Проект Приказа Министерства энергетики РФ "Об утверждении требований к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Требования к объему и нормам испытаний электрооборудования"" (подготовлен Минэнерго России 22.06.2018)

Проект Приказа Министерства энергетики РФ "Об утверждении требований к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Требования к объему и нормам испытаний электрооборудования""
(подготовлен Минэнерго России 22.06.2018 г.)

Досье на проект

В соответствии с пунктом 2 статьи 28 Федерального закона от 26.03.2003 N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 13, ст. 1177; 2017, N 31 (ч.1), ст. 4822) и пунктом 1 постановления Правительства Российской Федерации от 2 марта 2017 г. N 244 "О совершенствовании требований к обеспечению надежности и безопасности электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики и внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2017, N 11, ст. 1562) приказываю:

1. Утвердить прилагаемые требования к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Требования к объему и нормам испытаний электрооборудования".

2. Настоящий приказ вступает в силу по истечении двенадцати месяцев со дня его официального опубликования.

Министр

А.В. Новак

УТВЕРЖДЕНЫ
приказом Минэнерго России
от "___"___2018 г. N __

ТРЕБОВАНИЯ
к объему и нормам испытаний электрооборудования

I. Общие положения

1.1. Положения Требований распространяются на субъекты электроэнергетики, владеющие на праве собственности или ином законном основании электрооборудованием (а также эксплуатирующие организации), обеспечивающие производство, передачу и распределение электрической энергии.

1.2. Настоящие Требования распространяются на следующие группы электрооборудования, устройства и системы, а также определенные по их целевому назначению, конструкции и выполняемым функциям составные узлы и элементы:

Синхронные генераторы и компенсаторы;

Машины постоянного тока (кроме возбудителей);

Электродвигатели переменного тока;

Силовые трансформаторы, автотрансформаторы и реакторы;

Маслонаполненные электромагнитные трансформаторы тока;

Газонаполненные (элегазовые) электромагнитные трансформаторы тока;

Электронные и электронно-оптические трансформаторы тока;

Электромагнитные трансформаторы тока с литой твердой изоляцией;

Маслонаполненные электромагнитные трансформаторы напряжения;

Маслонаполненные емкостные трансформаторы напряжения;

Газонаполненные (элегазовые) трансформаторы напряжения;

Электронные и электронно-оптические трансформаторы напряжения;

Трансформаторы напряжения с литой твёрдой изоляцией;

Трансформаторы напряжения с резистивными делителями напряжения;

Масляные и электромагнитные выключатели;

Воздушные выключатели;

Выключатели нагрузки (за исключением генераторных);

Газонаполненные (элегазовые) выключатели;

Вакуумные выключатели;

Разъединители, отделители и короткозамыкатели;

Комплектные распределительные устройства внутренней и наружной установки, высоковольтные отсеки трансформаторных подстанций;

Комплектные распределительные устройства в металлической оболочке с элегазовой изоляцией;

Комплектные экранированные токопроводы 6 кВ и выше;

Токопроводы газонаполненные (элегазовые) на напряжение 110-750 кВ;

Токопроводы с литой твердой изоляцией на напряжение 6-35 кВ;

Сборные и соединительные шины, жесткая ошиновка;

Токоограничивающие сухие реакторы;

Электрофильтры;

Конденсаторы;

Вентильные разрядники и ограничители перенапряжений;

Трубчатые, длинно-искровые и молниезащитные разрядники;

Вводы и проходные изоляторы;

Предохранители, предохранители - разъединители напряжением выше 1000 В;

Аппараты, вторичные цепи и электропроводка на напряжение до 1000 В;

Аккумуляторные батареи;

Заземляющие устройства

Силовые кабельные линии;

Воздушные линии электропередачи;

Электрооборудование систем возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов;

Тиристорные пусковые устройства;

Электрооборудование агрегатов изменения скорости механизмов собственных нужд;

Статические установки для потребления и выдачи реактивной мощности;

Системы оперативного постоянного тока;

Агрегаты и источники бесперебойного питания.

1.3. Настоящие Требования определяют объем и нормы испытаний электрооборудования:

при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования (далее по тексту П);

при капитальном ремонте (далее по тексту К);

при среднем ремонте (далее по тексту С);

при текущем ремонте (далее по тексту Т);

между ремонтами (далее по тексту М).

1.4. При отсутствии объема и норм испытаний электрооборудования в настоящих Требованиях применяются требования документации изготовителей, проектной документации или локальных нормативных актов субъектов электроэнергетики (эксплуатирующих организаций).

1.5. Периодичность испытаний электрооборудования, если она не указана в соответствующих главах настоящих Требований, устанавливается локальными нормативными актами субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации) с учетом условий и опыта эксплуатации, технического состояния, срока службы или требований документации изготовителей.

1.6. В качестве исходных значений контролируемых параметров при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования принимают значения, указанные в документации изготовителя.

При испытаниях в процессе эксплуатации в качестве исходных принимаются значения параметров, полученных в результате испытаний при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования или результаты испытаний изготовителя, если это предусмотрено настоящими Требованиями.

1.7. Непосредственно перед проведением испытаний все электрооборудование должно пройти внешний осмотр.

1.8. Перед проведением испытаний изоляции электрооборудования (за исключением вращающихся машин, находящихся в работе) наружная поверхность изоляции очищается от пыли и грязи, кроме тех случаев, когда испытания проводятся методом, не требующим отключения электрооборудования.

1.9. Требования к объему и периодичности испытаний резервного электрооборудования, а также его частей и деталей определяются документацией изготовителей электрооборудования. При отсутствии таких указаний в документации объем испытаний определяется настоящими Требованиями, а периодичность испытаний определяется субъектом электроэнергетики (эксплуатирующей организацией).

1.10. Электрооборудование и изоляторы на номинальное напряжение, превышающее номинальное напряжение электроустановки, в которой они эксплуатируются, допускается испытывать напряжением, установленным для класса изоляции данной электроустановки.

1.11. Если испытание выпрямленным напряжением или напряжением промышленной частоты проводится без отсоединения ошиновки электрооборудования распределительного устройства, то значение испытательного напряжения принимается по нормам для электрооборудования с самым низким уровнем испытательного напряжения.

1.12. Испытание электрооборудования выпрямленным напряжением или напряжением промышленной частоты проводится с отсоединением кабельных линий от электрооборудования с учетом его конструктивных особенностей.

1.13. При отсутствии возможности отсоединения кабельных линий от электрооборудования, испытывается совместно с электрооборудованием с учетом его конструктивных особенностей.

1.14. Испытание выпрямленным напряжением электрооборудования, соединенного с силовыми кабелями 6-10 кВ (кроме кабеля с изоляцией из сшитого полиэтилена) допускается проводить совместно с кабелями.

1.15. Необходимость проведения комплексного диагностического обследования (далее по тексту КДО) группы электрооборудования, устройств и систем определяется решением субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации):

а) для выявления, уточнения уровня и характера развивающегося дефекта;

б) для группы электрооборудования, устройств и систем, выработавших нормативный срок службы.

1.16. Перечень дополнительных испытаний и инструментальных измерений, необходимые условия и создаваемые режимы для проведения измерений, набор необходимых измерительных схем определяются решением субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации) по результатам рассмотрения плановых испытаний/измерений обследуемых групп электрооборудования, устройств и систем, с последующим их включением в программу КДО.

1.17. Электрические испытания изоляции электрооборудования проводятся при температуре окружающей среды не ниже плюс 5 °С за исключением регулируемых настоящими Требованиями значений, когда измерения следует проводить при иной температуре. По решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации) допускается проведение испытаний электрооборудования при более низкой температуре. Испытания, произведенные при отрицательных температурах, проводятся повторно в возможно короткие сроки при температуре не ниже плюс 5 °С.

1.18. Отбор трансформаторного масла во избежание искажений физико-химического состава отбираемой пробы необходимо проводить при относительной влажности окружающей среды не выше 70 % и температуре не ниже плюс 5 °С. По решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации) допускается проведение испытаний при иных условиях. Повторный, контрольный отбор необходимо выполнить при условиях, соответствующих настоящим Требованиям.

1.19. Сравнение характеристик изоляции проводится при одной и той же температуре изоляции или близких ее значениях (отклонение не более 5°С). При сравнении характеристик изоляции, полученных при температурах отличных от указанных выше отклонений, произодится температурный перерасчет в соответствии с документацией изготовителя.

1.20. При измерении сопротивления изоляции фиксация показаний мегаомметра проводится через 60 с после начала измерений. Если в соответствии с настоящими Требованиями необходимо определение коэффициента абсорбции (Кабс=R60/R15), фиксация показаний проводится дважды: через 15 с и 60 с после начала измерений.

1.21. Испытание изоляции обмоток вращающихся машин, трансформаторов и реакторов повышенным напряжением частоты 50 Гц проводится поочередно для каждой электрически независимой цепи или параллельной ветви (в последнем случае при наличии полной изоляции между ветвями). При этом вывод испытательного устройства, который будет находиться под напряжением, соединяется с выводом испытуемой обмотки, а другой - с заземленным корпусом испытуемого электрооборудования, с которым на все время испытаний данной обмотки электрически соединяются все другие обмотки.

Обмотки, соединенные между собой наглухо и не имеющие выведенных обоих концов каждой фазы или ветви, испытываются относительно корпуса без их разъединения.

1.22. При испытаниях электрооборудования повышенным напряжением частоты 50 Гц, а также при измерении тока и потерь холостого хода силовых и измерительных трансформаторов рекомендуется использовать линейное напряжение питающей сети.

1.23. В настоящих Требованиях применяются следующие термины и определения:

высоковольтные испытания: Экспериментальное определение качественных и (или) количественных характеристик свойств объекта испытаний, проводимые с заданными точностью и достоверностью для определения технического состояния электрооборудования при подаче либо возникновении на оборудовании следствием обратной трансформации напряжения 1000 В и выше.

документация изготовителя: Технические условия, ремонтные документы, инструкции, программы и методики испытаний, протоколы испытаний, руководство по эксплуатации, формуляр, паспорт электрооборудования.

значение показателя качества масла, ограничивающее область нормального состояния: Значение, которое гарантирует надежную работу масла в электрооборудовании, при этом достаточно минимально необходимого контроля показателей качества.

минимально необходимый контроль: Объем контроля, установленный как минимально необходимый в соответствующих главах настоящих Требований по контролю маслонаполненного оборудования определенного вида (типа).

измерение: Совокупность операций по применению технического средства, хранящего единицу величины, обеспечивающих нахождение соотношения измеряемой величины с ее единицей в явном или неявном виде и получение значения этой величины.

исправное состояние: Состояние электрооборудования, при котором оно соответствует всем требованиям конструкторской и нормативно-технической документации.

испытание: Техническая операция, заключающаяся в определении одной или нескольких характеристик групп электрооборудования, устройств и систем в соответствии с установленной процедурой.

испытательное выпрямленное напряжение: Амплитудное значение выпрямленного напряжения, прикладываемого к электрооборудованию в течение заданного времени при определенных условиях испытания.

испытательное напряжение промышленной частоты: Действующее значение напряжения переменного тока 50 Гц, которое должна выдерживать в течение заданного времени внутренняя и/или внешняя изоляция электрооборудования при определенных условиях.

кабели с пластмассовой изоляцией: Кабели с изоляцией из поливинилхлоридного пластиката или сшитого полиэтилена, с наружной оболочкой или защитным шлангом из поливинилхлоридного пластиката и кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена с защитным шлангом из полиэтилена.

комплексное диагностическое обследование: Комплекс мероприятий, проводимый по специальным программам для получения объективной и достоверной информации о техническом состоянии оборудования, его функциональных узлов и систем расширенными методами диагностирования с целью определения его пригодности к эксплуатации по правилам, установленным НТД, разработки рекомендаций по рациональной эксплуатации и ремонту.

контроль неразрушающий: Контроль свойств и параметров объекта (изделия), при котором не нарушается пригодность объекта (изделия) к использованию по назначению и не возникают предпосылки повреждения продукции.

контроль периодический: Контроль, при котором поступление информации о контролируемых параметрах происходит через установленные интервалы времени.

контроль технического состояния (контроль): Проверка соответствия значений параметров объекта требованиям технической документации и определение на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент времени.

Примечание: Видами технического состояния являются, например, исправное, работоспособное, неисправное, неработоспособное и т.п. в зависимости от значений параметров в данный момент времени.

мониторинг: Непрерывный контроль параметров объекта с применением автоматизированных средств (систем), обеспечивающих сбор, хранение и обработку информации в реальном времени.

надежность: Свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования.

Примечание - Надежность является комплексным свойством, которое в зависимости от назначения объекта и условий его применения может включать безотказность, долговечность, ремонтопригодность и сохраняемость или определенные сочетания этих свойств.

напряжение линейное: Напряжение между линейными проводниками в данной точке электрической цепи.

напряжение номинальное: Значение напряжения, которым электрическая установка или ее часть обозначена и по которому она идентифицируется.

напряжение фазное: Напряжение между линейным и нейтральным проводниками в данной точке электрической цепи переменного тока.

наработка: Продолжительность или объем работы объекта.

неисправное состояние: Состояние объекта, при котором он не соответствует хотя бы одному из требований нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации

неработоспособное состояние: Состояние объекта, при котором значение хотя бы одного показателя, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям нормативной технической и (или) конструкторской (проектной) документации.

Примечание - Для сложных объектов возможно деление их неработоспособных состояний. При этом из множества неработоспособных состояний выделяют частично неработоспособные состояния, при которых объект способен частично выполнять требуемые функции.

показатель предельного состояния: Количественная характеристика одного или нескольких свойств, составляющих (определяющих) предельное состояние объекта;

предельно допустимое значение параметра (предельное значение): Наибольшее или наименьшее значение параметра, которое может иметь работоспособное электрооборудование.

предельное состояние: Состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно.

работоспособность объекта: Состояние объекта, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации.

работоспособное состояние: Состояние объекта, при котором значения всех показателей, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствует требованиям нормативной технической и (или) конструкторской (проектной) документации.

резервное электрооборудование: Электрооборудование, находящееся на хранении на территории или вне территории энергообъекта, предназначенное для замены аналогичного оборудования.

ремонт по техническому состоянию: Ремонт, при котором объем и момент начала ремонта определяются техническим состоянием, при этом, контроль технического состояния выполняется в объеме, установленном документацией производителя оборудования или требованиями НТД.

ресурс: Суммарная наработка объекта от начала его эксплуатации или возобновления эксплуатации после ремонта до перехода в предельное состояние.

срок службы: Календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации объекта или ее возобновления после ремонта до его перехода в предельное состояние.

тепловизионный инфракрасный (ИК) контроль: Дистанционное (бесконтактное) наблюдение, измерение и регистрация пространственного/пространственно-временного распределения радиационной температуры объектов путем формирования временной последовательности термограмм и определения температуры поверхности объекта по известным коэффициентам излучения и параметрам съемки (в том числе температура окружающей среды, пропускание атмосферы, дистанция наблюдения).

техническая диагностика (диагностика): Область знаний, охватывающая теорию, методы и средства определения технического состояния объектов.

техническое диагностирование (диагностирование): Определение технического состояния объекта.

Примечание: Задачами технического диагностирования являются:

-контроль технического состояния; поиск места и определение причин отказа (неисправности);

-прогнозирование технического состояния.

ультрафиолетовый контроль: Метод дистанционного неразрушающего контроля высоковольтного электротехнического оборудования, посредством визуализации источников ультрафиолетового излучения от дефектов, сопровождающихся процессами электроразрядного характера, состоящий из определенного объема и последовательности мероприятий для наблюдения, измерения и регистрации дефектов электроразрядного характера в изоляции высоковольтного  электрооборудования при дистанционном диагностировании.

физико-химический анализ: Экспериментальное определение содержания (концентрации) одного или ряда компонентов вещества в пробе физическими, физико-химическими, химическими или другими методами, а также физические испытания образцов с целью определения физических и химических параметров нормируемых величин.

хроматографический анализ газов, растворенных в масле: Хроматографическое разделение смеси газов, выделенных из трансформаторного масла, с определением компонентов, разделенных с помощью механизмов разделения. Процесс, основанный на многократном повторении актов сорбции и десорбции вещества при перемещении его в потоке подвижной фазы вдоль неподвижного сорбента.

1.24. В настоящих Требованиях применяются следующие сокращения:

АБ - аккумуляторная батарея;

АБП - агрегаты и источники бесперебойного питания;

АГП - автомат гашения поля;

АПВ - автоматическое повторное включение выключателя;

АРВ - автоматический регулятор возбуждения;

АРМ - автоматизированное рабочее место;

АРГ - анализ растворенных в масле газов;

АСУ ТП - автоматическая система управления технологическим процессом;

БСВ - бесщеточная система возбуждения;

ВГ - вспомогательный генератор;

ВЛ - воздушная линия;

ВН - высшее напряжение;

ВО - цикл "включение-отключение" выключателя;

ВТ - выпрямительный трансформатор;

ВТВ - встречно-параллельные тиристорные вентили;

ВУ - выпрямительная установка;

ВЧ - высокочастотное возбуждение;

ГОСТ - межгосударственный стандарт;

ГТЭС - газотурбинная электрическая станция;

ЗРУ - закрытое распределительное устройство;

ЗУ - заземляющее устройство;

ИК - инфракрасный;

КДО - комплексное диагностическое обследование;

КЗ - короткое замыкание;

КЛ - кабельная линия;

КРУ - комплектное распределительное устройство;

КРУН - комплектные распределительные устройства наружной установки;

КРУЭ - комплектное распределительное устройство с элегазовой изоляцией;

КС - контактное соединение;

КТП - комплектная трансформаторная подстанция;

КУ - конденсаторная установка;

МИ - методика измерений;

НВИ - низковольтные импульсы;

НН - низшее напряжение;

НТД - нормативно-техническая документация;

ОВ - цикл "отключение-включение" выключателя;

ОВО - цикл "отключение-включение-отключение" выключателя;

ОПН - ограничитель перенапряжений;

ОРУ - открытое распределительное устройство;

ОТН - оптический трансформатор напряжения;

ОТТ - оптический трансформатор тока;

ОУ - обмотка управления;

ПАО - публичное акционерное общество;

ПБВ - переключение без возбуждения;

ПИН - прибор для измерения напряжения;

ПП - полупроводниковый преобразователь;

ПС - подстанция;

ПТ - последовательный трансформатор;

РЗА - релейная защита и автоматика;

РК - компенсирующий реактор;

РП - распределительный пункт;

РПН - регулирование под нагрузкой;

РУ - распределительное устройство;

ФР - фильтровой реактор;

СВ - система возбуждения;

СЗ - степень загрязненности;

СН - среднее напряжение;

СОПТ - система оперативного постоянного тока;

СПЭ - сшитый полиэтилен;

СТК - статические тиристорные компенсаторы;

СТН - система независимого тиристорного возбуждения;

СТС - система тиристорного самовозбуждения;

СУКГ - ступенчато-управляемые конденсаторные группы;

СУРГ - ступенчато-управляемые реакторные группы;

СУТ - система управления тиристорами;

ТП - трансформаторная подстанция;

ТПУ - тиристорная пусковая установка;

ТРГ - тиристорно-реакторные группы;

ТУ - технические условия;

ТЭ - токопровод элегазовый;

УПП - устройства плавного пуска;

УРМ - установка для выдачи и потребления реактивной мощности;

УШР - управляемый шунтирующий реактор;

ФКУ - фильтрокомпенсирующее устройство;

ФСД - фильтр смешанного действия;

ХАРГ - хроматографический анализ растворенных в масле газов;

ХХ - холостой ход;

ЧР - частичный разряд;

ЧРП - частотно-регулируемый привод;

ЧСК - частота собственных колебаний;

ШСВ - шкаф силовой выпрямительный;

ШСИ - шкаф силовой инверторный;

ШУ - шкаф управления;

ЭВ - элегазовый выключатель;

ЭМЧ - электромагнитная часть;

FRA -частотный метод определения деформации обмоток трансформатора (реактора);

Uном - номинальное линейное напряжение;

Uо - номинальное фазное напряжение.

II. Синхронные генераторы и компенсаторы

Примечание: Далее для сокращения - генераторы. Номинальная мощность указывается активная - для генераторов и реактивная - для компенсаторов.

2.1. Объем и нормы измерений и испытаний генераторов во время или после П, при К, Т и М приведены в пунктах 2.2-2.38.

Генераторы на напряжение 1 кВ и выше мощностью менее 1000 кВт испытываются по пунктам 2.2, 2.3, 2.5, 2.6, 2.8-2.11, 2.17 и 2.18.

Генераторы на напряжение ниже 1 кВ независимо от мощности испытываются по пунктам 2.2, 2.3, 2.5, 2.6, 2.8, 2.17 и 2.18.

Объем и нормы измерений и испытаний для генераторов зарубежного производства определяются согласно инструкции изготовителя.

Объем и нормы пооперационных измерений и испытаний при восстановительных ремонтах обмоток генераторов приведены в Приложениях N 1 и N 2 к настоящим Требованиям.

2.2. После текущего, среднего или капитального ремонтов генераторы включаются в работу без сушки.

Генераторы, вновь вводимые в эксплуатацию или прошедшие ремонт со сменой обмоток, включаются без сушки, если сопротивление изоляции (R60) и коэффициент абсорбции (Кабс=R60/R15) обмоток статоров имеют значения не ниже, указанных в таблице N 1.

После перепайки соединений у генераторов с гильзовой изоляцией подсушка является обязательной.

У вновь вводимых или прошедших ремонт со сменой обмоток генераторов с газовым (в том числе воздушным) охлаждением обмоток статора принимается во внимание зависимость токов утечки от приложенного напряжения по пункту 2.4 настоящих Требований. Если инструкцией изготовителя вновь вводимого генератора или инструкцией поставщика обмоток статора предусматриваются дополнительные критерии отсутствия увлажнения изоляции, то они также должны быть использованы.

Для генератора с бумажно-масляной изоляцией необходимость сушки после монтажа и ремонтов устанавливается документацией изготовителя.

Обмотка ротора генератора, охлаждаемая газом (воздухом или водородом) не подвергается сушке, если сопротивление изоляции обмотки имеет значение не ниже, указанного в таблице N 1. Включение в работу генератора, обмотка ротора которого охлаждается водой, проводится в соответствии с документацией изготовителя.

2.3. Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром, напряжение которого выбирается в соответствии с таблицей N 1.

Сопротивление изоляции обмотки статора с водяным охлаждением измеряется без воды в обмотке, после продувки ее водяного тракта сжатым воздухом при соединенных с экраном мегаомметра водосборных коллекторах, изолированных от внешней системы охлаждения. Случаи, когда измерения проводятся с водой в обмотке, оговорены в таблице N 1.

Допустимые значения сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции при температуре 10-30 °С приведены в таблице N 1.

Для температур выше 30 °С допустимое значение сопротивления изоляции снижается в 2 раза на каждые 20 °С разности между температурой, при которой выполняется измерение, и 30 °С.

2.4. Для испытания обмотки статора повышенным выпрямленным напряжением с измерением тока утечки впервые вводимого в эксплуатацию генератора зависимость испытательного выпрямленного напряжения, кВ, от

До 6,6 включительно	1,28·2,5 Uном
Свыше 6,6 до 20 включительно	1,28 (2Uном+3)*
Свыше 20 до 24 включительно	1,28(2Uном+1)**

Примечание - * Значения испытательного выпрямленного напряжения для турбогенераторов ТГВ-200 и ТГВ-300 соответственно принимаются 40 и 50 кВ.

** Для турбогенераторов ТВМ-500 (Uном = 36,75кВ) - 75кВ.

В эксплуатации изоляция обмотки статора испытывается выпрямленным напряжением у генераторов, начиная с мощности 5000 кВт.

Таблица N 1

Допустимые значения сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции

Испытуемый элемент	Вид изме-рения	Напряжение мегаомметра, В	Допустимое значение сопротивления изоляции, МОм	Примечание
1. Обмотка статора	П	2500/1000/ /500**	Не менее десяти МОм на киловольт номинального линейного напряжения	Для каждой фазы или ветви в отдельности относительно корпуса и других заземленных фаз или ветвей. Значение R60"/R15" не ниже 1,3
	П	2500	По инструкции изготовителя	При протекании дистиллята через обмотку
	К, Т*	2500/1000/ /500**		R60"и R60"/R15" не нормируются, но должны учитываться при решении вопроса о необходимости сушки. Не должно быть существенных расхождений в сопротивлении изоляции и коэффициентах абсорбции разных фаз или ветвей, если подобных расхождений не наблюдалось в предыдущих измерениях при близких температурах
2. Обмотка ротора	П, К, Т,* М	1000 (допускается 500)	Не менее 0,5 (при водяном охлаждении - с осушенной обмоткой)	Допускается ввод в эксплуатацию генераторов мощностью не выше 300 МВт с неявнополюсными роторами, при косвенном или непосредственном воздушном и водородном охлаждении обмотки, имеющей сопротивление изоляции не ниже 2 кОм при температуре 75 °С или 20 кОм при температуре 20 °С. При большей мощности ввод генератора в эксплуатацию с сопротивлением изоляции обмотки ротора ниже 0,5 МОм (при 10-30 °С) допускается только по согласованию с изготовителем.
	П, К	1000	По инструкции изготовителя	При протекании дистиллята через охлаждающие каналы обмотки
3. Цепи возбуждения генератора и коллекторного возбудителя со всей присоединенной аппаратурой (без обмоток ротора и возбудителя)	П, К, Т*, М	1000 (допускается 500)	Не менее 1,0
4. Обмотки коллекторных возбудителя и подвозбудителя	П, К, Т*	1000	Не менее 0,5
5. Бандажи якоря и коллектора коллекторных возбудителя и подвозбудителя	П, К	1000	Не менее 1,0	При заземленной обмотке якоря
6. Изолированные стяжные болты стали статора (доступные для измерения)	П, К	1000	Не менее 1,0
7. Подшипники и уплотнения вала	П, К	1000	Не менее 0,3 для гидрогенераторов и 1,0 для турбогенераторов и компенсаторов	Для гидрогенераторов измерение проводится, если позволяет конструкция генератора и в инструкции изготовителя не указаны более жесткие нормы
8. Диффузоры, щиты вентиляторов и другие узлы статора генераторов	П, К	500-1000	В соответствии с требованиями изготовителя
9. Термодатчики с соединительными проводами, включая соединительные провода, уложенные внутри генератора	П, К
- с косвенным охлаждением обмоток статора		250 или 500	Не менее 1,0	Напряжение мегаомметра - по инструкции изготовителя
- с непосред-ственным охлаждением обмоток статора		500	Не менее 0,5
10. Концевой вывод обмотки статора турбогенерато-ров серии ТГВ	П, К	2500	1000	Измерение проводится до соединения вывода с обмоткой статора

Примечание -

* Сопротивление изоляции обмоток статора, ротора и систем возбуждения с непосредственным водяным охлаждением измеряется при текущих ремонтах только в тех случаях, когда не требуется проведение специально для этой цели демонтажных работ. Допускается проводить измерения вместе с ошиновкой.

** Сопротивление изоляции измеряется при номинальном напряжении обмотки до 0,5кВ включительно мегаомметром на напряжение 500 В, при номинальном напряжении обмотки свыше 0,5 кВ до 1кВ - мегаомметром на напряжение 1000 В, а при номинальном напряжении обмотки выше 1кВ - мегаомметром на напряжение 2500 В.

Для генераторов, находящихся в эксплуатации, испытательное выпрямленное напряжение принимается равным 1,6 испытательного напряжения промышленной частоты, но не выше напряжения, которым испытывался генератор при вводе в эксплуатацию. Для межремонтных испытаний испытательное выпрямленное напряжение выбирается по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации). Снижение испытательного напряжения, должно быть не более, чем на 0,5Uном по сравнению со значением, принятым при последнем капитальном ремонте.

Токи утечки для построения кривых зависимости их от напряжения измеряются не менее чем при пяти равных ступенях напряжения. На каждой ступени напряжение выдерживается в течение 1 мин, при этом отсчет токов утечки проводится через 15 и 60 с. Ступени должны быть близкими к 0,5Uном. Резкое возрастание тока утечки, непропорциональное росту приложенного напряжения, особенно на последних ступенях напряжения (перегиб в кривой зависимости токов утечки от напряжения) является признаком местного дефекта изоляции, если оно происходит при испытании одной фазы обмотки, или признаком увлажнения, если оно происходит при испытании каждой фазы.

Характеристикой зависимости тока утечки от напряжения является коэффициент нелинейности

,

где U_нб - наибольшее, т.е. полное испытательное напряжение (напряжение последней ступени); U_нм - наименьшее напряжение (напряжение первой ступени); I_нб, I_нм - токи утечки (I_60") при напряжениях U_нб и U_нм.

Если на первой ступени напряжения ток утечки имеет значение менее 10 мкА, то за U_нм и I_нм допускается принимать напряжение и ток первой из последующих ступеней, на которой ток утечки составляет не менее 10 мкА. Для вновь вводимых генераторов коэффициент нелинейности должен быть не более трех.

Коэффициент нелинейности не учитывается тогда, когда токи утечки на всех ступенях напряжения не превосходят 50 мкА. Рост тока утечки во время одноминутной выдержки изоляции под напряжением на одной из ступеней является признаком дефекта (включая увлажнение изоляции) и в том случае, когда токи не превышают 50 мкА. Во избежание местных перегревов изоляции токами утечки выдержка напряжения на очередной ступени допускается лишь в том случае, если токи утечки не превышают значений, указанных в таблице N 2.

Таблица N 2

Допустимые токи утечки

Кратность испытательного напряжения по отношению к Uном	0,5	1,0	1,5 и выше
Ток утечки, мкА	250	500	1000

Примечание - У генераторов с водяным охлаждением изоляция обмотки статора испытывается повышенным выпрямленным напряжением, если это позволяет конструкция. Разрешается испытания выпрямленным напряжением статорных обмоток, охлаждаемых водой после полной осушки обмотки, методом вакуумирования.

Испытание изоляции полным испытательным напряжением в течение 60 с определением тока утечки последней ступени считается одновременно и испытанием электрической прочности изоляции выпрямленным напряжением.

2.5. Значение испытательного напряжения промышленной частоты принимается по таблице N3, если в документаии изготовителя генератора не указано иначе. Продолжительность приложения испытательного напряжения составляет 1 мин. Изоляцию обмотки статора машин, впервые вводимых в эксплуатацию, испытывают до ввода ротора в статор. При капитальных ремонтах и межремонтных испытаниях генераторов изоляция обмотки статора испытывается после останова генератора и снятия торцевых щитов до очистки изоляции от загрязнения. Изоляция генераторов ТГВ-300 до заводского N02330 включительно (если не заменялась обмотка) испытывается после очистки ее от загрязнения.

В процессе испытания вводится наблюдение за состоянием лобовых частей обмоток у турбогенераторов и синхронных компенсаторов при снятых торцевых щитах, у гидрогенераторов - при открытых люках.

Изоляция обмотки ротора турбогенераторов, впервые вводимых в эксплуатацию, испытывается при номинальной частоте вращения ротора.

У генераторов с водяным охлаждением изоляция обмотки статора испытывается при циркуляции в системе охлаждения дистиллята с удельным сопротивлением не менее 100 кОм·см и номинальном расходе, если в документаии изготовителя генератора не указано иначе.

При первом включении генератора и послеремонтных (с частичной или полной сменой обмотки) испытаниях генераторов с номинальным напряжением 10 кВ и выше после испытания изоляции обмотки повышенным напряжением промышленной частоты в течение 1 мин испытательное напряжение снижается до номинального значения и выдерживается в течение 5 мин для наблюдения за характером коронирования лобовых частей обмотки статора. При этом не должны наблюдаться сосредоточенное в отдельных точках свечение желтого и красноватого цвета, дым, тление бандажей. Голубое и белое свечение допускаются.

Перед включением генератора в работу по окончании монтажа или ремонта (у турбогенераторов - после ввода ротора в статор и установки торцевых щитов) проводится контрольное испытание номинальным напряжением промышленной частоты или выпрямленным напряжением, равным 1,5Uном. Продолжительность испытания 1 мин.

Таблица N 3

Испытательные напряжения промышленной частоты

Испытуемый элемент	Вид испы-тания	Характеристика или тип генератора	Испытательное напряжение, кВ	Примечание
1. Обмотка статора генератора	П	Мощность до 1 МВт, номинальное напряжение выше 0,1 кВ	0,8 (2Uном+1), но не менее 1,2
		Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение до 3,3 кВ включительно	0,8 (2Uном+1)
		Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение свыше 3,3 до 6,6 кВ включительно	0,8·2,5Uном
		Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение свыше 6,6 до 20 кВ включительно	0,8 (2Uном+3)
		Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение свыше 20 кВ	0,8 (2Uном+1)
2. Обмотка статора гидрогенератора, шихтовка или	П	Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение до 3,3 кВ включительно	2Uном+1	Если сборка статора проводится на месте монтажа, но не на фундаменте, то до установки
стыковка частей статора которого проводится на месте монтажа,		Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение свыше 3,3 до 6,6 кВ включительно	2,5Uном	статора на фундамент его испытания проводятся по пункту 2, а после установки - по пункту 1 таблицы
по окончании полной сборки обмотки и изолировки соединений		Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение до 20 кВ включительно	2Uном+3
3. Обмотка статора генератора	К	Генераторы всех мощностей	(1,51,7)Uном, но не выше испытательного напряжения при вводе генератора в эксплуатацию и не ниже 1 кВ	Испытательное напряжение принимается 1,5 Uном для турбогенераторов мощностью 150 МВт и выше с непосредственным охлаждением обмотки статора. Для генераторов других мощностей испытательное напряжение принимается 1,5 Uном при ежегодных испытаниях или по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации) для генераторов, проработавших более 10 лет. Испытательное напряжение принимается 1,7 Uном как обязательное при испытаниях, проводимых реже 1раза в год, кроме турбогенераторов мощностью 150 МВт и более с непосредственным охлаждением обмотки статора
	М	Генераторы всех мощностей	По решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации)	Снижение испытательного напряжения, должно быть не более 0,2Uном по сравнению со значением, используемым при последнем капитальном ремонте.
4. Обмотка явнополюсного ротора	П	Генераторы всех мощностей	8Uном возбуждения генератора, но не ниже 1,2 и не выше 2,8 кВ
	К	Генераторы всех мощностей	6Uном возбуждения генератора, но не ниже 1 кВ
5. Обмотка неявнополюсного ротора	П	Генераторы всех мощностей	1,0***	Испытательное напряжение принимается равным 1 кВ тогда, когда это не противоречит требованиям технических условий изготовителя. Если техническими условиями предусмотрены более жесткие нормы испытания, испытательное напряжение должно быть повышено.
6. Обмотка коллекторных возбудителя и подвозбудителя	П	Генераторы всех мощностей	8Uном возбуждения генератора, но не ниже 1,2 и не выше 2,8	Относительно корпуса и бандажей
	К	Генераторы всех мощностей	1,0	То же
7. Цепи возбуждения	П, К	Генераторы всех мощностей	1,0
8. Реостат возбуждения	П, К	Генераторы всех мощностей	1,0
9. Резистор цепи гашения поля и АГП	П, К	Генераторы всех мощностей	2,0
10. Концевой вывод обмотки статора	П, К	ТГВ-200, ТГВ-200М*	31,0*, 34,5**	Испытания проводятся до установки концевых выводов на турбогенератор
		ТГВ-300, ТГВ-500 ТВМ-500 ТВВ-500	39,0*, 43,0** 70 кВ	По инструкции изготовителя Проводится испытание изолятора концевого вывода

Примечание

* Для концевых выводов, испытанных изготовителем вместе с изоляцией обмотки статора.

** Для резервных концевых выводов перед установкой на турбогенератор.

*** Во всех случаях снятия бандажей ротора изоляция его обмотки от корпуса испытывается напряжением 1 кВ промышленной частоты в течение 1 мин. Испытание проводится при снятых бандажах после очистки ротора.

Не допускается совмещение испытаний повышенным напряжением изоляции обмотки статора и других, расположенных в нем элементов с проверкой газоплотности корпуса генератора избыточным давлением воздуха.

Испытания изоляции генераторов перед включением их в работу (по окончании монтажа или ремонта после ввода ротора в статор и установки торцевых щитов, но до установки уплотнений вала и до заполнения водородом) проводятся в воздушной среде при открытых люках статора и наличии наблюдателя у этих люков (с соблюдением всех мер безопасности). При обнаружении запаха горелой изоляции, дыма, отблесков огня, звуков электрических разрядов и других признаков повреждения или загораний изоляции испытательное напряжение снимается, люки быстро закрываются и в статор подается инертный газ (углекислота, азот).

Контрольные испытания проводятся после установки торцевых щитов и уплотнений при заполнении статора инертным газом или при номинальном давлении водорода. В этом случае перед испытанием изоляции повышенным напряжением при заполненном водородом корпусе генератора проводится анализ газа, чтобы убедиться в отсутствии взрывоопасной концентрации.

При испытании повышенным напряжением полностью собранной машины обеспечивается тщательное наблюдение за изменениями тока и напряжения в цепи испытуемой обмотки и организовано прослушивание корпуса машины с соблюдением всех мер безопасности (например, с помощью изолирующего стетоскопа). В случае обнаружения при испытаниях отклонений от нормального режима (толчки стрелок измерительных приборов, повышенные значения токов утечки по сравнению с ранее наблюдавшимися, щелчки в корпусе машины и т.п.) испытания прекращаются и повторяются при снятых щитах.

Аналогичным образом проводятся профилактические испытания между ремонтами, если они проводятся без снятия торцевых щитов.

При испытаниях повышенным напряжением изоляции обмоток генераторов следует соблюдать меры противопожарной безопасности.

2.6. Измерение сопротивления постоянному току проводится в холодном состоянии генератора. При сравнении значений сопротивлений с данными изготовителя или данными измерений после замены они должны быть приведены к одинаковой температуре.

Нормы допустимых отклонений сопротивления приведены в таблице N4.

