16], Межотраслевым правилам по охране труда (правилам безопасности) при эксплуатации электроустановок ПОТ Р М-016-2001 (РД 153-34.0-03.150-00) [7], Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03 [17] и другим нормативным документам, действующим на территориях Российский Федерации и Республики Казахстан. 21.2 Электрооборудование и электроустановки должны соответствовать требованиям действующих стандартов, СНиП, ПУЭ и эксплуатироваться в соответствии с требованиями ПТЭЭП, заводских и местных инструкций и регламентов. 21.3 Все производственные процессы должны удовлетворять требованиям правил технической эксплуатации, ГОСТ 12.1.010, ГОСТ 12.3.002 и действующим нормам технологического проектирования, а также действующим нормам и правилам безопасности. Производственные процессы на объектах системы КТК должны организовываться с учётом действующей Системы управления охраной труда, представляющей комплекс положений, определяющих единый порядок организации работы, направленный на создание и обеспечение безопасных условий труда. 21.4 Требования пожарной безопасности на территории НПС (МТ) и линейной части должны соответствовать Правилам пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов ППБ РК-11-98 [18], Федеральному закону «О пожарной безопасности в РФ» от 21.12.94 № 69-ФЗ. 21.5 Производственное оборудование, являющееся источником опасных факторов от движущихся машин, механизмов и подвижных частей, должно соответствовать общим требованиям безопасности по ГОСТ 12.2.003. 21.6 Санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны (температура, влажность, подвижность воздуха рабочей зоны, предельно допустимое содержание вредных веществ, методы контроля) должны соответствовать ГОСТ 12.1.005. 21.7 Уровни шума на рабочих местах производственных и вспомогательных помещений и на территории производственных объектов должны соответствовать значениям ГОСТ 12.1.003. 21.8 Персонал, обслуживающий электроустановки, должен пройти проверку знаний ПОТ Р М-016-2001 [7] и других нормативно-технических документов (правил и инструкций по технической эксплуатации, промышленной и противопожарной безопасности, пользованию защитными средствами, правил устройства электроустановок) в пределах требований, предъявляемых к соответствующей должности и определенных должностной инструкцией. Персонал должен иметь соответствующую группу по электробезопасности в соответствии с ПОТ Р М-016-2001. Персонал обязан соблюдать требования ПОТ Р М-016-2001, инструкций по охране труда и указания, полученные при инструктаже. Работнику, прошедшему проверку знаний по охране труда (правил безопасности) при эксплуатации электроустановок, выдается удостоверение установленной формы, в которое вносятся результаты проверки знаний. 21.9 В электроустановках напряжением выше 1000 В работники из числа персонала, единолично обслуживающие электроустановки, или начальник смены должны иметь 133 группу по электробезопасности не ниже IV, остальные работники в смене группу не ниже III. В электроустановках напряжением до 1000 В работники из числа дежурного персонала, обслуживающие электроустановки, должны иметь группу не ниже III. 21.10 Работы в действующих электроустановках должны проводиться по нарядудопуску, по распоряжению, а также по перечню работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации. 21.11 Электротехнический персонал до допуска к самостоятельной работе должен быть обучен приёмам освобождения пострадавшего от действия электрического тока, оказания первой помощи при несчастных случаях. 21.12 При несчастных случаях для освобождения пострадавшего от действия электрического тока напряжение должно быть снято немедленно без предварительного разрешения руководителя работ или ответственного за электрохозяйство. 21.13 Работы по ТО радиобашен и площадок радиобашен выполняются специализированными организациями. Персонал, привлекаемый к работам, должен иметь удостоверения на право выполнения работ на высоте. 21.14 При техническом обслуживании радиобашен должны соблюдаться требования ПОТ РО 45-002-94 [19], ПБ 10-382-00 [20], ППБ РК-11-98 [18], ПОТ РМ-012-2000 [21], инструкций по охране труда при проведении работ на радиопредприятиях [22]. 134 Приложение А (справочное) Определение показателей надежности электроустановок А.1 Оценка надежности эксплуатации электроустановки должна проводиться для установки в целом и основных узлов. Результаты оценки надежности узлов с выявлением «слабого звена» должны подтверждать целесообразность выполнения технического обслуживания конкретной электроустановки или её узла. А.2 Исходными данными при оценке надежности электроустановок должны быть: суммарное время с начала эксплуатации электроустановок (срок службы); суммарная наработка (ресурс); суммарное число отказов, аварий; количество пусков (включений); суммарное число ремонтов. А.3 Для оценки фактического технического состояния и контроля надежности электроустановок (основных узлов) проводится анализ данных по временным понятиям надежности оборудования ресурсу, сроку службы, наработке (суммарной с начала эксплуатации; с момента проведения последнего капитального ремонта), используются показатели надежности, определяемые по годам: средняя наработка на отказ (наработка на отказ) Т ; среднее время восстановления (ремонта) Т В ; вероятность безотказной работы P(t); коэффициент относительной частоты пусков за 1000 ч работы оборудования KП. Наработку электроустановок выражают в единицах календарного времени (часах), количеством пусков (включений). На стадии эксплуатации в качестве показателей надежности электроустановок используют их статистические оценки (ГОСТ 27.002). Расчет статистических оценок показателей надежности проводится по формулам, приведенным в таблице А.1. А.4 Внеочередное техническое обслуживание электроустановок (их узлов) назначается, если: в динамике изменения значений показателей надежности электроустановки за последние пять лет эксплуатации (сравнению подлежат данные за первый и последний годы этого периода) произошло снижение величины средней наработки на отказ на 10 %, вероятности безотказной работы на 3 %; в течение периода между техническими обслуживаниями или ремонтами показатели надежности рассматриваемой электроустановки ниже аналогичных средних показателей по однотипным установкам более чем на 10 %. А.5 При определении (прогнозе) остаточного срока службы электроустановок (и их узлов) по статистике их отказов допускается понижать значение вероятности безотказной работы на период продления срока службы (ресурса) по сравнению с вероятностью безотказной работы на момент обследования до 5 % с сохранением всех требований безопасности. А.6 Если в эксплуатационной или нормативно-технической документации для каких-либо комплектующих элементов, сборочных единиц или деталей электроустановок (роторов, корпусных деталей) установлены индивидуальные показатели надежности, величину остаточного ресурса следует определять раздельно для каждого из них. 135 Таблица А.1 Формулы для расчета статистических оценок показателей надежности электроустановок Условное обозначение показателя по ГОСТ 27.002 Т средняя наработка на отказ, ч T B среднее время восстановления (ремонта), ч Р (t) – вероятность безотказной работы KП – коэффициент относительной частоты пусков за 1000 ч работы оборудования Статистическая оценка 1 r Т ti r i 1 1 r Т B t Bi r i 1 n(t) n П 1000 P(t) 1 KП r t i 1 i Примечание – Приняты следующие обозначения: r число отказов, произошедших за период наблюдений t; ti наработка между двумя последовательными отказами, ч; n число объектов (электроустановок), работоспособных в начальный момент времени (эксплуатационных наблюдений) при t = 0; n (t) число объектов, отказавших на отрезке времени от 0 до t; tBi продолжительность восстановления электроустановок после i-ого отказа, ч; П суммарное число пусков за период t. А.7 Показатели надежности, определяемые для: - электродвигателей магистральных и подпорных насосных агрегатов и генераторов – наработка на отказ, ресурс, удельное число отказов (параметр потока отказов), коэффициент относительной частоты пусков согласно А.4; - силовых кабельных линий – срок службы, удельное число отказов W, на 100 км кабельных линий: r 100 W , (А.1) L где r – количество отказов; L – длина КЛ, км; - выключателей 10 кВ – срок службы, наработка на отказ, удельное число отказов на 100 штук: r 100 W , (А.2) N где N – количество выключателей, шт.; - трансформаторов силовых, трансформаторов тока и напряжения измерительных – срок службы, наработка на отказ; - коммутационных аппаратов до 1000 В – срок службы, удельное число отказов на 1000 штук: r 1000 W . (А.3) N 136 Приложение Б (рекомендуемое) Формы паспортов-формуляров установленного электрооборудования (электроустановок) Закрытое акционерное общество «Каспийский Трубопроводный Консорциум - ___» ________________________________ Форма 1 (объект, присоединение) ПАСПОРТ-ФОРМУЛЯР электродвигателя Тип, маркировка ____________________________________________________________ Изготовитель ________________________________________________________________ Наименование и тип приводного механизма ______________________________________ Место установки ____________________________________________________________ 1 Паспортные данные электродвигателя Дата изготовления __________________________________________________________ Заводской № ________________________________________________________________ Год ввода в эксплуатацию ____________________________________________________ Мощность, кВт _______________________________________________________________ Частота вращения, об/мин _____________________________________________________ Напряжение статора, кВ ______________________________________________________ Ток статора, А ______________________________________________________________ Коэффициент полезного действия______________________________________________ Коэффициент мощности _____________________________________________________ Тип возбудителя ____________________________________________________________ Напряжение возбуждения, В __________________________________________________ Ток возбуждения, А __________________________________________________________ Режим работы ______________________________________________________________ Исполнение (по взрывозащите) _______________________________________________ Климатическое исполнение ___________________________________________________ Класс изоляции _____________________________________________________________ Момент максимальный ______________________________________________________ Высота оси вращения, мм _____________________________________________________ Тип вводной коробки, диаметр резьбы трубного ввода ____________________________ Подшипник передний (тип, №) _________________________________________________ Подшипник задний (тип, №) ___________________________________________________ Категория размещения _______________________________________________________ Кратность: пускового тока ____________ , максимального момента __________________ , пускового момента _____________________ 137 Вид и марка смазки__________________________________________________________ Пусковая аппаратура_________________________________________________________ Антикоррозионная смазка для взрывозащитных плоскостей__________________________ ___________________________________________________________________________ Наружный диаметр вводимого кабеля___________________________________________ Кольцо уплотнительное ______________________________________________________ Параметры взрывозащиты____________________________________________________ Длина щели L, мм ____________________________________________________________ Максимальная ширина щели , мм_______________________________________________ 2 Эксплуатационные испытания Наименование 1 Сопротивление изоляции обмоток статора (A, B, C) между собой и землёй (0), МОм Значение Наработка, № протокола Дата Заключение Исполнитель Подпись параметра ч (акта) A-0: B-0: C-0: A-BC: B-CA: C-AB: 2 Коэффициент абсорбции обмоток статора 3 Сопротивление изоляции обмоток, МОм: - ротора; - цепей возбуждения 4 Сопротивление изоляции подшипников, кОм 5 Температура подшипников, ºС 6 Проверка срабатывания газосигнализаторов для взрывозащищенных ЭД 7 Проверка срабатывания блокировок для взрывозащиты вида «p» 8 Параметры взрывозащиты (размеры взрывонепроницаем ых щелей оболочки ЭД (в доступных местах)), мм 9 Вибрация, мм/с (мкм): - подшипников; - на раме (стояках) 138 3 Сведения о профилактических испытаниях и измерениях параметров взрывозащиты электродвигателя и пускового устройства, техническом обслуживании и ремонте Дата Вид работ № заказ-наряда Исполнитель работ Ф.И.