Таблица N 4

Нормы допустимых отклонений сопротивления постоянному току

Испытуемый элемент		Вид испы-тания	Норма	Примечание
1.	Обмотка статора	П, К	Значения сопротивлений обмотки не должны отличаться друг от друга более чем на 2%, ветвей - на 5%. Результаты измерений сопротивлений одних и тех же ветвей и фаз не должны отличаться от исходных данных более чем на 2%	Измеряется сопротивление каждой фазы или ветви в отдельности. Сопротивления параллельных ветвей измеряются при доступности раздельных выводов. Для отдельных видов машин (генераторов переменного тока, систем возбуждения, малых генераторов и др.) разница в сопротивлениях отдельных фаз и ветвей может быть превышена в соответствии с данными изготовителя
2.	Обмотка ротора	П, К	Значение измеренного сопротивления не должно отличаться от исходных данных более чем на 2 %	У роторов с явными полюсами, кроме того, измеряются сопротивления каждого полюса в отдельности или попарно и переходного контакта между катушками
3.	Обмотки возбуждения коллекторного возбудителя	П, К	Значение измеренного сопротивления не должно отличаться от исходных данных более чем на 2 %
4.	Обмотка якоря возбудителя (между коллекторными пластинами)	П, К	Значения измеренного сопротивления не должны отличаться друг от друга более чем на 10 % за исключением случаев, когда это обусловлено схемой соединения
5.	Резистор цепи гашения поля, реостаты возбуждения	П, К	Значение измеренного сопротивления не должно отличаться от исходных данных более чем на 10 %

2.7. Измерение сопротивления обмотки ротора переменному току при вводе в эксплуатацию и капитальном ремонте проводится в целях выявления витковых замыканий в обмотках ротора. У неявнополюсных роторов измеряется сопротивление всей обмотки, а у явнополюсных - каждого полюса обмотки в отдельности или двух полюсов вместе. Измерение следует проводить при подводимом напряжении 3 В на виток, но не более 200 В кроме ТВВ-500, у которых измерения проводятся при напряжении 220 В. Сопротивление обмоток неявнополюсных роторов определяют на трех-четырех ступенях частоты вращения (кроме турбогенераторов с бесщеточными системами возбуждения, на которых данные измерения невозможны), включая номинальную, и в неподвижном состоянии, поддерживая приложенное напряжение или ток неизменным. Сопротивление по полюсам или парам полюсов, измеряется только при неподвижном роторе. Для сравнения результатов с данными предыдущих измерений, измерения проводятся при аналогичном состоянии генератора (вставленный или вынутый ротор, разомкнутая или замкнутая накоротко обмотка статора) и одних и тех же значениях питающего напряжения или тока. Отклонения полученных результатов от данных предыдущих измерений или от среднего значения измеренных сопротивлений полюсов более чем на 3-5 %, а также скачкообразные снижения сопротивления при изменении частоты вращения, могут указывать на возникновение междувитковых замыканий. Окончательный вывод о наличии и числе замкнутых витков следует делать на основании результатов снятия характеристики КЗ и сравнения ее с данными предыдущих измерений.

2.8. При П и К воздушные зазоры между статором и ротором генератора в диаметрально противоположных точках не должны отличаться друг от друга более чем на 5 % среднего значения, равного их полусумме, у турбогенераторов мощностью 150 МВт и выше с непосредственным охлаждением проводников; 10 % - у остальных турбогенераторов и синхронных компенсаторов; 20 % - у гидрогенераторов, если инструкциями изготовителя не предусмотрены более жесткие нормы.

Воздушные зазоры между полюсами и якорем возбудителя в диаметрально противоположных точках не должны отличаться друг от друга более чем на _ 5 % среднего значения у возбудителей турбогенераторов мощностью 300МВт; 10 % - у возбудителей остальных генераторов, если документацией изготовителя не предусмотрены другие нормы.

Воздушный зазор у вновь вводимых явнополюсных машин (генераторов и возбудителей) измеряется под всеми полюсами.

Определение форм ротора и статора гидрогенераторов проводится при вводе в эксплуатацию и при каждом капитальном ремонте, а также в случае возникновения при подаче возбуждения повышенной низкочастотной вибрации сердечника, статора и крестовины, биения вала и температуры сегментов направляющих подшипников. Форма ротора и статора определяется посредством измерения зазоров под одним и тем же полюсом, поворачивая ротор каждый раз на полюсное деление с одновременным определением формы ротора - измерением зазора в одной и той же точке статора при поворотах. Результаты измерений сравниваются с данными предыдущих испытаний. При их отклонении более чем на 20% принимаются меры по указаниям изготовителя машины с учетом требований таблиц N5 и N6.

2.9. Снятие характеристики трехфазного короткого замыкания (КЗ) генератора проводится при П, К. Отклонение характеристики КЗ, снятой при испытании от исходной, должно находиться в пределах допустимых погрешностей измерений.

При приемо-сдаточных испытаниях характеристику КЗ собственно генератора, работающего в блоке с трансформатором, допускается не снимать, если она была снята изготовителем и имеется соответствующий протокол испытания.

У генератора, работающего в блоке с трансформатором, после монтажа и при каждом капитальном ремонте снимается характеристика КЗ всего блока (с установкой закоротки за трансформатором).

Для сравнения с характеристикой изготовителя, характеристику генератора допускается получать пересчетом данных характеристики КЗ блока.

Характеристика непосредственно генератора снимается у машин, работающих на шины генераторного напряжения, после монтажа и после каждого капитального ремонта, а у генераторов, работающих в блоке с трансформатором, после ремонта со сменой обмотки статора или ротора.

У синхронных компенсаторов, не имеющих разгонного электродвигателя, характеристики трехфазного КЗ снимаются на выбеге и только при испытаниях после монтажа (если характеристика не была снята изготовителем), а также после капитального ремонта со сменой обмотки ротора.

Примечание - Для турбогенераторов с бесщеточной системой возбуждения характеристику трехфазного короткого замыкания допускается измерять в соответствии с рекомендациями изготовителя.

Таблица N5

Оценка формы ротора и решения о дальнейшей эксплуатации

Факторы, определяющие состояние генератора			Оценка	Решения
Степень искажения формы ротора (статической или динамической), р %	Размахи низкочастотных (оборотной и кратных ей) гармоник радиальной вибрации сердечника статора или их суммы на холостом ходу с возбуждением или при работе в сети, мкм	Результаты осмотра
< 3	< 80	Замечаний нет	удовлетворительно	Эксплуатация без ограничений
3- 8	< 180	Повреждений узлов крепления сердечника нет; ослабление распорных домкратов; контактная коррозия на спинке сердечника и клиньях корпуса; выползание отдельных штифтов фланца корпуса.	неудовлетворительно	Разрешается эксплуатация гидроагрегата. Одновременно разрабатываются рекомендации по устранению несимметрии ротора. При первой возможности генератор выводится в ремонт. До проведения ремонта проводить измерение формы ротора один раз в год.
> 8	> 180	Обильная контактная коррозия на спинке сердечника и клиньях корпуса; повреждения активной стали или узлов крепления сердечника; массовое выползание штифтов фланца корпуса; ослабление распорных домкратов (наличие всех перечисленных факторов одновременно не обязательно).	недопустимо	Вывод генератора в ремонт для устранения повреждений и причин недопустимого искажения формы ротора. До ремонта контрольные измерения формы ротора проводить один раз в полугодие.

Таблица N 6

Оценка формы статора и решения о дальнейшей эксплуатации

Параметры, определяющие состояние генератора		Оценка	Решения
Степень искажения формы статора, (статической или динамической), с %	Температура сегментов направляющих подшипников, °С
< 5	< tном	удовлетворительно	Эксплуатация без ограничений
5 - 15	< (tном + 5°)	неудовлетворительно	Разрешается эксплуатация гидроагрегата. Одновременно разрабатываются рекомендации по устранению несимметрии статора. При первой возможности генератор выводится в ремонт. До проведения ремонта проводить измерение формы ротора один раз в год.
> 15	> (tном + 10°)	недопустимо	Немедленный вывод генератора в ремонт для исправления формы статора. Ревизия направляющих подшипников и при необходимости их ремонт.

2.10. Характеристика холостого хода (далее ХХ) генератора при испытаниях П, К снимается при убывающем токе возбуждения, начиная с наибольшего тока, соответствующего напряжению 1,3 номинального для турбогенераторов и синхронных компенсаторов и 1,5 номинального для гидрогенераторов. Допускается снимать характеристику XX турбо- и гидрогенераторов, начиная от номинального тока возбуждения при пониженной частоте вращения генератора при условии, что напряжение на обмотке статора будет не более 1,3 номинального. У синхронных компенсаторов допускается снимать характеристику XX на выбеге. У генераторов, работающих в блоке с трансформаторами, снимается характеристика XX блока, при этом генератор возбуждается до 1,15 номинального напряжения (ограничивается характеристиками трансформаторов).

При вводе в эксплуатацию блока характеристику XX собственно генератора (отсоединенного от трансформатора) допускается не снимать, если она была снята изготовителем и имеются соответствующие протоколы. При отсутствии таких протоколов снятие характеристики XX генератора обязательно.

В эксплуатации характеристика XX генератора, работающего в блоке с трансформатором, снимается после капитального ремонта со сменой обмотки статора или ротора.

После определения характеристики XX генератора и полного снятия возбуждения измеряется остаточное напряжение и проверяется симметричность линейных напряжений непосредственно на выводах обмотки статора.

Отклонения значений снятой характеристики XX от исходной и различия в значениях линейных напряжений должны находиться в пределах точности измерений.

Примечание - Для турбогенераторов с бесщеточной системой возбуждения характеристику холостого хода допускается измерять в соответствии с рекомендациями изготовителя.

2.11. При П и К проводится испытание межвитковой изоляции обмотки статора.

Испытание при вводе в эксплуатацию не проводится у генераторов и синхронных компенсаторов, испытанных изготовителем, и при наличии соответствующих протоколов. В эксплуатации проводится после ремонтов генераторов и синхронных компенсаторов с полной или частичной заменой обмотки статора.

Испытание проводится при XX машины (у синхронного компенсатора на выбеге) путем повышения генерируемого напряжения до значения, равного 130% номинального, для турбогенератора и синхронного компенсатора и до 150% для гидрогенератора.

Продолжительность испытания при наибольшем напряжении 5 мин, а у гидрогенераторов со стержневой обмоткой - 1 мин. При проведении испытания допускается повышать частоту вращения генератора до 115 % номинальной.

Межвитковую изоляцию необходимо испытывать одновременно со снятием характеристики XX.

2.12. При П характеристика XX коллекторного возбудителя определяется до наибольшего значения напряжения или значения, установленного изготовителем.

Снятие нагрузочной характеристики проводится при нагрузке на ротор генератора до значения не ниже номинального тока возбуждения генератора. Отклонения характеристик от характеристик изготовителя или ранее снятых должны быть в пределах допустимой погрешности измерений.

2.13. При К испытание стали статора проводится при повреждениях стали, частичной или полной переклиновке пазов, частичной или полной замене обмотки статора до укладки и после заклиновки новой обмотки.

Первые испытания активной стали (если они не выполнялись по указанным ниже причинам) проводятся на всех генераторах мощностью 12 МВт и более, проработавших свыше 15 лет, а затем через каждые 5-8 лет у турбогенераторов и при каждой выемке ротора - у гидрогенераторов.

У генераторов мощностью менее 12 МВт испытание проводится при полной замене обмотки и при ремонте стали, по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации), но не реже, чем 1 раз в 10 лет.

Значения индукции в спинке статора и продолжительность испытания для гидрогенераторов и синхронных компенсаторов приведены в таблице N7, для турбогенераторов - в таблице N8.

Таблица N7

Значения контрольных параметров для гидрогенераторов и синхронных компенсаторов

Значения параметров	Охлаждение обмоток статора
B=1,0_0,1 Тл, t=90 мин.	косвенное
B=1,4_0,1 Тл, t=45 мин.	непосредственное

Таблица N8

Значения контрольных параметров для турбогенераторов

Значения параметров	Охлаждение обмоток статора	Дата изготовления
B=1,0_0,1 Тл, t=90 мин.	косвенное	до 01.07.1977
B=1,4_0,1 Тл, t=45 мин.	непосредственное	любая
	любое	после 01.07.1977

Если индукция отличается от нормированного значения 1,0 или 1,4 Тл, но не более чем на 0,1Тл, то длительность испытания должна соответственно изменяться, а определенные при испытаниях удельные потери в стали уточняться по формулам:

или

или ,

где В_исп - индукция при испытании, Тл; t_исп- продолжительность испытания, мин; Р_исп- удельные потери, определенные при В_исп, Вт/кг; Р_1,0 и Р_1,4 - удельные потери в стали, Вт/кг, приведенные к индукции 1,0 и 1,4 Тл.

Определяемый наибольший перегрев зубцов (повышение температуры за время испытания относительно начальной) и наибольшая разность нагревов различных зубцов не должны превышать 25 и 15 °С соответственно, а для генераторов, изготовленных до 1958 г. - 45 - 30 °С. Удельные потери в стали не должны отличаться от исходных данных более чем на 10%. Если такие данные отсутствуют, то при этом удельные потери не должны быть более приведенных в таблице N 9.

Таблица N 9

Допустимые удельные потери сердечника

Марка стали		Допустимые удельные потери, Вт/кг, при
Новое обозначение	Старое обозначение	В = 1,0Тл	В = 1,4Тл
1511	Э 41	2,0	4,0
1512	Э 42	1,8	3,6
1513	Э 43	1,6	3,2
1514	Э 43 А	1,5	2,9
Направление проката стали сегментов вдоль спинки сердечника (поперек зубцов)
3412	Э 320	1,4	2,7
3413	Э 330	1,2	2,3
Направление проката стали сегментов поперек спинки сердечника (вдоль зубцов)
3412	Э 320	1,7	3,3
3413	Э 330	2,0	3,9

Примечание - Для генераторов, отработавших свыше 30 лет, при удельных потерях, более указанных в пункте 5.13 настоящих Требований и таблице N 9, решение о возможности продолжения эксплуатации машины и необходимых для этого мерах следует принимать с привлечением специализированных организаций с учетом данных предыдущих испытаний и результатов испытаний дополнительными методами.

Если намагничивающая обмотка выполняется с охватом не только сердечника, но и корпуса машины, допустимые удельные потери могут быть увеличены на 10 % относительно, указанных в таблице.

Измерения проводятся при кольцевом намагничивании, но малым током (с индукцией в спинке сердечника около 0,01-0,05 Тл).

Метод применяется для контроля состояния активной стали непосредственно при проведении работ по устранению дефектов.

2.14. При П, М испытание генератора на нагревание проводится при температурах охлаждающих сред, по возможности близких к номинальным, и нагрузках около 60, 75, 90, 100 % номинальной при вводе в эксплуатацию, но не позже, чем через 6 мес. после завершения монтажа и включения генератора в сеть.

У турбогенераторов, для которых допускается длительная работа с повышенной против номинальной мощностью при установленных значениях коэффициента мощности и параметров охлаждающих сред, нагревы определяются и для этих условий.

Испытания на нагревание проводятся после полной замены обмотки статора или ротора, или реконструкции системы охлаждения.

По результатам испытаний при вводе в эксплуатацию устанавливаются наибольшие допустимые в эксплуатации температуры обмоток и стали генератора, составляются карты допустимых нагрузок при отклонениях от номинальных значений напряжения на выводах и температур охлаждающих сред.

Испытания и обработка получаемых материалов для турбогенераторов с бесщеточной системой возбуждения должны выполняться по рекомендациям изготовителя.

В эксплуатации контрольные испытания проводятся не реже 1 раза в 10 лет, а для машин, отработавших более 25 лет, - не реже 1 раза в 5 лет.

Результаты сравниваются с исходными данными. Отклонения в нагревах от установленных в качестве максимальных наблюдаемых в эксплуатации нормально не должны превышать 3-5 °С при номинальном режиме, а температуры не должны быть более допускаемых.

2.15. Определение индуктивных сопротивлений и постоянных времени генератора проводится при П, К один раз при вводе в эксплуатацию головного образца нового типа генератора, если эти параметры не могли быть получены на стенде изготовителя (например, для крупных гидрогенераторов, собираемых на месте установки и т.п.).

Индуктивные сопротивления и постоянные времени определяются один раз при капитальном ремонте после проведения модернизации, если в результате конструктивных изменений или применяемых материалов могли измениться эти параметры.

2.16. При П, К, Т, М cистема водяного охлаждения обмоток генераторов должна обеспечивать качество циркулирующего дистиллята в пределах норм, приведенных в таблице N 10, если в инструкции изготовителя не указаны более жесткие требования

Таблица N 10

Нормы качества дистиллята

Параметр	Значение
Показатель рН при температуре 25°С	8,5_0,5 (7,09,2)
Удельное электрическое сопротивление при температуре 25°С, кОм/см	Не менее 200 (100)
Содержание кислорода, мкг/кг (для закрытых систем)	Не более 400
Содержание меди, мкг/кг	Не более 100 (200)

Примечание -

1. В скобках указаны временно допускаемые нормы до ввода в эксплуатацию ионообменного фильтра смешанного действия (ФСД). Расход дистиллята на продувки контура свежим дистиллятом должен составлять не менее 5 м3/сут, а при необходимости снижения содержания меди расход дистиллята может быть увеличен, но во всех случаях не более 20 м3/сут для закрытых систем.

2. Допускается превышение не более чем на 50 % норм содержания соединений меди и кислорода в течение первых четырех суток при пуске генератора после ремонта, а также при нахождении в резерве.

3. При аммиачной обработке охлаждающей воды и работе фильтров в NH4OH - форме для гидрогенераторов содержание кислорода в контуре допускается не выше 50 мкг/кг.

4. При снижении удельного сопротивления дистиллята до 100 кОм·см должна работать сигнализация.

2.17. Вибрация (размах вибросмещений, двойная амплитуда колебаний) узлов генераторов и их электромашинных возбудителей при работе с номинальной частотой вращения не должна превышать значений, указанных в таблице N 11.

Эксплуатационное состояние обмотки статора генераторов и систем ее крепления, а также сердечника статора оцениваются по результатам осмотров при текущих и капитальных ремонтах. При обнаружении дефектов, обусловленных механическим взаимодействием элементов, проводятся измерения вибрации лобовых частей обмотки и сердечника.

Вибрация подшипников синхронных компенсаторов с номинальной частотой вращения ротора 750-1000 об/мин не должна превышать 80 мкм по размаху вибросмещений или 2,2 мм·с-1 - по среднеквадратическому значению вибрационной скорости.

Вибрация измеряется при вводе в эксплуатацию компенсатора после монтажа, а затем - по необходимости.

2.18. При П, К испытательное гидравлическое давление для газоохладителей должно быть равно двукратному наибольшему возможному при работе давлению, но не менее 0,3 МПа для турбо- и гидрогенераторов с воздушным охлаждением; 0,6 МПа для турбогенераторов серии ТГВ; 0,8 МПа для турбогенераторов ТВВ единой серии и 0,5 МПа для остальных турбогенераторов и синхронных компенсаторов с водородным охлаждением.

Продолжительность испытания - 30 мин.

При испытании не должно наблюдаться снижение испытательного давления или течи воды.

Во время капитальных ремонтов турбогенераторов ТГВ-300 проводятся гидравлические испытания каждой трубки газоохладителя в отдельности давлением воды 2,5 МПа в течение 1 мин. Количество дефектных отглушенных трубок в газоохладителе не должно превышать предельного количества, установленного изготовителем, при отсутствии указаний изготовителя не должно превышать 5 % от общего количества

2.19. Плотность водяной системы охлаждения обмотки статора при П, К вместе с коллекторами и соединительными шлангами проверяется гидравлическими испытаниями конденсатом или обессоленной водой. Предварительно через систему прокачивается горячая вода (60-80 °С) в течение 12-16 ч. (нагрев и остывание должны составлять 2-3 цикла).

Плотность системы проверяется избыточным статическим давлением воды, равным 0,8 МПа на машинах с фторопластовыми соединительными шлангами наружного диаметра 28 мм (Dвнутр=21мм) и 1 МПа при наружном диаметре шлангов 21 мм (Dвнутр = 15 мм), если в инструкциях изготовителя не указаны другие, более жесткие требования.

Продолжительность испытания 24 ч.

При испытаниях падение давления при неизменной температуре и утечке воды не должно быть более чем на 0,5 %. Перед окончанием испытания следует тщательно рассмотреть обмотку, коллекторы, шланги, места их соединения и убедиться в отсутствии просачивания воды.

Если результаты гидравлических испытаний отрицательные и определить место утечки не удается, систему охлаждения необходимо продуть сухим воздухом и затем опрессовать смесью сжатого воздуха с фреоном. Плотность системы при этом проверяется течеискателем.

2.20. При П, К осмотр и проверка устройства жидкостного охлаждения проводятся согласно инструкциям изготовителя.

Таблица N 11

Предельные значения вибрации генераторов и их возбудителей

Контролируемый узел		Вид испы-тания	Вибрация, мкм, при номинальной частоте вращения ротора, об/мин						Примечание
			До 100 включительно	От 100 до 187,5 включительно	От 187,5 до 375 включительно	От 375 до 750 включительно	1500	3000
1.	Подшипники турбогенераторов и возбудителей, крестовины со встроенными в них направляющими подшипниками у гидрогенераторов вертикального исполнения	П, К	180	150	100	70	501)	301)	Вибрация подшипников турбогенераторов, их возбудителей и горизонтальных гидрогенераторов измеряется на верхней крышке подшипников в вертикальном направлении и у разъема - в осевом и поперечном направлениях. Для вертикальных гидрогенераторов приведенные значения вибрации относятся к горизонтальному и вертикальному направлениям
		М1),4)
2.	Контактные кольца роторов	П, К	-	-	-	-	-	200	Вибрация измеряется в вертикальном и
	турбогенераторов	М	-	-	-	-	-	300	горизонтальном направлениях
3.	Сердечник статора турбогенератора	П, К	-	-	-	-	40	60	Вибрация сердечника определяется при вводе в эксплуатацию головных образцов новых типов турбогенераторов
									В эксплуатации вибрация измеряется при обнаружении неудовлетворительного состояния стальных конструкций статора (контактная коррозия, повреждения узлов крепления сердечника и т.п.). Вибрация измеряется в радиальном направлении в сечении, по возможности близком к середине длины сердечника
4.	Корпус статора турбогенератора
	- с упругой подвеской сердечника статора	П, К	-	-	-	-	-	30
	- без упругой подвески	П, К	-	-	-	-	40	60	См. примечание к пункту 3 таблицы
5.	Лобовые части обмотки статора турбогенератора	П, К	-	-	-	-	125	125	Вибрация лобовых частей обмотки определяется при вводе в эксплуатацию головных образцов новых типов турбогенераторов
									В эксплуатации вибрация измеряется при обнаружении истирания изоляции или ослаблении креплений обмотки, появлении водорода в газовой ловушке или частых течах в головках обмотки с водяным охлаждением и соответственно водородным или воздушным заполнением корпуса
									Вибрации измеряются в радиальном и тангенциальном направлениях вблизи головок трех стержней обмотки статора
6.	Сердечник статора гидрогенератора	П, К	30 (50)2) 80	30 (50)2) 80	30 (50)2) 80	30 (50)2) 80	-	-	В эксплуатации вибрация измеряется у гидрогенераторов мощностью 20 МВт и более при выявлении неудовлетворительного состояния узлов крепления сердечника, появлении контактной коррозии и т.д., но не реже 1 раза в 4-6 лет.
									Вибрация измеряется на спинке секторов сердечников в радиальном направлении по обе стороны стыковых соединений и в 4-6 точках по окружности - при кольцевом (бесстыковом) сердечнике
7.	Лобовые части обмотки статора гидрогенератора	П, К	503)	503)	503)	503)	-	-	Вибрация обмотки определяется при вводе в эксплуатацию головных образцов новых типов гидрогенераторов мощностью свыше 300 МВА и генераторов-двигателей мощностью свыше 100 МВА. В эксплуатации вибрация измеряется у гидрогенераторов мощностью 50 МВт и более при выявлении ослаблений расклиновки и бандажных вязок, истирания изоляции, частых течей воды в головках стержней (машин с водяным охлаждением обмотки) и т.д., но не реже 1 раза в 4-6 лет
									Вибрацию измеряют в радиальном и тангенциальном направлениях на головках и вблизи выхода из паза не менее чем у 10 стержней обмотки

Примечание

1) Временно до оснащения турбоагрегатов аппаратурой контроля виброскорости. При наличии соответствующей аппаратуры среднеквадратическое значение виброскорости при вводе в эксплуатацию турбогенераторов после монтажа и капитальных ремонтов не должно превышать 2,8 мм·с-1 по вертикальной и поперечной осям и 4,5 мм·с-1 - по продольной оси. В межремонтный период вибрация не должна быть более 4,5 мм·с-1.

2) В числителе значение вибрации с частотой 100 Гц в нагрузочном режиме (сердечник "горячий") и в скобках - в режиме холостого хода с возбуждением (сердечник "холодный"), в знаменателе - низкочастотная полигармоническая вибрация (оборотной и кратной ей частот) на холостом ходу и при нагрузке.

3) Вибрация частотой 100 Гц, приведенная к номинальному режиму.

4) В межремонтный период размах горизонтальной вибрации верхней и нижней крестовин вертикального гидрогенератора, если на них расположены направляющие подшипники, не должен превышать следующих значений:

Частота вращения ротора гидрогенератора, об/мин	60 и менее	150	300	428	600
Допустимое значение вибрации, мм	0,18	0,16	0,12	0,10	0,08

Размах вертикальной вибрации опорного конуса или грузонесущей крестовины гидрогенератора в зависимости от частоты вибрации не должен превышать следующих значений:

Частота вибрации, Гц	1 и менее	3	6	10	16	30 и более
Допустимое значение вибрации, мм	0,18	0,15	0,12	0,08	0,06	0,04

2.21. При П, К газоплотность ротора и статора во время монтажа и ремонта проверяется согласно инструкции изготовителя.

Газоплотность турбогенераторов и синхронных компенсаторов с водородным охлаждением в собранном виде проверяется согласно действующей типовой инструкции по эксплуатации газовой системы водородного охлаждения генераторов.

Перед заполнением корпуса генератора водородом после подачи масла на уплотнения вала проводится контрольная проверка газоплотности генератора вместе с газомасляной системой сжатым воздухом под давлением, равным номинальному рабочему давлению водорода.

Продолжительность испытания - 24 ч.

Значение суточной утечки воздуха в процентах определяется по формуле:

,

где Рн и Рк - абсолютное давление в системе водородного охлаждения в начале и в конце испытания, МПа; и - температура воздуха в корпусе генератора в начале и конце испытания.

Вычисленная по формуле суточная утечка воздуха не должка превышать 1,5 %.

2.22. При П, К, Т, М cуточная утечка водорода (приведенная к нормальным условиям) в генераторе определенная по формуле пункта 2.21 настоящих Требований, должна быть не более значений:

3 м3 - для генераторов мощностью до 32 МВт;

7 м3 - для генераторов мощностью до 63 МВт;

10 м3 - для генераторов мощностью до 110 МВт;

12 м3 - для генераторов мощностью до 800 МВт;

18 м3 - для генераторов мощностью свыше 800 МВт.

Суточный расход с учетом продувок для поддержания чистоты водорода по пункту 2.26 настоящих Требований - не более 10 % общего количества газа в машине при рабочем давлении.

Суточный расход водорода в синхронном компенсаторе должен быть не более 5% общего количества газа в нем.

2.23. При П, К, Т, М в поступающем в генератор водороде содержание кислорода по объёму не должно быть более 0,5 %.

2.24. Контрольное измерение напора, создаваемого компрессором у турбогенераторов серии ТГВ при П, К проводится при номинальной частоте вращения, номинальном избыточном давлении водорода, равном 0,3 МПа, чистоте водорода 98 % и температуре охлаждающего газа 40 °С.

Напор должен составлять 8 кПа (850 мм вод.ст.) для турбогенераторов ТГВ мощностью 200-220 МВт и 9 кПа (900 мм вод.ст.) для турбогенераторов ТГВ-300.

2.25. Проверка проходимости вентиляционных каналов обмотки ротора при П, К проводится у турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток по инструкциям изготовителей.

2.26. При П, К, Т, М содержание водорода в охлаждающем газе в корпусах генераторов с непосредственным водородным охлаждением обмоток и синхронных компенсаторов с непосредственным и косвенным водородным охлаждением должно быть не менее 98 %; в корпусах генераторов с косвенным водородным охлаждением при избыточном давлении водорода 50 кПа и выше - 97 %, при избыточном давлении водорода до 50 кПа - 95 %.

Содержание кислорода в газе у турбогенераторов с водородным охлаждением всех типов и синхронных компенсаторов не должно превышать в эксплуатации 1,2 %, а при вводе в эксплуатацию и после капитального ремонта при чистоте водорода 98 и 97 % - соответственно 0,8 и 1,0 %, в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительной установки - не более 2 %.

В газовой системе турбогенератора, в которой происходит постоянная циркуляция газа (корпус генератора, трубопроводы осушителя, импульсные трубки газоанализатора), проверяется его влажность. При этом температура точки росы водорода в корпусе турбогенератора при рабочем давлении должна быть ниже, чем температура воды на входе в газоохладителе, но не выше 15 °С.

Температура точки росы воздуха в корпусе турбогенератора с полным водяным охлаждением не должна превышать значения, указанного в инструкции изготовителя.

2.27. При П, К, Т, М при контрольном анализе проверяется содержание водорода в картерах подшипников, сливных маслопроводах, в газовом объеме масляного бака и экранированных токопроводах. В масляном баке следов водорода быть не должно. Содержание водорода в картерах подшипников, сливных маслопроводах, экранированных токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов должно быть менее 1%.

2.28. При П, К, Т, М проверка расхода масла в сторону водорода в уплотнениях генератора проводится у генераторов с водородным охлаждением с помощью патрубков для контроля масла, установленных на сливных маслопроводах уплотнений. Для генераторов, у которых не предусмотрены такие патрубки, проверка проводится измерением расхода масла в поплавковом затворе при временно закрытом выходном вентиле за определенный промежуток времени. Расход масла в сторону водорода не должен превышать значений, указанных в инструкциях изготовителя.

2.29. При П, К, Т опробование регулятора уровня масла в гидрозатворе для слива масла из уплотнений в сторону генератора проводится у генераторов с водородным охлаждением при рабочем номинальном давлении воздуха или водорода в корпусе генератора. Диапазон изменения уровней масла в гидрозатворе должен соответствовать требуемым уровням при открытии и закрытии поплавкового клапана.

2.30. При П, К гидравлические испытания буферного бака и трубопроводов системы маслоснабжения уплотнений проводятся у генераторов с водородным охлаждением при давлении масла, равном 1,5 рабочего давления газа в корпусе генератора.

Трубопроводы системы маслоснабжения уплотнений до регулятора перепада давления, включая последний, испытываются при давлении масла, равном 1,25 наибольшего допустимого рабочего давления, создаваемого источниками маслоснабжения.

Продолжительность испытаний 3 мин.

2.31. При П, К, Т проверка работы регуляторов давления масла в схеме маслоснабжения уплотнений проводится у генераторов с водородным охлаждением. Регуляторы давления уплотняющего, компенсирующего и прижимающего масел проверяются при различных давлениях воздуха в корпусе генератора в соответствии с инструкцией изготовителя.

2.32. При П, К проверка паек лобовых частей обмотки статора проводится у генераторов, пайки лобовых частей обмотки статора которых выполнены оловянистыми припоями (за исключением генераторов с водяным охлаждением обмотки).

Проверка паек при капитальных ремонтах, а также при обнаружении признаков ухудшения состояния паек в межремонтный период, проводится по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

Качество паек мягкими и твердыми припоями контролируется при восстановительных ремонтах с частичной или полной заменой обмотки.

Метод проверки и контроля состояния паек (вихревых токов, ультразвуковой, термоиндикаторами и термопарами, приборами инфракрасной техники и др.) устанавливается ремонтной или специализированной организацией.

2.33. При П, К, М измерение электрического напряжения между концами вала и на изолированных подшипниках проводится у работающих генераторов, имеющих один или оба изолированных от корпуса (земли) конца вала ротора.

Для определения целостности изоляции подшипника турбогенератора измеряются напряжение между стояком (обоймой) подшипника и фундаментной плитой (при шунтировании масляных пленок шеек вала ротора) и напряжение между концами вала ротора.

При исправной изоляции значения двух измеренных напряжений должны быть практически одинаковы.

Различие более чем на 10 % указывает на неисправность изоляции.

Исправность изоляции подшипников и подпятников гидрогенераторов следует проверять в зависимости от их конструкции либо по указанию изготовителя, либо способом, применяемым на турбогенераторах.

Значение напряжения между концами вала не нормируется, но резкое увеличение его по сравнению с измеренным ранее при той же нагрузке машины может указывать на изменение однородности и симметричности в магнитных цепях статора и ротора.

2.34. Помимо испытаний, указанных в таблицах N 1 и N 4, концевые выводы обмотки статора турбогенератора серии ТГВ с конденсаторной стеклоэпоксидной изоляцией подвергаются испытаниям по пунктам 2.35, 2.36 настоящих Требований.

2.35. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tg) концевых выводов обмотки статора турбогенератора серии ТГВ с конденсаторной стеклоэпоксидной изоляцией проводится перед установкой концевого вывода на турбогенератор при испытательном напряжении 10 кВ и температуре окружающего воздуха 10-30 °С.

Значение tg собранного концевого вывода не должно превышать 130 % значения, полученного при измерениях изготовителем. В случае измерения tg концевого вывода без фарфоровых покрышек его значение не должно превышать 3 %.

В эксплуатации измерение tg концевых выводов не нормируется.

2.36. При П и К испытание на газоплотность концевых выводов обмотки статора турбогенератора серии ТГВ с конденсаторной стеклоэпоксидной изоляцией, испытанных изготовителем давлением 0,6 МПа, проводится давлением сжатого воздуха 0,5 МПа.

Концевой вывод считается выдержавшим испытание, если при давлении 0,3 МПа падение давления не превышает 0,5 мм рт.ст./ч.

2.37. В каждый К у генератора мощностью более 50 МВ проводится эндоскопический контроль с помощью оптических или видеоэндоскопов следующих частей генератора:

а) трубки газоохладителей,

б) лобовые части обмотки статора,

в) лобовые части обмотки ротора,

г) бочка ротора,

д) вентиляционные каналы пазовой части обмотки ротора с непосредственным газовым охлаждением,

е) гидравлические каналы обмотки ротора с непосредственным водяным охлаждением.

2.38. При К необходимо проводить ультразвуковой контроль плотности прессовки сердечника статора. Данный вид контроля проводится для выработавших нормативный срок службы турбогенераторов. Оценка состояния активной стали проводится по значению времени распространения ультразвуковых колебаний, приходящемуся на 1 мм длины пакета. Состояние активной стали оценивают по таблице N 12.

Таблица N 12

Уровни состояния активной стали сердечника статора

Время задержки ультразвуковых колебаний (мкс) на нажимных пальцах	Среднее давление прессования крайних незапеченных пакетов	Время распространения ультразвуковых колебаний (мкс) на мм толщины запеченного пакета	Техническое состояние торцевых зон сердечника статора
<15	Более 6 кг/см2	Менее 0,8	хорошее
15-20	4-6 кг/см2	0,8-1,2	удовлетворительное
20-40	2-4 кг/см2	1,2-1,8	критическое
>40	Менее 2 кг/см2	Более 1,8	предаварийное

2.39. При П, К контроль по характеристикам частичных разрядов (ЧР) за состоянием изоляции обмотки статора распространяется на турбогенераторы с воздушным охлаждением мощностью от 50 МВт и выше, а также гидрогенераторы мощность от 20 МВт и выше.

Перечень контролируемых по ЧР генераторов и применяемые при этом измерительные системы устанавливаются по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

2.40. При П, К, М испытание турбинного масла в генераторах и синхронных компенсаторах проводится в соответствии с требованиями документов изготовителей оборудования (генераторов, синхронных компенсаторов) не реже 1 раза в 6 мес., если в документах изготовителя отсутствуют требования к качеству турбинного масла, подлежащего замене, необходимо использовать требования таблицы N 13.

Таблица N 13

Показатели качества турбинного масла

Наименование показателя качества	Значение показателя качества масла
1. Кислотное число, мг КОН/г, не более (от начального значения)	0,3 (0,15)
2. Содержание шлама (общее), % массы, менее	0,005 (отсутствие)
3. Содержание воды, % массы, менее	0,03
4. Класс промышленной чистоты, не более	13
5. Изменение кинематической вязкости от исходного значения для масла перед его заливкой в оборудование, %, не более*	10
6. Изменение температуры вспышки в открытом тигле от предыдущего значения, °С, не более*	10

Примечание - Показатели 5 и 6 определяются по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации) не реже 1 раза в год.

III. Машины постоянного тока (за исключением возбудителей)

3.1. Машины постоянного тока включаются без сушки при соблюдении следующих условий:

а) для машин постоянного тока до 500 В - если значение сопротивления изоляции обмоток не менее приведенного в таблице N 14;

б) для машин постоянного тока выше 500 В - если значение сопротивления изоляции обмоток не менее приведенного в таблице N 14 и значение коэффициента абсорбции не менее 1,2.

3.2. При П, К, Т измерение сопротивления изоляции обмоток проводится при номинальном напряжении обмотки до 0,5 кВ включительно мегаомметром на напряжение 500 В, а при номинальном напряжении обмотки выше 0,5 кВ - мегаомметром на напряжение 1000 В.

Измеренное значение сопротивления изоляции должно быть не менее приведенного в таблице N 14. В эксплуатации сопротивление изоляции обмоток измеряется вместе с соединенными с ними цепями и кабелями.

3.3. При П, К, Т измерение сопротивления изоляции бандажей проводится относительно корпуса и удерживаемых ими обмоток.

Измеренное значение сопротивления изоляции должно быть не менее 0,5 МОм.

3.4. При П, К при испытании изоляции повышенным напряжением промышленной частоты значение испытательного напряжения устанавливается по таблице N 15.

Продолжительность приложения испытательного напряжения 1 мин.

Таблица N 14

Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции обмоток машин постоянного тока

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

Таблица N 15

Испытательное напряжение промышленной частоты для изоляции машин постоянного тока

Испытуемый элемент	Испытательное напряжение, кВ	Примечание
1 Обмотки	Принимается по нормам, приведенным в таблице N1, п.6	Для машин мощностью более 3 кВт
2 Бандажи якоря	1,0	То же
3 Реостаты и пускорегулировочные резисторы	1,0	Изоляцию можно испытывать совместно с изоляцией цепей возбуждения

3.5. Измерения сопротивления постоянному току проводятся у генераторов, а также электродвигателей при холодном состоянии обмоток машины. Нормы допустимых отклонений сопротивления приведены в таблице N 16.

Таблица N 16

Норма отклонения значений сопротивления постоянному току

Испытуемый элемент	Вид испытания	Норма	Примечание
1Обмотки возбуждения	П, К	Значения сопротивления обмоток не должны отличаться от исходных значений более чем на 2 %.
2Обмотка якоря (между коллекторными пластинами)	П, К	Значения измеренного сопротивления обмоток не должны отличаться друг от друга более чем на 10 % за исключением случаев, когда это обусловлено схемой соединения.	Измерения проводятся у машин мощностью более 3 кВт
3Реостаты и пускорегулировочные резисторы	П	Значение измеренного сопротивления не должно отличаться от исходных данных более чем на 10 %.	Измерения проводятся на каждом ответвлении
	К	Не должно быть обрывов цепей

3.6. При П, К измерение воздушных зазоров под полюсами проводится у генераторов, а также электродвигателей мощностью более 3 кВт при повороте якоря - между одной и той же точкой якоря и полюсами.

Размеры зазоров в диаметрально противоположных точках не должны отличаться друг от друга более чем на _ 10 % от среднего размера зазора (если в инструкции изготовителя не установлены меньшие отклонения).

3.7. При П, К характеристика XX снимается у генераторов постоянного тока. Подъем напряжения проводится до значения, равного 130 % номинального.

Отклонения значений снятой характеристики от значений характеристики изготовителя не должны быть больше допустимой погрешности измерений.

При испытании витковой изоляции машин с числом полюсов более четырех значение среднего напряжения между соседними коллекторными пластинами не должно быть выше 24 В.

Продолжительность испытания витковой изоляции 3 мин.

3.8. При П, К проверка работы машин на холостом ходу проводится в течение не менее 1 ч. Оценивается рабочее состояние машины.

3.9. При П, К определение пределов регулирования частоты вращения электродвигателей проводится на холостом ходу и под нагрузкой у электродвигателей с регулируемой частотой вращения.

Пределы регулирования должны соответствовать технологическим параметрам механизма вращения электродвигателей.

IV. Электродвигатели переменного тока

4.1. Измерение сопротивления изоляции проводится мегаомметром, напряжение которого указано в таблице N 17. Допустимые значения сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции R60"/R15" указаны в таблицах N 17- N 19.

4.2. Электродвигатели переменного тока включаются без сушки, если значения сопротивления изоляции обмоток и коэффициента абсорбции не ниже, указанных в таблицах N 17- N 19.

4.3. При испытании повышенным напряжением промышленной частоты значение испытательного напряжения принимается согласно таблице N 20.

Продолжительность приложения испытательного напряжения 1 мин.

4.4. При П, К измерение сопротивления постоянному току проводится при холодном состоянии машины.

Измерение сопротивления постоянному току обмотки статора и ротора проводится у электродвигателей на напряжение 3 кВ и выше. Сопротивление постоянному току обмотки ротора измеряется у синхронных электродвигателей и асинхронных электродвигателей с фазным ротором

Приведенные к одинаковой температуре измеренные значения сопротивлений различных фаз обмоток, а также обмотки возбуждения синхронных двигателей не должны отличаться друг от друга и от исходных данных больше чем на 2 %.

Для реостатов и пусковых резисторов, установленных на электродвигателях напряжением 3кВ и выше, сопротивление измеряется на всех ответвлениях. Для электродвигателей напряжением ниже 3кВ измеряется общее сопротивление реостатов и пусковых резисторов и проверяется целостность отпаек.

Значения сопротивлений не должны отличаться от исходных значений больше чем на 10 %.

При капитальном ремонте проверяется целостность цепей.

Таблица N 17

Допустимые значения сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции

Испытуемый элемент	Вид изме-рения	Напряжение мегаомметра, В	Допустимое значение сопротивления изоляции, МОм, и коэффициента абсорбции	Примечание
1 Обмотка статора	П	2500/1000/ /500**	В соответствии с указаниями таблицы N18
	К, Т*		Для электродвигателей, находящихся в эксплуатации, допустимые значения сопротивления изоляции R60" и коэффициент абсорбции не нормируются.	В эксплуатации определение коэффициента абсорбции R60"/R15" обязательно только для электродвигателей напряжением выше 3 кВ или мощностью более 1 МВт
2 Обмотка ротора	П	1000 (допускается 500)	0,2	Измерение проводится у синхронных электродвигателей и электродвигателей с фазным
	К, Т*		-	ротором на напряжение 3 кВ и выше или мощностью более 1 МВт
3 Термоиндикаторы с соединительными проводами	П, К	250	-
4 Подшипники	П, К	1000	-	Измерение проводится у электродвигателей на напряжение 3 кВ и выше, подшипники которых имеют изоляцию относительно корпуса. Измерение проводится относительно фундаментной плиты при полностью собранных маслопроводах. В эксплуатации измерение проводится при ремонтах с выемкой ротора

Примечание -

* При текущих ремонтах измеряется, если для этого не требуется специально проведения демонтажных работ.

** Сопротивление изоляции измеряется при номинальном напряжении обмотки до 0,5 кВ включительно мегаомметром на напряжение 500 В, при номинальном напряжении обмотки свыше 0,5 кВ до 1 кВ - мегаомметром на напряжение 1000 В, а при номинальном напряжении обмотки выше 1 кВ - мегаомметром на напряжение 2500 В.

Таблица N 18

Допустимые значения сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции для обмоток статора электродвигателей

Мощность, номинальное напряжение электродвигателя, вид изоляции обмоток	Критерии оценки состояния изоляции обмотки статора
	Значение сопротивления изоляции, МОм	Значение коэффициента абсорбции R60"/R15"
1 Мощность более 5 МВт, термореактивная и микалентная компаундированная изоляция	Согласно условиям включения синхронных генераторов по пункту 5.2 натоящих Требований.
2 Мощность 5 МВт и ниже, напряжение выше 1 кВ, термореактивная изоляция	При температуре 10-30°С сопротивление изоляции не ниже 10 МОм на киловольт номинального линейного напряжения	Не менее 1,3 при температуре 10-30 °С
3 Двигатели с микалентной компаундированной изоляцией, напряжение свыше 1 кВ, мощность от 1 до 5 МВт включительно, а также двигатели меньшей мощности наружной установки с такой же изоляцией напряжением свыше 1 кВ	Не ниже значений, указанных в таблице N 19	Не ниже 1,2
4 Двигатели с микалентной компаундированной изоляцией, напряжение свыше 1 кВ, мощность менее 1 МВт, кроме указанных в пункте 3	Не ниже значений, указанных в таблице N 19	-
5 Напряжение ниже 1 кВ, все виды изоляции	Не ниже 1,0 МОм при температуре 10-30 °С	-

Таблица N 19

Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции для электродвигателей (таблица N 18, пункты 3 и 4)

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

Таблица N 20

Испытательные напряжения промышленной частоты для обмоток электродвигателя переменного тока

Испытуемый элемент	Вид испы-тания	Мощность электродвигателя, кВт	Номинальное напряжение электродвигателя, кВ	Испытательное напряжение, кВ
1. Обмотка статора***	П	Менее 1,0	Ниже 0,1	0,8 (2Uном+0,5)
		От 1,0 и до 1000	Ниже 0,1	0,8 (2Uном+1)
			Выше 0,1	0,8 (2Uном+1), но не менее 1,2
		От 1000 и более	До 3,3 включительно	0,8 (2Uном+1)
		От 1000 и более	Свыше 3,3 до 6,6 включительно	0,8·2,5Uном
		От 1000 и более	Свыше 6,6	0,8 (Uном+3)
	К	40 и более, а также	0,4 и ниже	1,0
		электродвигатели	0,5	1,5
		ответственных	0,66	1,7
		механизмов*	2,0	4,0
			3,0	5,0
			6,0	10,0
			10,0	16,0
		Менее 40	0,66 и ниже	1,0
2. Обмотка ротора синхронных электродвигателей, предназначенных для непосредственного пуска, с обмоткой возбуждения, замкнутой на резистор или источник питания***	П	-	-	8-кратное Uном системы возбуждения, но не менее 1,2 и не более 2,8
	К	-	-	1,0
3. Обмотка ротора электродвигателя с фазным ротором***	П, К	-	-	1,5Uр**, но не менее 1,0
4. Резистор цепи гашения поля синхронных двигателей.	П, К	-	-	2,0
5. Реостаты и пускорегулировочные резисторы.	П, К	-	-	1,5Uр**, но не менее 1,0
Примечание - * Испытание необходимо проводить при капитальном ремонте (без смены обмоток) тотчас после останова электродвигателя до его очистки от загрязнения(при наличии возможности). ** Uр - напряжение на кольцах при разомкнутом неподвижном роторе и полном напряжении на статоре. *** С разрешения субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации) испытание двигателей напряжением до 1000 В при вводе в эксплуатацию не проводится.

4.5. При П, К измерение зазоров между сталью ротора и статора должно проводиться, если позволяет конструкция электродвигателя. При этом у электродвигателей мощностью 100 кВт и более, у всех электродвигателей ответственных механизмов, а также у электродвигателей с выносными подшипниками и подшипниками скольжения величины воздушных зазоров в местах, расположенных по окружности ротора и сдвинутых друг относительно друга на угол 90°, или в местах, специально предусмотренных при изготовлении электродвигателя, не должны отличаться больше чем на 10 % от среднего значения.

4.6. При П, К увеличение зазоров в подшипниках скольжения более значений, приведенных в таблице N 21, указывает на необходимость перезаливки вкладыша.

Таблица N 21

Допустимые величины зазоров в подшипниках скольжения электродвигателя

Номинальный диаметр вала, мм	Зазор, мм, при частоте вращения, об/мин
	До 1000	От 1000 до 1500 (включительно)	Свыше 1500
18-30	0,04-0,093	0,06-0,13	0,14-0,28
31-50	0,05-0,112	0,075-0,16	0,17-0,34
51-80	0,065-0,135	0,095-0,195	0,2-0,4
81-120	0,08-0,16	0,12-0,235	0,23-0,46
121-180	0,10-0,195	0,15-0,285	0,26-0,53
181-260	0,12-0,225	0,18-0,3	0,3-0,6
261-360	0,14-0,25	0,21-0,38	0,34-0,68
361-600	0,17-0,305	0,25-0,44	0,38-0,76

4.7. При П, К проверка работы электродвигателя на холостом ходу или с ненагруженным механизмом проводится у электродвигателей напряжением 3 кВ и выше. Значение тока ХХ для вновь вводимых электродвигателей не нормируется.

Значение тока XX после капитального ремонта электродвигателя не должно отличаться больше чем на 10 % от значения тока, измеренного перед его ремонтом, при одинаковом напряжении на выводах статора.

Продолжительность проверки электродвигателей должна быть не менее 1 ч.

4.8. При П, К, М измерение вибрации подшипников электродвигателя проводится у электродвигателей напряжением 3 кВ и выше, а также у всех электродвигателей ответственных механизмов.

Вертикальная и поперечная составляющие вибрации (среднеквадратическое значение виброскорости или размах вибросмещений), измеренные на подшипниках электродвигателей, сочлененных с механизмами, не должны превышать значений, указанных в инструкциях изготовителя.

При отсутствии указаний в инструкции изготовителя вибрация подшипников электродвигателей, сочлененных с механизмами, не должна быть выше следующих значений:

Синхронная частота вращения, об/мин	3000	1500	1000	750 и менее
Вибрация подшипников, мкм	30	60	80	95

Периодичность измерений вибрации узлов ответственных механизмов в межремонтный период должна быть установлена по графику, утвержденному субъектом электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

4.9. При П, К измерение разбега ротора в осевом направлении проводится у электродвигателей, имеющих подшипники скольжения. Осевой разбег ротора двигателя, не соединенного с механизмом, зависит от конструкции двигателя, приводится в технической документации на двигатель и должен составлять от 2 до 4 мм на сторону от нейтрального положения (если в инструкции по эксплуатации не оговорена другая норма) определяемого действием магнитного поля при вращении ротора в установившемся режиме и фиксируемого меткой на валу.

Разбег ротора проверяется при капитальном ремонте у электродвигателей ответственных механизмов или в случае выемки ротора.

4.10. При П, К проверка работы электродвигателя под нагрузкой проводится при неизменной мощности, потребляемой электродвигателем из сети не менее 50% номинальной, и при соответствующей установившейся температуре обмоток. Проверяется тепловое и вибрационное состояние двигателя.

4.11. При П, К проводится гидравлическое испытание воздухоохладителя избыточным давлением 0,2-0,25 МПа в течение 5-10 мин, если отсутствуют другие указания изготовителя.

4.12. При К, М проверка исправности стержней короткозамкнутых роторов проводится у асинхронных электродвигателей при капитальных ремонтах осмотром вынутого ротора или специальными испытаниями, а в процессе эксплуатации по мере необходимости - по пульсациям рабочего или пускового тока статора.

4.13. Испытание возбудителей проводится у синхронных электродвигателей в соответствии с главой XLII настоящих Требований.

4.14. При К измерение уровня частичных разрядов распространяется на двигатели от 6 кВ и выше, мощностью выше 4000 кВт. Перечень контролируемых по ЧР двигателей, применяемые при этом диагностические системы и периодичность контроля, принимаются по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

Измерение ЧР в обмотке статора двигателей необходимо проводить при вводе в эксплуатацию и каждый капитальный ремонт на остановленном двигателе при подаче фазного напряжения промышленной частоты от постороннего источника. Необходимо одновременно проводить контроль ЧР кабелей питания электродвигателей.

V. Силовые трансформаторы, автотрансформаторы и реакторы

Примечание: У трансформаторов с кабельными вводами объем испытаний определяется конструктивными особенностями и рекомендациями изготовителя.

5.1. При П контроль новых трансформаторов и автотрансформаторов, прошедших капитальный ремонт со сменой обмоток и изоляции (первое включение), осуществляется в соответствии с требованиями настоящей главы и инструкциями изготовителей.

5.2. При П контроль трансформаторов, прошедших капитальный ремонт в условиях эксплуатации (без смены обмоток и изоляции) осуществляется в соответствии с требованиями настоящей главы.

5.3. При П, К, М проводится хроматографический анализ газов, растворенных в масле (далее по тексту ХАРГ).

При необходимости субъектом электроэнергетики (эксплуатирующей организацией) может быть определен дополнительный перечень трансформаторов напряжением 35 кВ, подлежащих контролю и диагностированию по результатам ХАРГ в масле.

Состояние трансформаторного оборудования оценивается путем сопоставления измеренных данных с граничными значениями концентрации газов в масле, по скорости роста концентрации газов в масле, по соотношениям концентраций диагностических газов (пар газов) и графическому критерию с учетом эксплуатационных факторов.

Для шунтирующих реакторов оценка состояния по результатам анализа газов, растворенных в масле, проводится по документации изготовителей.

Анализ растворенных в масле газов должен осуществляться в следующие сроки:

а) трансформаторы напряжением 35 кВ (блочные трансформаторы, трансформаторы собственных нужд электростанций), трансформаторы напряжением 110 кВ и выше после включения их в работу - в течение первых 3 суток, через 10 дней, 1, 3 и 6 месяцев после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес.

б) все трансформаторы напряжением 35 кВ, независимо от нагрузки, после включения их в работу следует контролировать в течение первых 3 суток;

в) все трансформаторы 35 кВ и выше - перед вводом в работу, перед началом и после завершения капитального ремонта трансформатора и/или работ с маслом.

Для трансформаторов и шунтирующих реакторов с предполагаемым дефектом периодичность отбора проб масла устанавливается в каждом конкретном случае, исходя из состава и концентрации газов, скорости их нарастания в соответствии с требованиями настоящей главы.

5.4. При П, К, М оценка влажности твердой изоляции проводится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше.

Допустимое значение влагосодержания твердой изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, - не выше 1 %, а эксплуатируемых трансформаторов - не выше 2 % по массе.

Для трансформаторов, отработавших нормативный срок службы, допускается значение влагосодержания твердой изоляции 4 % по массе; трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, - 2%.

Определение влагосодержания твердой изоляции трансформаторов проводится:

а) перед вводом трансформаторов в эксплуатацию и при капитальном ремонте при появлении признаков увлажнения, установленных измерениями и/или при продолжительности пребывания активной части трансформатора на воздухе, превышающей установленные в пунктах 5.1 и 5.2 настоящих Требований.

б) в период выполнения капитального ремонта, предусматривающего проведение работ по подсушке/промывке твердой изоляции. Технология контроля степени осушенности твердой изоляции (порядок отбора проб/образцов изоляции, точки отбора и порядок интерпретации данных) определяется с учетом выбранной технологии обработки изоляции трансформаторов в период капитального ремонта и излагается в описательной части технологии процесса сушки и промывки твердой изоляции, являющейся неотъемлемой составляющей проекта производства работ на выполнение капитального ремонта трансформатора;

в) периодичность контроля влагосодержания твердой изоляции расчетными способами, реализуемыми без вскрытия бака трансформатора в процессе эксплуатации: первый раз - через 12 лет после включения и в дальнейшем - 1 раз в 6 лет. Допускается не определять влагосодержание твердой изоляции трансформаторов, если влагосодержание отобранного масла из трансформатора, прогретого до 60 градусов, не превшает 10 г/т. Определение влагосодержания твердой изоляции трансформаторов проводится приоритетно по анализу влагосодержания заложенных в бак образцов изоляции (при их наличии). При их отсутствии, точка отбора пробы (образца) определение влаги в твердой изоляции и порядок их отборов оговаривается в проекте производства работ на выполнение капитального ремонта и/или монтажа трансформатора.

Использование в расчетах тангенса угла диэлектрических потерь масла проводится при показателях масла, удовлетворяющих пунктам 1, 2 ,4, 6, 7, 9 таблицы N 48. Рекомендуется проводить оценку влагосодержания твердой изоляции иными инструментальными методами, реализуемыми без вскрытия бака трансформатора и не требующими прогрева трансформатора.

В случае нарушения условий транспортирования или хранения трансформатора при пусконаладочных испытаниях дополнительно проводится проверка влагосодержания образцов изоляции.

5.5. При П, К, М проводится измерение сопротивления изоляции обмоток трансформаторов.

Сопротивление изоляции обмоток измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В.

Сопротивление изоляции каждой обмотки вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведенное к температуре испытаний, при которой определялись исходные значения (пункт 7), должно быть не менее 50 % по отношению к значениям, указанным изготовителем. В случае отсутствия значений изготовителя - по отношению к первично измеренным значениям.

Сопротивление изоляции выше 3000 МОм при температуре 20 °С считается удовлетворительным и сравнение с исходными данными не требуется.

Для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно мощностью до 10000 кВА и дугогасящих реакторов сопротивление изоляции обмоток должно быть не ниже 300 МОм при температуре обмотки 20 °С.

Предельно допустимые значения R60 для трансформаторов и дугогасящих реакторов должны быть не ниже следующих значений, МОм:

Трансформаторы	Температура обмотки
	10	20	30	40	50	60	70
Uном35 кВ, Sном<10 МВ*А	450	300	200	130	90	60	40

При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации сопротивление изоляции измеряется как по схемам, применяемым изготовителем, так и дополнительно - по зонам изоляции (например, ВН - корпус, НН - корпус, ВН - НН) с подсоединением вывода "экран" мегаомметра к свободной обмотке или баку. В процессе эксплуатации проводятся только измерения по зонам изоляции.

Измерения по зонам проводят для трансформаторов напряжением 110кВ и более. Измерения проводят на трансформаторе, залитом маслом, через 0,5 - 2 суток после заливки. В трансформаторах с принудительной циркуляцией масла в этот период следует произвести перемешивание масла путем включения насосов.

Измерение сопротивления изоляции обмоток проводится при температуре изоляции не ниже:

а) 10 °С - у трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно;

б) 20 °С - у трансформаторов напряжением 220-750 кВ;

в) близкой (разница не более 5 °С) к температуре, указанной в паспорте - для реакторов 500 кВ и выше.

В процессе эксплуатации, измерения сопротивления изоляции обмоток трансформаторов проводятся с периодичностью не реже 1 раза в 4 года, а также при неудовлетворительных результатах испытаний масла (область "риска", пункт 35.10 настоящих Требований) и/или анализа газов, растворенных в масле и в объеме КДО.

Результаты измерений сопротивления изоляции обмоток в процессе эксплуатации, включая динамику их изменения, учитывается при комплексном рассмотрении данных всех испытаний.

После ввода в работу трансформаторы 6-10 кВ мощностью до 630 кВА включительно разрешается эксплуатировать без проведения межремонтных измерений.

Измерения сопротивления изоляции масляных трансформаторов 6-10 кВ мощностью 1000 кВА и более в процессе эксплуатации проводятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла по пунктам 1-5, 7 таблицы N 48.

5.6. При П, К, измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем и прессующих колец относительно активной стали и ярмовых балок, а также ярмовых балок относительно активной стали и электростатических экранов относительно обмоток и магнитопровода проводится в случае осмотра активной части трансформатора или через специальный проходной изолятор на баке трансформатора (при его наличии). Используются мегаомметры на напряжение 1000 В.

Примечание - На трансформаторах, имеющих проходной изолятор, измерения проводятся в межремонтный период при появлении дефектов электрического и/или термического характера, выявленных по результатам анализа растворенных в масле газов.

Измеренные значения сопротивления изоляции стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем и прессующих колец относительно активной стали и ярмовых балок, а также ярмовых балок относительно активной стали, должны быть не менее 2 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок не менее 0,5 МОм.

5.7. При П, К, М измерения тангенса угла диэлектрических потерь (tg) изоляции обмоток трансформаторов проводятся для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше.

По решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации) измерения проводятся на масляных трансформаторах напряжением 35 кВ и ниже.

Значения tg изоляции обмоток вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведенные к температуре испытаний, при которой определялись исходные значения (пункт 7), с учетом влияния tg масла не должны отличаться от значений, указанных изготовителем в сторону ухудшения более чем на 50 %.

Измеренные (при температуре изоляции 20 °С и выше) значения tg изоляции обмоток вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов прошедших капитальный ремонт, не превышающие 1 %, считаются удовлетворительными и их сравнение с исходными данными не требуется.

Для трансформаторов, отработавших нормативный срок службы, допускается максимальное значение tg изоляции обмоток, измеренного при 20 °С, не более 1,5 %.

При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации tg изоляции измеряется как по схемам, применяемым изготовителем, так и дополнительно по зонам изоляции (например, ВН - корпус, НН - корпус, ВН - НН) с подсоединением вывода "экран" измерительного моста к свободным обмоткам или баку. В процессе эксплуатации допускается проводить только измерения по зонам изоляции.

Измерение tg обмоток проводится при температуре изоляции не ниже:

а) 10 °С - у трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно;

б) 20 °С - у трансформаторов напряжением 220-750 кВ;

в) 60 °С - для всех трансформаторов при выполнении оценки влагосодержания твёрдой изоляции расчётным путём.

В процессе эксплуатации измерения значения tg изоляции обмоток трансформаторов проводятся с периодичностью не реже 1 раза в 4 года, а также при неудовлетворительных результатах испытаний масла (область "риска", пункт 35.10 настоящих Требований) и/или анализа газов, растворенных в масле и в объеме КДО.

5.8. При М оценка состояния бумажной изоляции обмоток по наличию фурановых соединений и соотношения СО2/СО в масле проводится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации) после истечения нормативного срока сдлужбы трансформатора с периодичностью 1 раз в 5 лет.

Значение содержания фурановых проводных в трансформаторном масле, ограничивающее область нормального состояния оборудования, должно быть не более 0,0005 % массы.

Отбор проб масла на содержание фурановых соединений проводится до замены силикагеля в адсорбционных и термосифонных фильтрах, а также обработки масла (дегазации, регенерации и пр.), но не ранее, чем через 6 месяцев после замены силикагеля или обработки масла.

5.9. При К у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше проводится оценка состояния бумажной изоляции обмоток по степени полимеризации целлюлозы по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

5.10. При П, К испытание изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов вместе с вводами без смены обмоток и изоляции повышенным напряжением частоты 50 Гц не обязательно. Если при монтаже проходные изоляторы (вводы) 6-35 кВ устанавливались на трансформатор без предварительных высоковольтных испытаний вводов, то испытание изоляции обмоток вместе с проходными изоляторами (вводами) обязательно.

При капитальном ремонте с полной сменой обмоток и изоляции испытание повышенным напряжением обязательно для трансформаторов всех типов и классов напряжения. Значение испытательного напряжения равно значению напряжения, установленного документацией изготовителя. При капитальном ремонте с частичной сменой изоляции или при реконструкции трансформатора значение испытательного напряжения равно 0,9 от значения, установленного документацией изготовителем.

Значения испытательных напряжений приведены в таблицах N 22 и N 23.

Продолжительность приложения испытательного напряжения составляет 1 мин.

Трансформаторы зарубежного производства испытываются напряжениями, указанными в таблицах N 22 и N 23, лишь в тех случаях, если они не превышают напряжения, которым данный трансформатор был испытан изготовителем.

5.11. При П, К испытание изоляции цепей защитной и контрольно-измерительной аппаратуры, установленной на трансформаторе проводится на полностью собранных трансформаторах. Испытывается изоляция (относительно заземленных частей и конструкций) цепей с присоединенными трансформаторами тока, газовыми и защитными реле, маслоуказателями, отсечным клапаном и датчиками температуры при отсоединенных разъемах манометрических термометров, цепи которых испытываются отдельно.

Значение испытательного напряжения - 1 кВ. Продолжительность испытания - 1 мин.

5.12. При П, К, М проводятся измерения сопротивления обмоток трансформаторов постоянному току. Измерения проводятся на всех ответвлениях, если в паспорте трансформатора нет других указаний.

Измерения температуры обмоток в межремонтный период, измерения сопротивления обмоток трансформаторов постоянному току проводятся на рабочем ответвлении трансформатора.

Измерения сопротивления обмоток трансформаторов постоянному току в межремонтный период проводятся в случае КДО трансформатора, а также, если на наличие дефекта указывают средства периодического контроля, осуществляемого на работающем трансформаторе, такие как анализ растворенных в масле газов, физико-химический анализ масла, тепловизионный контроль, осмотр РПН.

На трансформаторах с устройствами РПН измерения в процессе эксплуатации проводятся с периодичностью:

а) трансформаторы напряжением 110 кВ и выше - 1 раз в 4 года;

б) трансформаторы напряжением 35 кВ - по решению субъекта электроэнергетики.

Для трансформаторов 6-10 кВ измерения сопротивления обмоток трансформаторов постоянному току в межремонтный период проводятся по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

У трансформаторов с устройствами РПН и ПБВ перед измерением сопротивлений обмоток постоянному току необходимо произвести не менее 3-х полных циклов переключения.

Сопротивления обмоток трехфазных трансформаторов, измеренные на одинаковых ответвлениях разных фаз при одинаковой температуре, не должны отличаться более чем на 2%.

Значения сопротивления обмоток однофазных трансформаторов после температурного пересчета не должны отличаться более чем на 5 % от исходных значений.

5.13. При П, К проверка коэффициента трансформации проводится при всех положениях переключателей ответвлений.

Коэффициент трансформации, измеренный при вводе трансформатора в эксплуатацию, не должен отличаться более чем на 2 % (если иное не указано в документации изготовителя) от значений, измеренных на соответствующих ответвлениях других фаз, и от исходных значений, а измеренный при капитальном ремонте, не должен отличаться более чем на 2 % от коэффициента трансформации, рассчитанного по напряжениям ответвлений.

При капитальных ремонтах коэффициент трансформации проверяется в случае замены или ремонта обмоток трансформатора.

5.14. При П, К проводится проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов.

Группа соединений должна соответствовать указанной в паспорте трансформатора, а полярность выводов - обозначениям на крышке трансформатора.

Измерения проводятся при вводе в эксплуатацию, в эксплуатации - в случае отсутствия заводской документации (заводской таблички) на трансформатор и после капитального ремонта - в случае изменения схемы соединения или замены обмоток.

5.15. При П, К проводится фазировка трансформаторов (при изменении внешней силовой схемы присоединения трансформатора).

Таблица N 22

Испытательные напряжения промышленной частоты электрооборудования классов напряжения до 35кВ с нормальной и облегченной изоляцией для электрооборудования, разработанного до 1 января 2014 г.

Класс напряжения электрообо-рудования (обмотки трансфор-матора), кВ	Испытательное напряжение1), кВ
	Силовые трансформаторы, шунтирующие и дугогасящие реакторы			Аппараты, трансформаторы тока и напряжения, токоограничивающие реакторы, изоляторы, вводы, конденсаторы связи, экранированные токопроводы, сборные шины, КРУ и КТП2)
	При изготовлении	При вводе в эксплуатацию	В эксплуатации	При изготовлении	Перед вводом в эксплуатацию и в эксплуатации
					Фарфоровая изоляция	Другие виды изоляции
До 0,69	5,0/3,03)	4,5/2,7	4,3/2,6	2,0	1	1
3	18,0/10,0	16,2/9,0	15,3/8,5	24,0	24,0	21,6
6	25,0/16,0	22,5/14,4	21,3/13,6	32,0 (37,0)	32,0 (37,0)	28,8 (33,3)
10	35,0/24,0	31,5/21,6	29,8/20,4	42,0 (48,0)	42,0 (48,0)	37,8 (43,2)
15	45,0/37,0	40,5/33,3	38,3/31,5	55,0 (63,0)	55,0 (63,0)	49,5 (56,7)
20	55,0/50,0	49,5/45,0	46,8/42,5	65,0 (75,0)	65,0 (75,0)	58,5 (67,5)
35	85,0	76,5	72,3	95,0 (120,0)	95,0 (120,0)	85,5 (108,0)

____________________

1) Если при изготовлении электрооборудование было испытано напряжением, отличающимся от указанного, испытательные напряжения при вводе в эксплуатацию и в эксплуатации должны быть соответственно скорректированы.

2) Испытательные напряжения, указанные в виде дроби, распространяются на электрооборудование: числитель - с нормальной изоляцией, знаменатель - с облегченной изоляцией.

3) Испытательные напряжения для аппаратов и КРУ распространяются как на их изоляцию относительно земли и между полюсами, так и на промежуток между контактами с одним или двумя (цифра в скобках) разрывами на полюс. В случаях если испытательное оборудование не позволяет обеспечить испытательное напряжение выше 100 кВ, допускается проводить испытание при максимально возможном испытательном напряжении, но не менее 100 кВ.

Таблица N 23

Испытательные напряжения промышленной частоты электрооборудования классов напряжения до 35 кВ с нормальной и облегченной изоляцией для электрооборудования, разработанного после 1 января 2014 г.

Класс напряжения электрооборудования (обмотки трансформатора), кВ	Испытательное напряжение, кВ
	Силовые трансформаторы, шунтирующие и дугогасящие реакторы			Аппараты, трансформаторы тока и напряжения, токоограничивающие реакторы, изоляторы (за исключением керамических), вводы, конденсаторы связи, экранированные токопроводы, сборные шины, КРУ и КТП			Керамические изоляторы
	При изготовлении	При вводе в эксплуатацию	В эксплуатации	При изготовлении	При вводе в эксплуатацию и в эксплуатации		При изготовлении, при вводе в эксплуатацию и в эксплуатации
					Фарфоровая изоляция	Другие виды изоляции
До 0,69	5 (3)1) / 52)	4,5 / 4,5	4,3 / 4,3	- 3)	1	- 3)	- 3)
3	18 / 10	9,0 / 16,2	8,5 / 15,3	10 / 20 [12 / 23]4)	24,0	9 / 18	10 / 20
6	20 / 25	18,0 / 22,5	17,0 /21,3	20 (28)5) / 28 [23 / 32]	32,0 (37,0)	18 (25,2)5) / 25,2	20 (28)5) / 28
10	28 / 35	25,2 / 31,5	23,8 / 29,8	28 (38)5) / 38 [32 / 45]	42,0 (48,0)	25,2 (34,2)5) /34,2	28 (38)5) / 38
15	38 / 45	34,2 / 40,5	32,3 / 38,3	38 (50)5) / 50 [45 / 60]	55,0 (63,0)	34,2 (45)7) / 45	38 (50)5) / 50
20	50 / 55	45,0 / 49,5	42,5 / 46,8	50 / 65 [60 / 75]	65,0 (75,0)	45 / 58,5	50 / 65
35	80 / 85	72,0 / 76,5	68,0 / 72,3	80 / 95 [95 / 1206)]	95,0 (120,0)	72 / 85,5	80 / 95

1) Значение в скобках - для электрооборудования с облегченной изоляцией - уровень изоляции (а).

2) В числителе указаны значения для электрооборудования с нормальной изоляцией с уровнем изоляции а и с облегченной изоляцией с уровнем изоляции (а); в знаменателе - для электрооборудования с нормальной изоляцией с уровнем изоляции б.

3) Значения испытательных напряжений не нормированы. См. нормативные документы и эксплуатационную документацию на конкретные виды оборудования.

4) В квадратных скобках указаны значения испытательных напряжений между контактами разъединителей, предохранителей, а также КРУ с двумя разрывами на полюс. В остальных случаях - см. значения, указанные без квадратных скобок.

5) Для опорных изоляторов категорий размещения 2, 3 и 4.

6) В случаях если испытательное оборудование не позволяет обеспечить испытательное напряжение выше 100кВ, допускается проводить испытание при максимально возможном испытательном напряжении, но не менее 100 кВ.

5.16. При П, К проводятся измерения потерь холостого хода при малом напряжении.

Измерения проводятся у трансформаторов мощностью 1000 кВА и более при напряжении, подводимом к обмотке низшего напряжения, равном, указанному в протоколе испытаний, проведенных изготовителем. Измерения потерь холостого хода трансформаторов мощностью до 1000 кВА проводятся после капитального ремонта с полной или частичной расшихтовкой магнитопровода. У трехфазных трансформаторов потери холостого хода измеряются при однофазном возбуждении по схемам, применяемым изготовителем.

У трехфазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию и при капитальном ремонте соотношение потерь на разных фазах не должно отличаться от соотношений, приведенных в протоколе испытаний, проведенных изготовителем (паспорте), более чем на 5 %.

У однофазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию измеренные потери не должны превышать исходные (паспортные) значения более чем на 10%.

Измерения в процессе эксплуатации прозводятся по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации), исходя из результатов анализа растворенных в масле газов.

Измеренные значения не должны превышать исходные значения более чем на 30% - для всех трансформаторов.

5.17. При П, К, М измерение сопротивления короткого замыкания (Zк) трансформатора проводятся у трансформаторов мощностью 63000 кBА и более напряжением 110 кВ и выше.

Для трансформаторов с устройством регулирования напряжения под нагрузкой Zк измеряется на основном и обоих крайних ответвлениях.

Значения Zк при вводе трансформатора в эксплуатацию не должны превышать значения, определенного по напряжению КЗ (Uк) трансформатора, на основном ответвлении более чем на 5 %.

Значения Zк при измерениях в процессе эксплуатации и при капитальном ремонте не должны превышать исходные более чем на 3 % (показатель предельного состояния). У трехфазных трансформаторов дополнительно нормируется различие значений Zк по фазам на основном и крайних ответвлениях. Оно не должно превышать 3 %.

В процессе эксплуатации измерения Zк проводятся после воздействия на трансформатор тока КЗ, превышающего 70 % расчетного значения, используемого изготовителем, а также в объеме КДО.

5.18. При К проводится оценка состояния переключающих устройств с ПБВ (переключение без возбуждения).

В устройствах с ПБВ проверяют состояние:

а) контактного узла и привода;

б) контактных пружин.

В устройствах ПБВ барабанного типа (П6 и др.) проверяют усилие, развиваемое контактными пружинами, которое должно быть в пределах 20-50 Н (2-5 кгс).

5.19. При П, К, Т проводится оценка состояния переключающих устройств с РПН (регулирование под нагрузкой) при вводе трансформаторов в соответствии с требованиями документаии по эксплуатации изготовителя на конкретное переключающее устройство.

Масло из бака контакторов РПН трансформатора испытывается на пробивное напряжение не реже 1 раза в год, контакторов устройств РПН, работающих в не автоматическом режиме допускается испытывать 1 раз в 2 года.

Допустимое значение пробивного напржения, если иное не указано изготовителем, указано ниже:

Тип устройства РПН	Пробивное напряжение масла контактора РПН, кВ, не менее
	при эксплуатации	подготовленное к заливке
РНТ, РНО	22	30
РНОА на 35 кВ	30	40
РНОА на 110 кВ	35	50
РНОА на 220-330 кВ	40	50
PC	25	40
SAY, SCV, SDV	30	50

На наличие влагосодержания масло из устройства РПН испытывается по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации) или в случае получения неудовлетворительных результатов по пробивному напряжению. Предельно допустимое значение 30 г/т.

Отбор пробы масла из бака контактора устройства РПН для проведения анализа растворенных в масле газов проводится при неудовлетворительных результатах АРГ масла, отобранного из бака трансформатора для выявления перетока масла между основным баком трансформатора и баком контактора РПН. Отбор проб проводится одновременно.

5.20. При П, К проводятся испытания баков трансформаторов на герметичность. Испытанию подвергаются все трансформаторы, кроме герметизированных и не имеющих расширителя.

Испытания проводятся:

а) у трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно - гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя составляет 0,6 м, за исключением трансформаторов с волнистыми баками и пластинчатыми радиаторами, для которых высота столба масла принимается, равной 0,3 м;

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

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

Продолжительность испытания во всех случаях - не менее 3 ч.