О. и подпись исполнителя Ответственный за электрохозяйство: _________________________________________ Паспорт составил: __________________________________________________________ 139 Закрытое акционерное общество «Каспийский Трубопроводный Консорциум - ___» ________________________________ Форма 2 (объект, присоединение) ПАСПОРТФОРМУЛЯР генератора переменного тока Тип________________________________________________________________________ Изготовитель________________________________________________________________ Место установки_____________________________________________________________ 1 Генератор Дата изготовления ________________ Дата ввода в эксплуатацию ___________________ Заводской № ________________________________________________________________ Привод (турбина, дизель) ______________________________________________________ Мощность, кВт _______________________________________________________________ Мощность, кВА _______________________________________________________________ Напряжение, В _______________________________________________________________ Ток статора, А ______________________________________________________________ Соединение фаз статора ______________________________________________________ Коэффициент мощности, cos _________________________________________________ Частота вращения, об/мин _____________________________________________________ Напряжение возбуждения, В ___________________________________________________ Частота, Гц __________________________________________________________________ Ток возбуждения, А ___________________________________________________________ Направление вращения (со стороны турбины) ____________________________________ Первая критическая частота вращения, об/мин ___________________________________ Вторая критическая частота вращения, об/мин ___________________________________ Масса генератора, кг ______________ 2 Контроль параметров в процессе эксплуатации 2.1 Рабочие и предельные температуры при эксплуатации, 0С Точка измерения Железо статора Обмотка статора Холодный воздух Горячий воздух Подшипники (1, 2) Рабочая величина Сигнализация Отключение 2.2 Автоматический регулятор (стабилизатор) напряжения Тип ________________________________________________________________________ 140 2.3 Измерение зазора между сталью статора и ротором Со стороны переднего подшипника верх низ Дата Со стороны заднего подшипника верх низ В подшипниках переднем Исполнитель работ заднем 2.4 Измерение сопротивления изоляции Сопротивление изоляции, МОм Дата статор А-В А-С В-С ротор А-О В-О С-О Опыты холостого хода (ХХ) А кВт Исполнитель работ 2.5 Измерение сопротивления обмоток Сопротивление, Ом Дата А статор В С А ротор В Исполнитель работ С 2.6 Контроль вибрации Дата Измеренная величина СКЗВ, мм/с передний подшипник задний подшипник вертикальная осевая поперечная вертикальная осевая поперечная Подпись исполнителя 3 Сведения о техническом обслуживании и ремонтах генератора и возбудителя Дата Вид работ № заказ-наряда Исполнитель работ Ф.И.О., подпись исполнителя Ответственный за электрохозяйство: ____________________________________________ Паспорт составил: ___________________________________________________________ 141 Закрытое акционерное общество «Каспийский Трубопроводный Консорциум - ___» ________________________________ Форма 3 (объект, присоединение) ПАСПОРТФОРМУЛЯР силового трансформатора Паспорт №_____________________________ (инвентарный номер трансформатора) Тип_________________________________________________________________________ Изготовитель_________________________________________________________________ Место установки______________________________________________________________ 1 Основные данные 1 Год изготовления__________________________________________________________ 2 Дата ввода в эксплуатацию__________________________________________________ 3 Заводской номер___________________________________________________________ 4 Номинальное напряжение, кВ ________________________________________________ 5 Частота, Гц _______________________________________________________________ 6 Номинальная мощность, кВА ________________________________________________ 7 Вид установки_____________________________________________________________ (наружная, внутренняя) 8 Линейное напряжение холостого хода по ответвлениям: Обозначение ответвлений Напряжение, кВ % регулирования ВН НН 9 Номинальные токи, А ВН___________________________________________________ НН___________________________________________________ 10 Способ регулирования ______________________________________________________ (под нагрузкой, без нагрузки) 11 Исполнение переключающего устройства ______________________________________ ____________________________________________________________________________ (ручное, автоматическое) 12 Схема и группа соединения обмоток __________________________________________ 13 Ток холостого хода, % ______________________________________________________ 14 Потери холостого хода, кВт __________________________________________________ 142 15 Напряжение короткого замыкания при ____С, % ________________________________ 16 Потери короткого замыкания при ____С, % ____________________________________ 17 Сопротивление обмоток постоянному току при температуре ______С 18 Сопротивление изоляции обмоток при температуре _____С ВН Ом НН Измеряемый участок ВН – корпус НН – корпус ВН – НН Ом R15” МОм R60” МОм 19 Конструкция бака __________________________________________________________ (гладкий, ребристый, трубчатый с радиаторами) 20 Выводные изоляторы ВН ___________________________________________________ 21 Выводные изоляторы НН ___________________________________________________ 22 Тип газового реле __________________________________________________________ ____________________________________________________________________________ 23 Приборы для измерения температуры масла ___________________________________ ____________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ 24 Приборы сигнализации _____________________________________________________ ____________________________________________________________________________ 25 Вес трансформатора, кг ____________________________________________________ 26 Охлаждающая среда _______________________________________________________ 27 Вес активной части, кг ______________________________________________________ 28 Вес масла, кг ______________________________________________________________ 29 Система охлаждения _______________________________________________________ 30 Габаритные размеры, мм: длина __________________ ширина _________________ высота _________________ 2 Сведения о перемещениях трансформатора Место установки Дата установки Дата снятия Причина снятия 143 3 Сведения об испытаниях, техническом обслуживании и ремонтах Дата № заказ-наряда Исполнитель работ Ф.И.О. и подпись исполнителя Заключение о пригодности масла Исполнитель работ Ф.И.О. и подпись исполнителя Вид работ 4 Результаты проверки масла Дата отбора пробы № протокола Ответственный за электрохозяйство: ___________________________________________ Паспорт составил: ____________________________________________________________ 144 Закрытое акционерное общество «Каспийский Трубопроводный Консорциум - ___» ________________________________ Форма 4 (обьект, присоединение) ПАСПОРТФОРМУЛЯР распредщита 10 кВ Тип________________________________________________________________________ Изготовитель________________________________________________________________ Место установки______________________________________________________________ 1 Технические характеристики Тип исполнения ______________________________________________________________ Заводской № ________________ Дата изготовления________________________________ Дата ввода в эксплуатацию_____________________________________________________ Номинальное напряжение, кВ___________________________________________________ Частота, Гц __________________________________________________________________ Номинальный ток, А __________________________________________________________ Пиковый ток, А _______________________________________________________________ Максимальный ток, А _________________________________________________________ 2 Технические характеристики элегазового выключателя Тип ________________________________________________________________________ Изготовитель _______________________________________________________________ Тип исполнения ______________________________________________________________ Заводской № ________________ Дата изготовления _______________________________ Дата ввода в эксплуатацию ____________________________________________________ Номинальное напряжение, В ___________________________________________________ Частота, Гц __________________________________________________________________ Номинальный ток, А __________________________________________________________ Пиковый ток, А _______________________________________________________________ Максимальный ток, А _________________________________________________________ Напряжение управления, В ____________________________________________________ Напряжение двигателя, В ______________________________________________________ Давление элегаза, МПа________________________________________________________ 145 3 Сведения об испытаниях, техническом обслуживании и ремонтах Дата Вид работ № заказ-наряда Исполнитель работ Ф.И.О. и подпись исполнителя Ответственный за электрохозяйство:_____________________________________________ Паспорт составил:____________________________________________________________ 146 Закрытое акционерное общество «Каспийский Трубопроводный Консорциум - ___» ________________________________ Форма 5 (обьект, присоединение) ПАСПОРТФОРМУЛЯР распредщита 0,4 кВ Тип ________________________________________________________________________ Изготовитель _______________________________________________________________ Место установки_____________________________________________________________ 1 Технические характеристики Тип исполнения ______________________________________________________________ Дата изготовления ___________________________________________________________ Заводской номер _____________________________________________________________ Дата ввода в эксплуатацию____________________________________________________ Номинальное напряжение, кВ __________________________________________________ Частота, Гц __________________________________________________________________ Номинальный ток, А __________________________________________________________ 2 Сведения об испытаниях, техническом обслуживании и ремонтах Дата Вид работ № заказ-наряда Исполнитель работ Ф.И.О. и подпись исполнителя Ответственный за электрохозяйство:____________________________________________ Паспорт составил:____________________________________________________________ 147 Закрытое акционерное общество «Каспийский Трубопроводный Консорциум - ___» ________________________________ Форма 6 (объект, присоединение) ПАСПОРТФОРМУЛЯР воздушной линии ____ кВ Наименование объекта________________________________________________________ Наименование линии__________________________________________________________ Год ввода в эксплуатацию _____________________________________________________ Организация, выполнившая монтаж воздушной линии______________________________ 1 Основные данные Протяжённость ВЛ, км _________________________________________________________ Марка провода _______________________________________________________________ Сечение, мм2 ________________________________________________________________ Кол-во опор всего, шт. _________________________________________________________ Вид заземления опор _________________________________________________________ Молниезащита _______________________________________________________________ Кол-во цепей на опоре, шт. _____________________________________________________ Кол-во проводов в фазе, шт. ___________________________________________________ Тип озоляторов_______________________________________________________________ Кол-во изоляторов в гирлянде, шт. ______________________________________________ Длина пролёта, м: максимальная ________ , средняя ________ , минимальная _________ Стрела провеса, м: максимальная _______ , средняя ________ , минимальная _________ Тип поддерживающего устройства: на всей линии_________________________________ на переходах ________________________________________________________________ Марка троса _________________________________________________________________ Способ подвески троса ________________________________________________________ Марка троса оттяжек __________________________________________________________ Ответвления от ВЛ (№ опор): длина, м ___________________________________________ Зоны по климатическим условиям: по ветру ___, по гололёду ___, по загрязнённости ___ Участки с особыми условиями __________________________________________________ 2 Эксплуатационные данные Дата замера нагрузок Нагрузка в часы максимального потребления Дата проверки изоляции Результаты проверки изоляции 148 3 Сведения о техническом обслуживании и ремонтах Дата Вид работ № заказ-наряда Исполнитель работ Ф.И.О. и подпись исполнителя Ответственный за электрохозяйство:____________________________________________ Паспорт составил:____________________________________________________________ 149 Закрытое акционерное общество «Каспийский Трубопроводный Консорциум - ___» ________________________________ Форма 7 (объект, присоединение) ПАСПОРТФОРМУЛЯР устройства защитного заземления Наименование объекта _____________________________________________________ Дата ввода в эксплуатацию __________________________________________________ Число заземляющих электродов и их конструкция _______________________________ Материал и сечение заземляющих проводов ___________________________________ Медные вертикальные заземлители: d _____ мм, длиной _____ мм Медные горизонтальные заземлители _________________________________________ Характеристика грунта очага заземления:______________________________________ Расчётная величина сопротивления растеканию тока на землю, Ом ________________ Удельное сопротивление грунта, Ом__________________________________________ Напряжение прикосновения, В _______________________________________________ Степень коррозии искусственных заземлителей ________________________________ Сопротивление металла связи оборудования с заземляющим устройством, Ом _____ Схема заземления – прилагается к паспорту 1 Сведения о профилактических осмотрах, замерах сопротивления растеканию тока на землю, проверке переходного сопротивления заземления Дата Результаты испытаний, осмотров и проверок заземления Заключение Исполнитель 2 Сведения о техническом обслуживании и ремонтах Дата Вид работ № заказ-наряда Исполнитель работ Ф.