Температура масла в баке при испытаниях трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно - не ниже 10 °С, остальных - не ниже 20 °С.

Испытания в процессе эксплуатации проводятся для трансформаторов, оборудованных высоковольтными вводами протяжного типа, верхний узел герметизации которых находится выше уровня масла в баке-расширителе трансформатора, при неудовлетворительных результатах испытаний масла из бака трансформатора на газосодержание (по пункту10 таблицы N 48).

Бак трансформатора считают выдержавшим испытания на герметичность, если в течение нормированного времени снаружи бака не обнаружено течей масла или не произошло падения избыточного нормированного давления.

5.21. При П, К, Т, М проверка устройств охлаждения проводится в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы охлаждения, входящей в комплект технической документации изготовителя данного трансформатора.

5.22. Проверка предохранительного и отсечного клапанов, а также предохранительной (выхлопной) трубы при вводе трансформатора в эксплуатацию и капитальном ремонте проводится в соответствии с требованиями инструкций изготовителя.

5.23. При П, К проверка и испытания газового реле, реле давления и струйного реле проводятся в соответствии с инструкциями по эксплуатации соответствующих реле.

Проверка работоспособности газового реле, установленного на трансформаторах с пленочной защитой, путем нагнетания в него воздуха запрещается.

Величина уставки газового реле должна соответствовать требованиям эксплуатационной документации на трансформатор. При отсутствии в эксплуатационной документации указаний, следует принять уставку, соответствующую максимальной чувствительности, исключавшую срабатывание реле при пуске и остановке электронасосов системы охлаждения.

5.24. Проверка воздухоосушителя, установок азотной и пленочной защит масла, термосифонного и адсорбционного фильтров при вводе трансформатора в эксплуатацию, капитальном ремонте и в процессе эксплуатации проводится в соответствии с требованиями документации изготовителя, Адсорбент, загружаемый в воздухоосушитель и фильтры трансформаторов, должен иметь остаточное влагосодержание не более 0,5 % массы.

5.25. Тепловизионный контроль проводится у трансформаторов напряжением 6 кВ и выше в соответствии с рекомендациями, изложенными в Приложении N 5 настоящих Требований.

Периодичность контроля трансформаторов:

а) 35 кВ и ниже - 1 раз в 3 года;

б) 110-220 кВ - 1 раз в 2 года;

в) 330-750 кВ - ежегодно.

Для трансформаторов и автотрансформаторов, у которых по результатам анализа газов, растворенных в масле, концентрации метана, этана и этилена превышают граничные значения проводится тепловизионный контроль.

5.26. Испытания остатков масла в баке трансформаторов, поставляемых без масла, проверяется пробивное напряжение и влагосодержание остатков масла. Пробивное напряжение должно быть не менее 50 кВ, а влагосодержание не более 0,002 % (20 г/т).

Результаты испытаний учитываются при комплексной оценке состояния трансформатора после транспортировки.

5.27. При М у трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно, находящихся на хранении, проба масла испытывается в соответствии с требованиями таблиц N 46 или N 47 (пункт1) не реже 1 раза в год.

У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, находящихся на хранении, масло испытывается в соответствии с требованиями таблиц N 46 или N 47 (пункты1-4) не реже 1 раза в год.

У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно, ранее бывших в эксплуатации и находящихся на хранении, проба масла испытывается в соответствии с требованиями таблицы N 48 (пункт1) не реже 1раза в год, с учетом пункта 35.10 настоящих Требований.

У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, ранее бывших в эксплуатации и находящихся на хранении, масло испытывается в соответствии с требованиями таблицы N 48 (пункты1-6) не реже 1раза в год, с учетом пункта 35.10.

5.28. При П, К у трансформаторов масло испытывается в соответствии с главой XXXV настоящих Требований.

У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно масло испытывается согласно требованиям пунктов 1, 4, 6 таблицы N 46.

У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше масло испытывается согласно требованиям пунктов 1-8, 10, 11 таблицы N 46 или пунктов1-8, 11-12 таблицы N 47. Определение пункта 10 таблиц N 46 или N 47 выполняют только для трансформаторов с пленочной защитой. Определение пункта 12 таблицы N 47 проводят по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации) для регенерированных масел и смесей масел различных марок. При М у трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно масло испытывается по требованиям пункта 1 таблицы N 48 в течение первого месяца эксплуатации - 1 раз в первой половине, 1 раз во второй половине месяца и через 1 год. В дальнейшем масло испытывается по требованиям пунктов 1-4 таблицы N 48 не реже 1 раза в 4 года с учетом требований пунктов 35.10, 35.11 и требованиями пунктов 35.17 - 35.19 настоящих Требований.

У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше масло испытывается по требованиям таблицы N 48 (пункты 1-7), а у трансформаторов с пленочной защитой масла - дополнительно по пункту 10 таблицы N 48, в следующие сроки после ввода в эксплуатацию:

а) трансформаторы 110-220 кВ - через 10 дней и 1 мес.;

б) трансформаторы 330-750 кВ - через 10 дней, 1 и 3 мес.

В дальнейшем масло из трансформаторов напряжением 110 кВ и выше испытывается не реже 1 раза в 2 года согласно требованиям пунктов 1-4 таблицы N 48 и не реже 1 раза в 4 года согласно требованиям пунктов 1-8 таблицы N 48 (у трансформаторов с пленочной защитой дополнительно по пункту 10 таблицы N 48) с учетом требований пунктов 35.10, 35.11 и требований пунктов 35.16 - 35.18 настоящих Требований.

Испытание масла по требованиям таблицы N 48 (пункт 3) может не проводиться, если с требуемой периодичностью проводятся испытания по пункту 5.3 настоящих Требований.

Масло из трансформаторов мощностью до 630 кВА включительно, установленных в электрических сетях, допускается не испытывать.

5.30. При П испытание трансформаторов включением на номинальное напряжение проводится на время не менее 30 мин. В течение этого времени осуществляется наблюдение за состоянием трансформатора. В процессе испытаний не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора.

5.31. При П, К, М испытания вводов проводятся в соответствии с главой XXXIII настоящих Требований.

5.32. Испытания встроенных трансформаторов тока проводятся в соответствии с пунктом 6.9 настоящих Требований.

5.33. Испытания сухих трансформаторов, а также сухих трансформаторов с литой изоляцией проводятся по пунктам 5.5, 5.6, 5.10-5.16, 5.25, 5.30 настоящих Требований, если в технической документации изготовителя не оговорены иные условия испытаний.

Условия включения сухих трансформаторов без сушки определяются в соответствии с рекомендациями изготовителя.

Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температуре обмоток 20-30 °C должно быть для трансформаторов с номинальным напряжением:

а) до 1 кВ включительно - не менее 100 МОм;

б) более 1 до 6 кВ включительно - не менее 300 МОм;

в) более 6 кВ - не менее 500 МОм.

Измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем, прессующих колец, ярмовых балок и электростатических экранов сухих трансформаторов проводится также и при текущем ремонте. Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром на напряжение 1000 В.

Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции обмоток сухих трансформаторов по пункту 8.10 настоящих Требований обязательно как при капитальных ремонтах с полной сменой обмоток и изоляции, так и при капитальных ремонтах без замены обмоток и изоляции.

5.34. КДО трансформаторов проводится по отдельным программам с учетом пунктов 1.15., 1.16. настящих Требований.

КДО силовых трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов проводится:

а) для оборудования, отработавшего нормативный срок службы, - по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации), вне зависимости от технического состояния;

б) при обнаружении динамики изменений диагностических параметров в сторону ухудшения в рамках планового контроля или мониторинга;

в) при вводе в эксплуатацию резервной фазы, либо из аварийного резерва;

г) при необходимости проведения капитального ремонта.

При необходимости для проведения КДО силовых трансформаторов привлекаются организации, специализирующиеся в области технического диагностирования силовых трансформаторов.

При КДО трансформаторов допускаются следующие инструментальные измерения:

а) испытания и измерения по пунктам 5.3-5.9, 5.12, 5.13, 5.16-5.19, 5.21, 5.25, 5.25-5.29, 5.35 настоящих Требований;

б) измерение уровня частичных разрядов при работе силового трансформатора под нагрузкой и в режиме холостого хода (акустическим и электрическим методами);

в) измерение уровня вибрации на стенке бака силового трансформатора под нагрузкой и в режиме холостого хода;

г) измерение вибрационных характеристик элементов системы охлаждения;

д) определение механического состояния (деформации) обмоток трансформатора (реактора) частотным методом, методом низковольтных импульсов, методами вибродиагностики;

е) тепловизионный контроль в различных режимах работы трансформатора;

ж) испытания трансформаторного масла для оценки качества жидкого диэлектрика по методикам, указанным в пунктах 35.17 - 35.19 настоящих Требований.

5.35. При П, К, М контроль характеристик частичных разрядов (ЧР) на трансформаторах выполняется по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

5.36. При возникновении технологического нарушения (аварийного отключения трансформатора газовой защитой или срабатывания газовой защиты на сигнал) необходимо обеспечить проведение следующих испытаний и измерений до принятия решения о вводе трансформатора в работу:

а) при срабатывании газовой защиты на сигнал или отключение (при появлении газа в газовом реле) провести отбор пробы газа из газового реле для проверки газа на горючесть с последующим ее анализом.

б) при срабатывании газовой защиты на сигнал или отключение провести отбор пробы масла из бака трансформатора на физико-химический анализ по показателям пунктов 1, 2, 4, 6 таблицы N 48 и дополнительно пункта 10 таблицы N 48 для трансформаторов с пленочной защитой;

в) при срабатывании газовой защиты на сигнал или отключение провести отбор пробы масла из бака трансформатора на анализ растворенных газов в соответствии с требованиями пункта 5.3 настоящих Требований;

г) при срабатывании газовой защиты на отключение провести испытания по пунктам 5.5, 5.7, 5.12, 5.31 настоящих Требований;

д) при срабатывании газовой защиты устройства РПН на сигнал проводится отбор пробы масла из бака РПН на физико-химический анализ по показателям пунктов 1, 2, 4 таблицы N 48.

Необходимость расширения объема измеряемых параметров при отключении трансформаторов по газовой защите до принятия решения о его вводе в работу определяет технический руководитель субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

5.37. Контроль уровня вибрации шунтирующих реакторов проводится для масляных шунтирующих реакторов напряжением 500 и 750 кВ один раз в 6 лет.

Норма виброперемещения:

а) на стенке бака - не более 30 мкм;

б) на элементах системы охлаждения, расширителя - не более 50 мкм.

Предельно-допустимое значение виброперемещения:

а) стенки бака - 60 мкм;

б) системы охлаждения - 85 мкм.

VI. Маслонаполненные электромагнитные трансформаторы тока

6.1. При П, К, М измерение сопротивления основной изоляции маслонаполненных электромагнитных трансформаторов тока, изоляции измерительного конденсатора и вывода последней обкладки бумажно-масляной изоляции конденсаторного типа проводится мегаомметром на 2500 В.

Измерение сопротивления вторичных обмоток и промежуточных обмоток каскадных трансформаторов тока относительно цоколя проводится мегаомметром на 1000 В.

В процессе эксплуатации измерения проводятся:

а) на трансформаторах тока 35 кВ - при ремонтных работах в ячейках (присоединениях), где они установлены;

б) на трансформаторах тока 110 кВ и выше с бумажно-масляной изоляцией (без уравнительных обкладок) - при неудовлетворительных результатах испытаний масла согласно требованиям таблицы N 48, пункты 1-4 (область "риска");

в) на трансформаторах тока типа ТФЗМ первые 2 года эксплуатации - ежегодно, затем 1 раз в 4 года, если иное не оговорено в инструкции изготовителя;

г) на трансформаторах тока с бумажно-масляной изоляцией конденсаторного типа 330 кВ и выше - при отсутствии контроля изоляции под рабочим напряжением - 1 раз в год.

Измеренные значения сопротивления изоляции должны быть не менее приведенных в таблице N 24.

Таблица N 24

Допустимые сопротивления изоляции маслонаполненных электромагнитных трансформаторов тока

Класс напряжения, кВ	Допустимые сопротивления изоляции, МОм, не менее
	Основная изоляция	Измерительный вывод	Наружные слои	Вторичные обмотки*	Промежуточные обмотки
3-35	1000/500	-	-	50 (1)/50 (1)	-
110-220	3000/1000	-	-	50 (1)/50 (1)	-
330-750	5000/3000	3000/1000	1000/500	50 (1)/50 (1)	1/1

Примечание - В числителе указаны значения сопротивления изоляции трансформаторов тока при вводе в эксплуатацию, в знаменателе - в процессе эксплуатации.

* Сопротивления изоляции вторичных обмоток приведены: без скобок - при отключенных вторичных цепях, в скобках - с подключенными вторичными цепями.

У каскадных трансформаторов тока сопротивление изоляции измеряется для трансформатора тока в целом. При неудовлетворительных результатах таких измерений сопротивление изоляции дополнительно измеряется по ступеням.

6.2. При П, К, М измерения tg у трансформаторов тока с основной бумажно-масляной изоляцией проводятся при напряжении 10 кВ.

В процессе эксплуатации измерения проводятся:

а) на трансформаторах тока напряжением до 35кВ включительно - при ремонтных работах в ячейках (присоединениях), где они установлены;

б) на трансформаторах тока 110 кВ и выше с бумажно-масляной изоляцией (без уравнительных обкладок) - при неудовлетворительных результатах испытаний масла по требованиям таблицы N 48, пункты 1-4 (область "риска").

После 25 лет срока службы - не реже 1 раза в 4 года;

в) на трансформаторах тока типа ТФЗМ - первые 2 года эксплуатации ежегодно, затем 1 раз в 4 года;

г) на трансформаторах тока с бумажно-масляной изоляцией конденсаторного типа 330 кВ и выше - при отсутствии контроля под рабочим напряжением - 1 раз в год.

У каскадных трансформаторов тока tg основной изоляции измеряется для трансформаторов тока в целом. При неудовлетворительном результате таких измерений tg дополнительно проверяется по ступеням.

Измеренные значения, приведённые к температуре 20 °С, должны быть не более указанных в таблице N 25.

Таблица N 25

Предельные значения tg основной изоляции трансформаторов тока

Тип изоляции	Предельные значения tg, %, основной изоляции трансформаторов тока на номинальное напряжение, кВ, приведенные к температуре 20 °С
	3-15	20-35	110	220	330	500	750
Бумажно-бакелитовая	3,0/12,0	2,5/8,0	2,0/5,0	-	-	-	-
Основная бумажно-масляная и конденсаторная изоляция	-	2,5/4,5	2,0/3,0	1,0/1,5	Не более 150 % от измеренного изготовителем, но не выше 0,8. Не более 150 % от измеренного при вводе в эксплуатацию, но не выше 1,0.

Примечание - В числителе указаны значения tg основной изоляции трансформаторов тока при вводе в эксплуатацию, в знаменателе - в процессе эксплуатации.

6.3. При П испытание повышенным напряжением частоты 50 Гц основной изоляции проводится на трансформаторах тока на напряжение до 35 кВ включительно.

Значение испытательного напряжения основной изоляции принимается в соответствии с таблицами N 22 и N 23.

Длительность испытания трансформаторов тока - 1 мин. Допускается проведение испытаний трансформаторов тока совместно с ошиновкой.

6.4. При П, К, М значения испытательного напряжения частоты 50 Гц для изоляции вторичных обмоток вместе с присоединенными к ним цепями принимается равным 1 кВ.

Продолжительность испытательного напряжения - 1 мин.

6.5. При П, К характеристика намагничивания снимается повышением напряжения частотой 50 Гц на всех вторичных обмотках, расположенных на отдельных сердечниках. Характеристика снимается до начала насыщения, но не выше 1800 В. При наличии у обмоток ответвлений характеристика снимается на рабочем ответвлении. Мощность испытательного источника должна обеспечить синусоидальность подаваемого на обмотку напряжения вплоть до начала насыщения сердечника.

В эксплуатации допускается снятие рабочей точки характеристики намагничивания.

Снятая характеристика сопоставляется с приведенной в документац

ии изготовителя или с характеристиками намагничивания исправных трансформаторов тока, однотипных с проверяемыми. Отличие не должно превышать 10 %.

6.6. При П отклонение измеренного коэффициента трансформации от указанного в паспорте или от измеренного на исправном трансформаторе тока, однотипном с проверяемым, не должно превышать 2 %.

6.7. При П, К отклонение измеренного сопротивления обмотки постоянному току от паспортного значения или от измеренного на других фазах не должно превышать 2%. При сравнении измеренного значения с паспортными данными измеренное значение сопротивления приводится к температуре, при которой проводились измерения изготовителем. При сравнении с другими фазами измерения на всех фазах проводятся при одной и той же температуре.

6.8. При П, К, М трансформаторное масло перед и после заливки (доливки) в трансформаторы должно быть испытано в соответствии с главой XXXV настоящих Требований.

Перед заливкой (доливкой) в оборудование масло испытывается на соответствие требованиям пунктов 1-8 таблицы N 46 (для свежих масел), таблицы N 47 (для регенерированных масел).

В процессе эксплуатации трансформаторное масло из трансформаторов тока напряжением до 35 кВ включительно допускается не испытывать.

Масло из трансформаторов тока 110 кВ и выше, не оснащённых системой контроля под рабочим напряжением, испытывается согласно требованиям подпунктов 1-4 таблицы N 48 с учётом пункта 35.11 настоящих Требований - 1 раз в 2 года (для трансформаторов тока герметичного исполнения - согласно инструкции изготовителя). При неудовлетворительных результатах масло дополнительно испытывается по пунктам 5-7 таблицы N 48.

Масло из трансформаторов тока, оснащённых системой контроля под рабочим напряжением, при достижении контролируемыми параметрами предельных значений, приведённых в таблице N 26, испытывается согласно требованиям таблицы N 48 (пункты 1-9).

Таблица N 26

Предельные значения параметров tg и Y/Y трансформаторов тока

Класс напряжения, кВ	Предельные значения, %, параметров tg и Y/Y
	при периодическом контроле	при непрерывном контроле
220	2,0	3,0
330-500	1,5	2,0
750	1,0	1,5

У маслонаполненных каскадных трансформаторов тока оценка состояния трансформаторного масла в каждой ступени проводится по нормам, соответствующим рабочему напряжению трансформатора тока.

Необходимость проведения ХАРГ для трансформаторов тока на напряжение 110 кВ и выше определяется субъектом электроэнергетики (эксплуатирующей организацией). Оценка результатов ХАРГ проводится в соответствии с рекомендациями изготовителя трансформаторов тока.

6.9. При П, К, М испытания напряжением частоты 50 Гц встроенных трансформаторов тока проводятся по пунктам 6.1, 6.3 - 6.7 настоящих Требований.

Измерение сопротивления изоляции встроенных трансформаторов тока проводится мегаомметром на напряжение 1000 В.

Измеренное сопротивление изоляции без вторичных цепей должно быть не менее 10 МОм.

Допускается измерение сопротивления изоляции встроенных трансформаторов тока вместе со вторичными цепями. Измеренное сопротивление изоляции должно быть не менее 1 МОм.

6.10. При М тепловизионный контроль трансформаторов тока проводится в соответствии с указаниями Приложения N 5. Контроль проводится с учетом конструктивных особенностей.

6.11. При М контроль изоляции под рабочим напряжением частоты 50 Гц проводятся у трансформаторов тока напряжением 110-750 кВ.

Для трансформаторов тока, контролируемых под рабочим напряжением, контроль по пунктам 6.1, 6.2 и 6.8 настоящих Требований в эксплуатации может проводиться только при неудовлетворительных результатах испытаний по пункту 6.11 настоящих Требований.

Контролируемые параметры: изменения тангенса угла диэлектрических потерь (tg) и емкости (С/С) основной изоляции.

Изменение значений контролируемых параметров определяется как результат двух измерений: очередных и при вводе в работу системы контроля под напряжением.

При значении tg равном и более 0,3 % необходимо выполнить измерения на Uисп=10 кВ. При подтверждении результатов определения tg под рабочим напряжением необходимо провести ХАРГ и снять характеристику намагничивания.

Предельное значение увеличения емкости составляет 5 % значения, измеренного при вводе в работу системы контроля изоляции под рабочим напряжением.

Периодичность контроля трансформаторов тока под рабочим напряжением до организации непрерывного автоматизированного контроля - 2 раза в год.

6.12. При М измерение уровня ЧР проводится у трансформаторов тока на напряжение 110 кВ и выше по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

VII. Газонаполненные (элегазовые) электромагнитные трансформаторы тока

Примечание: К* - при капитальном ремонте присоединений. С*- при среднем ремонте присоединений.

7.1. При П, К*, С* и М измерение сопротивления основной изоляции газонаполненных электромагнитных трансформаторов тока проводится мегаомметром на 2500 В, если это позволяет конструкция трансформатора тока, а измерения вторичных контуров - мегаомметром на 1000 В.

Измерение сопротивления изоляции вторичных обмоток трансформаторов тока относительно цоколя при вводе в эксплуатацию проводится как отдельно, так и совместно с токовыми цепями.

Измерения сопротивления изоляции вторичных обмоток трансформаторов тока относительно цоколя при капитальных ремонтах и в межремонтный период проводится вместе с токовыми цепями и сравнивается с предыдущими замерами.

Измеренные значения сопротивления изоляции отдельного трансформатора тока должны быть не менее приведенных в документации изготовителя. В процессе эксплуатации измерения проводятся:

а) на трансформаторах тока 35 кВ - при ремонтных работах в ячейках (присоединениях), где они установлены;

б) на трансформаторах тока 110 кВ и выше не менее 1 раза в 4 года (при отсутствии контроля изоляции под рабочим напряжением), если иное не установлено документацией изготовителя.

7.2. При П испытание повышенным напряжением частоты 50 Гц основной изоляции газонаполненных электромагнитных трансформаторов тока проводится на трансформаторах тока на напряжение 35 кВ.

Значение испытательного напряжения основной изоляции принимается в соответствии с таблицами N 22 и N 23.

Длительность испытания трансформаторов тока - 1мин.

Допускается проведение испытаний трансформаторов тока совместно с ошиновкой.

7.3. При П, К*, С* и М значения испытательного напряжения для изоляции вторичных обмоток газонаполненных электромагнитных трансформаторов тока вместе с присоединёнными к ним цепями принимается равным 1 кВ.

Продолжительность приложения испытательного напряжения - 1 мин.

7.4. При П, К* и С* характеристика намагничивания газонаполненных электромагнитных трансформаторов тока снимается повышением синусоидального напряжения на всех вторичных обмотках, расположенных на отдельных сердечниках. Характеристика снимается до начала насыщения, но не выше 1800 В. При наличии у обмоток ответвлений характеристика снимается на том ответвлении, на котором проводились испытания изготовителем.

В эксплуатации допускается снятие рабочей точки характеристики намагничивания.

Снятая характеристика сопоставляется с приведенной в документаии изготовителя или с характеристиками намагничивания исправных трансформаторов тока, однотипных с проверяемыми. Отличие не должно превышать 10 %.

Храктеристики снимаются до и после размагничивания.

7.5. При П отклонение измеренного коэффициента трансформации от указанного в паспорте или от измеренного на исправном газонаполненном электромагнитном трансформаторе тока, однотипном с проверяемым, не должно превышать 2 %.

Храктеристики снимаются до и после размагничивания.

7.6. При П, К* и С* отклонение измеренного сопротивления обмотки постоянному току газонаполненных электромагнитных трансформаторов тока от паспортного значения или от измеренного на других фазах не должно превышать 2 %. При сравнении измеренного значения с паспортными данными измеренное значение сопротивления должно приводиться к температуре, при которой проводились измерения изготовителем. При сравнении с другими фазами измерения на всех фазах должны проводиться при одной и той же температуре.

7.7. При П, К* и С* проверка влагосодержания подлежит товарная газовая смесь в случае отсутствия сертификата изготовителя и бывший в употреблении газовая смесь, предназначенная для заполнения или дозаполнения газоизолированных отсеков. Массовая доля воды для элегаза должна быть не более 0,0015 % (что соответствует точке росы минус 40 °С при атмосферном давлении). В случае предъявления изготовителем повышенных требований к качеству газовой смеси, по сравнению с указанными ТУ, влагосодержание такой газовой смеси должно соответствовать этим требованиям.

Влагосодержание газовой смеси, находящейся в отсеке трансформатора тока, подлежит измерению перед вводом трансформатора тока в эксплуатацию (после проведения в необходимых случаях первоначального заполнения или до заполнения трансформатора тока газовой смесью. Наибольшее допустимое содержание влаги внутри газоизолированного отсека трансформатора тока должно быть таким, чтобы точка росы была не выше минус 5 °С для измерения при температуре плюс 20 °С и номинальном давлении газовой смеси. Соответствующая поправка должна быть сделана для измерения влагосодержания, выполненного при других температурах, если иная величина влагосодержания не предусмотрена изготовителем трансформатора тока.

При превышении норматива влагосодержания в газовой смеси, находящейся в газоизолированном отсеке трансформатора тока, необходимо произвести откачку, осушку отсека и заполнение газовой смесью.

7.8. При П, К* и С* проверка давления заполнения газовой смесью газоизолированных отсеков трансформаторов тока проводится сигнализатором плотности газа.

7.9. При М тепловизионный контроль газонаполненных электромагнитных трансформаторов тока проводится в соответствии с указаниями Приложения N 5 к настоящим Требованиям. Контроль проводится с учетом конструктивных особенностей трансформатора тока.

VIII. Электронные и электронно - оптические трансформаторы тока

Примечание: К* - при капитальном ремонте трансформатора тока и /или присоединений. С*- при среднем ремонте присоединений.

8.1. При П, К* и С* визуальный осмотр высоковольтного блока электронного и электронно-оптического трансформатора тока проводится в соответствии с документацией изготовителя.

Для электронных и электронно-оптических трансформаторов тока, в случае наличия в конструкции трансформатора первичной шины, проводится измерение сопротивления первичной шины относительно земли мегаомметром напряжением 2500 В, допустимое сопротивление должно составлять не менее чем 1 ТОм.

8.2. При П, К* и С* визуальный осмотр электронного блока электронного и электронно-оптического трансформатора тока проводится в соответствии с документацией изготовителя.

8.3. Для электронных и электронно-оптических трансформаторов тока в случае наличия в конструкции трансформатора первичной шины, измерение tg проводятся при напряжении 10 кВ, если такое допускается инструкцией по эксплуатации трансформатора тока. Измеренное значение не должно отличаться от указанного в протоколе испытаний изготовителя более чем в 3 раза, если иное не предусмотрено инструкцией по эксплуатации.

8.4. Для электронных и электронно-оптических трансформаторов тока испытание повышенным напряжением вторичных обмоток не проводится, если иное не предусмотрено документацией изготовителя.

8.5. Для электронных и электронно-оптических трансформаторов тока снятие характеристик намагничивания не проводится.

8.6. При П, К*, С* и М для электронных и электронно-оптических трансформаторов тока для контроля коэффициента трансформации допускается проведение измерения не менее чем в 3-х точках первичного тока: 50 %, 100 %; 300-1000 % (для защитных трансформаторов). Измерение допускается проводить переменным или постоянным током, а также в импульсном режиме при длине импульса тока не менее 5-ти периодов дискретизации трансформатора тока с контролем измерений по выходному цифровому потоку. Допустимое отклонение измеренных значений не должно превышать предельных значений полной (мгновенной) погрешности соответствующего класса точности. Перидичность измерений не реже 1 раза в 8 лет.

8.7. Для электронных и электронно-оптических комбинированных трансформаторов тока и напряжения с необслуживаемым емкостным делителем напряжения испытание трансформаторного масла не проводится в случае, если их емкость не превышает 5000 пФ. При П, К, М проводится визуальный контроль подтеков масла.

8.8. При М тепловизионный контроль силовых контактов электронного и электронно-оптического трансформатора тока проводится в соответствии с указаниями Приложения N 5 к настоящим Требованиям.

IX. Электромагнитные трансформаторы тока с литой твердой изоляцией

Примечание: К* - при капитальном ремонте присоединений. С*- при сренем ремонте присоединений.

9.1. При П, К*, С* и М измерение сопротивления основной изоляции электромагнитных трансформаторов тока с литой твердой изоляцией проводится мегаомметром на 2500 В.

Измерение сопротивления изоляции вторичных обмоток трансформаторов тока относительно друг друга проводится мегаомметром на 1000 В.

В процессе эксплуатации измерения проводятся:

а) на трансформаторах тока 3-35 кВ - при ремонтных работах в ячейках (присоединениях), где они установлены;

б) на трансформаторах тока 110 кВ и выше не менее 1раза в 4 года (при отсутствии контроля изоляции под рабочим напряжением), если иное не предусмотрено документацией изготовителя.

Измеренные значения сопротивления изоляции должны быть не менее приведенных в документации изготовителя.

9.2. При П испытание повышенным напряжением частоты 50 Гц основной изоляции электромагнитных трансформаторов тока с литой твердой изоляцией проводится на трансформаторах тока на напряжение до 35 кВ включительно.

Значение испытательного напряжения основной изоляции принимается в соответствии с таблицами N 22 и N 23.

Длительность испытания трансформаторов тока - 1 мин.

Допускается проведение испытаний трансформаторов тока совместно с ошиновкой.

9.3. При П, К, С* и М значение испытательного напряжения для изоляции вторичных обмоток электромагнитных трансформаторов тока с литой твердой изоляцией вместе с присоединенными к ним цепями принимается равным 1 кВ.

Продолжительность испытательного напряжения - 1 мин.

9.4. При П, К* и С* характеристика намагничивания электромагнитных трансформаторов тока с литой твердой изоляцией снимается повышением синусоидального напряжения на всех вторичных обмотках, расположенных на отдельных сердечниках. Характеристика снимается до начала насыщения, но не выше 1800 В. При наличии у обмоток ответвлений характеристика снимается на рабочем ответвлении.

В эксплуатации допускается снятие рабочей точки характеристики намагничивания.

Снятая характеристика сопоставляется с приведенной в документации изготовителя или с характеристиками намагничивания исправных трансформаторов тока, однотипных с проверяемыми. Отличие не должно превышать 10 %.

При послеаварийных проверках следует учитывать возможность наличия остаточного намагничивания апериодической составляющей тока КЗ.

9.5. При П отклонение измеренного коэффициента трансформации электромагнитных трансформаторов тока с литой твердой изоляцией от указанного в паспорте или от измеренного на исправном трансформаторе тока, однотипном с проверяемым, не должно превышать 2 %.

Перед измерениями необходимо произвести размагничивание трансформатора.

9.6. При П, К* и С* отклонение измеренного сопротивления обмотки постоянному току электромагнитных трансформаторов тока с литой твердой изоляцией от паспортного значения или от измеренного на других фазах не должно превышать 2 %. При сравнении измеренного значения с паспортными данными измеренное значение сопротивления должно приводиться к температуре, при которой проводились измерения изготовителем. При сравнении с другими фазами измерения на всех фазах должны проводиться при одной и той же температуре.

9.7. Тепловизионный контроль электромагнитных трансформаторов тока с литой твердой изоляцией при М проводится в соответствии с указаниями Приложения N 5 к настоящим Требованиям. Контроль проводится с учетом конструктивных особенностей.

X. Маслонаполненные электромагнитные трансформаторы напряжения

Примечание: К* - при капитальном ремонте присоединений. С*- при сренем ремонте присоединений.

10.1. При П, К*, С* и М измерение сопротивления изоляции обмоток ВН электромагнитных трансформаторов напряжения проводится мегаомметром на напряжение 2500 В.

Измерение сопротивления изоляции вторичных обмоток, а также связующих обмоток каскадных трансформаторов напряжения проводится мегаомметром на напряжение 1000 В. Сопротивление изоляции обмоток ВН трансформаторов напряжения 35 кВ и выше с изоляцией нулевого вывода на напряжение до 1000 В допускается измерять с помощью мегаомметра на 500 В.

В процессе эксплуатации измерения проводятся:

а) на трансформаторах напряжения 3-35 кВ - при проведении ремонтных работ в ячейках (присоединениях), где они установлены;

б) на трансформаторах напряжения 110 кВ и выше - 1 раз в 4 года.

Измеренные значения сопротивления изоляции при вводе в эксплуатацию и в эксплуатации должны быть не менее приведенных в таблице N 27. В процессе эксплуатации допускается проведение измерений сопротивления изоляции вторичных обмоток совместно с вторичными цепями.

Таблица N 27

Допустимые сопротивления изоляции трансформаторов напряжения

Класс напряжения, кВ	Допустимые сопротивления изоляции, МОм, не менее
	Основная изоляция	Вторичные обмотки*	Связующие обмотки
3-35	100	50 (1)	1
110-500	300	50 (1)	1

Примечание - *Сопротивления изоляции вторичных обмоток приведены: без скобок - при отключенных вторичных цепях; в скобках - совместно с подключенными вторичными цепями.

10.2. При П испытании повышенным напряжением частоты 50 Гц проводится на трансформаторах напряжения до 35 кВ включительно.

Испытания изоляции обмотки ВН повышенным напряжением частоты 50Гц проводятся для трансформаторов напряжения с изоляцией всех выводов обмотки ВН этих трансформаторов на номинальное напряжение.

Значение испытательного напряжения основной изоляции принимается в соответствии с таблицами N 22 и N 23.

Длительность испытания трансформаторов напряжения - 1 мин.

Значение испытательного напряжения для изоляции вторичных обмоток вместе с присоединенными к ним цепями принимается равным 1 кВ.

Продолжительность испытательного напряжения - 1 мин.

10.3. При П, М измерение сопротивления обмоток постоянному току проводится у первичных, вторичных и связующих обмоток трансформаторов напряжения.

Необходимость проведения измерения сопротивления обмоток постоянному току в процессе эксплуатации определяется техническим руководителем субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

Отклонение измеренного сопротивления обмотки постоянному току от паспортного значения или от измеренного на других фазах не должно превышать 2%. При сравнении измеренного значения с паспортными данными измеренное значение сопротивления должно приводиться к температуре испытаний изготовителя. При сравнении с другими фазами измерения на всех фазах должны проводиться при одной и той же температуре.

10.4. При П, К*, С* и М трансформаторов напряжения масло испытывается в соответствии с главой XXXV настоящих Требований.

Перед заливкой (доливкой) в оборудование масло испытывается на соответствие требованиям пунктов 1-8 таблицы N 46 (для свежих масел), таблицы N 47 (для регенерированных масел).

После заливки (доливки) в оборудование масло испытывается на соответствие требованиям пунктов 1, 4, 5, таблицы N 46 (для свежих масел), таблицы N 47 (для регенерированных масел).

В процессе эксплуатации трансформаторное масло из трансформаторов напряжения до 35 кВ включительно допускается не испытывать.

У трансформаторов напряжения 110 кВ и выше устанавливается следующая периодичность испытаний трансформаторного масла:

а) для трансформаторов напряжения 110-220 кВ - 1 раз в 4 года;

б) для трансформаторов напряжения 330-500 кВ - 1 раз в 2 года.

В процессе эксплуатации масло испытывается на соответствие требованиям таблицы N 48, пунктов 1-4 с учетом пунктов 35.10, 35.11 и 35.16 - 35.18 настоящих Требований. При неудовлетворительных результатах дополнительно проводятся испытания по п. 5-7 таблицы N 48.

У маслонаполненных каскадных трансформаторов напряжения оценка состояния масла в отдельных ступенях проводится по нормам, соответствующим рабочему напряжению ступени.

Необходимость проведения ХАРГ для трансформаторов напряжения 110кВ и выше определяется субъектом электроэнергетики (эксплуатирующей организацией). Оценка результатов ХАРГ поводится в соответствии с рекомендациями изготовителя.

10.5. При М тепловизионный контроль трансформаторов напряжения проводится в соответствии с указаниями Приложения N 5 к настоящим Требованиям. Контроль проводится с учетом конструктивных особенностей.

10.6. При М контроль уровня частичных разрядов проводится у трансформаторов напряжения 110 кВ и выше по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

XI. Маслонаполненные емкостные трансформаторы напряжения

Примечание: К* - при капитальном ремонте оборудовани и/или присоединений. С*- при сренем ремонте присоединений.

11.1. При П, М маслонаполненных емкостных трансформаторов напряжения измерение сопротивления изоляции электромагнитного устройства обмоток проводится мегаомметром на 2500 В.

В процессе эксплуатации измерения проводятся при проведении ремонтов в ячейках, где установлены трансформаторы напряжения.

Сопротивление изоляции не должно отличаться от указанного в паспорте более чем на 30 % в сторону снижения, но должно быть не менее 300 МОм.

11.2. При П, К*, С* и М измерение сопротивления обмоток постоянному току маслонаполненных ёмкостных трансформаторов напряжения проводится на всех выводах вторичных обмоток.

Необходимость проведения измерения сопротивления обмоток постоянному току в процессе эксплуатации определяется субъектом электроэнергетики (эксплуатирующей организацией).

Измеренные значения, приведенные к температуре при испытаниях изготовителя, не должны отличаться от указанных в паспорте более чем на 5 %.

11.3. При П, К*, С* и М испытания трансформаторного масла из электромагнитного устройства проводятся при наличии технической возможности.

Перед вводом в эксплуатацию определяется пробивное напряжение масла из электромагнитного устройства. Значение пробивного напряжения масла должно быть не менее 30 кВ.

При вводе в эксплуатацию трансформаторное масло для заливки (доливки) электромагнитного устройства должно быть испытано в соответствии с главой XXXV настоящих Требований.

В процессе эксплуатации трансформаторное масло из электромагнитного устройства должно испытываться первый раз через четыре года после ввода в эксплуатацию, в дальнейшем - через 6 лет согласно требованиям таблицы N 48 (подпункты 1-4) с учётом пунктов 35.10, 35.1. и 35.16-35.18 настоящих Требований. При неудовлетворительных результатах дополнительно проводятся испытания по пунктам 5-7 таблицы N 48.

Необходимость проведения ХАРГ для трансформаторов напряжения 110кВ и выше определяется субъектом электроэнергетики (эксплуатирующей организацией). Оценка состояния трансформаторов напряжения проводится в соответствии с документацией изготовителя.

XII. Газонаполненные (элегазове) трансформаторы напряжения

Примечание: К* - при капитальном ремонте присоединений. С*- при сренем ремонте присоединений.

12.1. При П, К*, С* и М измерение сопротивления изоляции обмотки ВН трансформаторов напряжения проводится мегаомметром на напряжение 2500В.

Измерение сопротивления изоляции вторичных обмоток трансформаторов напряжения проводится мегаомметром на напряжение 1000В.

В процессе эксплуатации испытания проводятся во время проведения ремонтов ячеек, где установлены ТН.

Измеренные значения сопротивления изоляции при вводе в эксплуатацию и в эксплуатации должны быть не менее, приведенных в документации изготовителя. В случае отсутствия данной информации в документации изготовителя могут быть использованы значения, приведенные в таблице N 28.

В процессе эксплуатации допускается проведение измерений сопротивления изоляции вторичных обмоток совместно с вторичными цепями.

Таблица N 28

Допустимые сопротивления изоляции элегазовых (газонаполненных) трансформаторов напряжения

Класс напряжения, кВ	Допустимые сопротивления изоляции, МОм, не менее
	основная изоляция	вторичные обмотки*	связующие обмотки
35-500	300	50(1)	1

Примечание - * Сопротивления изоляции вторичных обмоток приведены: без скобок - при отключенных вторичных цепях; в скобках - совместно с подключенными вторичными цепями.

12.2. При П испытание повышенным напряжением частоты 50 Гц проводится на трансформаторах напряжения на напряжение до 35 кВ включительно.

Испытания изоляции обмотки ВН повышенным напряжением частоты 50Гц проводятся для трансформаторов напряжения с изоляцией всех выводов обмотки ВН этих трансформаторов на номинальное напряжение.

Значение испытательного напряжения основной изоляции принимается в соответствии с таблицами N 22 и N 23.

Продолжительность испытательного напряжения - 1 мин.

Значение испытательного напряжения для изоляции вторичных обмоток вместе с присоединенными к ним цепями принимается равным 1 кВ.

Продолжительность испытательного напряжения - 1 мин.

12.3. При П измерение сопротивления обмоток постоянному току проводится у первичных и вторичных обмоток трансформаторов напряжения.

Отклонение измеренного сопротивления обмотки постоянному току от паспортного значения или от измеренного на других фазах не должно превышать 2 %. При сравнении измеренного значения с паспортными данными измеренное значение сопротивления должно приводиться к температуре испытаний изготовителя. При сравнении с другими фазами измерения на всех фазах должны проводиться при одной и той же температуре.

12.4. При П, К*, С* и Т проверке влагосодержания подлежит товарная газовая смесь в случае отсутствия сертификата изготовителя и бывший в употреблении газ, предназначенные для заполнения или дозаполнения газоизолированных отсеков трансформаторов напряжения. Массовая доля воды для элегаза должна быть не более 0,0015 % (что соответствует точке росы минус 40 °С при атмосферном давлении). В случае предъявления изготовителем повышенных требований к качеству газовой смеси, по сравнению с указанными ТУ, влагосодержание ее должно соответствовать настоящим Требованиям.

Влагосодержание газовой смеси, находящегося в отсеке трансформатора напряжения, подлежит измерению перед вводом трансформатора напряжения в эксплуатацию (после проведения в необходимых случаях первоначального заполнения или дозаполнения трансформатора напряжения газовой смеси). Наибольшее допустимое содержание влаги внутри газоизолированного отсека трансформатора напряжения должно быть таким, чтобы точка росы была не выше, чем минус 5 °С для измерения при температуре плюс 20 °С и номинальном давлении газовой смеси. Соответствующая поправка должна быть сделана для измерения влагосодержания, выполненного при других температурах, если иная величина влагосодержания не предусмотрена изготовителем трансформатора напряжения.

12.5. Проверка срабатывания электроконтактного устройства приборов контроля плотности газовой смеси проводится для каждой из групп контактов устройства при искусственном снижении контролируемого прибором давления до величин предупредительной и аварийной сигнализации. Значения указанных величин определяются по показаниям контрольного манометра и в дальнейшем приводятся к температуре плюс 20 °С.

12.6. При П, С* проверка давления заполнения газовой смесью газоизолированных отсеков трансформаторов напряжения проводится сигнализатором плотности газовой смеси с периодичностью 1 раз в 5 лет.

12.7. При М тепловизионный контроль трансформаторов напряжения проводится в соответствии с указаниями Приложения N 5 к настоящим Требованиям. Контроль проводится с учетом конструктивных особенностей трансформаторов напряжения.

XIII. Электронные и электронно - оптические трансформаторы напряжения

Примечание: К* - при капитальном ремонте присоединений. С*- при среднем ремонте присоединений.

13.1. При П, К* и С* проверка высоковольтного блока проводится в соответствии с документацией изготовителя.

13.2. При П, К* и С* проверка электронных и электронно - оптических трансформаторов напряжения проводится в соответствии с инструкциями изготовителя электронных и электронно - оптических трансформаторов напряжения самим изготовителем или специальной наладочной организацией.

13.3. Для электронных и электронно-оптических трансформаторов напряжения проводится измерение tg при напряжении 10 кВ между фазным и заземляющим выводами. Измеренное значение не должно отличаться от указанного в протоколе испытаний изготовителя более чем в 3 раза, если иное не предусмотрено документацией изготовителя.

13.4. Для электронных и электронно-оптических комбинированных трансформаторов тока и напряжения с необслуживаемым емкостным делителем напряжения испытание трансформаторного масла не проводится в случае, если их емкость не превышает 5000 пФ. При П, К, М проводится визуальный контроль подтеков масла.

13.5. При М тепловизионный контроль высоковольтного делителя электронных и электронно-оптических трансформаторов напряжения проводится в соответствии с указаниями Приложения N 5 настоящих Требований.

XIV. Трансформаторы напряжения с литой твёрдой изоляцией

Примечание: К* - при капитальном ремонте присоединений. С*- при сренем ремонте присоединений.

14.1. При П, К*, С* и М измерение сопротивления изоляции обмотки ВН трансформаторов напряжения проводится мегаомметром на напряжение 2500В.

Измерение сопротивления изоляции вторичных обмоток проводится мегаомметром на напряжение 1000 В.

Сопротивление изоляции обмоток ВН трансформаторов напряжения 35кВ и выше с изоляцией нулевого вывода на напряжение до 1000 В допускается измерять с помощью мегаомметра на 500 В.

В процессе эксплуатации испытания проводятся при плановых ремонтных работах в ячейках (присоединениях), где они установлены.

Измеренные значения сопротивления изоляции при вводе в эксплуатацию и в эксплуатации должны быть не менее приведенных в документации изготовителя.

14.2. При П испытание повышенным напряжением частоты 50 Гц проводится на трансформаторах на напряжение до 35 кВ включительно.

Испытания изоляции обмотки ВН повышенным напряжением частоты 50 Гц проводятся для трансформаторов напряжения с изоляцией всех выводов обмотки ВН этих трансформаторов на номинальное напряжение.

Значение испытательного напряжения основной изоляции принимается в соответствии с таблицами N 22 и N 23.

Длительность испытания трансформаторов напряжения - 1 мин.

Значение испытательного напряжения для изоляции вторичных обмоток вместе с присоединенными к ним цепями принимается равным 1 кВ.

Продолжительность испытательного напряжения - 1 мин.

14.3. При П измерение сопротивления обмоток постоянному току проводится у первичных и вторичных обмоток трансформаторов напряжения.

Отклонение измеренного сопротивления обмотки постоянному току от паспортного значения или от измеренного на других фазах не должно превышать 2 %. При сравнении измеренного значения согласно документации изготовителя измеренное значение сопротивления должно приводиться к температуре испытаний изготовителя. При сравнении с другими фазами измерения на всех фазах должны проводиться при одной и той же температуре.

14.4. При М тепловизионный контроль трансформаторов напряжения проводится в соответствии с указаниями Приложения N 5. Контроль проводится с учетом конструктивных особенностей трансформаторов напряжения.

14.5. Измерение уровня частичных разрядов проводится у трансформаторов напряжения 110 кВ и выше по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

XV. Трансформаторы напряжения с резистивными делителями напряжения

Примечание: К* - при капитальном ремонте присоединений. С*- при сренем ремонте присоединений.

15.1. При П, К*, С* М измерение сопротивления изоляции обмотки ВН трансформаторов напряжения проводится мегаомметром на напряжение 2500 В.

В процессе эксплуатации испытания проводятся при плановых ремонтных работах в ячейках (присоединениях), где они установлены.

Измеренные значения сопротивления изоляции при вводе в эксплуатацию и в эксплуатации должны отличаться от приведенных в документации изготовителя не более чем на 5%. Отклонение измеренного сопротивления обмотки постоянному току от паспортного значения или от измеренного на других фазах не должно превышать 5 %. При сравнении измеренного значения с паспортными данными измеренное значение сопротивления должно приводиться к температуре испытаний изготовителя. При сравнении с другими фазами измерения на всех фазах должны проводиться при одной и той же температуре.

15.2. При П испытание повышенным напряжением частоты 50 Гц проводится на трансформаторах на напряжение до 35 кВ включительно.

Испытания изоляции обмотки ВН повышенным напряжением частоты 50 Гц проводятся для трансформаторов напряжения с изоляцией всех выводов обмотки ВН этих трансформаторов на номинальное напряжение.

Значение испытательного напряжения основной изоляции принимается в соответствии с таблицами N 22 и N 23.

Длительность испытания трансформаторов напряжения - 1 мин. Для трансформаторов тока с органической изоляцией длительность испытания - 5 минут.

Изоляция вторичных обмоток повышенным напряжением не проводится.

15.3. При М тепловизионный контроль трансформаторов напряжения проводится в соответствии с указаниями Приложения N 5 к настоящим Требованиям. Контроль проводится с учетом конструктивных особенностей трансформаторов напряжения.

15.4. Измерение уровня частичных разрядов проводится у трансформаторов напряжения 110 кВ и выше по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

XVI. Масляные и электромагнитные выключатели

16.1. При С сопротивление изоляции подвижных и направляющих частей, выполненных из органических материалов должно быть не ниже значений, приведенных в таблице N 29. Измерение сопротивления изоляции должно выполняться мегаомметром на напряжение 2500 В.

Таблица N 29

Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции подвижных частей, выполненных из органических материалов

Вид испытания	Сопротивление изоляции, МОм, на номинальное напряжение, кВ
	3-10	15-150	220 и выше
П	1000	3000	5000
С	300	1000	3000

16.2. При С измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и электромагнитов управления должно выполняться в соответствии с таблицей N 49.

16.3. Испытания вводов выполняются согласно главе XXXIII настоящих Требований.

16.4. При С испытание опорной изоляции и изоляции выключателей относительно корпуса повышенным напряжением частоты 50 Гц проводится на оборудовании напряжением до 35 кВ включительно.

Значение испытательного напряжения для выключателей каждого класса напряжения принимается в соответствии с таблицами N 22 и N 23.

Продолжительность испытательного напряжения - 1мин.

Аналогичному испытанию должна подвергаться изоляция межконтактных разрывов маломасляных выключателей 6-35 кВ.

16.5. Испытание изоляции вторичных цепей должно выполняться в соответствии с главой XXXVI настоящих Требований.

16.6. При С, М оценка состояния внутрибаковой изоляции и изоляции дугогасительных устройств баковых масляных выключателей 35 кВ проводится у баковых масляных выключателей на напряжение 35 кВ в том случае, если при измерении tg вводов на полностью собранном выключателе получены повышенные значения по сравнению с нормами, приведенными в таблице N 43.

Внутрибаковая изоляция и изоляция дугогасительных устройств подлежат сушке, если исключение влияния этой изоляции снижает измеренный tg более чем на 4 % (абсолютное значение).

16.7. При С, Т измерения сопротивления постоянному току токоведущего контура контактной системы проводятся пофазно.

Значения сопротивлений постоянному току токоведущего контура контактной системы масляных и электромагнитных выключателей приведены в таблице N 30. При проведении измерений следует руководствоваться данными изготовителя.

16.8. При С измеренные значения сопротивлений шунтирующих резисторов дугогасительных устройств должны соответствовать данным изготовителя с указанными в них допусками.

16.9. При С измеренные значения сопротивлений обмоток электромагнитов управления должны соответствовать величинам, указанным в документации изготовителя.

16.10. При С измерения скоростных и временных характеристик выключателей (скоростей движения подвижных контактов и времени их включения и отключения) проводятся при полностью залитом маслом выключателе и номинальном напряжении оперативного тока на выводах электромагнитов управления.

Скоростные и временные характеристики выключателя должны соответствовать данным документации изготовителя. При их отсуствии скоростные и временные характеристики выключателей прнимаются в соответствии с Приложением N6 к настоящим Требованиям.

16.11. При С измерения хода подвижных частей, вжима контактов при включении, одновременности замыкания и размыкания контактов выключателей проводятся в соответствии с данными изготовителя.

16.12. При С, Т проверка регулировочных и установочных характеристик механизмов приводов и выключателей проводится в объёме и по нормам документации изготовителя для каждого типа привода и выключателя.

Таблица N 30

Значения сопротивлений постоянному току токоведущего контура контактной системы масляных и электромагнитных выключателей

Тип выключателя	Номинальный ток, А	Сопротивление контактов, мкОм, не более
ВПМ-10	630	78
	1000	72
МГ-10, МГ-20	5000	300*
	6000	Нет данных
МГГ-10	3150	18; 240*
	4000	14; 240*
	5000	12; 240*
ВМ-14, ВМ-16	200	350
	600	150
	1000, 1250	100
ВМ-22, ВМ-23	600	150
	1000, 1500	100
ВМГ-133	600	100
	1000	75
ВМГ-10	630	75
	1000	70
ВПМП-10	630	78
	1000	72
ВМПЭ-10	630	50
	1000	40
	1600	30
ВМПП-10	630	55
	1000	45
	1600	32
ВМП-10, ВМП-10П	600	55
	1000	40
	1500	30
ВММ-10	630	85
ВК-10, ВКЭ-10	630	50/45**
	1000	45/40**
	1600	25
ВЭ-10, ВЭС-6	1600	30
	2000-2500	20
	3200-3600	15
С-35	630	310
	3200	60
МКП-35	1000	250
ВТ-35, ВТД-35	630	550
МКП-110Б	630	1300
	1000	800
У-110-2000-40	2000	800
У-110-2000-50	2000	365
У-220-1000/2000-25	2000	600
У-220-2000-40	2000	450
ВМТ-110	-	115/85***
ВМТ-220	-	115/85***
ММО-110	1250	180
ВМПЭ-10	3150	10
ВММ-10	400	55
МКП-220	600	1200
МКП-274	600	800
МКП-110М	630	800
МКП-110-5	1000	800
ВКЭ-М-10	1600	25

* Сопротивление дугогасительных контактов.

** В числителе указаны данные для выключателей на номинальный ток отключения 20 кА, в знаменателе - на 31,5 кА.

*** В числителе указано сопротивление дугогасительного устройства для выключателей на номинальный ток отключения 25 кА, в знаменателе - на 40 кА.

16.13. При С, Т механизм свободного расцепления привода должен позволять произведение операции отключения на всем ходе контактов, т.е. в любой момент от начала операции включения.

Механизм свободного расцепления проверяется в работе при полностью включенном положении привода и в двух-трех промежуточных его положениях.

Допускается не проводить проверку срабатывания механизма свободного расцепления приводов ПП-61 и ПП-67 в промежуточных положениях из-за возникновения опасности резкого возврата рычага ручного привода.

16.14. При С проверка минимального напряжения (давления) срабатывания выключателей проводится пополюсно у выключателей с пополюсными приводами.

Минимальное напряжение срабатывания электромагнитов должно быть не более значений, указанных в таблице N 31.

Таблица N 31

Минимальные значения напряжения срабатывания электромагнитов выключателей

Тип питания	Электромагниты отключения	Электромагниты включения
При питании привода от источника постоянного тока	0,7Uном	0,85Uном
При питании привода от источника переменного тока	0,65Uном	0,8Uном

Напряжение на электромагниты должно подаваться толчком.

Значение давления срабатывания пневмопривода должно быть на 20-30 % меньше нижнего предела рабочего давления.

16.15. При С многократные опробования выключателей - выполнение операций включения и отключения и сложных циклов (ВО без выдержки времени обязательны для всех выключателей; ОВ и ОВО обязательны для выключателей, предназначенных для работы в режиме АПВ) должны проводиться при номинальном напряжении на выводах электромагнитов. Число операций и сложных циклов, подлежащих выполнению выключателем, должно составлять:

а) 3-5 операций включения и отключения;

б) 2-3 цикла каждого вида.

16.16. При С, Т у выключателей трансформаторное масло испытывается в соответствии с главой XXXV настоящих Требований.

Испытания должны выполняться при вводе выключателей в эксплуатацию после монтажа, среднего, текущего и непланового ремонтов и проводиться по требованиям таблиц N 46 и N 47 (пункты 1, 4 и 5), если ремонт осуществляется со сливом масла из выключателя, и таблицы N 48 (пункты 1, 4 и 5), если ремонт ведется без слива масла из выключателя.

Испытания должны выполняться:

а) до и после заливки его в баковые выключатели;

б) до заливки его в маломасляные выключатели всех напряжений;

в) при вводе в эксплутацию.

В процессе эксплуатации испытания трансформаторного масла баковых выключателей на напряжение 110 кВ и выше при выполнении ими предельно допустимого без ремонта числа коммутаций (отключений и включений) токов КЗ или токов нагрузки должны проводиться в соответствии с требованиями таблицы N 48 (пункты 1, 4 и 5).

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

У баковых выключателей на напряжение 35 кВ при всех ремонтах должны проводиться испытания масла согласно требованиям таблицы N 48 (пункт 1). У баковых выключателей на напряжение 110 кВ и выше испытания масла согласно требованиям таблицы N 48 (пункт 1) должны проводится не реже одного раза в 4 года. Проба масла должна браться после слива конденсата из бака.

По решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации) дополнительные испытания масла по пункту 9 таблицы N 46 или N 47 до залива в выключатель могут проводиться, если применяются специальные масла с улучшенными низкотемпературными свойствами (арктические масла).

16.17. Испытания встроенных трансформаторов тока должны выполняться в соответствии с главами VI - IX настоящих Требований.

16.18. Испытания конденсаторов выполняются согласно указаниям главы XXX настоящих Требований. Разность величин емкости конденсаторов в пределах полюса выключателя не должна превышать нормативов, указанных в документации изготовителя.

16.19. При М при тепловизионном контроле оценивается нагрев рабочих и дугогасительных контактов, а также контактных соединений токоведущего контура выключателя. Тепловизионный контроль проводится в соответствии с указаниями Приложения N 5 к настоящим Требованиям. Контроль проводится с учетом конструктивных особенностей выключателя.

16.20. КДО проводится на генераторных выключателях и выключателях напряжением 110 кВ и выше с учетом пунктов 1.15., 1.16. настоящих Требований.

XVII. Воздушные выключатели

17.1. При С измерение сопротивления изоляции воздухопроводов, опорных и подвижных частей, выполненной из органических материалов должно проводиться мегаомметром на напряжение 2500 В.

Сопротивление изоляции должно быть не ниже значений, приведенных в таблице N 29.

17.2. Измерение сопротивления изоляции многоэлементных изоляторов должно выполняться согласно указаниям главы XXVII настоящих Требований.

17.3. Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления выполняются в соответствии с таблицей N 49.

17.4. При С испытание опорной изоляции повышенным напряжением частоты 50 Гц проводится на оборудовании напряжением до 35 кВ включительно.

Значение испытательного напряжения принимается в соответствии с таблицами N 22 и N 23 и главой XXVII настоящих Требований.

17.5. Испытание изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления должно выполняться в соответствии с главой XXXVI настоящих Требований.

17.6. При С, Т сопротивление токоведущего контура (главной цепи) должно измеряться по частям, т.е. для каждого дугогасительного устройства (модуля), элемента (разрыва) гасительной камеры и отделителя, внутриполюсной ошиновки и т.п. в отдельности.

При текущих ремонтах допускается измерять сопротивление токоведущего контура полюса в целом.

При проведении измерений следует руководствоваться данными документации изготовителя.

17.7. При С измеренные значения сопротивлений обмоток электромагнитов и цепей управления воздушных выключателей должны соответствовать нормам документации изготовителя.

17.8. При С результаты измерений сопротивления элементов делителей напряжения и шунтирующих резисторов должны соответствовать нормам документации изготовителя.

17.9. При С электромагниты управления воздушных выключателей должны срабатывать при напряжении не более 0,7Uном при питании привода от источника постоянного тока и не более 0,65Uном при питании от сети переменного тока через выпрямительные устройства и наибольшем рабочем давлении сжатого воздуха в резервуарах выключателя. Напряжение на электромагниты должно подаваться толчком.

17.10. При С испытания конденсаторов делителей напряжения должны выполняться согласно главе XXX настоящих Требований. Разность величин емкости конденсаторов в пределах полюса выключателя не должна превышать норм документации изготовителя.

17.11. При С при проверке работы воздушных выключателей должны определяться характеристики, предписанные документацией изготовителей выключателей. Результаты проверок и измерений должны соответствовать нормам документации изготовителя. Виды операций и сложных циклов, значения давлений и напряжений оперативного тока, при которых должна проводиться проверка характеристик выключателей, приведены в таблице N 32.

17.12. При С, Т многократные опробования - выполнение операций включения и отключения и сложных циклов (ВО без выдержки времени обязателен для всех выключателей; ОВ и ОВО - для выключателей, предназначенных для работы в режиме АПВ) должны проводиться при различных давлениях сжатого воздуха и напряжениях на зажимах электромагнитов управления с целью проверки исправности действия выключателей согласно таблице N 32.

Таблица N 32

Условия и число опробований выключателей при наладке

Операция или цикл	Давление при опробовании	Напряжение на выводах электромагнитов	Число операций и циклов
1. Включение	Наименьшее срабатывания указывается изготовителем	Номинальное	3
2. Отключение	То же	То же	3
3. ВО	"	"	2
4. Включение	Наименьшее рабочее	"	3
5. Отключение	То же	"	3
6. ВО	"	"	2
7. Включение	Номинальное	"	3
8. Отключение	То же	"	3
9. ОВ	"	"	2
10. Включение	Наибольшее рабочее	0,7 номинального	2
11. Отключение	То же	То же	2
12. ВО	"	Номинальное	2
13. ОВО	"	То же	2
14. ОВО	Наименьшее для АПВ	"	2

Примечание - При выполнении операций и сложных циклов (пункты 4-9, 12-14) должны быть сняты зачетные осциллограммы.

17.13. При С проверка размеров, зазоров и ходов дугогасительных устройств и узлов шкафов управления проводится в объёме требований документации проводителей выключателей.

17.14. Испытание воздуховодов к воздушным выключателям должно проводиться согласно документации изготовителя воздуховодов.

17.15. При М при контроле оценивается нагрев дугогасительных устройств и отделителей, а также контактные соединения токоведущего контура выключателя. Тепловизионный контроль проводится в соответствии с указаниями Приложения N 5. Контроль проводится с учетом конструктивных особенностей.

17.16. При М контроль состояния фарфоровой изоляции выполняется методами неразрушающего контроля по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

XVIII. Выключатели нагрузки (за исключением генераторных)

18.1. При П, С измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления должно выполняться в соответствии с таблицей N 49.

18.2. При П, С испытание изоляции выключателя нагрузки повышенным напряжением частоты 50 Гц проводится на оборудовании напряжением до 35 кВ включительно.

Значение испытательного напряжения для выключателей каждого класса напряжения принимается в соответствии с таблицами N 22 и N 23.

Продолжительность приложения испытательного напряжения - 1 мин.

18.3. При П, С Испытание изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления выполняется в соответствии с главой XXXVI настоящих Требований.

18.4. При П, С результаты измерения сопротивления постоянному току токоведущего контура контактной системы полюса выключателя должны соответствовать данным изготовителя.

18.5. При С толщина стенки вкладышей должна быть в пределах 0,5-1,0 мм.

18.6. При С суммарный размер обгорания подвижного и неподвижного дугогасительных контактов определяется расстоянием между подвижным и неподвижным главными контактами в момент замыкания дугогасительных. Расстояние должно быть не менее 4 мм.

18.7. При П, C проверка действия механизма свободного расцепления должна выполняться согласно указаниям пункта 16.13 настоящих Требований.

18.8. При П, С проверка срабатывания привода при пониженном напряжении на выводах электромагнитов выполняется в соответствии с указаниями пункта 16.14 настоящих Требований.

18.9. При П, С многократные опробования выключателей должны проводиться при номинальном напряжении на выводах электромагнитов. Число операций, подлежащих выполнению выключателем, должно составлять по 3 включения и отключения.

18.10. При контроле оценивается нагрев контактов и контактных соединений токоведущего контура выключателя. При М тепловизионный контроль проводится в соответствии с указаниями Приложения N 5 к настоящим Требованиям. Контроль проводится с учетом конструктивных особенностей выключателей.

18.11. КДО проводится на генераторных выключателях и выключателях напряжением 110 кВ и выше с учетом пунктами 1.15., 1.16. настоящих Требований.

XIX. Газонаполненные (элегазовые) выключатели

19.1. При П, С измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления должно выполняться в соответствии с таблицей N 49.

19.2. Испытание изоляции должно выполняться в соответствии с указаниями документации изготовителя.

19.3. При П, С, Т сопротивление постоянному току главной цепи должно измеряться как в целом всего токоведущего контура полюса, так и отдельно каждого разрыва дугогасительного устройства (если это позволяет конструктивное исполнение аппарата).

При текущих ремонтах сопротивление токоведущего контура каждого полюса выключателя измеряется в целом.

Измеренные значения сопротивлений должны соответствовать нормам документации изготовителя.

19.4. При П, С, Т измеренные сопротивления элементов в цепях привода значения сопротивлений должны соответствовать нормам документации изготовителя.

19.5. При П, С выключатели должны срабатывать при напряжении не более 0,7Uном при питании привода от источника постоянного тока; 0,65Uном при питании привода от сети переменного тока при номинальном давлении элегаза в полостях выключателя и наибольшем рабочем давлении в резервуарах привода. Напряжение на электромагниты должно подаваться толчком.

19.6. При П, С испытания конденсаторов делителей напряжения выполняются согласно главе XXX настоящих Требований.

Значение измеренной емкости должно соответствовать норме, указанной в документации изготовителя.

19.7. При П, С у газонаполненных выключателей должны определяться характеристики, предписанные документацией изготовителя. Результаты проверок и измерений должны соответствовать документации изготовителя. Виды операций и сложных циклов, значения давлений в резервуаре привода и напряжений оперативного тока, при которых должна проводиться проверка характеристик выключателей, приведены в таблице N 32. Значения собственных времен отключения и включения должны обеспечиваться при номинальном давлении газовой смеси в дугогасительных камерах выключателя, начальном избыточном давлении сжатого воздуха в резервуарах приводов, равном номинальному, и номинальному напряжению на выводах цепей электромагнитов управления.

19.8. Многократные опробования - выполнение операций включения и отключения и сложных циклов (ВО без выдержки времени между операциями - для всех выключателей; ОВ и ОВО - для выключателей, предназначенных для работы в режиме АПВ) - при П, С должны проводиться при различных давлениях сжатого воздуха в приводе и напряжениях на выводах электромагнитов управления с целью проверки исправности действия выключателей согласно таблице N 32.

19.9. При П, С, Т проверка герметичности газоизолированных отсеков газонаполненных выключателей проводится с помощью течеискателя. При контроле наличия утечки щупом течеискателя обследуются места уплотнений стыковых разъемных соединений и сварных швов выключателя.

Результат контроля наличия утечки считается удовлетворительным, если показания течеискателя не превышают нормированных документацией изготовителя значений. Контроль проводится при номинальном давлении газовой смеси.

19.10. При П, С, Т проверке влагосодержания подлежит товарная газовая смесь в случае отсутствия сертификата изготовителя и бывшая в употреблении газовая смесь, предназначенные для заполнения или дозаполнения газоизолированных отсеков газонаполненных выключателей. Массовая доля воды для элегаза должна быть не более 0,0015% (что соответствует точке росы минус 40 °С при атмосферном давлении), если иное не установлено документацией изготовителя.

Влагосодержание газовой смеси, находящейся в газоизолированном отсеке газонаполненных выключателей подлежит измерению перед вводом газонаполненных выключателей в эксплуатацию (после проведения в необходимых случаях первоначального заполнения газонаполненных выключателей газовой смесью), а также с периодичностью один раз в пять лет. Наибольшее допустимое содержание влаги внутри газоизолированного отсека газонаполненных выключателей должно быть таким, чтобы точка росы была не выше, чем минус 5 °С для измерения при температуре плюс 20 °С и номинальном давлении газовой смеси. Соответствующая поправка должна быть сделана для измерения влагосодержания, выполненного при других температурах, если иная величина влагосодержания не предусмотрена документацией изготовителя.

19.11. При П, С, Т проверка срабатывания электроконтактного устройства приборов контроля плотности газовой смеси (элегаза) проводится для каждой из групп контактов устройства при искусственном снижении контролируемого прибором давления до величин предупредительной и аварийной сигнализации. Значения указанных величин должны определяться по показаниям контрольного манометра и в дальнейшем приведены к температуре плюс 20 °С. Полученные таким образом значения, должны соответствовать величинам, указаннымв документации изготовителя.

19.12. При П, С проверка давления заполнения газовой смесью газоизолированных отсеков газонаполненных выключателей проводится сигнализатором плотности элегаза.

19.13. При П, С, Т проверка состояния нагревательных элементов систем антиконденсатного и низкотемпературного обогрева элементов газонаполненного выключателя проводится для нагревательных элементов шкафа привода и аппаратного шкафа с учетом конструктивного исполнения выключателя. Электрическое сопротивление нагревательных элементов и величина уставки устройства управляющего системой обогрева и контролирующего его работу, должно соответствовать величинам, указанным в документации изготовителем.

19.14. Проверка состояния нагревательных элементов систем обогрева резервуаров газонаполненного бакового выключателя (ЭВ) проводится для всех нагревательных элементов, установленных на газонаполненных выключателях. Электрическое сопротивление нагревательных элементов и величина уставки устройства управляющего системой обогрева и контролирующего его работу, должно соответствовать величинам, указанным в документации изготовителя.

19.15. При П, С, Т проверка характеристик (зазоров в узлах привода, ходов штоков исполнительных элементов привода, степени сжатия пружин, хода штока привода и др.) проводится в объеме и по нормам, указанным в документации изготовителя.

19.16. При П, С испытания встроенных трансформаторов тока должны выполняться в соответствии с главами XVI-IX настоящих Требований.

19.17. При контроле оценивается нагрев контактов и контактных соединений токоведущего контура выключателя. При М тепловизионный контроль проводится в соответствии с указаниями Приложения N 5 к настоящим Требованиям. Контроль проводится с учетом конструктивных особенностей газонаполненных выключателей.

19.18. КДО проводится на генераторных выключателях и выключателях напряжением 110 кВ и выше с учетом требований пунктов 1.15., 1.16. настоящих Требований.

XX. Вакуумные выключатели

20.1. Измерение сопротивления постоянному току, определение допустимого износа контактов, измерение временных характеристик выключателей, измерение хода подвижных частей и одновременности замыкания контактов проводятся в соответствии с инструкцией изготовителя.

20.2. При П, С измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления выполняется в соответствии с таблицей N 49.

20.3. При П, С испытание изоляции выключателя повышенным напряжением частоты 50 Гц проводится на оборудовании напряжением до 35кВ включительно. Испытывается изоляция выключателя и изоляция межконтактных разрывов.

Значение испытательного напряжения для выключателей каждого класса напряжения принимается в соответствии с таблицами N 22 и N 23.

Продолжительность испытания 1мин.

Если вакуумный выключатель шунтирован ОПН, последний перед испытаниями должен быть отключён.

20.4. Испытание изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления должно выполняться в соответствии с указаниями пункта 39.2 настоящих Требований.

20.5. При П, С, Т значения сопротивлений главной цепи постоянному току должны соответствовать нормам, указанных в документации изготовителя.

20.6. При П, С, Т измеренные значения сопротивлений элементов в цепях привода должны соответствовать нормам, установленным документацией изготовителя или сопротивлению аналогичных элементов однотипных выключателей, но не менее 1 МОм (таблица N 49 настоящих Требований).

20.7. При П, С выключатели, конструкция которых допускает регулировку одновременности замыкания или размыкания контактов должны регулироваться в соответствии с документацией изготовителя.

20.8. При П, С электромагниты управления вакуумных выключателей должны срабатывать при следующих уровнях напряжения:

а) электромагниты включения при напряжении не менее 0,85Uном;

б) электромагниты отключения при напряжении не менее 0,7Uном.

20.9. При П, С число операций и сложных циклов, подлежащих выполнению выключателем при номинальном напряжении на выводах электромагнитов должно составлять:

а) 3-5 операций включения и отключения;

б) 2-3 цикла ВО без выдержки времени между операциями.

20.10. При тепловизионном контроле оценивается нагрев контактов и контактных соединений токоведущего контура выключателей. При М тепловизионный контроль проводится в соответствии с указаниями Приложения N 5 к настоящим Требованиям. Контроль проводится с учетом конструктивных особенностей выключателя.

20.11. КДО на генераторных выключателях и выключателях напряжением 110 кВ и выше проводится с учетом пунктов 1.15., 1.16. настоящих Требований.

XXI. Разъединители, отделители и короткозамыкатели

21.1. При П, С измерение сопротивления изоляции поводков и тяг, выполненных из органических материалов должно выполняться мегаомметром на напряжение 2500 В.

Результаты измерений сопротивления изоляции должны быть не ниже значений, приведенных в таблице N 29.

21.2. Измерение сопротивления изоляции многоэлементных изоляторов должно выполняться согласно указаниям пункта 27.1 настоящих Требований.

21.3. Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и электромагнитов управления должно выполняться в соответствии с таблицей N 49.

21.4. При П, С испытание основной изоляции повышенным напряжением частоты 50 Гц проводится на оборудовании напряжением до 35 кВ включительно.

Значение испытательного напряжения основной изоляции для одноэлементных опорных изоляторов принимается в соответствии с таблицами N 22 и N 23.

Изоляция, состоящая из многоэлементных изоляторов, подвергается испытаниям согласно указаниям пункта 27.1 настоящих Требований.

Продолжительность приложения испытательного напряжения - 1 мин.

21.5. При П, С испытание изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления должно выполняться в соответствии с указаниями пункта 39.2 настоящих Требований.

21.6. При П, С измерение сопротивления постоянному току контактной системы разъединителей и отделителей должно выполняться между точками "контактный вывод - контактный вывод". Результаты измерений сопротивлений должны соответствовать нормам,

установленным документацией изготовителя, а при их отсутствии - данным таблицы N 33.

Таблица N 33

Допустимые значения сопротивлений контактных систем разъединителей

Номинальный ток, А	Допустимое значение сопротивления, мкОм
600	175
1000	120
1500-2000	50

21.7. Результаты измерений сопротивлений обмоток электромагнитов управления отделителей и короткозамыкателей должны соответствовать нормам документации изготовителя.

21.8. При П, С результаты измерений контактных давлений в разъемных контактах должны соответствовать нормам документации изготовителя.

21.9. При П, С аппараты с ручным (разъединители, отделители и короткозамыкатели) управлением должны быть проверены выполнением 5 операций включения и 5 операций отключения.

Аппараты с дистанционным управлением должны быть также проверены выполнением 5 операций включения и такого же числа операций отключения при номинальном напряжении на выводах электромагнитов и электродвигателей управления.

21.10. При П, С определение временных характеристик обязательно для отделителей и короткозамыкателей. Результаты измерений должны соответствовать нормам документации изготовителя.

21.11. При П, С, Т блокировка не должна позволять оперирование главными ножами при включенных заземляющих ножах и наоборот.

21.12. При П, М контроль состояния опорно-стержневой изоляции выполняется методами неразрушающего контроля по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

21.13. При контроле оценивается нагрев контактов и контактных соединений токоведущего контура. При М тепловизионный контроль проводится в соответствии с указаниями Приложения N 5. Контроль проводится с учетом конструктивных особенностей.

XXII. Комплектные распределительные устройства внутренней и наружной установки, высоковольтные отсеки трансформаторных подстанций (ТП)

Примечание: Объем и нормы испытаний элементов КРУ и высоковольтных отсеков ТП (выключатели, силовые и измерительные трансформаторы, разрядники, разъединители, кабели и т.п.) приведены в соответствующих главах настоящих Требований.

22.1. При П, С измерения сопротивления изоляции элементов КРУ проводятся мегаомметром на напряжение 2500 В.

Сопротивление изоляции должно быть не ниже значений, приведенных в таблице N 29.

22.2. При П, С измерение сопротивления изоляции вторичных цепей проводится мегаомметром на напряжение 500-1000 В в соответствии с таблицей N 49.

22.3. При П, С испытание изоляции первичных цепей ячеек повышенным напряжением 50 Гц проводится на оборудовании напряжением до 35 кВ включительно.

Значение испытательного напряжения принимается в соответствии с таблицами N 22 и N 23.

Продолжительность приложения испытательного напряжения - 1 мин.

Все выдвижные элементы с выключателями устанавливаются в рабочее положение, включают выключатели; выдвижные элементы с разрядниками, силовыми и измерительными трансформаторами выкатываются в контрольное положение. Испытание повышенным напряжением проводится до присоединения силовых кабелей.

22.4. При П, С испытание изоляции вторичных цепей должно выполняться в соответствии с указаниями пункта 36.2 настоящих Требований.

22.5. При П, С, Т несоосность контактов не должна превышать 4-5 мм. Вертикальный люфт ламелей разъединяющих контактов выкатной тележки должен быть в пределах 8-14 мм.

22.6. При П, С вхождение подвижных контактов в неподвижные должно быть не менее 15 мм, запас хода - не менее 2 мм.

22.7. При П, С сопротивление постоянному току разъемных контактов не должно превышать значений, приведенных в таблице N 34.