И.О. и подпись исполнителя Ответственный за электрохозяйство:________________________________________ Паспорт составил:________________________________________________________ 150 Закрытое акционерное общество «Каспийский Трубопроводный Консорциум - ___» ________________________________ Форма 8 (объект, присоединение) ПАСПОРТФОРМУЛЯР установки катодной защиты Наименование объекта________________________________________________________ 1 Описание установки катодной защиты Станция катодной защиты (СКЗ) Тип________________________________________________________________________ Состав СКЗ _________________________________________________________________ (тип и характеристики) Мощность, кВт _______________________________________________________________ Напряжение, В _______________________________________________________________ Ток, А ______________________________________________________________________ Заводской №________________________________________________________________ Анодное заземление Тип заземления ______________________________________________________________ Расстояние заземления от трубопровода, м_______________________________________ Диаметр заземлителей d, мм ___________________________________________________ Длина заземлителей L, мм _____________________________________________________ Расстояние между заземлителями , мм __________________________________________ Количество элементов, шт. ____________________________________________________ Ориентировочный вес заземления, кг ___________________________________________ Схема анодного заземления ___________________________________________________ Удельное сопротивление грунта, Ом____________________________________________ Напряжение прикосновения, В _________________________________________________ Степень коррозии искусственных заземлителей ___________________________________ Сопротивление металла связи оборудования с заземляющим устройством, Ом ________ 2 Основные характеристики работы установки катодной защиты Дата пуска катодной установки в эксплуатацию___________________________________ Расположение места подключения (дренажа) катодной установки____________________ Потенциал в месте подключения (дренажа), В ____________________________________ (электрод сравнения – медно-сульфатный) 151 3 Сведения о ремонтах и регулировках Дата Вид работ Напряжение на зажимах станции, В Ток катодной станции, А Потенциал защищаемого Ф.И.О. Показания Время сооружения № Испол- и подсчетчика нара«труба-земля», заказ- нитель пись э/энергии, ботки, (–) В наряда работ исполкВт-ч ч нителя СКЗ СКЗ вкл. откл. Ответственный за электрохозяйство:____________________________________________ Паспорт составил:___________________________________________________________ 152 Закрытое акционерное общество «Каспийский Трубопроводный Консорциум - ___» ________________________________ Форма 9 (объект, присоединение) ПАСПОРТ–ФОРМУЛЯР установки протекторной защиты №____________ 1 Описание установки протекторной защиты Установка протекторной защиты №_________ установлена на нефтепроводе _______________________________________________ км (наименование) ____________________________________________________________________________ (диаметр нефтепровода, тип изоляции, дата ввода в эксплуатацию) выполнена по проекту _________________________________________________________ (название проектной организации ____________________________________________________________________________ и №№ чертежей) Построена ____________________, введена в эксплуатацию ________________________ (дата) (дата) Марка протекторов ___________________________________________________________ Число протекторов в группе, шт. ________________________________________________ Марка и сечение соединительных кабелей _______________________________________ Расстояние от трубопровода до протекторов, м ___________________________________ Расстояние между протекторами, м _____________________________________________ (от уровня) Протекторы установлены на глубине, м ________________________ от центра протектора 2 Параметры протекторной установки при сдаче системы ЭХЗ в эксплуатацию Активатор ___________________________________________________________________ (процентный состав) Удельное сопротивление грунта вокруг протектора ______________________________Ом Сопротивление цепи «протектор-трубопровод» _________________________________Ом Ток протекторной установки __________________________________________________А Разность потенциалов «трубопровод-земля» ____________________________________В Примечание – К паспорту прилагаются принципиальная схема и план размещения протекторной установки и защищаемых сооружений. Инженер ЭХЗ: ________________________«_____»__________________200__ г. (Ф. И.О.) Паспорт составил: _______________________«_____»__________________200__ г. (Ф. И.О.) 153 Закрытое акционерное общество «Каспийский Трубопроводный Консорциум - ___» ________________________________ Форма 10 (объект, присоединение) ПАСПОРТ–ФОРМУЛЯР фланца электроизолирующего №____________ 1 Описание фланца электроизолирующего (далее – ФЭИ) Наименование объекта _______________________________________________________ Место установки ФЭИ ________________________________________________________ Заводской номер ФЭИ ________________________________________________________ Наименование изготовителя ___________________________________________________ Дата изготовления ___________________________________________________________ Дата установки на трубопровод ________________________________________________ Диаметр патрубков ________________________________________________________мм Толщина стенки ___________________________________________________________мм Марка стали ________________________________________________________________ Установленное рабочее давление ___________________________________________МПа Испытательное давление __________________________________________________МПа Дата подписания акта о приёмке в эксплуатацию __________________________________ Тип и параметры установленного искроразрядника ________________________________ Места расположения ближайших к ФЭИ с обеих сторон узлов катодной защиты_________ ____________________________________________________________________________ 2 Результаты электрометрических измерений Дата Uвкл1 Потенциалы вкл./выкл. с обеих сторон Uвыкл1 Uвкл2 Uвыкл2 «Кажущееся» сопротивление, Ом Профилактические работы Подпись исполнителя 3 Принципиальная схема и план размещения ФЭИ – прилагаются к паспорту Паспорт составил: ____________________________«_____»__________________200__ г. (Ф. И.О.) 154 Закрытое акционерное общество «Каспийский Трубопроводный Консорциум - ___» ________________________________ Форма 11 (объект, присоединение) ПАСПОРТФОРМУЛЯР устройств молниезащиты Наименование объекта_____________________________________________________ Технические данные 1 Класс здания и сооружения по ПУЭ_________________________________________ 2 Тип зоны защиты ________________________________________________________ 3 Категория ______________________________________________________________ 4 Тип заземлителя ________________________________________________________ 5 Габариты зоны защиты, м: высота _______________________________________________________________ ширина (радиус) на уровне земли ________________________________________ ширина (радиус) на высоте объекта защиты ________________________________ 6 Тип молниеприёмника ___________________________________________________ 7 Разрядники ____________________________________________________________ Организация, выполнившая монтаж заземляющего устройства ___________________ Дата ввода в эксплуатацию «___» ________________ 200__ г. 1 Основные технические данные заземляющего устройства № Вид и назначение контура заземления Материал и сечение заземлителей, мм2 Глубина заложения заземлителей, мм Материал и сечение присоединений к заземлителям, мм2 Сопротивление конПриметура заземчание ления, Ом 2 Исполнительная схема заземляющего устройства (с привязкой к местности) - прилагается к паспорту 3 Результаты осмотра и ревизий заземляющих устройств Дата осмотра или ревизии Результаты осмотра или ревизии Подпись лица, проводившего осмотр или ревизию, и его должность 155 4 Сведения о профилактических измерениях параметров заземляющих устройств Дата Вид измерений Номер протокола (№ заказнаряда) Исполнитель работ Подпись ответственного 5 Сведения о техническом обслуживании и ремонтах заземляющих устройств или их изменениях Дата Характеристика произведенного ремонта, земляных работ или изменений (замена, ремонт, реконструкция) № заказ-наряда Отметка о внесении изменений в исполнительную схему Подпись лица, проводившего ремонт, и его должность Ответственный за электрохозяйство: ____________________________________________ Паспорт составил: ___________________________________________________________ 156 Закрытое акционерное общество «Каспийский Трубопроводный Консорциум - ___» ________________________________ Форма 12 (обьект, присоединение) ПАСПОРТ–ФОРМУЛЯР электрооборудования освещения НПС (МТ) Тип ________________________________________________________________________ (внутреннее, наружное, аварийное) Изготовитель ________________________________________________________________ Состав _____________________________________________________________________ Место установки _____________________________________________________________ 1 Технические характеристики Вид освещения ______________________________________________________________ Мощность, кВт _______________________________________________________________ Напряжение, В _______________________________________________________________ Частота тока, Гц ______________________________________________________________ Тип защиты _________________________________________________________________ Дата изготовления ____________________________________________________________ Дата ввода в эксплуатацию ____________________________________________________ 2 Сведения о профилактических осмотрах, техническом обслуживании, испытаниях и ремонтах Дата Вид работ № заказнаряда Исполнитель работ Ф.И.О. и подпись исполнителя Ответственный за электрохозяйство: ___________________________________________ Паспорт составил: ___________________________________________________________ 157 Закрытое акционерное общество «Каспийский Трубопроводный Консорциум - ___» ________________________________ Форма 13 (объект, присоединение) ПАСПОРТФОРМУЛЯР панели освещения Тип ________________________________________________________________________ Изготовитель ________________________________________________________________ Место установки _____________________________________________________________ 1 Технические характеристики Тип исполнения ______________________________________________________________ Дата изготовления ____________________________________________________________ Дата ввода в эксплуатацию ____________________________________________________ Номинальное напряжение, кВ __________________________________________________ Частота тока, Гц ______________________________________________________________ Номинальный ток, А __________________________________________________________ 2 Сведения об испытаниях, техническом обслуживании и ремонтах Дата Вид работ № заказ-наряда Исполнитель работ Ф.И.О. и подпись исполнителя Ответственный за электрохозяйство: ___________________________________________ Паспорт составил: ___________________________________________________________ 158 Закрытое акционерное общество «Каспийский Трубопроводный Консорциум - ___» ________________________________ Форма 14 (объект, присоединение) ПАСПОРТФОРМУЛЯР комплектной трансформаторной подстанции Наименование объекта _______________________________________________________ Трансформаторная подстанция №___________ ________кВ __________кВА Местонахождение ____________________________________________________________ Наименование питающей линии _______________________________________________ ___________________________________________________________________________ Изготовитель ________________________________________________________________ Дата ввода в эксплуатацию ____________________________________________________ Инвентарный номер __________________________________________________________ Габариты: ширина _______________, высота ______________, глубина _______________ Дата установки ____________________ заводской № ______________________________ 1 Технические характеристики трансформатора Трансформаторы мощность, кВА напряжение, В тип зав. № год изготовления Разъединители ____полюсные тип кол-во, шт. Изготовитель ________________________________________________________________ Инвентарный №______________________________________________________________ Номинальное напряжение, кВ __________________________________________________ Номинальный ток, А: ВН _____________________ , НН _____________________________ Группа соединения ___________________________________________________________ Ток ХХ, % ___________________________ Потери ХХ, Вт (%) ________________________ Напряжение КЗ, % ____________________ Потери КЗ, Вт (%) ________________________ Общая масса, кг _____________________________________________________________ Масса масла, кг ______________________________________________________________ Масса активной части с крышкой, кг _____________________________________________ 159 2 Положение переключателя U, тип ___________________________________________ с диапазоном регулирования_________________________________________________ Дата переключения Положение переключателя Цель переключения Исполнитель Примечание 3 Распределительный щит Низкого напряжения число панелей, шт. Высокого напряжения число панелей, шт. 4 Вспомогательное оборудование Вспомогательное оборудование наименование тип кол-во, шт. Предохранители тип кол-во, шт. тип Изоляторы кол-во, шт. 5 Защита от грозовых разрядов и перенапряжений Название Тип, марка Количество, шт. Разрядники и ОПН 6 Рабочее и защитное заземление Назначение заземления Защитное заземление, трансформатор Рабочее заземление Тип, марка Количество, шт. и диаметр, мм 7 Сведения о профилактических осмотрах, техническом обслуживании, испытаниях и ремонтах Дата Вид работ № заказнаряда Исполнитель работ Ф.И.О. и подпись исполнителя Ответственный за электрохозяйство:____________________________________________ Паспорт составил:____________________________________________________________ 160 Закрытое акционерное общество «Каспийский Трубопроводный Консорциум - ___» ________________________________ Форма 15 (объект, присоединение) ПАСПОРТ-ФОРМУЛЯР кабельной линии ____ кВ Наименование объекта _______________________________________________________ Изготовитель ________________________________________________________________ Место прокладки _____________________________________________________________ Организация, выполнившая монтаж кабельной линии ______________________________ 1 Основные данные Наименование кабельной линии ________________________________________________ Дата ввода в эксплуатацию ____________________________________________________ Протяженность КЛ, км _________________________________________________________ Марка кабеля ________________________________________________________________ Сечение, мм2 ________________________________________________________________ Разность высотных отметок, м __________________________________________________ Конструкция концевых и соединительных муфт ____________________________________ ____________________________________________________________________________ 2 Электрические характеристики Сопротивление жил при + 20 ºС _________________________________________________ Рабочие емкости жил + 20 ºС ___________________________________________________ Количество пересечений с трубопроводами, кабелями, шт. __________________________ Характеристика грунтов по трассе_______________________________________________ 3 Схема трассы кабельной линии – прилагается к паспорту 4 Сведения о профилактических испытаниях Дата Испытательное напряжение, кВ Результаты испытаний фаза фаза фаза «А» «В» «С» Заключение № заказнаряда Исполнитель работ 5 Сведения о ремонтах кабельной линии Дата Причина повреждения Вид работ № заказнаряда Исполнитель работ Ф.И.О. и подпись исполнителя 161 6 Сведения о земляных работах, проводившихся на кабельных трассах или вблизи от них Дата Назначение и местонахождение раскопок Исполнитель работ Ф.И.О. и подпись исполнителя Ответственный за электрохозяйство: ____________________________________________ Паспорт составил: ____________________________________________________________ 162 Закрытое акционерное общество «Каспийский Трубопроводный Консорциум - ___» ________________________________ Форма 16 (объект, присоединение) ПАСПОРТ-ФОРМУЛЯР шкафа высоковольтного КРУ Наименование оборудования ___________________________________________________ Изготовитель ________________________________________________________________ Место установки _____________________________________________________________ Назначение _________________________________________________________________ Дата изготовления ____________________________________________________________ Дата ввода в эксплуатацию ____________________________________________________ Порядковый номер шкафа КРУ _________________________________________________ Тип ________________________________________________________________________ Монтаж электрический ________________________________________________________ Номинальное напряжение, кВ __________________________________________________ Наибольшее рабочее напряжение, кВ ____________________________________________ Номинальный ток, А __________________________________________________________ Номинальный ток отключения для шкафов с выключателями, кА _____________________ Динамическая стойкость, кА ____________________________________________________ Термическая стойкость ___ секундная, кА ________________________________________ Типы высоковольтных выключателей____________________________________________ Трансформаторы тока ________________________________________________________ (тип, кол-во, номинальный ток) Трансформаторы напряжения __________________________________________________ (тип, кол-во, номинальный ток) Габаритные размеры шкафов, мм _______________________________________________ Масса шкафа, кг ______________________________________________________________ ГОСТ, ТУ ___________________________________________________________________ 1 Сведения об установленном оборудовании Наименование, тип Выключатель Привод Трансформатор тока Трансформатор напряжения Заводской номер 163 2 Сведения об испытаниях и ремонтах Дата Вид работ Исполнитель работ № заказ-наряда Ф.И.О. и подпись исполнителя Ответственный за электрохозяйство: _________________________________________ Паспорт составил: _________________________________________________________ 164 Закрытое акционерное общество «Каспийский Трубопроводный Консорциум - ___» ________________________________ Форма 17 (объект, присоединение) ПАСПОРТ-ФОРМУЛЯР электропривода запорной арматуры Наименование оборудования ___________________________________________________ Место установки _____________________________________________________________ 1 Арматура (задвижка, кран) ___________________________________________________ (наименование и тип, заводской №) 2 Электропривод ____________________________________________________________ Заводской номер _____________________________________________________________ Дата изготовления ____________________________________________________________ Изготовитель ________________________________________________________________ Тип ________________________________________________________________________ Условное обозначение ________________________________________________________ Исполнение по взрывозащите и вводу контрольного кабеля _________________________ ____________________________________________________________________________ Крутящий момент на выходном валу ____________________________________________ Угловая скорость вращения выходного вала, рад/с _________________________________ Частота вращения выходного вала, об/мин _______________________________________ Число оборотов выходного вала, необходимого для закрытия (открытия) арматуры: минимальное ______________________ максимальное ______________________ Величина шума, дБ, не более __________ Полный средний ресурс, циклов, не менее___________ Полный средний срок службы, лет, не менее _________ 3 Электродвигатель Тип ________________________________________________________________________ Мощность, кВт _______________________________________________________________ Напряжение, В _______________________________________________________________ Частота вращения, Гц _________________________________________________________ Передаточное число: от электродвигателя к выходному валу ___________________________________________ от маховика к выходному валу __________________________________________________ Усилие на ободе маховика, Н, не более __________________________________________ Масса, кг _______________________ Место установки _____________________________________________________________ Порядковый или технологический номер _________________________________________ Номер и дата акта сдачи в эксплуатацию _________________________________________ 165 Должность, Ф.И.О. лиц, ответственных за эксплуатацию: арматуры ___________________________________________________________________ электропривода ______________________________________________________________ 4 Сведения о периодических осмотрах Дата Результаты осмотра Меры, принятые по результатам осмотра Должность, Ф.И.О. и подпись лица, ответственного за осмотр 5 Сведения о техническом обслуживании и ремонтах Дата Вид работ № заказ-наряда Исполнитель работ Ф.И.О. и подпись исполнителя Ответственный за электрохозяйство: _________________________________________ Паспорт составил: __________________________________________________________ 166 Приложение В (рекомендуемое) Форма 1 СОГЛАСОВАНО Менеджер по ТО ____________________ Региона (МТ) ____________________ Ф.И.О. «___»_______________ 200__ г. УТВЕРЖДАЮ Менеджер по Э и ТО ________ ____ Региона (МТ) __________________ Ф.И.О. «___»_____________ 200__ г. Годовой график планового технического обслуживания электрооборудования НПС (МТ) ________________________________ Региона на 200__ г. Наименование оборудования 1 Наименование объекта (обозначение) 2 Плановое техническое обслуживание (по месяцам) Структура цикла ТО январь февраль 3 4 5 март апрель май июнь 6 7 8 9 июль август сентябрь октябрь ноябрь декабрь Примеча ние 10 11 12 13 14 15 16 Примечание – В колонках месяцев записывается вид ПТО (О – осмотр, ТО 1 – техническое обслуживание 1 раз в месяц, ТО3 – техническое обслуживание 1 раз в 3 месяца и т.д.). Инженер-электрик: ___________________________ (Ф.И.О.) подпись 167 Форма 2 СОГЛАСОВАНО Менеджер по ТО ____________________ Региона (МТ) ____________________ Ф.И.О. «___»_______________ 200__ г. УТВЕРЖДАЮ Менеджер по Э и ТО ________ ____ Региона (МТ) __________________ Ф.И.О. «___»_____________ 200__ г. Годовой график планового диагностического контроля электрооборудования ________________________________ Региона на 200__ г. НаимеНаиме- нование Перионование объекта дичность обору(обоДК дования значение) 1 2 3 Плановый диагностический контроль (по месяцам) Дата последнего ДК Январь февраль март апрель май июнь июль август сентябрь октябрь ноябрь декабрь Примеча ние 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 Примечание – В колонках месяцев записывается вид диагностического контроля: испытание – И; измерение – Изм; проверка состояния – ПР и другое. Инженер-электрик: ___________________________ (Ф.И.О.) подпись 168 Форма 3 СОГЛАСОВАНО Менеджер по ТО ____________________ Региона (МТ) ____________________ Ф.И.О. «___»_______________ 200__ г. УТВЕРЖДАЮ Менеджер по Э и ТО ________ ____ Региона (МТ) __________________ Ф.И.О. «___»_____________ 200__ г. Годовой график плановых ремонтов электрооборудования НПС (МТ) ________________________________ Региона на 200__ г. Наименование оборудования 1 Место установки (обозначение) 2 Вид ремонта (по месяцам) Дата последнего ремонта Январь февраль 3 4 5 март апрель май июнь 6 7 8 9 июль август сентябрь октябрь ноябрь декабрь Примеча ние 10 11 12 13 14 15 16 Инженер-электрик: ___________________________ (Ф.И.О.) подпись 169 Форма 4 Менеджер по ТО ____________________ региона (МТ) ____________________ Ф.И.О. «___»_______________ 200 г. СОГЛАСОВАНО: Ведущий инженер по ТО ЭХЗ КТК ____________________ региона (МТ) ____________________ Ф.И.О. «___»_______________ 200 г. УТВЕРЖДАЮ Региональный менеджер по Э и ТО __________________ региона (МТ) __________________ Ф.И.О. «___»_____________ 200 г. Годовой график планового технического обслуживания, диагностического контроля и ремонтов системы электрохимической защиты по _____________________ региону (МТ) на 200__ г. Наименование оборудования Периодичность ДК 1 2 Дата последнего диагностирования 3 Плановое техническое обслуживании, ДК и ремонт (по месяцам) январь февраль март 4 5 6 апрель май июнь июль август 7 8 9 10 11 Примечасеноктябрь ноябрь декабрь ние тябрь 12 13 14 15 16 Примечание – В столбцах месяцев записывается вид ПТО (О осмотр, ТО1 техническое обслуживание 1 раз в месяц, ТО3 техническое обслуживание 1 раз в 3 месяца и т.д.); ДК диагностический контроль; КР капитальный ремонт. Инженер ЭХЗ: ___________________________ (Ф.И.О.) подпись 170 Форма 5 СОГЛАСОВАНО: Менеджер по ЛЧ ____________________ Ф.И.О. «___»_______________ 200__ г. УТВЕРЖДАЮ Региональный менеджер по Э и ТО __________________ Региона (МТ) __________________ Ф.И.О. «___»_____________ 200__ г. Менеджер по ТО ____________________ Региона (МТ) ____________________ Ф.И.О. «___»_______________ 200__ г. Годовой график планового технического обслуживания и ремонта электрооборудования линейной части нефтепровода ________________________________ Региона на 200__ г. км ЛЧ Наименование оборудования 1 2 Наименование объекта (обозначение) 3 Плановое техническое обслуживание и ремонт (по месяцам) Структура цикла ТО Январь февраль 4 5 6 март апрель май июнь 7 8 9 10 июль август сентябрь октябрь ноябрь декабрь Примеча ние 11 12 13 14 15 16 17 Примечание – В колонках месяцев записывается вид ПТО (О – осмотр, ТО 1 – техническое обслуживание 1 раз в месяц, ТО3 – техническое обслуживание 1 раз в 3 месяца и т.