22.8. Контроль контактных соединений сборных шин должен выполняться согласно главе XXVII настоящих Требований.

22.9. При П, С механические испытания включают 5-кратное вкатывание и выкатывание выдвижных элементов с проверкой соосности разъединяющих контактов главной цепи, работы шторочного механизма, блокировок, фиксаторов.

22.10. При М тепловизионный контроль контактов и контактных соединений аппаратов и токоведущих частей ячеек осуществляется в соответствии с Приложением N 5 к настоящим Требованиям. Контроль проводится с учетом конструктивных особенностей.

Таблица N 34

Допустимые значения сопротивлений постоянному току элементов КРУ

Измеряемый элемент*	Допустимые значения сопротивления
1. Втычные контакты первичной цепи	Допустимые значения сопротивления контактов приведены в инструкциях изготовителя.
	В случаях, если значения сопротивления контактов не приведены в инструкциях изготовителя, они должны быть не более:
	для контактов на 400 А - 75 мкОм;
	для контактов на 630 А - 60 мкОм;
	для контактов на 1000 А - 50 мкОм;
	для контактов на 1600 А - 40 мкОм;
	для контактов на 2000 А и выше - 33 мкОм
2. Связь заземления выдвижного элемента с корпусом	Не более 0,1 Ом

Примечание - * Измерение выполняется, если позволяет конструкция КРУ.

XXIII. Комплектные распределительные устройства в металлической оболочке с газонаполненной (элегазовой) изоляцией (КРУЭ)

Примечание: Объем и нормы испытаний основного технологического оборудования КРУЭ (выключатели, разъединители с заземлителями, трансформаторы тока и напряжения, ОПН и т.п.) приведены в соответствующих главах настоящих Требований.

23.1. При П, С измерения сопротивления главной токоведущей цепи проводится в соответствии со схемой измерения сопротивления участков главной токовой цепи, приведённой в документации изготовителя КРУЭ.

Измеренное сопротивление не должно превышать значений, указанных в документации изготовителя.

23.2. При П, С измерения сопротивления изоляции главной токоведущей цепи проводятся мегаомметром на напряжение 2500 В.

Сопротивление изоляции должно быть не ниже значений, приведенных в таблице N 29.

23.3. При П, К изоляция главных цепей КРУЭ подвергается высоковольтным испытаниям переменным напряжением после монтажа или ремонта, затрагивающего изоляцию главных цепей. Испытания проводятся при номинальном давлении газовой смеси. Испытаниям подлежат все вновь вводимые или отремонтированные ячейки. Испытания проводятся с помощью испытательных установок переменного напряжения промышленной частоты или резонансного типа. Допускается выполнение испытаний переменным напряжением частотой до 400 Гц. Величина и порядок приложения испытательного напряжения, этапы и очередность испытания ячеек определяются технической программой испытаний и требований изготовителей КРУЭ. Секции, которые в этих случаях не подвергаются испытаниям, отделенные от испытуемой части выключателем или разъединителем, должны быть заземлены.

Допускается выполнение испытаний КРУЭ после завершения ремонта пониженной, по отношению к одноминутному нормированному, величиной испытательного напряжения, по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации). Испытания должны сопровождаться контролем уровня частичных разрядов. Контроль уровня допускается выполнять с применением имеющихся в наличии электрического, акустического или высокочастотного методов измерений частичных разрядов. КРУЭ считается выдержавшим испытания, если в процессе испытаний отсутствовали пробои изоляции и не выявлены частичные разряды помимо уровня шума. В случае пробоя должно проводиться повторное испытание отремонтированного объема КРУЭ с контролем частичных разрядов.

23.4. При П, С испытания на герметичность проводится на КРУЭ, заполненном до номинального давления той же газовой смесью и в тех же условиях, которые используются в эксплуатации.

Допустимое значение расхода газовой смеси на утечки - не более 0,5% в год от общей массы газовой смеси.

Испытание на герметичность проводится с целью подтверждения того, что расход газой смеси на утечки F не превышает нормированного изготовителем значения допустимого расхода газовой смеси на утечки Fp (таблица N 35).

Таблица N 35

Допустимый расход смеси газов на утечки

Температура окружающей среды, С	Допустимый расход на утечки, Fp.
+40 и +50	3 Fp
20 _ 2	Fp
-5 /-10 /-15 /-25 /-30/-40	3 Fp
-50	6 Fp
- 60	10 Fp

При контроле наличия утечки щупом течеискателя обследуются места уплотнений разъемных соединений и сварных швов и уплотнений подвижных частей разъединителей заземлителей и выключателей.

Результат контроля наличия утечки считается удовлетворительным, если показания течеискателя не превышают нормированных изготовителем значений.

23.5. При П, С, Т проверке влагосодержания подлежит товарная газовая смесь в случае отсутствия сертификата изготовителя и бывшая в употреблении газовая смесь, предназначенные для заполнения или дозаполнения газоизолированных отсеков КРУЭ. Массовая доля воды для газовой смеси должна быть не более 0,0015 % (что соответствует точке росы минус 40 оС при нормальном атмосферном давлении).

Влагосодержание газовой смеси, находящейся в отсеке КРУЭ подлежит измерению перед вводом КРУЭ в эксплуатацию (после проведения в необходимых случаях первоначального заполнения или до заполнения КРУЭ газовой смесью). Для предотвращения конденсации наибольшее допустимое содержание влаги внутри газоизолированных отсеков КРУЭ должно быть таким, чтобы точка росы была не выше, чем минус 5 °С для измерения при температуре плюс 20 °С и номинальном давлении газовой смеси. Соответствующая поправка должна быть сделана для измерения влагосодержания, выполненного при других температурах, если иная величина влагосодержания не предусмотрена изготовителем КРУЭ.

23.6. При П, С, Т проверка срабатывания электроконтактного устройства приборов контроля плотности газовой смеси проводится для каждой из групп контактов устройства при искусственном снижении контролируемого прибором давления до величин предупредительной и аварийной сигнализации. Значения указанных величин должны определяться по показаниям контрольного манометра и в дальнейшем приведены к температуре плюс 20 оС. Полученные таким образом значения должны соответствовать нормативу, указанному в документации изготовителя КРУЭ.

23.7. При П, С проверка давления заполнения газовой смесью газоизолированных отсеков КРУЭ проводится контрольным манометром.

Измеренная величина давления, приведенная к температуре плюс 20 оС, должна находиться в диапазоне, установленном в документации изготовителя.

23.8. При П, С проверка характеристик (зазоров в узлах приводов, ходов штоков исполнительных элементов приводов, степени сжатия пружин, и др.) проводится в объёме и по нормам, указанным в документации изготовителя КРУЭ.

23.9. При М проверка отсутствия частичных разрядов проводится по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

XXIV. Комплектные экранированные токопроводы 6кВ и выше

Примечание: Объем и нормы испытаний оборудования, встроенного в токопровод (измерительные трансформаторы, коммутационная аппаратура, вентильные разрядники и т.п.), приведены в соответствующих главах настоящих Требований. В этой главе приведены объемы и периодичность испытаний смонтированных токопроводов.

24.1. При П и К измерение сопротивления изоляции проводится мегаомметром на напряжение 2500 В.

Сопротивление изоляции, измеренное при вводе токопровода в эксплуатацию, используется в качестве исходного для последующего контроля, проводимого при капитальном ремонте генераторов или КРУ согласно документации изготовителя.

24.2. При П, К испытание изоляции токопровода повышенным напряжением частоты 50 Гц проводится на оборудовании напряжением до 35 кВ включительно.

Значение испытательного напряжения при отсоединенных обмотках генераторов и силовых трансформаторов принимается в соответствии с таблицами N 22 и N 23. Для токопроводов с общим для всех трех фаз экраном испытательное напряжение прикладывается поочередно к каждой фазе токопровода при остальных фазах, соединенных с заземленным кожухом.

Продолжительность испытательного напряжения - 1мин.

24.3. При П и К проверка качества выполнения соединений шин токопроводов проводится в соответствии с документацией изготовителя.

Проверка качества сварных соединений при монтаже токопроводов должна выполняться в соответствии с инструкцией по сварке алюминия или, при наличии соответствующей установки, методом рентгено- или гаммаскопии, или способом, установленным документацией изготовителя.

Швы сварных соединений шин и экранов должны отвечать следующим требованиям:

а) не допускаются трещины, прожоги, незаваренные кратеры и непровары, составляющие более 10 % длины шва при глубине более 15% толщины свариваемого металла;

б) суммарное значение непровара, подрезов, газовых пор, окисных и вольфрамовых включений сварных шин и экранов из алюминия и его сплавов в каждом рассматриваемом сечении должно быть не более 15 % толщины свариваемого металла. В эксплуатации состояние сварных контактных соединений определяется визуально.

24.4. При П, К проверка устройств искусственной вентиляции токопровода проводится согласно инструкции изготовителя.

24.5. При П, К, М проверка отсутствия короткозамкнутых контуров в токопроводах генераторного напряжения проводится согласно таблице N 36. Кроме того, проводится тепловизионный контроль в соответствии с указаниями Приложения N 5 к настоящим Требованиям.

Таблица N 36

Критерии отсутствия короткозамкнутых контуров в токопроводах

Конструкция токопровода	Проверяемый узел	Критерий оценки состояния	Примечание
С непрерывными экранами	Изоляция экранов или коробов токопровода от корпуса трансформатора и генератора при:
	- непрерывном воздушном зазоре (щели) между экранами токопровода и корпусом генератора;	Отсутствие металлического замыкания между экранами и корпусом генератора	При визуальном осмотре
	- односторонней изоляции уплотнений экранов и коробов токопровода от корпуса трансформатора и генератора;	Целостность изоляционных втулок, отсутствие касания поверхностями экранов или коробов (в местах изолировки) корпусов трансформатора и генератора	При визуальном осмотре
	- двусторонней изоляции уплотнений съемных экранов и коробов токопровода, подсоединенных к корпусу трансформатора и генератора	Сопротивление изоляции съемного экрана или короба относительно корпуса трансформатора и генератора при демонтированных стяжных шпильках и заземляющих проводниках должно быть не менее 10 кОм	Измеряется мегаомметром на напряжение 500-1000 В
Секционированные	Изоляция резиновых компенсаторов экранов токопроводов от корпуса трансформатора и генератора	Зазор в свету между болтами соседних нажимных колец резинового компенсатора должен быть не менее 5 мм	При визуальном осмотре
	Изоляция резиновых уплотнений съемных и подвижных экранов	Сопротивление изоляции экрана относительно металлоконструкций при демонтированных стяжных шпильках должно быть не менее 10 кОм	Измеряется мегаомметром на напряжение 500-1000 В
Все типы с двухслойными прокладками станин экранов	Изоляционные прокладки станин экранов	Сопротивление изоляции прокладок относительно металлоконструкций должно быть не менее 10 кОм	1. Измеряется мегаомметром на напряжение 500-1000 В 2. Состояние изоляционных втулок болтов крепления станин проверяется визуально
Все типы	Междуфазные тяги разъединителей и заземлителей	Тяги должны иметь изоляционные вставки или другие элементы, исключающие образование короткозамкнутого контура	При визуальном осмотре

24.6. При П, К, Т, М контрольный анализ газа на содержание водорода из токопровода проводится в соответствии с пунктом 2.27 настоящих Требований.

24.7. При тепловизионном контроле оценивается нагрев контактов и контактных соединений токоведущего контура. При М тепловизионный контроль проводится в соответствии с Приложением N 5 к настоящим Требованиям. Контроль проводится с учетом конструктивных особенностей токопроводов.

24.8. При М контроль частичных разрядов проводится по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатрующей организации).

XXV. Токопроводы газонаполненные (элегазовые) на напряжение 110-750 кВ (далее ТГ)

Примечание: Объем и нормы испытаний оборудования, встроенного в токопровод (измерительные трансворматоры, коммутационная аппаратура, вентильные разрядники и т.п.), приведены в соответствующих главах настоящих Требований. В этой главе приведены объем и периодичность испытаний смонтированных токопроводов.

25.1. П, К измерения сопротивления изоляции главной цепи проводятся мегаомметром на напряжение 2500 В.

Сопротивление изоляции должно быть не ниже значений, приведенных в таблице N 29.

25.2. При П, К измерения сопротивления главной цепи проиодятся в соответствии со схемой измерения сопротивления главной токовой цепи, приведенной изготовителем в эксплуатационной документации на ТГ.

Измеренное сопротивление не должно превышать максимальных значений, допустимых при приемо-сдаточных испытаниях.

25.3. При П, К изоляция главных цепей ТГ подвергается высоковольтным испытаниям переменным напряжением после монтажа или ремонта, затрагивающего изоляцию главных цепей. Испытания проводятся при номинальном давлении газовой смеси. Испытаниям подлежат все вновь вводимые или отремонтированные ячейки. Испытания проводятся с помощью испытательных установок переменного напряжения промышленной частоты или резонансного типа. Допускается выполнение испытаний переменным напряжением частотой до 400 Гц. Величина и порядок приложения испытательного напряжения, этапы и очередность испытания ячеек определяются с учетом требований изготовителей. Секции, которые в этих случаях не подвергаются испытаниям, отделенные от испытуемой части выключателем или разъединителем, должны быть заземлены.

Допускается выполнение испытаний ТГ после завершения ремонта пониженной, по отношению к одноминутной нормированной, величине испытательного напряжения, по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации). Испытания должны сопровождаться контролем уровня частичных разрядов. Контроль уровня допускается выполнять с применением имеющихся в наличии электрического, акустического или высокочастотного методов измерений частичных разрядов. ТГ считается выдержавшим испытания, если в процессе испытаний отсутствовали пробои изоляции и не выявлены частичные разряды помимо уровня шума. В случае пробоя должно проводиться повторное испытание отремонтированного объема ТГ с контролем частичных разрядов.

25.4. При П, К испытания герметичности оболочек проводятся на ТГ, заполненном до номинального давления тем же газом и в тех же условиях, которые используются в эксплуатации.

Течеискателем обследуются места уплотнений стыковых соединений и сварных швов оболочки. Результат контроля считается удовлетворительным, если выходной прибор течеискателя не показывает утечки.

Допустимое значение расхода газовой смеси на утечки - не более 1 % в год от общей массы газовой смеси.

Контроль проводится также с помощью стационарных непрерывных систем контроля (датчиков).

25.5. При П, С, Т проверке влагосодержания подлежит товарная газовая смесь в случае отсутствия сертификата изготовителя и бывшая в употреблении газовая смесь, предназначенные для заполнения или до заполнения газоизолированных отсеков ТГ. Массовая доля воды для элегаза должна быть не более 0,0015 % (что соответствует точке росы минус 40 оС при атмосферном давлении), если иное не указано в документации изготовителя.

Влагосодержание газовой смеси, находящейся в отсеке ТГ подлежит измерению перед вводом ТГ в эксплуатацию (после проведения в необходимых случаях первоначального заполнения или дозаполнения ТГ газовой смесью). Для предотвращения конденсации наибольшее допустимое содержание влаги внутри газоизолированных отсеков ТГ должно быть таким, чтобы точка росы была не выше, чем минус 5 °С для измерения при температуре плюс 20 °С и номинальном давлении газовой смеси. Соответствующая поправка должна быть сделана для измерения влагосодержания, выполненного при других температурах, если иная величина влагосодержания не предусмотрена изготовителем ТГ.

25.6. При П, С проверка давления заполнения газовой смесью газоизолированных отсеков трансформаторов тока проводится сигнализатором плотности газа.

25.7. При М измерение характеристик частичных разрядов проводится по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

25.8. При М тепловизионный контроль контактных соединений топроводов осуществляется в соответствии с Приложением N 5 к настоящим Требованим. Контроль проводится с учетом конструктивных особенностей токопроводов газонаполненных.

XXVI. Токопроводы с литой твердой изоляцией на напряжение 6-35 кВ

П р и м е ч а н е: Испытания проводятся в объеме, указанном в главе XXII.

26.1. Измерение сопротивления изоляции проводятся при П, К. Значения сопротивлений изоляции фаз токопроводов типа ТПЛ (пофазно-изолированных с литой типа RIP изоляцией), а также симметричных участков изоляции токопроводов ТКЛ (комплектных токопроводов с эпоксидной литой изляцией шин и их контактных соединений) не должны отличаться более чем в 2 раза. По решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации) измерения сопротивления изоляции токопроводов проводятся при М и сопоставляются с результатами измерений при монтаже и капитальном ремонте.

26.2. Измерения сопротивления постоянному току выполняется при П и К для каждого болтового контактного соединения токопроводов типа ТКЛ до заливки контакта эпоксидной смолой. Требуемые значения переходного сопротивления устанавливаются изготовителем токопровода с учетом материала и площади контактного соединения, а также температуры контакта (принимаемого равным температуре воздуха).

26.3. Испытания токопровода повышенным напряжением проводятся на смонтированном токопроводе при отсоединенных от токопровода генератора, всех силовых и измерительных трансформаторов, шкафов комплектных РУ, разъединителей и ограничителей перенапряжения и выполняются при П и К.

Изоляция токопровода должна выдерживать в течение 1 мин без пробоя или перекрытия испытательное напряжение промышленной частоты, указанное в таблице N 22. Если емкость токопровода не позволяет выполнить испытания переменным напряжением частоты 50 Гц испытания следует проводить в течение 5 мин выпрямленным напряжением, указанным в таблице N 23.

Испытания повышенным напряжением при М проводятся по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

26.4. Тепловизионный контроль при М проводится для проверки отсутствия местных перегревов на локальных участках токопровода (контактных соединениях, соединительных муфтах, заземлении) путем измерения абсолютной температуры нагрева и/или сравнении значений измеренных температур по фазам токопровода (одинаковых участков).

Тепловизионный контроль проводится первый раз через 3 месяца после ввода в эксплуатацию, далее согласно Приложению N5 к настощим Требованим. При этом до окончания гарантийного срока эксплуатации должно быть проведено не менее двух тепловизионных обследований при наибольшей возможной рабочей нагрузке токопровода.

26.5. Измерение характеристик ЧР в изоляции токопроводов проводится при М по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации). Измерения выполняются на рабочем напряжении в режиме нагрузки или холостого хода. Кроме того, в этих режимах фиксируются дефект цепей заземления, а в режиме нагрузки контактных соединении, которые сопровождаются искровыми разрядами.

Измерения ЧР проводятся со следующей периодичностью:

а) первый раз в течении 1- 2 лет с начала эксплуатации, а также после капитальных ремонтов с заменой участка токопровода (секции) в период гарантийного срока;

б) через 15 и 30 лет эксплуатации;

в) далее через 5 лет (при продлении срока эксплуатации).

На рабочем напряжении дефекты, сопровождающиеся ЧР в изоляции токопровода, должны отсутствовать.

XXVII. Сборные и соединительные шины, жесткая ошиновка

27.1. При П, К измерение сопротивления изоляции подвесных и опорных фарфоровых изоляторов проиодится мегаомметром на напряжение 2500 В только при положительной температуре окружающего воздуха.

При монтаже изоляторов сопротивление изоляции измеряется непосредственно перед установкой изоляторов.

Сопротивление каждого изолятора или каждого элемента многоэлементного изолятора должно быть не менее 300 МОм.

27.2. При П, К испытание изоляции шин повышенным напряжением частоты 50Гц проводится на оборудовании напряжением до 35 кВ включительно.

Значение испытательного напряжения принимается в соответствии с таблицами N 22 и N 23.

Вновь устанавливаемые многоэлементные или подвесные изоляторы должны испытываться повышенным напряжением 50 кВ частоты 50 Гц, прикладываемым к каждому элементу изолятора.

Продолжительность приложения испытательного напряжения - 1 мин.

27.3. Проверка состояния вводов, опорных и проходных изоляторов проводится в соответствии с главой XXXIII настоящих Требований.

27.4. При М тепловизионный контроль проводится в соответствии с Приложением N 5 к настоящим Требованиям. Контроль проводится с учетом конструктивных особенностей.

27.5. Контроль контактных соединений проводится в соответствии с главой XLI настоящих Требований.

XXVIII. Токоограничивающие сухие реакторы

28.1. При П, К, Т измерение сопротивления изоляции обмоток относительно болтов крепления проиодится мегаомметром на напряжение 1000-2500 В. Значение сопротивления изоляции вновь вводимых в эксплуатацию реакторов должно быть не менее 0,5 МОм и составлять не менее 0,1 МОм в процессе эксплуатации.

28.2. При П, К испытание опорных изоляторов реактора повышенным напряжением частоты 50 Гц проводится на оборудовании напряжением до 35 кВ включительно.

Значение испытательного напряжения принимается в соответствии с таблицами N 22 и N 23.

Испытание опорных изоляторов реакторов повышенным напряжением частоты 50 Гц может проводиться совместно с изоляторами ошиновки ячейки.

Продолжительность испытательного напряжения - 1 мин.

XXIX. Электрофильтры

29.1. При П, К, Т измерение сопротивления изоляции обмоток трансформатора агрегата питания проиодится мегаомметром на напряжение 1000-2500 В.

Сопротивление изоляции обмоток напряжением 380 (220) В вместе с подсоединенными к ним цепями должно быть не менее 1 МОм.

Сопротивление изоляции обмоток высокого напряжения не должно быть ниже 50 МОм при температуре 25 °С или не должно быть менее 70 % значения, указанного в паспорте агрегата.

29.2. При П, К испытание изоляции цепей 380 (220) В агрегата питания проводится напряжением 2 кВ частотой 50 Гц в течение 1 мин.

29.3. При П, К, Т сопротивление изоляции кабеля высокого напряжения, измеренное мегаомметром на напряжение 2500 В, не должно быть менее 10 МОм.

29.4. При П, К испытание изоляции кабеля высокого напряжения и концевых кабельных муфт проводится напряжением 75 кВ постоянного тока в течение 30 мин.

29.5. При П, К предельно допустимые значения пробивного напряжения трансформаторного масла: до заливки - 40 кВ, после - 35 кВ. В масле не должно содержаться следов воды.

29.6. При П, К, Т, М проводится проверка надежности крепления заземлительных шин к заземлителям и следующим элементам оборудования: осадительным электродам, положительному полюсу агрегата питания, корпусу электрофильтра, корпусам трансформаторов и электродвигателей, основанию переключателей, каркасам панелей и щитов управления, кожухам кабеля высокого напряжения, люкам лазов, дверкам изоляторных коробок, коробкам кабельных муфт, фланцам изоляторов и другим металлическим конструкциям согласно проекту.

29.7. Сопротивление заземляющих устройств не должно превышать 4 Ом, а переходное сопротивление заземляющих устройств (между контуром заземления и деталью оборудования, подлежащей заземлению) - 0,05 Ом.

29.8. При П, К, Т вольт-амперные характеристики электрофильтра (зависимость тока короны полей от приложенного напряжения) снимаются на воздухе и дымовом газе согласно указаниям таблицы N 37.

Таблица N 37

Указания по снятию характеристик электрофильтров

Испытуемый объект	Порядок снятия вольт-амперных характеристик	Требования к результатам испытаний
1 Каждое поле на воздухе	Вольт-амперная характеристика снимается при плавном повышении напряжения до максимального с интервалами изменения токовой нагрузки 5-10 % номинального значения до предпробойного уровня со скоростью не более 1 кВ/с. Она снимается при включенных в непрерывную работу механизмах встряхивания электродов и дымососах	Пробивное напряжение на электродах должно быть не менее 40 кВ при номинальном токе короны в течение 15 мин
2. Все поля электрофильтра на воздухе	То же	Характеристики, снятые в начале и конце 24 ч испытания не должны отличаться друг от друга более чем на 10 %
3. Все поля электрофильтра на дымовом газе	Вольт-амперная характеристика снимается при плавном повышении напряжения до предпробойного уровня (восходящая ветвь) с интервалами изменения токовой нагрузки 5-10 % номинального значения (но не более 1 кВ/с) и при плавном снижении напряжения (нисходящая ветвь) с теми же интервалами токовой нагрузки. Она снимается при номинальной паровой нагрузке котла и включенных в непрерывную работу механизмах встряхивания электродов	Характеристики, снятые в начале и конце 72 ч испытания не должны отличаться друг от друга более чем на 10 %

XXX. Конденсаторы

30.1. Объем и нормы проверок и испытаний, приведенные ниже, распространяются на конденсаторы связи, конденсаторы отбора мощности, конденсаторы для делителей напряжения, конденсаторы для повышения коэффициента мощности, конденсаторы установок продольной компенсации и конденсаторы, используемые для защиты от перенапряжений.

30.2. При П, С, Т, М проверка состояния конденсатора проводится путем визуального контроля.

При обнаружении течи (капельной или иной) жидкого диэлектрика конденсатор бракуется независимо от результатов остальных испытаний.

30.3. При П, С сопротивление разрядного резистора не должно превышать 100МОм.

30.4. При П, С, М емкость измеряется у каждого отдельно стоящего конденсатора с выводом его из работы или под рабочим напряжением (путем измерения емкостного тока или распределения напряжения на последовательно соединенных конденсаторах).

Для конденсаторных установок мощностью до 400 кВАр допускается измерение тока только в одной фазе.

Измерение емкости является обязательным после испытания конденсатора повышенным напряжением.

Измерение емкости конденсаторов связи и отбора мощности проводится не реже 1 раза в 4года, если иное не предусмотрено документацией изготовителя. Измерение должно проводиться при температуре окружающего воздуха (2510) °С и переменном напряжении (действующее значение) не ниже 5 кВ. Значение измеренной емкости должно соответствовать указанному в паспорте с учетом допустимого отклонения измеренных значений 5 % от паспортных значений, либо значений отклонений, указанных в паспорте конденсатора связи.

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

30.5. При П, С измерение тангенса угла диэлектрических потерь проводится на конденсаторах связи, конденсаторах отбора мощности и конденсаторах делителей напряжения.

Значение измеренного tg должно соответствовать указанному в документации изготовителя с учетом допустимого отклонения измеренных значений 0,8%(при температуре 20 °С) от паспортных значений.

30.6. При П повышенным напряжением частоты 50 Гц испытывается изоляция относительно корпуса при закороченных выводах конденсатора.

Значение и продолжительность приложения испытательного напряжения регламентируется документацией изготовителя.

Испытательные напряжения промышленной частоты для различных конденсаторов приведены в таблице N 38.

Таблица N 38

Уровни испытательного напряжения для различных конденсаторов

Конденсаторы для повышения коэффициента мощности с номинальным напряжением, кВ	Испытательное напряжение, кВ
0,22	2,1
0,38	2,1
0,5	2,1
1,05	4,3
3,15	15,8
6,3	22,3
10,5	30,0
Конденсаторы для защиты от перенапряжений типа
СММ-20/3-0,107	22,5
КМ2-10,5-24	22,5-25,0

Испытания напряжением частоты 50 Гц могут быть заменены одноминутным испытанием выпрямленным напряжением удвоенного значения по отношению к указанным испытательным напряжениям.

Изолирующая подставка для конденсатора связи испытывается в соответствии с ГОСТ15581-80 "Конденсаторы связи и отбора мощности для линий электропередач. Технические условия (с Изменением N 1, 2)" (введен с 01.07.1981 постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 25.01.1980 N 352) напряжением 42 кВ, частоты 50 Гц в течение 1 мин.

30.7. При П испытание батарей конденсаторов проводится трехкратным включением батарей на номинальное напряжение с контролем значений токов по фазам. Токи в фазах не должны отличаться более чем на 5 %.

30.8. При М тепловизионный контроль проводится в соответствии с Приложением N 5 к настоящим Требованиям. Контроль проводится с учетом конструктивных особенностей.

XXXI. Вентильные разрядники и ограничители перенапряжений

31.1. При П, К, М измерение сопротивления разрядников и ограничителей перенапряжения проводится:

а) на разрядниках и ОПН с номинальным напряжением менее 3 кВ - мегаомметром на напряжение 1000 В;

б) на разрядниках и ОПН с номинальным напряжением 3кВ и выше - мегаомметром на напряжение 2500 В.

Измерение сопротивления проводится перед включением в работу и при выводе в плановый ремонт оборудования, к которому подключены защитные аппараты, но не реже 1 раза в 6 лет для разрядников и ОПН, установленных на ПС, РП, ТП и ЭС.

Сопротивление разрядников типов РВП, РВО, GZ должно быть не менее 1000 МОм, а для разрядников типа РВН должно соответствовать требованиям изготовителя.

Сопротивление элементов разрядников типа РВС должно соответствовать требованиям документации изготовителя. Сопротивление элементов разрядников типов РВМ, РВРД, РВМГ, РВМК должно соответствовать значениям, указанным в таблице N 39.

Сопротивление имитатора пропускной способности измеряется мегаомметром на напряжение 1000 В. Значение измеренного сопротивления не должно отличаться более чем на 50 % от результатов измерений изготовителя или предыдущих измерений в эксплуатации.

Сопротивление изоляции изолирующих оснований разрядников с регистраторами срабатывания измеряется мегаомметром на напряжение 1000-2500 В. Значение измеренного сопротивления изоляции должно быть не менее 1 МОм.

Сопротивление ограничителей перенапряжений с номинальным напряжением менее 3 кВ должно быть не менее 1000 МОм, если иное не установлено изготовителем. ОПН 0,38 - 0,66 кВ норма сопротивления от 0,8 до 30 МОм.

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

Сопротивление ограничителей перенапряжений с номинальным напряжением 110 кВ и выше должно быть не менее 3000 МОм (если другая норма не указана в документации изготовителя) и не должно отличаться более чем на 30 % от данных, приведенных в паспорте или полученных в результате предыдущих измерений в процессе эксплуатации.

Таблица N 39

Значение сопротивлений вентильных разрядников

Тип разрядника или элемента	Сопротивление, МОм		Допустимые изменения в эксплуатации по сравнению с данными изготовителя или данными первоначальных измерений
	не менее	не более
РВМ-3	15	40
РВМ-6	100	250
РВМ-10	170	450	_30 %
РВМ-15	600	2000
РВМ-20	1000	10000
РВМ-35 (2-х элементный)	600	2000
РВРД-3	95	200	В пределах значений,
РВРД-6	210	940	указанных в столбцах
РВРД-10	770	5000	2 и 3
Элемент разрядника РВМГ
110М	400	2500
150M	400	2500
220М	400	2500	_60 %
330М	400	2500
400	400	2500
500	400	2500
Основной элемент разрядника РВМК-330, 500	150	500	_30 %
Вентильный элемент разрядника РВМК-330, 500	0,010	0,035
Искровой элемент разрядника РВМК-330, 500	600	1000	_30 %
Элемент разрядника РВМК-750М	1300	7000	_30 %
Элемент разрядника PBМK-1150 (при температуре не менее 10 °С в сухую погоду)	2000	8000	_30 %

31.2. При П, К, М измерение тока проводимости вентильных разрядников при выпрямленном напряжении проводится у разрядников с шунтирующими резисторами перед вводом в работу, а у разрядников с магнитным гашением дуги дополнительно не реже 1 раза в 6 лет. Внеочередное измерение тока проводимости выполняется для окончательной оценки состояния разрядника в случае, когда при измерении мегаомметром обнаружено изменение сопротивления на величину более, указанной в пункте 31.1 настоящих Требований.

Значения допустимых токов проводимости вентильных разрядников приведены в таблице N 40.

Таблица N 40

Допустимые токи проводимости вентильных разрядников при выпрямленном напряжении

Тип разрядника или элемента	Испытательное выпрямленное напряжение, кВ	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
Элемент разрядника РВМГ-110М, 150М, 220М, 330М, 400, 500	30	1000	1350
Основной элемент разрядника РВМК-330, 500	18	1000	1350
Искровой элемент разрядника РВМК-330, 500	28	900	1300
Элемент разрядника РВМК-750М	64	220	330
Элемент разрядника РВМК-1150	64	180	320

* Разрядники для сетей с изолированной нейтралью и компенсацией емкостного тока замыкания на землю, выпущенные после 1975 г.

31.3. При П, М измерение тока проводимости ограничителей перенапряжений проводится:

а) для ограничителей класса напряжения 3-110 кВ при приложении наибольшего длительно допустимого фазного напряжения;

б) для ограничителей класса напряжения 150, 220*, 330, 500кВ при напряжении 100 кВ частоты 50 Гц.

Примечание - * Для ограничителей перенапряжения 220 кВ допускается измерять ток проводимости при напряжении 75 кВ частоты 50 Гц.

31.4. При П, М измерение тока проводимости ограничителей перенапряжений проводится:

а) для ограничителей класса напряжения 35 кВ 1 раз в 4 года;

для ограничителей класса напряжения 110 кВ и выше без отключения от сети - 1 раз в год перед грозовым сезоном;

б) для ограничителей, установленных в нейтрали трансформатора 110 кВ, при выводе его из работы, но не реже 1 раза в 6лет;

в) для ограничителей класса напряжения 110 кВ и выше при выводе из работы на срок более 1 мес.

Предельные значения, при которых ограничитель выводится из работы должны быть указаны в документации изготовителя.

31.5. При П, К, М тепловизионный контроль вентильных разрядников и ограничителей перенапряжений проводится у вентильных разрядников с шунтирующими сопротивлениями и ограничителей перенапряжений в соответствии с Приложением N 5 к настоящим Требованиям. Контроль проводится с учетом конструктивных особенностей вентильных разрядников и ограничителей перенапряжений.

При М в случае удовлетворительных результатов тепловизионного контроля проверка состояния вентильных разрядников и ограничителей напряжения по пунктам 31.1-31.3 настоящих Требований допускается не проводить.

31.6. При К проверка герметичности разрядников проводится в случае проведения капитального ремонта разрядника со вскрытием. Проверка проводится при разрежении 300-400 мм рт. ст. Изменение давления при перекрытом вентиле за 1-2 ч не должно превышать 0,5 мм рт.ст.

XXXII. Трубчатые, молниезащитные длинно-искровые и мультикамерные разрядники

32.1. При П, М наружная поверхность разрядников не должна иметь ожогов электрической дугой, трещин, расслоений и царапин глубиной более 0,5 мм на длине более трети расстояния между электродами.

Внешний осмотр осуществляется после каждого ремонта ВЛ.

32.2. Осмотр трубчатых разрядников, установленных на линиях электропередачи и на подходах ВЛ к подстанциям, следует проводить 1 раз в год перед грозовым сезоном.

32.4. При М размеры внутреннего искрового промежутка трубчатых разрядников должны соответствовать данным, приведенным в таблице N 41. При испытаниях эти размеры не должны превышать значений, указанных в таблице N 38 для разрядников РТФ 6-10 кВ - на 3 мм, РТФ-35 - на 5 мм, РТВ 6-10кВ - на 8 мм, РТВ 20-35 кВ - на 10 мм, РТВ-110 - на 2 мм. Измерение проводится со снятием разрядника с опоры не реже 1 раза в 6 лет.

32.5. При П, М размеры внешнего искрового промежутка молниезащитных длинно-искровых и мультикамерных разрядников должны соответствовать данным, приведенным в таблице N 42, или данным, приведенным в документации изготовителя.

Проверка целостьности конструкции и элементов, измерение величин внешнего искрового промежутка молниезащитных длинно-искровых и мультикамерных разрядников проводятся не реже 1 раза в 6 лет. Проверка целостности конструкции и элементов, измерение величин внешнего искрового промежутка молниезащитных длинно-искровых и мультикамерных разрядников проводится не реже 1 раза в 6 лет.

Таблица N 41

Технические данные трубчатых разрядников

Тип разрядника	Номинальное напряжение, кВ	Ток отключения, кA	Внешний искровой промежуток, мм	Начальный диаметр дугогасительного канала, мм	Конечный диаметр дугогасительного канала, мм	Начальная длина внутреннего искрового промежутка, мм	Конечная длина внутреннего искрового промежутка, мм
РТФ-6	6	0,5-10	20	10	14	150_2	-
РТВ-6	6	0,5-2,5	10	6	9	60	68
		2-10	10	10	14	60	68
РТФ-10	10	0,5-5	25	10	11,5	150_2	-
		0,2-1	25	10	13,7	225_2	-
РТВ-10	10	0,5-2,5	20	6	9	60	68
		2-10	15	10	14	60	68
РТФ-35	35	0,5-2,5	130	10	12,6	250_2	-
		1-5	130	10	15,7	200_2	-
		2-10	130	16	20,4	220_2	-
РТВ-35	35	2-10	100	10	16	140	150
РТВ-20	20	2-10	40	10	14	100	110
РТВ-	110	0,5-2,5	450	12	18	450_2	-
110		1-5	450	20	25	450_2	-

Таблица N 42

Технические данные молниезащитных длинно-искровых и мультикамерных разрядников

Тип разрядника	Номинальное напряжение, кВ	Внешний искровой воздушный промежуток, мм
РДИШ-10	10	20-40
РДИП-10-4	10	20-40
РМК-10	10	40-60
РМК-20	6, 10	40-60
РМК-20	15, 200	60-80
РМКЭ-10	10	60-80
РМКЭ-20	20	не менее 80
РМКЭ-35	35	не менее 120
ГИРМК-35	35	верхний 20 _0,5 нижний 30 _0,5
ГИРМК-110	110	верхний 20 _0,5 нижний 30 _0,5

XXXIII. Вводы и проходные изоляторы

Примечание: Испытания вводов 35-750 кВ с RIP, RBP, RIN изоляцией проводятся по методике изготовителя. Нормируемые параметры и сроки испытаний в соответствии с документаие изготовителя.

33.1. Проводится измерение сопротивления изоляции измерительного конденсатора ПИН (С2) мегаомметром на 2500 В, а последних слоев изоляции (С3) мегаомметром на напряжение 2500 В, если иное не установлено изготовителем.

Значения сопротивления изоляции при вводе в эксплуатацию должны быть не менее 1000 МОм, в процессе эксплуатации - не менее 500 МОм.

Периодичность измерений для вводов:

а) 110-220кВ - 1 раз в 4года;

б) 330-750кВ - 1 раз в 2года.

Для вводов с твердой изоляцией, измерения сопротивления изоляции проводится в соответствии с документацией изготовителя.

Измерение сопротивления изоляции вводов трансформаторов следует проводить с учетом требований пункта 5.10 настоящих Требований.