д.) и ремонтов. Инженер-электрик: ___________________________ (Ф.И.О.) подпись Инженер по эксплуатации электросетей Региона: ___________________________ (Ф.И.О.) подпись 171 Приложение Г (рекомендуемое) А К Т (ПРОТОКОЛ) № диагностического контроля Насосного агрегата _____________, технологический № ______, НПС (МТ) "___________" Дата контроля "____"_________ 200__ г. Время контроля ____ч. ______ мин. Тип насоса _______________________________________ Подача насоса номинальная ________________________ м 3/ч Подача насоса фактическая ________________________ м3/ч Установлено рабочее колесо __________________________________________________ (типоразмер, D , особенности конструкции – центробежное, осерадиальное, со шнеком) 2 _____________ кгс/см2 Давление на приёме насоса Давление на выходе насоса _____________ кгс/см2 Тип электродвигателя ______________________________ Номинальная мощность ________________ кВт Частота вращения ____________________ об/мин Напряжение _________________________ кВ Токовая нагрузка электродвигателя __________ А Потребляемая мощность ________________ кВт КПД электродвигателя _________________ % Плотность нефти ______________________ кг/м3 Вязкость нефти ________________________ сСт Температура нефти ____________________ С Измеряемый параметр Температура подшипника № 1 (насос) Температура подшипника № 2 (насос) Температура подшипника № 3 (ЭД) Температура подшипника № 4 (ЭД) Давление масла в системе, кгс/см2 КПД насоса, % Величина напора, м Базовое значение Фактическое значение Паспортное значение - Таблица базовых средних квадратических значений виброскорости насоса, мм/с, после ремонта "___"_________ 200__ г. Направление замера Вертикальное Поперечное Осевое Точки установки вибродатчиков 172 Таблица фактических средних квадратических значений виброскорости насоса, мм/с, "___"_________ 200__ г. Направление замера Вертикальное Поперечное Точки установки вибродатчиков Заключение:_________________________________________________________________ (работоспособное или неработоспособное состояние насоса по результатам анализа вибросостояния и температуры ___________________________________________________________________________ подшипников, определяется необходимость выполнения ремонта по причине снижения КПД и напора) ____________________________________________________________________________ ____________________________________________________________________________ ____________________________________________________________________________ ____________________________________________________________________________ ____________________________________________________________________________ ____________________________________________________________________________ ____________________________________________________________________________ ____________________________________________________________________________ ____________________________________________________________________________ ____________________________________________________________________________ ____________________________________________________________________________ Прогноз: ____________________________________________________________________________ ____________________________________________________________________________ ____________________________________________________________________________ ____________________________________________________________________________ Измерения выполнил: ____________ _________________________ (подпись) (расшифровка подписи) Результат измерений получил: ____________ (подпись) С результатом замера ознакомлен:____________ (подпись) _________________________ (расшифровка подписи) ______________________ (расшифровка подписи) Примечания 1 Прикладывается схема мест измерения вибрации. 2 Если фактические значения виброскорости увеличились на 20 % по сравнению с предыдущими замерами (при таком же режиме работы насоса по подаче), то определяются спектральные и амплитуднофазовые характеристики, а в заключении указываются причины роста вибрации и время следующего диагностического контроля. 3 Измеренные значения виброскорости используются для построения тренда и прогнозирования наработки насоса, соответствующей ограниченной длительности эксплуатации. 4 Полученные спектральные и амплитудно-фазовые характеристики прикладываются к настоящему акту. 173 Приложение Д (рекомендуемое) Регион ____________________ НПС (МТ) ___________________ «____»_____________ 200__ г. АКТ сдачи (вывода) электрооборудования в ТО (ремонт) Тип, марка, заводской № _________________________________________________ (наименование электрооборудования) Дата ввода в эксплуатацию __________ Технологический № __________________ В период эксплуатации обнаружены следующие неисправности: ________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________ Выводится в ___________________________________________________________ (ПТО, КТО, ремонт) Объём работ ___________________________________________________________ При подготовке к ТО (Р) выполнены работы _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ Предыдущее ТО (Р) _____________________________________________________ (дата, вид ТО (Р), кем выполнялось) Наработка после предыдущего ТО (Р) (с указанием вида ) _____________________ Наработка с начала эксплуатации _________________________________________ (часов) Оборудование готово к производству работ ______________________________________________________________________ Сдал: ______________________________ ________________ ________________ (должность представителя Заказчика) (подпись) (расшифровка подписи) Принял: ____________________________ ________________ _________________ (должность представителя Подрядчика) (подпись) (расшифровка подписи) 174 Приложение Е (рекомендуемое) Регион ____________________ НПС (МТ) __________________ «____»_____________ 200__ г. АКТ приёмки электрооборудования из ТО (ремонта) Тип, марка, заводской № ______________________________________________________ (наименование оборудования) Дата ввода в эксплуатацию __________ Технологический № ____________ Принято из ремонта __________________________________________________________ (ПТО, КТО, ремонт) Во время ТО (Р) выполнены работы ____________________________________________________________________________ (наименование работ) ____________________________________________________________________________ Сведения о проведении ТО (Р) записаны в _______________________________________ После ТО (Р) оборудование прошло следующие испытания _________________________ ____________________________________________________________________________ ____________________________________________________________________________ ____________________________________________________________________________ Оценка ТО (Р), замечания _____________________________________________________ ТО (Р) производилось _________________________________________________________ (наименование Подрядчика-исполнителя ТО (Р)) Оборудование технически исправно и готово к эксплуатации ________________________ Сдал: ____________________________ ____________ _____________________________ (должность представителя Подрядчика) (подпись) (расшифровка подписи) Принял: _________________________________ ________ __________________________ (должность представителя Заказчика) (подпись) (расшифровка подписи) 175 Приложение Ж (рекомендуемое) Форма 1 Журнал технических осмотров электрооборудования Дата, время осмотра 1 Должность, Ф.И.О. производившего осмотр 2 Осмотренные объекты Выявленные замечания 3 4 Ответственный за устранение замечаний 5 Меры по устранению замечаний 6 Дата устранения, подпись 7 176 Приложение К (рекомендуемое) Журнал учёта отказов и неисправностей электрооборудования № № п/п Дата и время возникновения отказа Наименование (код) отказавшего электрооборудования Заводской № отказавшего электрооборудования 1 2 3 4 Причина отказа 5 Дата и вид последнего планового ремонта 6 Наработка электрооборудования, ч с начала эксплуатации после предыдущего аналогичного отказа 7 8 Последствия отказа, время простоя НПС (МТ) из-за отказа электрооборудования, ч Время проведения ремонта электрооборудования, ч 9 10 Должность, Ф.И.О., подпись ответственного за ремонт (устранившего отказ) 11 177 Приложение Л (рекомендуемое) Диагностирование электрооборудования Л.1 Неразрушающий контроль валов роторов электродвигателей Л.1.1 Каждый ротор электродвигателей магистральных и подпорных насосов должен иметь заводской паспорт, прикладываемый к паспорту-формуляру, в котором регистрируются наработка, количество пусков и результаты дефектоскопического контроля вала. До установки в агрегат вал ротора подвергается входному контролю, в процессе эксплуатации (при ремонте) – периодическому дефектоскопическому контролю. Л.1.2 Входной контроль заключается в осмотре поверхности вала ротора на отсутствие недопустимых рисок, коррозионных язв, вмятин на поверхности цилиндрических поверхностей и резьбы. Ротор должен быть покрыт антикоррозионной смазкой и иметь номер, соответствующий паспорту. Л.1.3 Неразрушающему контролю (далее – НК) подлежат гладкие цилиндрические и конические поверхности, галтельные переходы, шпоночные пазы, проточки и резьбовые поверхности валов. Л.1.4 Проведение неразрушающего контроля валов должно базироваться на применении визуального, ультразвукового, вихретокового и магнитопорошкового (или капиллярного) методов при их эксплуатации и капитальном ремонте электродвигателей. Методика не касается контроля обмотки ротора. Бочка ротора при контроле не снимается. При НК валов выявляются поверхностные, подповерхностные и внутренние дефекты типа трещин, раковин и другие нарушения сплошности металла. Неразрушающий контроль проводится на участках от обоих торцов вала до бочки ротора. Л.1.5 До обследования неразрушающими методами контроля вал подвергается визуально-измерительному входному контролю. При этом устанавливаются дефекты, видимые невооруженным глазом или с помощью лупы: трещины, задиры, забоины, следы фреттинг-коррозии. При обнаружении указанных дефектов соответствующие места подлежат тщательному контролю неразрушающими методами. Осуществляется измерение всех посадочных мест вала (под муфту, вентилятор, подшипники, втулки), оценивается радиальное биение выступающих частей вала и эллипсность посадочных мест. Полученные размеры сравниваются с допустимыми, указанными в рабочей документации. Л.1.6 НК валов должен проводиться: - до начала монтажа ротора и его эксплуатации в составе электродвигателя (входной контроль); - после наработки от 20 до 24 тыс. ч в зависимости от загрузки и количества пусков (первичный контроль); - после наработки от 15 до 20 тыс. ч со времени предыдущего контроля (вторичный контроль), но не более чем через 40 тыс. ч от начала наработки; - при подозрении на появление трещины (аварийный контроль). Контроль рекомендуется совмещать с капитальным ремонтом. Л.1.7 Контроль валов электродвигателей должен проводиться персоналом, прошедшим обучение и имеющим уровень квалификации не ниже второго. Л.1.8 Сведения о проведении дефектоскопического контроля заносятся в формуляр (паспорт-формуляр) на ротор. 178 Формуляр хранится вместе с паспортом электродвигателя до прекращения его эксплуатации и является обязательным документом, в котором фиксируются все работы, связанные с ремонтом и дефектоскопическим контролем. Допускается оформление формуляра как приложения к паспорту электродвигателя. Заполнение формуляра осуществляется на основе акта (заключения) выполнения дефектоскопических работ. В нем фиксируются характер нагружения (мощность - Nср, количество пусков - mср, наработка - ), вид контроля и наработка общая и со времени последней дефектоскопии. Л.1.9 Неплановый НК вала ротора должен проводиться при подозрении на дефект, а также в случае, когда возникают чрезмерные нагрузки (заклинивание ротора, при попадании в насос посторонних предметов, разрушениях рабочего колеса насоса, резком изменении вибрации). Контроль прогиба вала ротора должен осуществляться, если по результатам измерения и анализа вибрации сделан вывод о возможности прогиба. Контроль прогиба вала ротора обязательно производится при выполнении капитального ремонта ротора со снятием бочки в условиях ремонтного предприятия. Л.1.10 Вал ротора считается работоспособным, если при проведении дефектоскопического контроля на нем не было обнаружено дефектов или были обнаружены допустимые дефекты в виде коррозионных язв, рисок, забоин, металлургических дефектов (неметаллических включений, расслоений). Царапины, риски, забоины, коррозионные язвы, фреттинг-коррозия на цилиндрической и конической части вала ротора допускаются не более: по глубине 2,0 мм; по протяженности 6,0 мм. При этом общая площадь коррозионных язв и фреттинг-коррозии не должна превышать 30 % от общей площади поверхности. Допустимые размеры металлургических дефектов оговорены техническими условиями и государственными стандартами на данный сортамент металла с учётом вида дефекта. Допускается наличие не более 3 дефектов (не расположенных в одной плоскости, с эквивалентными размерами не более 2,02,0 мм), расположенных на внутренней поверхности или объёме вала по длине вала не менее 90 мм, с расстоянием между дефектами и плоскостями дефектов не менее 30 мм. При размере дефекта более 2,02,0 мм или расстоянии между ними менее указанного вал должен быть забракован. Любые трещины по галтелям, между боковой стенкой и дном шпоночного паза, в переходах от одного диаметра к другому не допускаются. В случае обнаружения этих дефектов ротор бракуется. При обнаружении царапин, рисок, забоин или следов коррозии допустимой величиной необходимо устранить эти дефекты шлифовкой, промыть керосином и протереть сухой чистой ветошью. Должен быть обеспечен плавный переход от места дефекта к номинальному размеру вала. Л.2 Оценка технического состояния электродвигателя по вибрации Л.2.1 Оценка технического состояния по вибрации проводится в соответствии с нормами вибрации, указанными в документации на конкретное оборудование. После монтажа нового электродвигателя фиксируются среднее квадратическое значение вибрации и амплитуда на частотах F0k, где F0 – основная гармоника; k - коэф179 фициент, равный 0,25; 0,5; 1; 2; 3; 4; 5; 6; 7. Это позволит разделить причины роста вибрации, которые могут быть вызваны изменением режима работы или развитием дефекта. Л.2.2 Для определения остаточного ресурса по результатам измерения вибрации для каждой контролируемой точки строится график (тренд) изменения среднего квадратического значения виброскорости в зависимости от наработки (рисунок Л.1). Уровень ОСТАНОВ Уровень ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ А 0 1 2 линия тренда по среднему квадратическому значению виброскорости линия тренда по спектральным составляющим (гармоникам) виброскорости Рисунок Л.1 К определению остаточного ресурса ЭД по величине вибрации Для каждого конкретного электродвигателя в составе насосного агрегата рекомендуется получить тренд, на основе которого можно проводить прогнозирование остаточного ресурса до ТО или ремонта. Процесс прогнозирования остаточного ресурса по изменению уровня вибрации сводится к экстраполяции найденного тренда и определению момента пересечения его с линией предельного состояния. Точность прогноза повышается при увеличении количества проведенных наблюдений. По результатам прогноза время выполнения ТО или ремонта может быть скорректировано. Полученный тренд используется только до вывода в ремонт. Л.2.3 Скорость роста вибрации зависит от наработки. Поэтому линию тренда рекомендуется строить за некоторые отрезки времени. Например, после наработки 0 рост вибрации происходит интенсивней. Это позволит точнее оценить время наступления предельно допустимого значения вибрации 1 – для уровня ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ или 2 – уровня ОСТАНОВ от времени измерения (точка А). Для более достоверной оценки технического состояния и остаточного ресурса отдельных деталей или узлов рекомендуется строить также тренд по основным спектральным составляющим (гармоникам), указывающим возможные дефекты электродвигателей. Л.2.4 Основные причины вибрации электродвигателей в зависимости от дефектов приведены в таблицах Л.1 и Л.2. 180 Таблица Л.1 – Основные вибрации электродвигателя по причинам механического и теплового характера Характерная частота колебаний в спектре 1 Fo k·Fo, где k = 1,2,3 k·Fo, где k = 1,2,3 k·Fo, где k = 1,2,3 k·Fo, где k = 1,2,3 k·Fo, где k = 2 редко k = 3, 4 Причина повышенной вибрации 2 Неуравновешенность ротора (дисбаланс) механическая Обрыв частей ротора электродвигателя (вентилятора, изоляции) Термическая неуравновешенность из-за остаточных напряжений при изготовлении при выходе двигателя на стационарный тепловой режим Тепловой прогиб из-за витковых замыканий в роторе и при неравномерной толщине пазовой изоляции Ослабление посадки железа ротора на вал Расцентровка с валом насоса. При k = 2 вероятно появление трещины в вале Характер амплитуды (величина, изменение колебаний во времени, зависимость от параметров эксплуатации) Способ устранения дефекта Примечание 3 Величина амплитуды, как правило, максимальная в общем спектре вибрации. Однократное скачкообразное изменение амплитуды при дефектах или сравнительно медленное возрастание при различных видах износа поверхностей ротора. Зависимость от частоты вращения Амплитуда в момент поломки возрастает на 10-40 дБ, скачкообразное изменение в момент поломки. Зависимость от частоты вращения Постепенно растет по мере выхода на стационарный тепловой режим. Изменяется при разгоне и до установления стационарного теплового режима, далее – без изменения. Зависимость от частоты вращения и нагрузки 4 Балансировка 5 Основная гармоника на 20-40 дБ превышает гармоники других порядков. Основная причина повышенной вибрации электродвигателей Устранение дефекта и затем балансировка Замена ротора, балансировка при стационарном тепловом режиме Вибрация сопровождается изменением шума Стабильная величина амплитуды при стационарном режиме, возрастает до установления стационарного теплового режима. Зависимость от частоты вращения и нагрузки Устранение электрических дефектов Вероятность появления дефекта растет с наработкой двигателя Стабильная величина амплитуды в коротких интервалах времени. Зависимость от частоты вращения и нагрузки Малая величина амплитуды. Зависимость от изменения величины амплитуды и частоты вращения (появление низкочастотных колебаний) Замена ротора или устранение дефекта Центровка Имеет место прецессия вала Необходимо выполнить анализ равномерности системы охлаждения двигателя Амплитуда колебаний изменяется при чувствительности центровки к изменению температуры. Изменения носят нециклический характер во времени 181 Продолжение таблицы Л.1 1 (0,42-0,48)·Fo 2 Вихревая смазка подшипника, неустойчивость колебаний подшипника ротора на масляной пленке 3 Малая величина амплитуды. Незначительная зависимость от изменения величины амплитуды. Зависимость колебаний от давления в маслосистеме Малая величина амплитуды. Зависимость колебаний от давления в маслосистеме 4 Подшабривание элементов подшипниковой опоры, регулирование масляной перемычки 5 Имеет место прецессия вала под влиянием масляного клина Fo/k, где k = 2, 3 Неравномерная (неправильная) смазка подшипника электродвигателя Регулировка системы Имеют место нарушения контакта поверхностей вала и вкладышей в результате разрыва масляной пленки k·Fo/2, где k = 1,2…10,0 Повышенный зазор (при неплотной посадке) подшипника в корпус Малая величина амплитуды. Зависимость от частоты вращения Регулировка зазора k·Fo·u/2, где k = 1,2…6,0; u = 4, 6, 8, 10… k·Fo, где k = 2,0…3,0 Некруглость цапф вала ротора. Отклонение геометрии вкладыша подшипника от нормы Дефекты крепления электродвигателя агрегата к раме или фундаменту Величина амплитуды мала. Зависимость от частоты вращения Шлифовка, шабровка (тщательная обработка) цапф, замена вкладышей Ремонт фундамента. Подбор прокладок, тщательный монтаж, ревизия конкретных (анкерных) болтов, контроль затяжки. Контроль плоскости опор и рамы Величина амплитуды максимальная и носит непериодический, хаотичный характер. Зависимость от частоты вращения масляной Дефекты подшипников качения ротора kFo, где k = 1, 2, 3 Некруглая посадка подшипника Зависимость от частоты вращения Fo Большой зазор в подшипнике, ослабленное внутреннее кольцо Зависимость от частоты вращения Доработка опорной шейки и вкладыша подшипника Замена подшипника Первая субгармоника и высшие гармоники превышают уровень шумов на 5-20 дБ Причина – коробление элементов фундамента, ослабление жесткости крепления агрегата (анкерных болтов). Обрыв анкеров. Обнаружение – контурное виброобследование фундамента Наиболее эффективно измерять параметры вибрации на корпусах подшипниковых опор Рост интенсивности высших гармоник и увеличение случайных составляющих сигнала вибрации Появляется вибрация, содержащая комбинации частот составляющих всех дефектов, имеющихся в подшипнике 182 Окончание таблицы Л.1 1 2Fo 2 Овальность и конусность колец Зависимость вращения от частоты 4 Замена подшипника FoZ r1 2 r1 r2 Разноразмерность шариков Зависимость вращения от частоты Замена подшипника Do d 2 ZK1Fo 1 ш dш Do2 2 Овальность и гранность шариков Зависимость вращения от частоты Замена подшипника Fo dш 1 2 Do Зазоры в гнездах сепараторов, неуравновешенность сепаратора Зависимость вращения от частоты Замена подшипника Fo m dш 1 2 Do Динамические импульсы от волнистости Зависимость вращения от частоты Замена подшипника Fo K 2 Z dш 1 2 Do Локальные дефекты, местный наклеп Зависимость от частоты вращения. Спектр нестабильный Замена подшипника Периодическое изменение жесткости при перекатывании шариков Зависимость от частоты вращения Замена подшипника Fo Z dш 1 2 Do 3 Примечание – В формулах приняты следующие обозначения: Fo частота вращения, Гц; m число волнистостей по окружности дорожек; n частота вращения ротора, об/мин; Do диаметр центров тел качения; k целое число (номер гармоники); dш диаметр шарика подшипника; u – число узлов профилей при неокруглости; a число зубьев (пальцев) муфты; 5 Дефекты изготовления или износа поверхностей качения влияют на характер вибрации во всем частотном диапазоне. Сопровождается биением подшипника. Сложный состав спектра сил возбуждения Выражается в дополнительных гармонических составляющих вибрации из-за неодинаковой динамической и статической нагрузки на тела качения Z число шариков; K1 число волн (граней) на шарике; K2 число дефектов на дорожках качения; r1, r2 радиус дорожек качения внутреннего и наружного колец. 183 Таблица Л.2 – Основные вибрации электродвигателя по причинам электромагнитного характера Характерная частота колебаний в спектре 1 2Fo Причина повышенной вибрации 2 Несимметрия токов в фазах обмотки статора Плавающая частота Плавающая частота Несимметрия токов питающей сети Различие сопротивления фаз статора 2Fсети Обрывы и короткое замыкание обмоток статора Удвоенная разность между частотой вращения магнитного поля и оборотной частотой 2Р·k·Fo, где k = 1,2,3. Часто наблюдается вибрация с частотой 100 Гц Fo Обрывы и короткое замыкание в цепи ротора Неподвижный эксцентриситет воздушного зазора между статором и ротором, деформации статора при нагревании Вращающийся эксцентриситет пакета ротора относительно оси вращения; деформация ротора при нагревании Характер амплитуды (величина, изменение колебаний во времени, зависимость от параметров эксплуатации) 3 Малая величина амплитуды, слабая зависимость от нагрузки. Пропорциональное убывание с увеличением нагрузки Малая величина амплитуды Способ устранения дефекта Примечание 4 Ремонт статора двигателя 5 Соотношение между параметрами вибрации зависит от конструктивных особенностей электродвигателя Нормализация параметров сети Устранение дефектов обмоток статора Устранение дефектов обмоток статора Вибрация увеличивается даже при незначительном искажении тока питающей сети Также на величину амплитуды колебаний оказывают влияние токи и напряжения питающей сети При выключении питания ЭД вибрация мгновенно пропадает (резко падает) Устранение обрывов обмотки ротора; проверка контактов решетки ротора При выключении питания ЭД вибрация мгновенно пропадает или резко падает. Основное направление колебаний определяется конструкцией ЭД Малая величина амплитуды Центрирование обмоток статора, выверка зазоров Измерения проводить на подшипниковых опорах. При отсутствии доступа к подшипниковым опорам – измерять на статоре Не зависит от изменения величины амплитуды Замена ротора Вибрация пропадает напряжения питания Малая величина амплитуды Малая величина амплитуды, слабая зависимость от нагрузки. Зависимость амплитуды колебаний от частоты вращения Частота вибрации и пульсаций тока растет с увеличением нагрузки сразу после снятия 184 Окончание таблицы Л.2 1 2 Электрическая несимметрия ротора асинхронного электродвигателя 3 Величина амплитуды колебаний зависит от частоты вращения и от нагрузки 4 Замена ротора 2Fсети Электрическая несимметрия статора асинхронного электродвигателя Зависимость амплитуды колебаний от нагрузки Устранение дефектов обмоток статора 2Fсети Электрическая несимметрия статора синхронной машины Зависимость амплитуды колебаний от нагрузки Устранение дефектов обмоток статора Несимметрия напря- Зависимость амплитуды колебаний жения сети от нагрузки 2рFr Электрическая Величина амплитуды колебаний занесимметрия якоря висит от частоты вращения и от машины постоянного нагрузки тока Примечание - В формулах приняты следующие обозначения: Fo – частота вращения, Гц; n – частота вращения ротора, об/мин; k – целое число (номер гармоники); р – число полюсов; Fr – роторная частота; 2ns – частотная составляющая; Fсети – частота сети, Гц. Нормализация параметров сети Устранение дефектов якоря машины постоянного тока k·Fо2ns 2Fсети 5 Угловые колебания ротора под действием пульсирующего момента приводят к значительной угловой модуляции частоты вращения ротора и появлению вокруг нее боковых частотных составляющих 2ns Возможна модуляция зубцовых гармоник частотами k·Fсети и 2k·Fсети. Для достоверного диагностирования необходимо установить симметричность фазных напряжений сети. Сопровождается тангенциальными колебаниями статора Определение амплитуд тангенциальных колебаний производится при строго симметричной нагрузке, а возникающая при этом несимметрия напряжений – дополнительный признак дефекта. Сопровождается тангенциальными колебаниями статора Вибрация увеличивается даже при незначительном искажении напряжения питающей сети Сопровождается тангенциальными колебаниями спектра 185 Л.3 Определение трещины вала ротора Л.3.1 В таблице Л.3 приведены характерные признаки трещин валов роторов электродвигателей и перекоса осей (расцентровка) электродвигателя и насоса, обнаруживаемые при анализе вибрации. Таблица Л.3 - Характерные признаки трещин валов и перекоса осей Параметр вибрации Амплитуда второй гармоники Скорость изменения амплитуды второй гармоники Скорость изменения амплитуды основной гармоники Направление вибраций по 2-й гармонике Характер эволюции 2-й гармоники Фазовый сдвиг Постоянная составляющая Температура металла в подшипниках Выбег 2-я гармоника в зоне двигателя Местоположение датчика Признак трещины (по параметрам вибрации) Большая Очень большая Признак перекоса (по параметрам вибрации) Средняя Небольшая или равная нулю Вначале – мала, для глубокой трещины – велика Радиальное Небольшая или равная нулю Медленный рост амплитуды Необязателен Не меняется Не меняется Практически не меняется Изменяется Изменяется Изменяется Присутствует 2-я гармоника Присутствует при подключенном и отсутствует при отключении двигателя Регистрируется большинством датчиков Влияние не проявляется Влияние не проявляется Осевое Преимущественно явление локальное При наличии трещины жесткость ротора уменьшается и, как следствие, уменьшается частота собственных колебаний. Для выявления трещины ротора электродвигателя характеристика вибрации на выбеге сравнивается с базовой, т.