33.2. При П, К, М оборудования, на которых установлены вводы, проводится измерение tg и емкости:

а) основной изоляции вводов при напряжении 10 кВ;

б) изоляции измерительного конденсатора ПИН (С2) или (и) последних слоев изоляции (С3) при напряжении 5 кВ (3 кВ для вводов), если изготовителем не запрещается измерение С3.

в) измерение C3 и tg3 для RIP изоляции во избежание повреждения ввода проводится в соответствии с инструкцией изготовителя, но не более значения испытательного напряжения при приемке на заводе изготовителя.

По решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации) допускается проводить измерение tg и емкости изоляции вводов другими методами по согласованию с изготовителем.

Предельные значения tg приведены в таблице N 43.

Предельное изменение емкости основной изоляции (С1) в процессе эксплуатации должно соответствовать требованиям изготовителя, но не отличатся от величины, полученной при вводе в эксплуатацию более чем на 5%. В процессе эксплуатации устанавливается следующая периодичность проведения измерений для вводов:

а) 35 кВ - при проведении ремонтных работ на выключателях, где они установлены;

б) 110-220 кВ - через 1 год после ввода в эксплуатацию, далее 1 раз в 4 года;

в) 330-750 кВ - через 1 год после ввода в эксплуатацию, далее 1 раз в 2 года.

Таблица N 43

Предельные значения tg вводов

Тип и зона изоляции ввода	Предельные значения tg, %, для вводов номинальным напряжением, кВ
	35	110-150	220	330-750
Бумажно-масляная изоляция ввода:
- основная изоляция (C1) и изоляция конденсатора ПИН (С2);	-	0,7/1,5	0,6/1,2	0,6/1,0
- последние слои изоляции (С3).	-	1,2/3,0	1,0/2,0	0,8/1,5
Твердая изоляция ввода с масляным заполнением*:
- основная изоляция (C1).	1,0/1,5	1,0/1,5	-	-
Бумажно-бакелитовая изоляция ввода с мастичным заполнением:
- основная изоляция (C1)	3,0/9,0	-	-	-
RIP - изоляция вводов*: - основная изоляция (С1)	1/1,2	0,7/1,2

Примечание * - согласно документации изготовителя.

1. В числителе указаны значения tg изоляции при вводе в эксплуатацию, в знаменателе - в процессе эксплуатации.

2. Уменьшение tg основной изоляции герметичного ввода по сравнению с результатами предыдущих измерений на tg(%) * 0,3 является показанием для проведения дополнительных испытаний, указанных в [14], с целью определения причин снижения tg. Для RBPRIP изоляции предельное значение tg1 не должно быть ниже 0,25 %. В случае резкого роста tg1 более чем на 0,2% в среднем за 1 годот предыдущих испытаний необходима консультация изготовителя [36].

3. Нормируются значения tg, приведенные к температуре 20  С. Приведение проводится в соответствии с инструкцией по эксплуатации вводов.

4. Знак "-" означает отсутствие предельного значения.

5. Для высоковольтных вводов cдругими видами основной изоляции в соответствии с инструкцией завода изготовителя.

33.3. При П, К испытание вводов повышенным напряжением частоты 50Гц проводится на оборудовании напряжением до 35 кВ включительно.

Значение испытательного напряжения для проходных изоляторов и вводов, испытываемых отдельно или после установки на оборудование, принимается в соответствии с таблицами N 22 и N 23.

Испытание вводов, установленных на силовых трансформаторах, проводится совместно с испытанием обмоток этих трансформаторов. Значение испытательного напряжения принимается в соответствии с таблицами N 22 и N 23.

Продолжительность испытательного напряжения - 1 мин.

33.4. При К испытание избыточным давлением проводится на негерметичных маслонаполненных вводах напряжением 110 кВ и выше избыточным давлением масла 0,1 МПа с целью проверки уплотнений.

Продолжительность испытания 30 мин. Допускается снижение давления за время испытаний не более 5 кПа.

33.5. При П, К, М вводов масло должно быть испытано в соответствии с главой XXXV настоящих Требований.

Перед заливкой во вводы изоляционное масло должно отвечать требованиям таблицы N 46.

Доливаемое во вводы масло должно отвечать требованиям пункта 35.11 настоящих Требований.

Определение физико-химических характеристик масла из негерметичных вводов проводится по требованиям таблицы N 48 (пункты1-4):

а) для вводов 110-220 кВ - 1 раз в 4 года;

б) для вводов 330-500 кВ - 1 раз в 2 года.

Определение физико-химических характеристик масла из негерметичных вводов согласно таблице N 48 (пункты 5-9) проводится при получении неудовлетворительных результатов испытаний по таблице N 48 (подпункты 1-4). Объем необходимого расширения испытаний определяется техническим руководителем субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

Контроль масла герметичных вводов проводится при получении неудовлетворительных результатов по пунктам 33.1 или (и) 33.2, или (и) 33.8 настоящих Требований, а также при повышении давления во вводе сверх допустимых значений, регламентированных документацией изготовителя на вводы. Объем испытаний определяется решением субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации). Предельные значения параметров масла - в соответствии с требованиями таблицы N 48.

Необходимость проведения хроматографического анализа растворенных в масле газов определяется субъектом электроэнергетики (эксплуатирующей организацией).

33.6. При М у герметичных вводов проверка манометра заключается в замене на калиброванный или поверенный манометр. Замена осуществляется в срок не превышающий межкалибровочный или межповерочный интервал.

33.7. При М контроль изоляции вводов под рабочим напряжением необходимо проводить у всех вводов конденсаторного типа 110-750 кВ с бумажно-масляной изоляцией, установленных на автотрансформаторах с номинальным напряжением 330 кВ и выше и трансформаторах с номинальным напряжением 110 кВ и выше, установленных на электростанциях и узловых подстанциях.

33.8. Для вводов, контролируемых под напряжением, контроль по пунктам 33.1, 33.2 (кроме измерения сопротивления изоляции и tg зоны С3) и 33.7 в эксплуатации может проводиться только при получении неудовлетворительных результатов испытаний по пункту 33.9 настоящих Требований.

Контролируемые параметры: изменение тангенса угла диэлектрических потерь (tg) и емкости (С/С) основной изоляции. Изменение значений контролируемых параметров определяется как разность результатов очередных измерений и измерений при выпуске изготовителем.

Предельные значения |tg| и Y/Y приведены в таблице N 44.

При отличии значения tg от данных изготовителя на 0,3 % и более выполняется измерения на Uисп. = 10 кВ. При сохранении разницы выполняется ХАРГ. Предельное значение увеличения емкости изоляции составляет 5% значения, измеренного при вводе в работу системы контроля под напряжением. Периодичность контроля вводов под рабочим напряжением 2 раза в год. Одно из измерений может быть выполнено и при отрицательной температуре.

Таблица N 44

Предельные значения |tg| и Y/Y

Класс напряжения, кВ	Предельные значения параметров, %, |tg| и Y/Y
	при периодическом контроле	при непрерывном контроле
110-220	2,0	3,0
330-500	1,5	2,0
750	1,0	1,5

Примечание - 1. Для вводов 330-750 кВ необходим автоматизированный непрерывный контроль с сигнализацией о предельных значениях измеряемых параметров.

2. Уменьшение значения tg основной изоляции герметичного ввода по сравнению с результатами предыдущих измерений на tg(%) 0,3 является показанием для проведения дополнительных испытаний, с целью определения причин снижения tg.

33.9. При выявлении сколов и трещин фарфора, трещин в армировочных швах по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации) при М должен проводиться виброакустический контроль поврежденных вводов и проходных изоляторов.

33.10. При М тепловизионный контроль вводов проводится в соответствии с Приложением N 5 к настоящим Требованиям. Контроль проводится с учетом конструктивных особенностей.

33.10. При М измерение уровня частичных разрядов на вводах и проходных изоляторах на напряжение 110 кВ и выше проводится по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

33.11. КДО вводов генераторных выключателей, всех выключателей и силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше проводится при КДО указанного силового оборудования и аппаратов с учетом пунктов 1.15., 1.16. настоящих Требований.

XXXIV. Предохранители, предохранители-разъединители напряжением выше 1000 В

34.1. При П, К испытание проводится на оборудовании напряжением до 35 кВ включительно.

Значение испытательного напряжения опорной изоляции предохранителя, предохранителя-разъединителя принимается в соответствии с таблицами N 22 и N 23.

Продолжительность испытательного напряжения - 1 мин.

34.2. При П, К целостность плавкой вставки предохранителя проверяются:

а) омметром - целостность плавкой вставки;

б) визуально - наличие калибровки на патроне.

34.3. При П, К измеренное значение сопротивления постоянному току токоведущей части патрона предохранителя-разъединителя должно соответствовать значению номинального тока в калибровке на патроне.

34.4. При П, К измеренное значение контактного нажатия в разъемных контактах предохранителя-разъединителя должно соответствовать данным изготовителя.

34.5. При П, К измеряется внутренний диаметр дугогасительной части патрона предохранителя- разъединителя.

Измеренное значение диаметра внутренней дугогасительной части патрона должно соответствовать данным изготовителя.

34.6. При П, К выполняется 5 циклов операций включения и отключения предохранителя- разъединителя.

Выполнение каждой операции должно быть успешным с одной попытки.

34.7. При М проиодится тепловизионный контроль в соответствии с Приложением N 5 к настоящим Требованиям. Контроль проводится с учетом конструктивных особенностей предохранителей, предохранителей-разъединителей.

XXXV. Трансформаторное масло

35.1. Поступающая на предприятие партия трансформаторного масла должна сопровождаться паспортом качества в соответствии с ТР ТС 030/2012 "Технический регламент Таможенного Союза ТР ТС 030/2012 "О требованиях к смазочным материалам, маслам и специальным жидкостям" (введен в действие 01.03.2014, принят Решением Совета Евразийской экономической комиссии от 20.07.2012 N 59) и подвергнута лабораторным испытаниям в соответствии с настоящими Требований.

Нормативные значения показателей качества для свежего масла в зависимости от его марки приведены в таблице N 45.

При поставке новых марок трансформаторных масел, не указанных в таблице N 45, качество масла должно отвечать требования изготовителя.

Порядок отбора проб и организации испытаний при приеме трансформаторного масла от поставщиков определяется требованиями действующих нормативных документов по эксплуатации масел изготовителей электрооборудования и/или эксплуатирующих организаций.

35.2. При контроле трансформаторного масла после транспортирования из транспортной емкости отбирается проба масла.

Проба трансформаторного масла подвергается лабораторным испытаниям по показателям качества 2, 3, 4, 8, 9, 10, 14, 15 из таблицы N 45.

Показатели качества 2, 3, 4, 9, 15 определяются до слива масла из транспортной емкости, а 8, 10 и 14 допускается определять после слива масла.

Показатели 12 и 13 таблицы N 45 проверяются по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

Показатели 1 и 6 таблицы N 45 должны дополнительно определяться по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации) для специальных масел с улучшенными низко-температурными свойствами, которые предназначены для применения в масляных выключателях (арктические масла).

35.3. Трансформаторное масло, слитое в резервуары маслохозяйства, подвергается лабораторным испытаниям по показателям качества 2, 3, 9, 15 из таблицы N 45 сразу после его приема из транспортной емкости.

35.4. Находящееся на хранении масло испытывается по показателям качества 2, 3, 4, 5, 8, 9, 10, 14, 15 из таблицы N 45 с периодичностью не реже 1 раза в 4 года.

35.5. Показатели качества масла из таблицы N 45, не указанные в пунктах 35.2-35.4 настоящих Требований определяются в случае необходимости, по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

35.6. Свежие трансформаторные масла, подготовленные к заливу (доливу) в новое электрооборудование, должны удовлетворять требованиям таблицы N 46.

35.7. Регенерированные и (или) очищенные эксплуатационные масла, а также их смеси со свежими маслами, подготовленные к заливу (доливу) в электрооборудование после ремонта, должны удовлетворять требованиям таблицы N 47.

35.8. Порядок отбора проб и организации испытаний при подготовке трансформаторного масла к заливу (доливу) в электрооборудование определяется требованиями действующих нормативных документов по эксплуатации масел изготовителей электрооборудования и/или эксплуатирующих организаций.

35.9. Объем и периодичность проведения испытаний масла указаны в главах на конкретные виды электрооборудования, нормативные значения показателей качества приводятся в таблице N 48.

На основании полученных результатов лабораторных испытаний масла определяют области его эксплуатации:

а) область "нормального состояния масла" (интервал от предельно допустимых значений после заливки масла в электрооборудование, приведенных в таблице N 46 или N 47, столбец 4, и до значений, ограничивающих область нормального состояния масла в эксплуатации, приведенных в таблице N 48, столбец 3), когда состояние качества масла гарантирует надежную работу электрооборудования и при этом достаточно минимально необходимого контроля показателей качества 1 - 4 из таблицы N 48, по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации) дополнительно в сокращенный анализ может быть включен показатель 5 таблицы N 48;

б) область "риска" (интервал от значений, ограничивающих область нормального состояния масла, приведенных в таблице N 48, столбец 3, до предельно допустимых значений показателей качества масла в эксплуатации, приведенных в таблице N 48, столбец 4), когда ухудшение даже одного показателя качества масла приводит к снижению надежности работы электрооборудования и требуется более учащенный и расширенный контроль для прогнозирования срока его службы и (или) принятия специальных мер по восстановлению эксплуатационных свойств масла с целью предотвращения его замены и вывода электрооборудования в ремонт.

35.10. Решение о расширении объема испытаний показателей качества масел и (или) учащении периодичности контроля принимается субъектом электроэнергетики (эксплуатирующей организацией).

35.11. Трансформаторные масла, доливаемые в электрооборудование в процессе его эксплуатации, должны удовлетворять требованиям таблицы N 48, столбец 3 (значение, ограничивающее нормальное состояние масла).

Долив в высоковольтные вводы эксплуатационного трансформаторного масла из бака трансформатора допускается, если это предусмотрено руководством по эксплуатации изготовителя высоковольтного ввода, после выполнения испытаний на соответствие требованиям таблицы N 48 (пункты 1-6). Долив в высоковольтные вводы в иных случаях выполняют свежим маслом, соответствующим требованиям таблицы N 46.

35.12. Порядок отбора проб и организации испытаний трансформаторного масла при очистке или регенерации во время эксплуатации в электрооборудовании определяется требованиями действующих нормативных документов по эксплуатации масел изготовителей электрооборудования и/или эксплуатирующих организаций.

35.13. Трансформаторные масла, не отвечающие требованиям таблицы N48 (предельно-допустимые значения), качество которых не может быть восстановлено во время ремонта электрооборудования, подлежат замене.

Замена масла осуществляется в соответствии с требованиями документации по эксплуатации масел изготовителей электрооборудования, субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

Таблица N 45

Показатели качества товарных трансформаторных масел

Номер пункта	Показатель	Марка масла					Требования
		ГК [41]	ВГ [43]	Т-1500У [42]	Nytro 11GX	Nytro 10XN
1	Вязкость кинематическая, мм2/с, не более:
	- при плюс 50 °С	9	9	-	9	9	9
	- при плюс 40 °С	-	-	11	11	12	12
	- при минус 30 °С	1200	1200	1300	1800	800	1200
2	Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0.01
3	Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не ниже	135	135	135	135	140	135
4	Содержание водорастворимых кислот и щелочей	-	-	-	-	-	-
5	Содержание механических примесей	Отс.	Отс.	Отс.	Отс.	Отс.	Отс.
6	Температура застывания, °С, не выше	-45	-45	-45	-45	-45	-45
7	Испытание коррозионного воздействия на пластинки из меди марки M1К или М2 по ГОСТ 859-2001 "Медь. Марки" (введен в действие с 01.03.2002 постановлением Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации и метрологии от 30 июля 2001 г. N 301-ст)	Выдер-живает	Выдер-живает	Выдер-живает	Выдер-живает	Выдер-живает	Выдер-живает
8	Тангенс угла диэлектрических потерь, %, не более при 90 °С	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0.5
9	Плотность при 20 °С*, кг/м3, не более	895	895	885	895	895	895
10	Стабильность против окисления:
	- масса летучих кислот, мг КОН на 1 г масла, не более	0,04	0,04	0,07	0,04	0,04	0,04
	- содержание осадка, % массы, не более	0,015	0,015	0,015	0,015	0,015	0,015
	- кислотное число окисленного масла, мг КОН на 1 г масла, не более	0,10	0,10	0,15	0,10	0,10	0,10
11	Стабильность против окисления, индукционный период, ч, не менее	150	150	150	-	-	-
12	Содержание серы, %, не более	-	-	0,45	-	-	-
13	Наличие коррозионной серы	Отс.	Отс.	Отс.	Отс.	Отс.	Отс.
14	Содержание антиокислительной присадки АГИДОЛ-1 (2,6-дитретбутил-4-метилфенол или ионол), %, не менее	0,25-0,40	0,2	0,2	0,25	0,25	0,25-0,40
15	Внешний вид	Чистое, прозрачное, свободное от видимых частиц загрязнения и осадков, желтого или светло коричневого цвета

Примечание - При внесении изменений изготовителем масла в документы, определяющие технические требования к качеству масла, необходимо внести изменения в данную таблицу; при возникновении разночтений приоритетным являются требования изготовителя масла. "Отс." - обозначает отсутствие, "-" - обозначает, что значение показателя не нормируется изготовителем масла.

* При измерении плотности при 15 °С, нормируемое значение устанавливается требованиями стандарта, технических условий или спецификации соответствия изготовителя масла;

Таблица N 46

Требования к качеству свежих масел, подготовленных к заливке в новое электрооборудование

Номер пункта	Показатель качества масла	Категория электрооборудования	Предельно допустимое значение показателя качества масла		Примечание
			предназначенного к заливке в электро-оборудование	после заливки в электро-оборудование
1	Пробивное напряжение, кВ, не менее	Электрооборудование:			Если коэффициент вариации, превышает 20 %, то результат испытаний - неудовлетворительный.
		- до 15 кВ включительно	30	25
		- свыше 15 кВ до 35 кВ включительно	35	30
		- свыше 35 кВ до 150 кВ включительно	60	55
		- свыше 150 кВ до 500 кВ включительно	65	60
		- 750 кВ	70	65
2	Кислотное число, мг КОН/г масла, не более*	Электрооборудование:
		- до 35 кВ включительно	0,02	0,02
		- свыше 35 кВ	0,01	0,01
3	Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не менее	Электрооборудование всех видов и классов напряжений	135	135	При применении специального масла для выключателей значение данного показателя определяется стандартом на марку масла.
4	Влагосодержание, % массы (мг/кг, г/т), не более*	Трансформаторы с пленочной или азотной защитой, герметичные маслонаполненные вводы, герметичные измерительные трансформаторы	0,001 (10)	0,001 (10)	Допускается определение хроматографическим методом
		Силовые и измерительные трансформаторы без специальных защит масла, негерметичные маслонаполненные вводы,	0,0015 (15)	0,0015 (15)
5	Содержание механических примесей, %, (класс промышленной чистоты, не более)	Электрооборудование до 35 кВ включительно	Отсутствие (10)	Отсутствие (11)	Класс промышленной чистоты определяется по значению класса фракции с наибольшим значением.
		Масляные выключатели вне зависимости класса напряжения	Отсутствие (12)	Отсутствие (12)
	Класс промышленной чистоты, не более	Электрооборудование свыше 35 кВ до 750 кВ включительно	8	9
6	Тангенс угла диэлектрических потерь при 90 °С, %, не более**	Силовые и измерительные трансформаторы 35 кВ	1,7	2,0	Проба масла дополнительной обработке не подвергается.
		Силовые и измерительные трансформаторы свыше 35 кВ до 750 кВ включительно, маслонаполненные вводы 35 кВ и выше	0,5	0,7
7	Содержание водорастворимых кислот и щелочей, рН водной вытяжки, не менее ***	Электрооборудование всех видов и классов напряжений	6,0	6,0	Возможно качественное определение с индикатором.
8	Содержание антиокислительной присадки АГИДОЛ-1 (2,6-дитретбутил-4-метилфенол или ионол), % массы, не менее	Силовые и измерительные трансформаторы 35 кВ и выше, маслонаполненные вводы 110 кВ и выше	0,20	Снижение не более чем на 10 % от исходного значения до залива
9	Температура застывания, °С, не более	Электрооборудование, заливаемое специальным маслом (арктическим)	-60	-60
10	Газосодержание по [47], % объёма, не более	Трансформаторы с пленочной защитой, герметичные маслонаполненные вводы	0,5	1,0	Норма до залива не является браковочной, определение обязательно.
11	Стабильность против окисления:	Силовые и измерительные трансформаторы, маслонаполненные вводы 110 кВ и выше	В соответствии с требованиями стандарта на конкретную марку масла, допущенного к применению в данном оборудовании
	кислотное число окисленного масла, мг КОН/г масла, не более;
	содержание осадка, % массы, не более

Примечание - * Влагосодержание в силовых и измерительных трансформаторов без специальных защит масла, негерметичных маслонаполненных вводах по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации) может устанавливаться не более 0,002(20) для масел марок Т-750, Т-1500, ТКп и ТСп (ТСО), а для масляных выключателей влагосодержание - отсутствие (качественно).

** Допускается применять для заливки силовых трансформаторов до 35 кВ включительно трансформаторное масло ТКп по ТУ и ТКп, а также их смеси с другими свежими маслами, если значение tg при 90 °С не будет превышать 2,2 % до заливки и 2,6 % после заливки и кислотного числа не более 0,02 мг КОН/г, при полном соответствии остальных показателей качества требованиям таблицы N 46.

*** Для масла с деактивирующей присадкой (например, Т-1500У) рН может быть более 8,0 и основанием для браковки не является.

Таблица N 47

Требования к качеству регенерированных и очищенных масел, подготовленных к заливке в электрооборудование
после его ремонта*

Номер пункта	Показатель качества масла	Категория электрооборудования	Предельно допустимое значение показателя качества масла		Примечание
			предназначенного к заливке в электро-оборудование	после заливки в электро-оборудование
1	Пробивное напряжение, кВ, не менее	Электрооборудование:			Если коэффициент вариации, превышает 20 %, то результат испытаний - неудовлетворительный.
		- до 15 кВ включительно	30	25
		- свыше 15 кВ до 35 кВ включительно	35	30
		- свыше 35 кВ до 150 кВ включительно	60	55
		- свыше 150 кВ до 500 кВ включительно	65	60
		- 750 кВ	70	65
2	Кислотное число, мг КОН/г масла, не более **	Силовые трансформаторы до 35 кВ включительно	0,05	0,05
		Силовые трансформаторы до 35 кВ включительно, заливаемых маслами марок ГК, ВГ, Nytro 11GX и 10ХN	0,03	0,03
		Силовые и измерительные трансформаторы свыше 35 кВ до 500 кВ включительно	0,02	0,02
		Силовые и измерительные трансформаторы свыше 500 кВ до 750 кВ включительно	0,01	0,01
3	Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не менее	Силовые трансформаторы до 35 кВ включительно	130	130	При применении специального масла для выключателей значение данного показателя определяется стандартом на марку масла.
		Силовые и измерительные трансформаторы свыше 35 кВ до 750 кВ включительно	135	135
4	Влагосодержание, % массы (мг/кг, г/т), не более***	Трансформаторы с пленочной или азотной защитой, герметичные измерительные трансформаторы	0,001 (10)	0,001 (10)	Допускается определение хроматографическим методом
		Силовые и измерительные трансформаторы без специальных защит масла, масляные выключатели Масляные баковые выключатели	0,0015 (15) 0,0003 (30)	0,0015 (15) 0,0003 (30)
5	Содержание механических примесей, % (класс чистоты, не более);	Электрооборудование до 35 кВ включительно	Отсутствие (10)	Отсутствие (11)
		Масляные выключатели вне зависимости класса напряжения	Отсутствие (12)	Отсутствие (12)
	Класс промышленной чистоты, не более	Электрооборудование свыше 35 кВ до 750 кВ включительно	8	9	Класс промышленной чистоты определяется по значению класса фракции с наибольшим значением (по "худшей" фракции).
6	Тангенс угла диэлектрических потерь при 90 C, %, не более	Силовые трансформаторы до 35 кВ включительно	5,0	6,0	Проба масла дополнительной обработке не подвергается.
		Силовые трансформаторы до 35 кВ включительно, заливаемые маслами марок ГК, ВГ, Nytro 11GX и 10ХN	1,5	1,7
		Силовые и измерительные трансформаторы свыше 35 кВ до 500 кВ включительно	1,5	1,7
		Силовые и измерительные трансформаторы свыше 500 кВ до 750 кВ включительно	0,5	0,7
7	Содержание водорастворимых кислот и щелочей, рН водной вытяжки, не менее	Электрооборудование всех видов и классов напряжений	6,0	6,0	Возможно качественное определение с индикатором.
8	Содержание антиокислительной присадки АГИДОЛ-1 (2,6-дитретбутил -4-метилфенол или ионол), % массы, не менее	Силовые и измерительные трансформаторы от 35 кВ до 750 кВ включительно	0,20	Снижение не более чем на 10 % от исходного значения до залива	Для очищенных эксплуатационных масел значение данного показателя не является браковочным, определение обязательно.
9	Температура застывания, °С, не выше	Электрооборудование, заливаемое специальным маслом (арктическим)	-60	-60
10	Газосодержание, % объёма, не более	Трансформаторы с пленочной защитой, герметичное электрооборудование	0,5	1,0	Значение данного показателя до залива не является браковочным, определение обязательно.
11	Стабильность против окисления:	Силовые и измерительные трансформаторы 110 кВ и выше			Условия процесса: 130 °С, 30 ч, 50 мл/мин О2. Данный показатель определяется только для регенерированных масел.
	- кислотное число окисленного масла, мг КОН/г масла, не более		0,2	-
	- массовая доля осадка, %, не более		Отсутствие	-
12	Содержание серы, %, не более	Электрооборудование:			Определение необходимо только для смесей масел и регенерированных масел.
		- до 35 кВ включительно	0,60	0,60
		- свыше 35 кВ до 500 кВ включительно	0,35	0,35
		- свыше 500 кВ до 750 кВ включительно	0,30	0,30
13	Наличие коррозионной серы	Электрооборудование 110 кВ и выше	Отсутствие	-

Примечание - * Применение регенерированных и очищенных эксплуатационных масел для заливки высоковольтных вводов после ремонта не допускается, данное электрооборудование заливается после ремонта свежими маслами, отвечающими требованиям таблицы N 46.

** Для силовых трансформаторов до 220 кВ включительно, заливаемых после ремонта очищенным маслом марки ТКп или ТСп (ТСО), которое ранее эксплуатировалось в данных трансформаторах, по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации) допускается применять указанные масла и их смеси со свежим маслом, если значение кислотного числа составляет не более 0,05 мг КОН/ г масла и содержание водорастворимых кислот и щелочей, рН водной вытяжки не более 5,5 при полном соответствии остальных показателей качества требованиям таблицы N 47.

*** Влагосодержание в силовых и измерительных трансформаторах без специальных защит масла, негерметичных маслонаполненных вводах по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации) может устанавливаться не более 0,002(20) для масел марок Т-750, Т-1500, ТКп и ТСп (ТСО), а для масляных выключателей влагосодержание - отсутствие (качественно).

Таблица N 48

Требования к качеству эксплуатационных масел

Номер пункта	Показатель качества масла и номер стандарта на метод испытания	Категория электрооборудования	Значение показателя качества масла		Примечание
			ограничивающее область нормального состояния	предельно допустимое
1	Пробивное напряжение, кВ, не менее	Электрооборудование:			Если коэффициент вариации превышает 20 %, то результат испытаний - неудовлетворительный.
		- до 15 кВ включительно	-	20
		- свыше 15 кВ до 35 кВ включительно	-	25
		- свыше 35 кВ до 150 кВ включительно	40	35
		- свыше 150 кВ до 500 кВ включительно	50	45
		750 кВ	60	55
2	Кислотное число, мг КОН/г масла, не более	Силовые и измерительные трансформаторы, негерметичные маслонаполненные вводы	0,05 (0,07)	0,15	Значение кислотного числа, ограничивающее область нормального состояния - 0,07 мг КОН/г, может устанавливаться по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации) для масел марок Т-750, Т-1500, Т-1500У, ТКп и ТСп (ТСО).
3	Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не ниже*	Силовые и измерительные трансформаторы, негерметичные маслонаполненные вводы	Снижение более чем на 5 °С в сравнении с предыдущим анализом	125
4	Влагосодержание: по ГОСТ Р МЭК 60814-2013 "Жидкости изоляционные. Бумага и прессованный картон, пропитанные маслом. Определение содержания воды автоматическим кулонометрическим титрованием по Карлу Фишеру" (введен с 01.01.2014 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 05.03.2013 N 4-ст), % массы (мг/кг, г/т), не более	Трансформаторы с пленочной или азотной защитой, герметичные маслонаполненные вводы, герметичные измерительные трансформаторы	0,0015 (15)	0,0020 (20)	Допускается определение хроматографическим методом
		Силовые и измерительные трансформаторы без специальных защит масла, негерметичные маслонаполненные вводы	0,0020 (20)	0,0025 (25)
5	Содержание механических примесей**:				Определяется по значению класса фракции с наибольшим значением (по "худшей" фракции).
	% (класс промышленной чистоты, не более);	Электрооборудование до 35 кВ включительно	Отсутствие (12)	Отсутствие (12)
		Масляные выключатели вне зависимости от класса напряжения	-	Отсутствие (13)
	Класс промышленной чистоты, не более	Электрооборудование свыше 35 кВ до 750 кВ включительно	10	11
6	Тангенс угла диэлектрических потерь, %, не более,	Силовые и измерительные трансформаторы, высоковольтные вводы:			Проба масла дополнительной обработке не подвергается.
	при температуре 90 °С	- 110-150 кВ включительно	12	15
		- 220-500 кВ включительно	8	10
		- 750 кВ	3	5
		Силовые и измерительные трансформаторы, высоковольтные вводы 110 кВ и выше, залитые маслами марок ГК, ВГ, Nytro 11GX и 10ХN	3	5
7	Содержание водорастворимых кислот и щелочей, рН водной вытяжки, не менее;	Силовые трансформаторы, герметичные высоковольтные вводы, герметичные измерительные трансформаторы до 750 кВ включительно Негерметичные высоковольтные вводы и измерительные трансформаторы до 500 кВ включительно	5,5 5,2	-	Допускается качественное определение с индикатором.
8	Содержание антиокислительной присадки АГИДОЛ-1 (2,6-дитретбутил-4-метилфенол или ионол), % массы, не менее***	Силовые и измерительные трансформаторы 35 кВ и выше, маслонаполненные вводы 110 кВ и выше	0,1	-
9	Общее содержание шлама, % массы, не более	Силовые и измерительные трансформаторы, негерметичные высоковольтные вводы, 110 кВ и выше	-	0,005	Определение проводят при достижении любого из показателей по пунктам 2, 6, 7 таблицы N 48 значения, ограничивающего область нормального состояния.
10	Газосодержание, % объёма, не более	Трансформаторы с пленочной защитой, герметичное электрооборудование	2	4

Примечание - * Испытание масла по пункту 3 настоящей таблицы может не проводиться, если с требуемой периодичностью проводится хроматографический анализ растворенных в масле газов.

**Для масляных выключателей испытания по пункту 4 и 5 настоящей таблицы дополнительно выполняют по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации) при достижении значения, ограничивающего область нормального состояния, по пункту 1 настоящей таблицы.

*** Для электрооборудования, залитого маслами марок ГК, ВГ, Nytro 11GX и 10ХN, со сроком службы более 20 лет и/или при достижении значения, ограничивающего область нормального состояния, любого из показателей по пунктам 2, 6, 7 таблицы N48 требуемая периодичность определения содержания антиокислительной присадки не менее 1 раза в 2 года.

35.16. Трансформаторные масла, полностью отвечающие требованиям по показателям качества, указанным в таблице N 45, используются без ограничения области применения.

Трансформаторные масла, не отвечающие требованиям по показателям качества, указанным в таблице N 45, возможно применять в электрооборудовании напряжением до 35 кВ включительно.

Специальные трансформаторные масла с улучшенными низко-температурными свойствами, которые предназначены для применения в масляных выключателях (арктические масла), а также масла, содержащие деактивирующие присадки (марка Т-1500У), применяются без смешения с другими маслами.

Трансформаторное масло определенной марки необходимо применять без смешения с маслами других марок. В случае необходимости смешения трансформаторных масел разных марок необходимо иметь заключение о совместимости этих марок масел от изготовителя электрооборудования.

Область применения регенерированных и очищенных трансформаторных масел, в зависимости от их качества, определяется в соответствии с требованиями таблицы N 47. Электрооборудование, залитое трансформаторным маслом, содержащим деактивирующие присадки (масло марки Т-1500У), допускается доливать маслами марок ГК, ВГ, Nytro 11GX и 10ХN.

35.17. Новые методы испытаний или измерений для определения показателей качества трансформаторных масел, не указанных в таблицах N 45 - N 48, необходимо применять при КДО электрооборудования, для определения качества новых марок трансформаторных масел, не указанных в таблице N 45, в том числе их экологических и гигиенических свойств, при испытаниях масел на совместимость при смешении, для определения причин возникновения дефектов или повреждения маслонаполненного электрооборудования.

Методики измерений должны быть аттестованы, а средства измерений внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений и калиброваны или поверены в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.

XXXVI. Аппараты, вторичные цепи и электропроводка на напряжение до 1000 В

36.1. При П, Т значения сопротивления изоляции должны быть не менее приведенных в таблице N 49.

36.2. При П, Т значение испытательного переменного напряжения для цепей РЗА и других вторичных цепей со всеми присоединенными аппаратами (катушки приводов, автоматы, магнитные пускатели, контакторы, реле, приборы и т.п.) принимается равным 1000 В.

Испытания проводятся в течение 1 мин.

Кроме того, напряжением 1000 В в течение 1 мин. испытывается изоляция между жилами контрольного кабеля тех цепей, где имеется вероятность замыкания между жилами, приводящая к отключение оборудования и линий электропередачи (цепи газовой защиты, цепи конденсаторов, используемых как источник оперативного тока, вторичные цепи трансформаторов тока, где имеются реле и устройства с двумя и более первичными обмотками и т.п.).

Элементы, не рассчитанные на испытательное напряжение 1000 В между электрически не связанными цепями, исключаются из схемы измерений.

Осветительные сети испытываются указанным напряжением в тех случаях, если сопротивление изоляции оказалось ниже 1 МОм, но не ниже 0,5 МОм.

В последующей эксплуатации изоляция вторичных цепей испытывается напряжением 1000 В переменного тока в течение 1 мин. или выпрямленным напряжением 2500 В с использованием мегаомметра или специальной установки.

Вторичные цепи, рассчитанные на рабочее напряжение 60 В и ниже, напряжением 1000 В частоты 50 Гц, не испытываются

36.3. При П, Т работа расцепителей должна соответствовать данным документации изготовителя и требованиям обеспечения защитных характеристик.

Таблица N 49

Сопротивления изоляции

Испытуемый элемент	Напряжение мегаомметра, В	Наименьшее допустимое значение сопротивления изоляции, МОм
1. Шины постоянного тока на щитах управления и в распределительных устройствах (при отсоединённых цепях)	1000-2500	10
2. Вторичные цепи каждого присоединения и цепи питания приводов выключателей и разъединителей1)	1000-2500	1
3. Цепи управления, защиты, автоматики и измерений, а также цепи возбуждения машин постоянного тока, присоединённые к силовым цепям	1000-2500	1
4. Вторичные цепи и элементы при питании от отдельного источника или через разделительный трансформатор, рассчитанные на рабочее напряжение 60 В и ниже2)	500	0,5
5. Электропроводки, в том числе осветительные сети3)	1000	0,5
6. Распределительные устройства,4) щиты и токопроводы	1000-2500	0,5

Примечание - 1) Измерение проводится со всеми присоединёнными аппаратами (катушки приводов, контакторы, пускатели, автоматические выключатели, реле, приборы, вторичные обмотки трансформаторов тока и напряжения и т. п.).

2) Должны быть приняты меры для предотвращения повреждения устройств, в особенности, микропроцессорных, микроэлектронных и полупроводниковых элементов.

3) Сопротивление изоляции измеряется между каждым проводом и землей, а также между каждыми двумя проводами.

4) Измеряется сопротивление изоляции каждой секции распределительного устройства.

36.4. При П, Т проверка работы контакторов и автоматов при пониженном напряжении оперативного тока значение напряжения срабатывания и количество операций приведены в таблице N 50.

Таблица N 50

Напряжения срабатывания и количество операций

Операция	Напряжение на шинах оперативного тока	Количество операций
Включение	0,85Uном	5
Отключение	0,8 Uном	5

36.5. При П, Т плавкая вставка предохранителя должна быть калиброванной.

Контактное нажатие в разъемных контактах предохранителя-разъединителя должно соответствовать данным документации изготовителя и измеренному при приемке.

Проверка работы предохранителя-разъединителя проводится выполнением 5 циклов ВО.

36.6. При М тепловизионный контроль проводится в соответствии с Приложением N 5 к настоящим Требованиям. Контроль проводится с учетом конструктивных особенностей аппаратов.

XXXVII. Аккумуляторные батареи

37.1. При П, К емкость аккумуляторной батареи при температуре 20 °С должна соответствовать данным документации изготовителя.

37.2. При П, К, М значения напряжения на выводах аккумуляторной батареи (при отключенном подзарядном агрегате) при разряде в течение не более 5с с наибольшим током (но не более 2,5 тока одночасового режима разряда) без участия концевых элементов должны сопоставляться с результатами предыдущих измерений и не могут снижаться более чем на 0,4 В на каждый элемент от напряжения в момент, предшествующий толчку. Для приемников постоянного тока должны обеспечиваться необходимые уровни напряжения.

Испытания проводятся 1 раз в год.

37.3. При П, К, Т проверка плотности электролита полностью заряженного аккумулятора в каждом элементе в конце заряда и в режиме постоянного подзаряда должна проводиться в соответствии с документацией изготовителя.

Для батарей типа СК, СН проверка в контрольных элементах должна проводиться не реже 1 раза в месяц. Для батарей других типов в соответствии с документацией изготовителя.