е. с характеристикой целого ротора. Жесткостные характеристики роторов рассматриваются из условия, что рабочая частота вращения расположена между первой и второй критическими частотами. Поэтому на выбеге анализируют изменение первой критической частоты и её амплитуды. Л.3.2 Наличие трещины в вале выявляется также при амплитудно-фазовом анализе вибрации. Метод основывается на том, что присутствие поперечной трещины поразному воздействует на жесткостные характеристики роторной системы. Трещина приводит к тому, что жесткость ротора меняется в зависимости от его мгновенного положения, поскольку при изгибе ротора под действием собственного веса, неуравновешенных сил инерции или приложенного изгибающего момента трещина может раскрываться или закрываться, т.е. наблюдается эффект «хлопающей трещины». Раскрытая трещина вносит асимметрию жесткости в двух взаимно перпендикулярных направлениях. Такая нелинейность часто приводит к появлению новых компонент вибрационного сигнала с частотами, кратными частоте вращения ротора. Для ротора с трещиной изменение компоненты с удвоенной частотой вращения (второй гармоники) намного больше изменений других гармоник сигнала. Амплитуда гармоники удвоенной частоты вращения после возникновения и начала развития трещины 186 быстро растет, а амплитуды первой и третьей гармоник остаются практически неизменными. В случае неглубоких трещин амплитуды третьей и высших гармоник пренебрежительно малы. Поэтому необходимо определить характерные особенности, присущие первой и второй гармоникам вибрации. Л.3.3 При признаках наличия трещины необходимо разъединить муфту, соединяющую валы электродвигателя и насоса, и проверить центровку. Если результаты центровки неудовлетворительные, её выполняют заново, и после сборки к пуску насосного агрегата проверяют и анализируют уровень вибрации. Если центровка удовлетворительная, то выполняют анализ вибрации и делают заключение о возможности других причин роста вибрации на второй гармонике. При отсутствии причин ротор демонтируют и проверяют его на наличие трещин неразрушающими методами контроля. Л.3.4 Трещину можно обнаружить на выбеге ротора. При этом следует разъединить муфту, сделать метку на валу, установить датчик опорного сигнала (фазовый датчик) и осуществить пуск электродвигателя на холостом ходу. До пуска на холостом ходу двигатель должен работать под нагрузкой не менее 1 ч и принять стационарный тепловой режим. Время после остановки насосного агрегата и пуска двигателя на холостом ходу не должно превышать 30 минут. После работы двигателя на холостом ходу в течение не менее 15 минут производится его остановка с измерением вибрации на выбеге, построение и анализ амплитудночастотной и фазочастотной характеристик. Анализ характеристик основывается на том, что при выбеге ротора без трещины на амплитудно-частотной характеристике наблюдается четкий одиночный пик на резонансной частоте. При наличии трещины имеет место уменьшение резонансной частоты и появление на ней двух пиков-«горбов». Л.4 Справочные материалы для оценки результатов диагностического контроля электрооборудования Л.4.1 В таблицах Л.4 и Л.5 приведены предельные величины температуры нагрева элементов электрооборудования, определяемые тепловизионным методом или штатными приборами измерения температуры. Таблица Л.4 Предельно допустимые величины температуры нагрева и превышения температуры Наибольшее допустимое значение Контролируемые узлы Температура Превышение нагрева, температуры, °С °С 1 2 3 1 Токоведущие (за исключением контактов и контактных соединений) и нетоковедущие металлические части: не изолированные и не соприкасающиеся с изоляционными материалами 120 80 изолированные или соприкасающиеся с изоляционными материалами классов нагревостойкости по ГОСТ 8865: Y 90 50 А 100 60 187 Продолжение таблицы Л.4 1 2 3 Е 120 80 В 130 90 F 155 115 Н 180 140 2 Контакты из меди и медных сплавов: 75/80 35/40 без покрытий, в воздухе/в изоляционном масле 120/90 80/50 с накладными серебряными пластинами, в воздухе/в изоляционном масле 105/90 65/50 с покрытием серебром или никелем, в воздухе/в изоляционном масле 120 80 с покрытием серебром толщиной не менее 24 мкм 90/90 50/50 с покрытием оловом, в воздухе/в изоляционном масле 3 Контакты металлокерамические вольфрамо- и молибденосодержа85/90 45/50 щие в изоляционном масле: на основе меди/на основе серебра 4 Аппаратные выводы из меди, алюминия и их сплавов, предназначенные для соединения с внешними проводниками электрических цепей: 90 50 без покрытия 105 65 с покрытием оловом, серебром или никелем 5 Болтовые контактные соединения из меди, алюминия и их сплавов: 90/100 50/60 без покрытия, в воздухе/в изоляционном масле 105/100 65/60 с покрытием оловом, в воздухе/в изоляционном масле 115/100 75/60 с покрытием серебром или никелем, в воздухе/в изоляционном масле 6 Предохранители переменного тока на напряжение 3 кВ и выше: соединения из меди, алюминия и их сплавов в воздухе без покрытий/с покрытием оловом 75/95 35/55 с разъемным контактным соединением, осуществляемым пружинами 90/105 50/65 с разборным соединением (нажатие болтами или винтами), в том числе выводы предохранителя металлические части, используемые как пружины 75 35 из меди 105 65 из фосфористой бронзы и аналогичных сплавов 7 Изоляционное масло в верхнем слое коммутационных аппаратов 90 50 8 Встроенные трансформаторы тока: 10 обмотки 15 магнитопроводы 9 Болтовое соединение токоведущих выводов съемных вводов в 85/65 масле/в воздухе 10 Соединения устройств РПН силовых трансформаторов из меди, её сплавов и медесодержащих композиций без покрытия серебром при работе на воздухе/в масле: 40/25 с нажатием болтами или другими элементами, обеспечивающими жесткость соединения 35/20 с нажатием пружинами и самоочищающиеся в процессе переключения 20/10 с нажатием пружинами и не самоочищающиеся в процессе переключения 11 Токоведущие жилы силовых кабелей в режиме длительном/аварийном при наличии изоляции: 70/80 из поливинилхлоридного пластика и полиэтилена 90/130 из вулканизирующегося полиэтилена 65/ из резины 90/ из резины повышенной теплостойкости 188 Окончание таблицы Л.4 1 2 3 с пропитанной бумажной изоляцией при вязкой/обедненной пропитке и номинальном напряжении, кВ: 1и3 80/80 6 65/75 10 60/20 55/35 50/12 Коллекторы и контактные кольца, незащищенные и защищенные при изоляции классов нагревостойкости: А/Е/В 60/70/80 F/H 90/100 13 Подшипники скольжения/качения 80/100 Примечание Данные, приведенные в таблице, применяют в том случае, если для конкретных видов оборудования не установлены другие нормы. Таблица Л.5 Объём тепловизионного контроля контактов и контактных соединений выключателей Вид выключателя Измеряемый контактный узел Маломасляные выключа- Шина - токоведущий вывод тели (10 кВ) серий ВМГ-133 ВМП-10 и им подобные Вывод - гибкая связь Гибкая связь - свеча Шина - нижний контакт бака Дугогасительная камера Баковые масляные выключатели Шина - токоведущий вывод Дугогасительная камера Предельная температура нагрева* пп. 4 и 5 То же То же То же (**) пп. 4 и 5 (**) Точка контроля Болтовое КС соответствующего узла То же То же То же Поверхность корпуса выключателя в зоне размещения дугогасительной камеры Болтовое КС узла Поверхность бака выключателя в зоне размещения дугогасительной камеры Части контактов Элегазовые выключатели Рабочие и дугогасительные (**) контакты Вакуумные выключатели То же (**) То же * Указанные пункты относятся к таблице Л.4 настоящего Приложения. ** Оценка состояния осуществляется путем сравнения измеренных значений температур на поверхности баков (покрышек), фаз выключателей. Не должны иметь место локальные нагревы в точках контроля. Л.4.2 В таблицах Л.6-Л.9 даны величины сопротивления электрооборудования, в таблице Л.10 – допустимые токи проводимости вентильных разрядников при испытании повышенным выпрямленным напряжением. 189 Таблица Л.6 Значения сопротивлений постоянному току токоведущего контура контактной системы и временные характеристики масляных выключателей Сопротивление Собственное время, с, не более контактов, мкОм, включения отключения не более ВПМ-10 (ПЭ-11) 630 78 0,3 0,12 Пружинный привод 1000 72 0,2 0,1 МГ-10, МГ-20 5000 300* 0,75 0,135 МГГ-10 3150 18; 240* 4000 14; 240* 0,4 0,11 5000 12; 240* ВМГ-133 (ПС-10) 600 100 0,23 0,1 ВМГ-10 630 75 0,3 0,12 1000 70 ВПМП-10 530 78 0,3 0,12 1000 72 ВМПЭ-10 630 50 1000 40 0,3 0,07 1600 30 3150 10 0,3 0,09 ВМПП-10 630 55 1000 45 0,2 0,1 1600 32 ВМП-10 600 55 1000 40 0,3 0,1 1500 30 ВМП-10П 600 55 0,2 0,1 1000 40 1500 30 0,2 0,1 ВММ-10 400 55 0,2 0,1 630 85 ВК-10 630 50/45** 1000 45/40** 0,075 0,05 1600 25 ВКЭ-10 630 50/45** 1000 45/40** 0,3 0,07 1600 25 * Сопротивление дугогасительных контактов. ** В числителе указаны данные для выключателей на номинальный ток отключения 20 кА, в знаменателе - на 40 кА. Примечание – Для выключателей, не указанных в настоящей таблице, характеристики должны соответствовать приведенным в ТУ. Тип выключателя Номинальный ток, А 190 Таблица Л.7 Наименьшее допустимое значение сопротивления изоляции аппаратов, вторичных цепей и электропроводки Испытуемый элемент Напряжение мегаомметра, В Наименьшее допустимое значение сопротивления изоляции, МОм 10 1 Шины постоянного тока на щитах управления и в распредели1000-2500 тельных устройствах (при отсоединенных цепях) 2 Вторичные цепи каждого присоединения и цепи питания при1000-2500 1 водов выключателей и разъединителей* 3 Цепи управления, защиты, автоматики и измерений, а также 1000-2500 1 цепи возбуждения машин постоянного тока, присоединенные к силовым цепям 4 Вторичные цепи и элементы при питании от отдельного ис500 0,5 точника или через разделительный трансформатор, рассчитанные на рабочее напряжение 60 В и ниже** 5 Электропроводки, в том числе осветительные сети*** 1000 0,5 6 Распределительные устройства****, щиты и токопроводы 1000-2500 0,5 * Измерение производится со всеми присоединенными аппаратами (катушками приводов, контакторами, пускателями, автоматическими выключателями, реле, приборами, вторичными обмотками трансформаторами тока и напряжения). ** Должны быть приняты меры для предотвращения повреждения устройств, в особенности микроэлектронных и полупроводниковых элементов. *** Сопротивление изоляции измеряется между каждым проводом и землей, а также между каждыми двумя проводами. **** Измеряется сопротивление изоляции каждой секции распределительного устройства. Таблица Л.8 Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции обмоток электродвигателей на напряжение 10 кВ Температура обмотки, °С 10 20 30 40 50 60 75 Сопротивление изоляции R60, МОм 100 70 50 35 25 17 10 Таблица Л.9 Значения сопротивлений вентильных разрядников Тип разрядника или элемента РВМ-3 РВМ-6 РВМ-10 РВМ-15 РВМ-20 РВРД-3 РВРД-6 РВРД-10 Сопротивление, МОм не менее не более 15 100 170 600 1000 95 210 770 40 250 450 2000 10000 200 940 5000 Допустимые изменения в эксплуатации по сравнению с заводскими данными или данными первоначальных измерений ± 30 % В пределах значений, указанных в колонках 2и3 191 Таблица Л.10 Допустимые токи проводимости вентильных разрядников при испытании повышенным выпрямленным напряжением Ток проводимости при температуре разрядника 20°С, мкА не менее не более РВС-15 16 450 620 РВС-15* 16 200 340 РВС-20 20 450 620 РВС-20* 20 200 340 РВС-33 32 450 620 РВС-35 32 450 620 РВС-35* 32 200 340 РВМ-3 4 380 450 РВМ-6 6 120 220 РВМ-10 10 200 280 РВМ-15 18 500 700 РВМ-20 28 500 700 РВЭ-25М 28 400 650 РВМЭ-25 32 450 600 РВРД-3 3 30 85 РВРД-6 6 30 85 РВРД-10 10 30 85 * Разрядники для сетей с изолированной нейтралью и компенсацией емкостного тока замыкания на землю, выпущенные после 1975 г. Примечание – Для приведения токов проводимости разрядников к температуре 20 С следует внести поправку, равную 3 % на каждые 10 градусов отклонения (при температуре больше 20 С поправка отрицательная). Тип разрядника или элемента Испытательное выпрямленное напряжение, кВ 192 Приложение М (справочное) Основные неисправности элементов воздушных линий. Определение мест повреждений кабельных линий М.1 Основные неисправности элементов воздушных линий В процессе эксплуатации возможны следующие неисправности элементов ВЛ: Опоры и их элементы: отсутствие условных обозначений, нумерации опор, предупредительных плакатов или знаков; глубина установки стоек или приставок опор менее предусмотренной проектом; отсутствие или неправильная установка ригелей, опорных или анкерных плит, предусмотренных проектом; некачественное уплотнение грунта в пазухах котлованов опор при их установке; отклонение опор вдоль или поперек оси линии сверх допустимых норм; деформация металлических элементов опор (траверс, крюков, кронштейнов, штырей, узлов крепления); трещины, сколы на поверхности железобетонных элементов опор сверх допустимых норм; обнажение продольной или поперечной арматуры железобетонных стоек или приставок; использование в агрессивной среде железобетонных стоек или приставок, не пригодных для эксплуатации в агрессивной среде, или отсутствие защиты от воздействия агрессивной среды; обрывы или ослабление проволочных бандажей; загнивание деревянных элементов опор сверх допустимых норм; уменьшенное сверх допустимых норм расстояние между стойкой и подкосом (или подкосами) сложных опор; прочность бетона на сжатие железобетонных элементов опор менее предусмотренного проектом значения; защитный слой бетона железобетонных стоек или приставок менее допустимого значения; наличие на опорах птичьих гнезд или других посторонних предметов; обгорание или расщепление деревянных элементов опор; наличие следов обгорания железобетонных элементов опор в результате длительного протекания через опору тока замыкания на землю. Провода и элементы их крепления: наличие набросов на проводах; наличие оборванных или перегоревших проволок, вспучивания верхнего повива провода; наличие следов перекрытия или оплавления провода; разрегулировка проводов в одном или нескольких промежуточных пролетах; значения стрел провеса проводов не соответствуют данным проекта; 193 значения расстояний по вертикали от проводов до земли, зеленых насаждений и других объектов менее допустимых; значения расстояний до пересекаемых ВЛ, ПВ или линий связи менее допустимых; значения расстояний между проводами ВЛ и другими объектами при их сближении или параллельном прохождении менее допустимых; значения расстояний между проводами разных ВЛ или ВЛ и ПВ, проложенных на общих опорах, менее допустимых. Арматура и изоляторы: неисправности в креплениях и соединениях проводов; неправильный монтаж зажимов или соединений; вытяжка провода из зажима или соединителя; приближение петли к элементам сложных опор на расстояние менее допустимого; ослабление крепления (вязки) провода к штыревому изолятору; проскальзывание провода в вязке при нормальных условиях эксплуатации; наличие не предусмотренных проектом конструкций креплений (вязок) проводов; механические повреждения изолятора (скол части изолятора, наличие трещин); наличие следов перекрытия изоляторов (повреждение или разрушение материала изолятора); неправильная установка штыревого изолятора на штырь (или крюк); деформации (отклонение от вертикали) штырей или штыревой части крюков более допустимых; наличие коррозии арматуры и шапок изоляторов; наличие трещин в арматуре или деформации отдельных деталей. Заземляющие устройства: повреждения или обрывы заземляющих спусков на опоре; неудовлетворительный контакт соединения заземлителя с арматурой железобетонных стоек; сопротивление заземления опоры выше допустимого значения; коррозия проводников заземления выше допустимого. Разъединители: разрегулировка контактов при включении превышает допустимые значения; удар ножа о губки неподвижного контакта; люфт в приводе выше допустимого; повреждение фарфоровых элементов; коррозия токоведущих частей. Предохранители: повышенный нагрев контактов; повреждение контактов, армировки колпачков; загрязнение изоляторов и трубок выше допустимого; неисправность устройства заземления. Вентильные разрядники: повреждение фарфоровых крышек, наличие сколов, трещин в местах крепления; загрязнение фарфора выше допустимого; повреждение подводящих и заземляющих шин; 194 коррозия металлических деталей. Искровые промежутки и трубчатые разрядники: превышение значения внешнего искрового промежутка выше допустимого; разрушение электродов; повреждение изолирующей трубки; ослабление крепления арматуры, заземляющих проводников. М.2 Определение мест повреждений кабельных линий Основными видами повреждений кабелей являются нарушение изоляции (пробой), пробой и повреждение кабельных муфт, обрыв жил (механические повреждения) и возгорания. Для определения характера повреждения кабеля выполняют измерения мегаомметром с обоих концов линий: сопротивление изоляции каждой жилы относительно земли, сопротивление изоляции между каждой парой жил, целостность токоведущих жил. Определяют место повреждения в два приёма: сначала находят зону повреждения импульсным методом, методом колебательного разряда, емкостным методом или методом петли, затем уточняют место повреждения получением малого переходного сопротивления акустическим или индукционным методом. Определение вида повреждения и нахождение его места приведены в таблице М.1. Таблица М.1 – Нахождение повреждения кабельной линии Вид повреждения Замыкание между фазами Замыкание фазы на землю Переходное сопротивление в месте повреждения, Ом 0-100 Пробивное напряжение в месте повреждения, кВ 0 0-100 0 До 5000 Обрыв жил 106 и более Обрыв жил с неметаллическим замыканием на землю в месте обрыва Заплывающий разряд в муфте Более 5000 10 и более Близко к нулю Больше испытательного (нет пробоя) Меньше испытательного То же Рекомендуемый метод нахождения места повреждения Импульсный, индукционный Импульсный, индукционный (индукционно-коммутационный) Импульсный, петлевой, акустический Импульсный, емкостной Импульсный, емкостной, акустический Баллистического гальванометра, акустический Характеристики методов определения мест повреждений указаны в таблице М.2. 195 Таблица М.2 – Методы определения мест повреждений кабельных линий Название метода Импульсный Колебательного разряда Петли Емкостный Применение Пояснения Определяет расстояние до места повреждения при обрыве одно-, двухили трехфазных коротких замыканиях при условии, что переходное сопротивления в месте повреждения не превышает 100-200 Ом Определяет зону повреждения при заплывающих пробоях Отсчет искомого расстояния проводится непосредственно по шкале прибора (по числу отметок от начала импульса до его отражения). Индикация происходящих в линии процессов осуществляется с помощью стрелочного индикатора Жила кабеля заряжается от кенотронной установки, напряжение поднимается до пробоя и происходит разряд колебательного характера. Отсчет расстояния проводится по шкале прибора в километрах Неповрежденная и поврежденная жилы соединяются на одном конце линии перемычкой сечением не менее сечения жилы кабеля. Питание схемы осуществляется от аккумулятора АКН-10-6, от сухой батареи БАС-60 или БАС-80 Определяет зону повреждения в том случае, если жилы не оборваны, а величина переходного сопротивления одной жилы на землю находится в пределах 5000 Ом и одна из жил имеет хорошую изоляцию Определяет место повреждения при обрывах жил кабелей Акустический Определяет место всех видов повреждений при условии, что в поврежденном месте может быть искусственно создан электрический разряд ИндукционОпределяет место повреждения при ный пробое двух или трех жил с одновременным пробоем между собой или на землю Накладной рамки Определяет место повреждения при металлическом замыкании одной жилы кабеля на оболочку и при замыкании двух жил кабеля между собой При обрыве одной жилы измеряется ёмкость с одного конца, а затем - с другого. Длину КЛ делят пропорционально полученным емкостям и определяют расстояние до места повреждения. Питание от лампового генератора с измерителем в виде телефона Генератор импульсов состоит из кенотронной установки, в схему которой добавляется разрядный промежуток и конденсаторы высокого напряжения Основан на принципе прослушивания с поверхности земли с помощью телефонных трубок звука, создаваемого магнитным полем в результате протекания по жилам кабеля тональной частоты. Звук слышен до места повреждения На поврежденную жилу кабеля подается ток 1-5 А от генератора звуковой частоты. На обнаженную оболочку кабеля накладывается накладная рамка с присоединенным к ней телефоном и прослушивается характер изменения звука 196 Приложение Н (рекомендуемое) Оперативная документация при проведении ТО радиобашен Форма 1 УТВЕРЖДАЮ Главный менеджер по ТО ООО «Старстрой» _______________________ (Ф.И.О.) «____»___________200__ г. Годовой график осмотров, ревизий и текущего ремонта радиобашни НПС _______________, км _________________ № п/п Наименование работ Исполнитель Январь Фев раль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Составил:_______________________ ____________________________ ______________ (должность) (Ф.И.О.) (подпись) 197 Форма 2 УТВЕРЖДАЮ Главный менеджер по ТО ООО «Старстрой» _______________________ (Ф.И.О.) «____»__________ 20 __ г. Акт ревизии радиобашни НПС , км № Месяц, число, год 1 2 Наименование осматриваемого узла или элемента 3 Перечень обнаруженных дефектов 4 Предполагаемые причины и предполагаемый метод исправления 5 Предполагаемый срок ликвидации дефекта Рекомендуемый исполнитель 6 7 Акт составили: ____________________________ (должность) ____________________________ (должность) ____________________ _______________ (Ф.И.О.) (подпись) ____________________ _______________ (Ф.И.О.) (подпись) 198 Форма 3 «____»___________200__ г. Акт дефективного состояния радиобашни НПС , км Основание Описание дефекта Оценка опасности Мероприятия по технике безопасности Кому поручены восстановительные работы 1 2 3 4 5 Срок выполнения восстановительных работ 6 Утвержденный способ восстановления 7 Акт составили: ____________________________ (должность) ____________________________ (должность) ____________________ _______________ (Ф.И.О.) (подпись) ____________________ _______________ (Ф.И.О.) (подпись) Примечание - В случае нарушения графика восстановления составляется акт. 199 Приложение П (рекомендуемое) Форма 1 Журнал эксплуатации средств электрохимзащиты _____________________________ Регион Журнал эксплуатации средств электрохимзащиты ____________________________________ Начат ____ ______________ 200__ г. Окончен ____ ______________ 200__ г. 200 Трассовый Тип номер УКЗ УКЗ Заказ Даты проведения Режим работы Место разменаряд профилактических работ на УКЗ Дата проведеУКЗ щения УКЗ на № ____ ния измерений нефтепроводе ТО КТО ремонт I, А U, В от ____ Инженер ЭХЗ _________________________ 201 Потенциал «трубаСопротивлеПричина выхода УКЗ из строя. земля» в точке Время Расход элек- ние растека- Сопротивление Проведенные работы на УКЗ. дренажа, В наработки, троэнергии, нию тока анод- защитного за- Сведения о замене элементов ч ного заземле- земления, Ом УКЗ. Общее техническое сопри вкл. при выкл. кВтч ния, Ом стояние УКЗ УКЗ УКЗ Инженер ЭХЗ _________________________ 202 Форма 2 Полевой журнал учёта работы установки катодной защиты _____________________________ Регион Полевой журнал учёта работы установки катодной защиты ____ км УКЗ № ______ Нефтепровод ______________________________ Начат ____ ______________ 200__ г. Окончен ____ ______________ 200__ г. 203 Дата осмотра Заказнаряд № ____ от ___ Режим работы УКЗ I, А U, В Наработка, ч Расход электроэнергии, кВтч Потенциал «труба-земля» в точке дренажа, В при вкл. при откл. УКЗ УКЗ Фамилия, подпись контролирующего 204 Библиография [1] ВРД 28.10.03 Положение о границах раздела ответственности между Департаментами КТК [2] ПБ 03-440-02 Правила аттестации персонала в области неразрушающего контроля. Госгортехнадзор России, 2002 [3] Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭЭП). – М.: Энергоатомиздат, 2003 [4] Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах. Утв. Приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации № 195 от 30.06.2009 [5] Справочник по наладке электрооборудования промышленных предприятий / Под ред. М.Г. Зименкова. - изд.3-е, перераб. и доп. – М.: Энергоиздат, 1983 [6] РД 34.45-51.300-97 Объём и нормы испытаний электрооборудования. – М.: РАО «ЕЭС России», 2000 [7] ПОТ Р М-016-2001 (РД 153-34.0-03.150-00) Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. – М.: Издательство НУ ЭНАС, 2001 [8] РД 34.43.105-89 Методические указания по эксплуатации трансформаторных масел [9] Правила устройства электроустановок (ПУЭ). – Санкт-Петербург, 2000 [10] РД 153-34.3-20.662-98 Типовая инструкция по техническому обслуживанию и ремонту ВЛ напряжением 0,38-20 кВ с неизолированными проводами [11] НПБ 249-97 Светильники. Требования пожарной безопасности. Методы испытаний [12] ТУ CPC-06876175-65001 Критерии проектирования электрической части [13] Руководство по эксплуатации/содержанию 100 м башен Reime и площадок башен. – КТК, 2002 [14] Инструкция по эксплуатации металлических антенных опор радиоцентров и радиотелевизионных передающих станций. – М.: «Радио и Связь», 1983 [15] РД 153-340-20525-00 Методические указания по контролю условий заземляющих устройств электроустановок [16] ВРД 09-02.03 Правила технической эксплуатации нефтепроводной системы КТК [17] ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. – М.: ГУП «НТУ по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2003 [18] ППБ РК-11-98 Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов [19] ПОТ РО 45-002-94 Правила по охране труда на радиопредприятиях. М., 1995 [20] ПБ 10-382-00 Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов. Госгортехнадзор России, 1999 [21] ПОТ РМ-012-2000 Межотраслевые правила по охране труда при работе на высоте [22] Сборник типовых инструкций по охране труда при проведении работ на радиопредприятиях. М., 1995 [23] ВРД КТК 73-06.05 Регламент организации работ по контролю, техническому обслуживанию и ремонту средств электрохимической защиты нефтепровода КТК [24] РД 153-34.3-35.613-00 Правила технического обслуживания устройств релейной защиты и электроавтоматики электрических сетей 0,4-35 кВ. – М.: ОАО «ОРГРЭС», 2000 [25] СО 34.35.302-2006 Инструкция по организации и производству работ в устройствах релейной защиты и электроавтоматики электростанций и подстанций 205