37.4. При П, К, Т контроль напряжения выполняется на всех аккумуляторах батареи.

Напряжение отстающих элементов в конце контрольного разряда не должно отличаться более чем на 1-1,5 % от среднего напряжения остальных элементов, а количество отстающих элементов не должно превышать 5 % их общего числа.

Напряжение в конце разряда должно соответствовать требованиям документации изготовителя.

37.5. Серная кислота, предназначенная для приготовления электролита, при П, К, Т должна отвечать требованиям для высшего сорта.

Требования к серной кислоте и электролиту для аккумуляторных батарей типа С (СК); СН (СНК) приведены в таблице N 51.

При Т и М допускается контроль только по пунктам 4 и 8 таблицы N 51.

Качество электролита для ниже перечисленных импортных аккумуляторных батарей (в том числе произведенных на заводах на территории Российской Федерации) контролируется в соответствии с документацией изготовителя.

Для электролита аккумуляторных батарей типа GROE, OPzS содержание примесей не должно превышать значений, указанных в таблице N 52.

Таблица N 51

Нормы на характеристики серной кислоты и электролита для аккумуляторных батарей типа С (СК); СН (СНК)

Показатель	Нормы для серной кислоты высшего сорта	Нормы для электролита
		Разведенная свежая кислота для заливки в аккумуляторы	Предельно допустимые концентрации компонентов в электролите из работающего аккумулятора
1 Внешний вид	Прозрачная	Прозрачная
2 Интенсивность окраски (определяется колориметрическим способом), мл	0,6	0,6	1
3 Плотность при температуре 20 °С, г/см3	1,831,84	1,18_0,005	1,21,21
4 Содержание железа, %, не более	0,005	0,006	0,008
5 Содержание нелетучего остатка после прокаливания, %, не более	0,02	0,03	-
6 Содержание окислов азота, %, не более	0,00003	0,00005	-
7 Содержание мышьяка, %, не более	0,00005	0,00005	-
8 Содержание хлористых соединений, %, не более	0,0002	0,0003	0,0005
9 Содержание марганца, %, не более	0,00005	0,00005	-
10 Содержание меди, %, не более	0,0005	0,0005	-
11 Содержание веществ, восстанавливающих марганцево-кислый калий, мл 0,01 Н раствора KМnО4, не более	4,5	-	-
12 Содержание суммы тяжелых металлов в пересчете на свинец, %, не более	0,01	-	-

Таблица N 52

Содержания примесей в электролите аккумуляторных батарей типа GROE, OPzS

Вид загрязняющей примеси	Значение, г/литр
Хлор	0,006
Железо	0,030
Медь	0,001
Азот	0,050
Органические вещества	0,050
Другие примеси	0,002

Для электролита аккумуляторных батарей типа Vb VARTA содержание примесей не должно превышать значений, указанных в таблице N 53.

Таблица N 53

Предельно допустимые содержания примесей в электролите, предназначенном для заполнения аккумуляторных батарей типа Vb VARTA

N п/п	Вид загрязняющей примеси	Масса, мг/л, не более
1	Платиновые металлы	Всего	0,05
2	Медь		0,5
3	Прочие металлы сероводородной группы , напр. мышьяк, сурьма, олово, висмут (кроме свинца)	Каждого Всего	1 2
4	Марганец, хром, титан	Каждого	0,2
5	Железо		30
6	Прочие металлы сернистокислой аммониевой группы, напр. кобальт, никель (кроме алюминия и цинка)	Каждого Всего	1 2
7	Хлор, фтор, бром, йод	Всего	5
8	Азот в форме аммиака		50
9	Азот в иной форме, напр. в форме азотной кислоты		10
10	Двуокись серы или сероводород		20
11	Летучие органические кислоты (в пересчёте на уксусную кислоту)		20
12	Окисляемые органические вещества в количестве, соответствующем расходу KMnO4		30
Фракция, остающаяся после выпаривания серной кислоты, удаления дымящихся продуктов и отжига остатка, не должна составлять более 250 мг/л.

Анализ электролита кислотной аккумуляторной батареи должен проводиться ежегодно по пробам, взятым из контрольных элементов. Количество контрольных элементов должно быть установлено субъектом электроэнергетики (эксплуатирующей организацией) в зависимости от состояния батареи, но не менее 10 %. Нумерация контрольных банок аккумуляторных батарей должна ежегодно меняться. При контрольном разряде пробы электролита должны отбираться в конце разряда.

37.6. При П, К, Т измерение сопротивления изоляции ошиновки и токоведущих частей батареи перед заливкой электролита проводится мегаомметром на напряжение 1000 В. После заливки электролита и в ходе эксплуатации батареи измерение проводится штатным устройством контроля изоляции.

Сопротивление изоляции новой батареи на напряжение до 110 В должно быть не менее 60 кОм, батареи на напряжение 220 В - не менее 150 кОм.

Сопротивление изоляции батареи в эксплуатации должно быть не менее, указанного в таблице N 54, если иное не указано в документации изготовителя.

Таблица N 54

Сопротивление изоляции батареи в эксплуатации

Напряжение батареи, В	24	48	60	110	220
Сопротивление изоляции, кОм	15	25	30	50	100

37.7. При М для АБ с прозрачным корпусом должно быть свободное пространство не менее 10 мм между осадком и нижним краем положительных пластин.

37.8. КДО аккумуляторной батареи проводится по отдельным программам с учетом пунктов 1.15., 1.16. настоящих Требований.

Тепловизионный контроль проводится в соответствии с указаниями Приложения N 5 к настоящим Требованиям.

XXXVIII. Заземляющие устройства

38.1. При П проверка конструктивного выполнения заземляющего устройства на ОРУ электростанций и подстанций проводится после монтажа до засыпки грунта и присоединения естественных заземлителей и заземляемых элементов (оборудования, конструкций, сооружений).

Проверка заземляющих устройств на ВЛ проводится у всех опор в населенной местности и не менее чем у 2 % опор от общего числа опор с заземлителями.

38.2. При П, К, М проверка соединений заземлителей с заземляемыми элементами, а также естественных заземлителей с заземляющим устройством проводится путем простукивания мест соединений молотком и осмотра для выявления обрывов и других дефектов. Проводится измерение переходных сопротивлений (при исправном состоянии контактного соединения сопротивление не превышает 0,05 Ом).

38.3. Проверка состояния цепей и контактных соединений между заземлителями и заземляемыми элементами, а также соединений естественных заземлителей с заземляющим устройством проводится после каждого ремонта и реконструкции заземляющих устройств, но не реже 1 раза в 12 лет.

38.4. Измеренные значения сопротивления заземляющих устройств должны быть не более значений, приведенных в таблице N 55.

Таблица N 55

Наибольшие допустимые сопротивления заземляющих устройств

Вид электроустановки	Характеристика заземляемого объекта	Характеристика заземляющего устройства		Сопротивление, Ом
1. Электроустановки напряжением выше 1 кВ, кроме ВЛ1)	Электроустановка сети с глухозаземленной и эффективно заземленной нейтралью	Искусственный заземлитель с подсоединенными естественными заземлителями		0,5
	Электроустановка сети с изолированной нейтралью при использовании заземляющего устройства только для установки выше 1 кВ	Искусственный заземлитель вместе с подсоединенными естественными заземлителями		250/I2), но не более 10
	Электроустановка сети с изолированной нейтралью при использовании заземляющего устройства для электроустановки до 1 кВ	Искусственный заземлитель с подсоединенными естественными заземлителями		125/I2), при этом должны быть выполнены требования к заземлению установки до 1 кВ
	Подстанция с высшим напряжением 20-35 кВ при установке молниеотвода на трансформаторном портале	Заземлитель подстанции		4, без учета заземлителей, расположенных вне контура заземления ОРУ
	Отдельно стоящий молниеотвод	Обособленный заземлитель		80
2. Электроустанов-ки напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью, кроме ВЛ3)	Электроустановка с глухозаземленными нейтралями генераторов или трансформаторов или выводами источников однофазного тока	Искусственный заземлитель с подключенными естественными заземлителями и учетом использования заземлителей повторных заземлений нулевого провода ВЛ до 1 кВ при количестве отходящих линий не менее двух при напряжении источника, В:
		трех-фазный	одно-фазный
		660	380	2
		380	220	4
		220	127	8
		Заземлитель, расположенный в непосредственной близости от нейтрали генератора или трансформатора или вывода источника однофазного тока при напряжении источника, В:
		трех-фазный	одно-фазный
		660	380	15
		380	220	30
		220	127	60
3. ВЛ напряжением выше 1 кВ4)	1. Опоры, имеющие грозозащитный трос или другие устройства молниезащиты. 2. Железобетонные и металлические опоры ВЛ 3-20 кВ в населенной местности. 3. Опоры ВЛ 35 кВ. 4. Опоры ВЛ 110 кВ и выше, на которых установлены силовые или измерительные трансформаторы, разъединители, предохранители и другие аппараты.	Заземлитель опоры при удельном эквивалентном сопротивлении , Омм:
		до 100;		105)
		более 100 до 500;		155)
		более 500 до 1000;		205)
		более 1000 до 5000;		305)
		более 5000		610-35)
	Опоры ВЛ 3-35 кВ, на которых установлены силовые или измерительные трансформаторы, разъединители, предохранители и другие аппараты.			30
	Опоры ВЛ железобетонные и металлические опоры ВЛ 3-20 кВ в ненаселенной местности	Заземлитель опоры при удельном сопротивлении грунта , Ом/м:
		до 100;		305)
		более 100		0,35)
4. ВЛ напряжением до 1 кВ3)	Опора ВЛ с устройством грозозащиты	Заземлитель опоры для грозозащиты		30
	Опоры с повторными заземлителями нулевого рабочего провода	Общее сопротивление заземления всех повторных заземлений при напряжении источника, В:
		трех-фазный	одно-фазный
		660	380	5
		380	220	10
		220	127	20
		Заземлитель каждого из повторных заземлений при напряжении источника, В:
		трех-фазный	одно-фазный
		660	380	15
		380	220	30
		220	127	60

Примечание - 1) Для электроустановок выше 1  кВ при удельном сопротивлении грунта более 500 Ом·м допускается увеличение сопротивления в 0,002 раз, но не более десятикратного.

2) I - расчетный ток замыкания на землю, А.

В качестве расчетного тока принимается:

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

- в сетях с компенсацией емкостного тока:

- для заземляющих устройств, к которым присоединены дугогасящие реакторы, - ток, равный 125 % номинального тока этих реакторов;

- для заземляющих устройств, к которым не присоединены дугогасящие реакторы, - ток замыкания на землю, проходящий в сети при отключении наиболее мощного из дугогасящих реакторов или наиболее разветвленного участка сети.

3) Для установок и ВЛ напряжением до 1 кВ при удельном сопротивлении грунта более 100 Омм допускается увеличение указанных выше норм в 0,01 раз, но не более десятикратного.

4) Сопротивление заземлителей опор ВЛ на подходах к подстанциям должно соответствовать требованиям Правил устройства электроустановок.

5) Для опор высотой более 50 м на участках ВЛ, защищенных тросами, сопротивление заземлителей должно быть в 2 раза меньше приведенных в таблице.

38.5. Измерение сопротивления заземляющих устройств электростанций и подстанций проводится после монтажа, переустройства и капитального ремонта, но не реже 1 раза в 12 лет.

Измерение проводится после присоединения естественных заземлителей.

38.6. На воздушных линиях электропередачи напряжением выше 1 кВ измерения проводятся:

а) на опорах с разрядниками, разъединителями и другим электрооборудованием - после монтажа, переустройства, капитального ремонта, технического обслуживания не реже 1 раза в 6 лет;

б) выборочно у 2 % опор от общего числа опор с заземлителями в населенной местности, на участках ВЛ с агрессивными или плохо проводящими грунтами - после монтажа, переустройства, ремонтов, а также в эксплуатации не реже 1 раза в 12 лет;

в) на опорах ВЛ 110 кВ и выше с грозотросами при обнаружении на них следов перекрытий или разрушений изоляторов электрической дугой (кроме ВЛ, расположенных в районах с плохо проводящими грунтами);

38.7. На воздушных линиях электропередачи напряжением до 1кВ измерения проводятся:

а) на опорах с заземлителями грозозащиты - после монтажа, переустройства, ремонтов, а также в эксплуатации не реже 1 раза в 6 лет;

б) на опорах с повторными заземлениями нулевого провода - после монтажа, переустройства, ремонтов, а также в эксплуатации не реже 1 раза в 6 лет;

в) выборочно у 2 % опор от общего количества опор с заземлителями в населенной местности, на участках ВЛ с агрессивными или плохо проводящими грунтами - после монтажа, переустройства, ремонтов, а также в эксплуатации не реже 1 раза в 12 лет.

38.8. При М на ОРУ электростанций и подстанций проверка коррозионного состояния элементов заземляющего устройства, находящихся в земле, проводится вблизи нейтралей силовых трансформаторов, мест заземления короткозамыкателей, разрядников и ограничителей перенапряжений, а также выборочно у стоек конструкций и в местах, где заземлители наиболее подвержены коррозии.

38.9. В закрытых распределительных устройствах осмотр элементов заземлителей со вскрытием грунта проводится по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

38.10. Проверка заземляющих устройств на ВЛ проводится у всех опор в населенной местности и, кроме того, не менее, чем у 2 % опор от общего числа опор с заземлителями данной ВЛ.

38.11. На ВЛ выборочная проверка заземляющих устройств со вскрытием грунта на глубину не менее 0,7 м проводится не менее чем у 2 % опор от общего числа опор с заземлителями.

38.12. Проверку по пункту 38.8 настоящих Требований следует проводить на ВЛ в населенной местности, на участках с агрессивными, оползневыми, выдуваемыми и плохо проводящими грунтами.

38.13. Проверка коррозионного состояния элементов заземлителей проводится не реже 1 раза в 12 лет.

38.14. При П, К, М измерение напряжения прикосновения (в электроустановках, выполненных по нормам на напряжение прикосновения) проводится после монтажа, переустройства и капитального ремонта заземляющего устройства, но не реже 1 раза в 6 лет.

38.15. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения при аварийном режиме электроустановок, выполненных по нормам на напряжение прикосновения, напряжением до 1000 В с глухозаземленной или изолированной нейтралью и выше 1000 В с изолированной нейтралью не должны превышать значений, указанных в таблице N 56.

Таблица N 56

Предельно допустимые значения напряжений
прикосновения

Род тока	Нормируемая	Предельно допустимые значения, не более, при продолжительности воздействия тока t, с
	величина	0,01-0,08	0,1	0,2	0,3	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9	1,0	Св.1,0
Переменный 50 Гц	U, B	550	340	160	135	120	105	95	85	75	70	60	20
	I, мА	650	400	190	160	140	125	105	90	75	65	50	6
Переменный 400 Гц	U, B	650	500	500	330	250	200	170	140	130	110	100	36
	I, мА												8
Постоянный	U, B	650	500	400	350	300	250	240	230	220	210	200	40
	I, мА												15
Выпрямленный двухполупериодный	, B	650	500	400	300	270	230	220	210	200	190	180	-
	, мА
Выпрямленный однополупериодный	, B	650	500	400	300	250	200	190	180	170	160	150	-
	, мА

Примечание: Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов, протекающих через тело человека при продолжительности воздействия более 1 с, приведенные в табл.2, соответствуют отпускающим (переменным) и неболевым (постоянным) токам.

38.16. Предельно допустимые значения напряжения прикосновения при аварийном режиме электроустановок с частотой тока 50 Гц, напряжением выше 1000 В, с глухим заземлением нейтрали приведены в таблице N 57.

Таблица N 57

Предельно допустимые значения напряжения прикосновения при аварийном режиме электроустановок с частотой тока 50 Гц, напряжением выше 1000 В, с глухим заземлением нейтрали

Продолжительность воздействия t, с	Предельно допустимое значение напряжения прикосновения U, в
До 0,1	500
0,2	400
0,5	200
0,7	130
1,0	100
Св. 1,0 до 5,0	65

38.17. При П, К, М проверка напряжения на заземляющем устройстве РУ электростанций и подстанций при стекании с него тока замыкания на землю (расчетная) проводится после монтажа, переустройства, но не реже 1 раза в 12 лет для электроустановок напряжением выше 1 кВ в сети с эффективно заземленной нейтралью.

Напряжение на заземляющем устройстве:

а) не ограничивается для электроустановок, с которых исключен вынос потенциалов за пределы зданий и внешних ограждений электроустановки;

б) не более 10 кВ, если предусмотрены меры по защите изоляции отходящих кабелей связи и телемеханики и по предотвращению выноса потенциалов;

в) не более 5 кВ во всех остальных случаях.

38.18. При П, М выполняется проверка цепи фаза-нуль (цепи зануления) в электроустановках напряжением до 1 кВ с глухим заземлением нейтрали.

Проверка цепи фаза-нуль должна также проводится при подключении новых потребителей и выполнении работ, вызывающих изменение сопротивления электрической цепи.

38.19. При М в электроустановках до 1 кВ проверка полного сопротивления петли фаза-нуль проводится не реже 1 раза в 6лет.

38.20. При П, К, М испытания и контроль резисторов для заземления нейтрали трансформаторов в сетях напряжением 3 - 35 кВ, испытания и контроль входящих в общую конструкцию резистора трансформаторов тока и проходных изоляторов (при их наличии), выполняются в соответствии с главами VI- IX и XXXIII настоящих Требований.

38.21. КДО ЗУ проводится по отдельным программам с учетом пунктов 15, 16 настоящих Требований.

КДО ЗУ заземляющих устройств проводится после монтажа, переустройства и капитального ремонта оборудования на подстанциях и линиях электропередачи, если возможно изменение ЗУ в результате проведенных работ, но не реже 1 раза в 12 лет.

XXXIX. Силовые кабельные линии

Примечание: Измерение температуры токопроводящих жил кабелей, контроль состояния антикоррозионного покрытия трубопроводов кабелей высокого давления, испытание подпитывающих агрегатов и устройств автоматического подогрева концевых муфт проводятся в соответствии с документацией изготовителя.

39.1. При П, К и М измерение сопротивления изоляции КЛ проводится мегаомметром на напряжение 2500 В.

У силовых кабелей на напряжение 1кВ и ниже значение сопротивления изоляции должно быть не ниже 0,5 МОм.

У силовых кабелей с бумажной пропитанной изоляцией на напряжение 2500 кВ сопротивление изоляции не нормируется.

Измерение сопротивления изоляции у кабелей с изоляцией из СПЭ не требуется, но допускается с целью проверки отсутствия на кабеле оставленных заземлений, закороток и т.п. перед подачей напряжения.

39.2. Испытания силового кабеля на номинальное напряжение до 3кВ включительно выполняется в соответствии с требованиями ГОСТ 31996-2012 "Кабели силовые с пластмассовой изоляцией на номинальное напряжение 0,66; 1 и 3 кВ. Общие технические условия" (введен в действие с 01.01.2014 приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 29.11.2012 N 1414-ст) и документацией изготовителя.

39.3. Испытания силового кабеля на номинальное напряжение 6- 35кВ включительно выполняется в соответствии с требованиями ГОСТ Р 55025-2012 "Кабели силовые с пластмассовой изоляцией на номинальное напряжение от 6 до 35 кв включительно", введен в действие с 01.07.2013 приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 27.12.2012 N 486) и документацией изготовителя.

39.4. Испытания изоляции кабелей КЛ 6-35 кВ с пластмассовой изоляцией, а также КЛ 6-35 кВ с бумажной пропитанной изоляцией, имеющих вставки с кабелем с пластмассовой изоляцией, необходимо проводить напряжением сверхнизкой частоты 0,1 Гц (далее по тексту СНЧ 0,1 Гц).

39.5. Уровень и соответствующая длительность приложения испытательного напряжения принимаются в соответствии со значениями таблицы N 58.

Таблица N 58

Значение и длительность испытательного переменного напряжения, прикладываемого к жилам кабелей с бумажной пропитанной и пластмассовой изоляцией.

U0/Uном, кВ	Испытательное напряжение частотой 0,1 Гц (кВ) при времени его приложения			Испытательное рабочее напряжение частотой 50 Гц, кВ.
	15 мин	30 мин	60 мин	U0 - 24 часа или 2U0- 60 мин
3,5/6	18	15	11	3,5 кВ - 24 часа или 7 кВ - 60 мин
6/10	30	25	18	6 кВ - 24 часа или 12 кВ - 60 мин
8,7/15	45	37	27	8,7 кВ - 24 часа или 17,4 кВ - 60 мин
12/20	60	50	36	12 кВ - 24 часа или 24 кВ - 60 мин
20/35	105	85	60	20 кВ - 24 часа или 40 кВ - 60 мин

39.6. При П, К и М испытания КЛ проводятся через год после ввода в эксплуатацию.

В процессе эксплуатации в дальнейшем:

а) для КЛ с бумажной пропитанной изоляцией, у которых в течение первых двух лет не наблюдалось аварийных пробоев и пробоев при профилактических испытаниях, - не реже 1 раза в 5 лет;

б) для КЛ с пластмассовой изоляцией, у которых в течение первых двух лет не наблюдалось аварийных пробоев и пробоев при профилактических испытаниях, - не реже 1 раза в 9 лет;

в) для КЛ с пластмассовой и бумажной пропитанной изоляцией, на трассах которых проводились строительные и ремонтные работы и на которых систематически происходят аварийные пробои изоляции - непосредственно после выполнения аварийно-восстановительных работ и далее 1 раз в год;

г) для КЛ с бумажной пропитанной изоляцией блочных механизмов электростанций - в капитальный ремонт энергоблока.

39.7. Допускается не проводить испытание:

а) для КЛ длиной до 100 м, являющихся выводами из РУ и ТП на воздушные линии и состоящими из двух параллельных кабелей;

б) для КЛ со сроком эксплуатации более 15 лет, на которых удельное число отказов из-за электрического пробоя составляет 30 и более отказов на 100 км в год;

в) для КЛ, подлежащих реконструкции или выводу из работы в ближайшие 5 лет.

39.8. При П определение электрической рабочей емкости кабелей проводится для линий на напряжение 20 кВ и выше. Для кабелей из сшитого полиэтилена данное испытание не проводится.

Измеренная емкость, приведенная к удельному значению (на 1 м длины), не должна отличаться от значений при испытаниях изготовителя более чем на 5%.

39.9. При М контроль степени осушения вертикальных участков проводится по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

Контроль проводится для кабелей с пропитанной вязким составом бумажной изоляцией на напряжение 20-35 кВ путем измерения и сопоставления нагрева металлических оболочек в разных точках вертикального участка линии. Разность в нагреве отдельных точек при токах, близких к номинальным, не должна быть более 3 °С.

39.10. При П, К неравномерность распределения токов по токопроводящим жилам и оболочкам (экранам) одножильных кабелей не должна быть более 10 %. Контроль проводится при параллельном соединении в одной фазе двух и более кабелей.

39.11. Испытания силового кабеля на номинальное напряжение выше 35кВ выполняется в соответствии с требованиями ГОСТ Р 55025-2012, ГОСТ Р МЭК 62067-2011 "Кабели силовые с экструдированной изоляцией и арматура к ним на номинальное напряжение свыше 150 кВ (U(m) = 170 кВ) до 500 кВ (U(m) = 550 кВ). Методы испытаний и требования к ним" (введен в действие 01.07.2012 приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30.08.2011 N 244-ст) и документацией изготовителя.

39.12. Уровень и длительность приложения испытательного выпрямленного напряжения для испытаний кабелей с бумажной пропитанной и резиновой изоляцией принимаются в соответствии со значениями таблицы N59.

Токи утечки приведены в таблице N 60.

Изоляция считается выдержавшей электрическое испытание повышенным напряжением в том случае, если не было пробоя, перекрытий по поверхности. В случае несоблюдения одного из этих факторов считается, что изоляция электрического испытания не выдержала.

39.13. При П и К испытания кабелей напряжением 110-500 кВ с изоляцией из СПЭ допускается выполнять повышенным переменным напряжением с учетом требований ГОСТ Р МЭК 62067-2011 либо рабочим напряжением без нагрузки в течение 24 часов.

Допускается проводить измерения резонансной высоковольтной испытательной установкой. Испытания проводятся повышенным напряжением частотой 20-300 Гц. Продолжительность испытательного напряжения - 60 мин. Значения испытательного переменного напряжения приведены в таблице N 61.

Таблица N 59

Значение и длительность испытательного выпрямленного напряжения, прикладываемого к жилам кабелей с бумажной пропитанной и резиновой изоляцией

Номинальное напряжение, кВ	Уровень испытательного напряжения, кВ / длительность, мин
КЛ 6-500 кВ, кабели с бумажной пропитанной изоляцией
6	36 кВ / 5 мин
10	60 кВ / 5 мин
15	75 кВ / 5 мин
20	100 кВ / 5 мин
35	175 кВ / 5 мин
110	285 кВ / 15 мин
150	347 кВ / 15 мин
220	510 кВ / 15 мин
330	670 кВ / 15 мин
500	865 кВ / 15 мин
КЛ 3-10 кВ, кабели с резиновой изоляцией
3	6 кВ / 5 мин
6	12 кВ / 5 мин
10	20 кВ / 5 мин

Таблица N 60

Токи утечки и коэффициенты асимметрии для силовых кабелей с бумажной пропитанной изоляцией

Кабели напряжением, кВ	Испытательное напряжение, кВ	Допустимые значения токов утечки, мА	Допустимые значения коэффициента асимметрии, (Imax/Imin)
6	36	0,2	8
10	60	0,5	8
15	60	0,5	8
20	100	1,5	10
35	175	2,5	10
110	285	Не нормируется	Не нормируется
150	347	То же	То же
220	510	-"-	-"-
330	670	-"-	-"-
500	865	-"-	-"-

Таблица N 61

Значение испытательного переменного напряжения для КЛ напряжением 110-500 кВ с изоляцией из СПЭ

Класс напряжения, кВ	Уровень испытательного напряжения, кВ
	При П	При М
110	128 кВ	128 кВ не зависимо от срока эксплуатации
220	180 кВ	180 для кабелей со сроком эксплуатации до 5 лет; 152 для кабелей со сроком эксплуатации более 5 лет;
330	250 кВ	250 кВ не зависимо от срока эксплуатации
500	320 кВ	320 кВ не зависимо от срока эксплуатации

39.14. При П и К определение целостности жил кабелей и фазировка КЛ проводятся в процессе эксплуатации после окончания монтажа, перемонтажа муфт или соединений жил кабеля.

39.15. Определение сопротивления жил кабеля проводится для линий на напряжение 20 кВ и выше.

Сопротивление жил кабелей постоянному току, приведенное к удельному значению (на 1 мм2 сечения, 1 м длины, при температуре окружающей среды 20 °С), должно быть не более 0,01793 Ом для медной жилы и 0,0294 Ом для алюминиевой жилы. Измеренное сопротивление (приведенное к удельному значению) не должно отличаться от указанных значений более чем на 5%.

39.16. При П, М проверяется работа антикоррозионных защит для:

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

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

в) кабелей с незащищенной оболочкой и разрушенными броней и защитными покровами;

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

При проверке измеряются потенциалы и токи в оболочках кабелей и параметры электрозащиты (ток и напряжение катодной станции, ток дренажа).

Периодичность и оценка коррозионной активности грунтов и естественных вод проводится в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602-2005 "Единая система защиты от коррозии и старения (ЕСЗКС). Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии" (введен в действие с 01.01.2007 приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 25.10.2005 N 262-ст).

39.17. Проведение измерения блуждающих токов в земле определяется техническим руководителем субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации), но не реже 1 раза в 3 года.

39.18. При М химический анализ грунта и грунтовых вод в коррозионно-опасных зонах трасс кабельных линий проводится по мере необходимости согласно ГОСТ 9.602-2005.

39.19. При П, К и М определение характеристик масла и изоляционной жидкости проводится для всех элементов маслонаполненных кабельных линий на напряжение 110-500 кВ и для концевых муфт (вводов в трансформаторы и КРУЭ) кабелей с пластмассовой изоляцией на напряжение 110 кВ и выше, если отбор проб изоляционной жидкости предусмотрен конструкцией кабельной арматуры.

Пробы масел марок С-220, 5-РА, МН-3 и МН-4 и изоляционной жидкости марки ПМС должны удовлетворять требованиям норм таблиц N 62 и N 63.

Испытание проб масла и изоляционной жидкости проводят при вводе в эксплуатацию, через 1 год, затем через 3 года и в последующем 1 раз в 6 лет. Если значения электрической прочности и степени дегазации масла МН-4 соответствуют нормам, а значения tg, измеренные по методике ГОСТ 6581-75 "Материалы электроизоляционные жидкие. Методы электрических испытаний (с Изменениями N 1, 2, 3)", введен в действие Постановлением Государственного комитета стандартов Совета Министров СССР от 09.04.1975 N 393), превышают указанные в таблице N 63, пробу масла дополнительно выдерживают при температуре 100 °С в течение 2 ч, периодически измеряя tg. При уменьшении значения tg проба масла выдерживается при температуре 100 °С до получения установившегося значения, которое принимается за контрольное значение.

Допускается для КЛ низкого давления проводить отбор проб масла из коллектора, а при неудовлетворительных результатах из баков давления.

Таблица N 62

Нормы на показатели качества масел марок С-220, МН-3 и МН-4 и изоляционной жидкости марки ПМС

Показатель качества масла	Для вновь вводимой линии			В эксплуатации
	С-220, 5РА	МН-3, МН-4	ПМС	С-220, 5РА	МН-3, МН-4	ПМС
Пробивное напряжение в стандартном сосуде, кВ, не менее	45	45	35	42,5	42,5	35
Степень дегазации (растворенный газ), %, не более	0,5	1,0	-	0,5	1,0	-

Примечание - Испытание масел, не указанных в таблице 60, проводится в соответствии с требованиями изготовителя.

Таблица N 63

Тангенс угла диэлектрических потерь масла и изоляционной жидкости (при 100 С), %, не более, для кабелей на напряжение, кВ

Срок работы кабельных линий	110	150-220	330-500
При вводе в работу	0,5/0,8*	0,5/0,8*	0,5/-
В эксплуатации в течение:
первых 10 лет	3,0	2,0	2,0
более 10 до 20 лет	5,0	3,0	-
свыше 20 лет	5,0	5,0	-

Примечание - * В числителе указано значение для масел марок С-220 и 5-РА, в знаменателе - для МН-3, МН-4 и ПМС.

39.20. При П, К и М определение объема нерастворенного газа (пропиточное испытание) проводится для маслонаполненных кабельных линий на напряжение 110-500кВ.

Содержание нерастворенного газа в изоляции должно быть не более 0,1% объема. Периодичность - в соответствии с пунктом 39.19 настоящих Требований.

39.21. При П, К и М проверка заземляющего устройства проводится в соответствии с главой XXXVIII настоящих Требований.

На кабельных линиях всех напряжений измеряются переходные сопротивления заземления концевых муфт и заделок относительно брони (экрана) КЛ и ЗУ электроустановки, к которой подключена кабельная линия, а на линиях на напряжение 110-500 кВ также металлических конструкций кабельных колодцев и подпиточных пунктов. В эксплуатации переходные сопротивления заземления измеряются при капитальном ремонте заземляющих устройств, а целостность металлической связи между заземлителями кабельных линий на напряжение 110 кВ и выше и нейтралью трансформатора - 1 раз в 3 года.

39.22. При П, К и М испытания пластмассовой защитной оболочки кабелей повышенным выпрямленным напряжением 10 кВ прикладывается между металлическим экраном или броней и заземлителем в течение 1 мин., если иное не оговорено изготовителем. Оболочка кабеля считается выдержавшей испытание, если во время испытаний не произошло пробоя, не было толчков тока утечки и его нарастания после установки значения испытательного напряжения.

Периодичность - не реже, указанной в пункте 39.6 настоящих Требований.

39.23. При П, К и М тепловизионный контроль проводится в соответствии с Приложением N 5 настоящих Требований.

Внеочередной тепловизионный контроль КЛ проводится при выявлении признаков развивающегося дефекта другими методами контроля (ЧР, tg, ток в заземлителе экрана и др.).

39.24. При М необходимость контроля ЧР на кабельных линиях напряжением 6 кВ и выше устанавливается субъектом электроэнергетики (эксплуатирующей организацией).

39.25. КДО проводится на КЛ с учетом пунктов 1.15., 1.16. настоящих Требований.

XL. Воздушные линии электропередачи

40.1 При П, К и М проверяется ширина просеки ВЛ, проходящей по зеленым насаждениям. Измеренные значения ширины просеки должны быть не менее проектных значений.

40.2 Проверка ширины просеки проводится не реже 1 раза в 6 лет.

40.3 При П, К и М проверяется ширина и состояние охранной зоны ВЛ.

40.4 Проверка ширины и состояния охранной зоны ВЛ проводится не реже 1 раза в 6 лет.

40.5 При П проверка расположения элементов опор проводится путем выборочного измерения заглубления железобетонных, стальных многогранных, композитных, деревянных опор, фундаментов в грунте, расположения в плане фундаментов металлических опор и железобетонных опор на оттяжках, а также расположения ригелей и анкеров оттяжек.

а) Измеренные значения для сборных фундаментов ВЛ 35 - 750 кВ не должны превышать допусков, приведенных в таблице N 64, если в проектной документации конкретной ВЛ не указаны другие значения.

Таблица N 64

Предельные отклонения на расположение сборных фундаментов опор
ВЛ напряжением 35 - 750 кВ

размеры - в мм

Наименование	Свободностоящие опоры	Опоры с оттяжками
Расстояние между осями подножников в плане	_20	_50
Разность вертикальных отметок верха подножников	20	20
Смещение центра подножника в плане	-	50
Зазор между опорной плитой ствола опоры и фундаментом	Не допускается	-

б) Измерения выполняются на 3 % от общего количества установленных на ВЛ опор.

в) Заглубление в грунте стоек железобетонных опор, железобетонных приставок деревянных опор и стоек деревянных опор ВЛ 0,38 - 20 кВ должно быть не ниже проектных значений, но не менее 1,8 м - для опор ВЛ 0,38 кВ и 2.5 м - для опор ВЛ 6 - 20 кВ. Для опор ВЛ 35 кВ и выше глубина установки должна быть не менее проектного значения.

40.6 Проверка заглубления в грунте железобетонных опор проводится на всех опорах анкерного типа (анкерных, угловых анкерных, концевых и т.п.) и на 20 % промежуточных опор ВЛ.

40.7 При П и М определяют размеры сколов и трещин фундаментов, зазоры, отклонения размещения анкерных болтов, а также их размеры. Измеренные значения не должны превышать приведенных в проектах ВЛ. Зазоры между опорной плитой опоры и фундаментом не допускаются.

При М коррозия анкерных болтов фундаментов не должна превышать 20 % от проектного сечения.

Периодичность проверки состояния и коррозии фундаментов - при проведении плановых осмотров ВЛ.

40.8 При П и М проводится контроль положения опор. Измеренные отклонения опор вдоль и поперек оси ВЛ, отклонения положения траверс на опорах, не должны превышать значений, приведенных в таблицах N 65 (для стадии П) и N 66 (для стадии М).

Периодичность измерений устанавливается по результатам периодических осмотров после воздействия на ВЛ механических нагрузок, превышающих расчетные значения (ураганный ветер, сверхрасчетное значение стенки гололеда на проводах и тросах) и утверждается техническим руководителем субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

40.9 При П проводятся измерения прогибов элементов металлических опор и металлических элементов железобетонных опор. Отклонения не должны превышать предельные значения допусков для стрелы прогиба (кривизны) элементов металлических опор и металлических деталей железобетонных опор ВЛ напряжением 35-750 кВ приведенные ниже:

Элемент опоры	Предельное отклонение
Траверса опоры	1:300 длины траверсы
Стойка или подкос металлической опоры	1:750 длины стойки (подкоса), но не более 20 мм
Поясные уголки металлических опор в пределах панели и элементов решетки в любой плоскости	1:750 длины элемента

Таблица N 65

Допустимые значения отклонений положения опор и их элементов на ВЛ 35 - 750 кВ, проверяемые на стадии "П"

Наименование	Предельные значения отклонения для опор, мм
	Железобетонных	Металлических (решетчатых и многогранных)	Деревянных	Композитных
1. Отклонение верха стойки опоры от вертикальной оси вдоль и поперек ВЛ (Н - высота стойки от уровня грунта):	Н/100 - для портальных опор Н/150 - для одностоечных опор	Н/50	Н/100	Н/50
2. Смещение опоры поперек оси ВЛ (выход из створа):
- для одностоечных опор при длине пролета, м:
до 200	100 мм	100 мм	100 мм	100 мм
более 200	200 мм	-	200 мм	200 мм
от 200 до 300	-	200 мм	-
более 300	-	300 мм	-
-для портальных металлических опор на оттяжках при длине пролета, м:
до 250	-	200 мм	-
более 250	-	300 мм	-
-для портальных железобетонных опор	200мм	-	-
3. Вертикальное отклонение конца траверсы (длина траверсы L, мм)	L/100 - для одностоечных опор	-	L/50	L/50
4. Отклонение конца траверсы промежуточной опоры вдоль ВЛ; для угловой опоры - относительно биссектрисы угла поворота ВЛ (длина траверсы L, мм)	L/100 - для одностоечных опор	100 мм	L/50	L/50
5. Отклонение от проектного расстояния между стойками портальной опоры	100 мм	-	-	-
Отклонение оси траверсы портальной опоры с оттяжками от горизонтальной оси (длина траверсы L):
до 15 м	L/150	L/150	-
более 15 м	L/250	L/250	-

Таблица N 66

Допустимые значения отклонений положения опор и их элементов на ВЛ 35-750 кВ, проверяемые на стадии "М"

Наименование	Предельные значения для опор
	Железобетонных	Металлических (решетчатых и многогранных)	Деревянных	Композитных
1. Отклонение верха стойки опоры от вертикальной оси вдоль и поперек ВЛ (Н-высота стойки от уровня грунта, мм):
- промежуточная;	Н/30	Н/50	Н/30	Н/10
- анкерная,	Н/50	Н/100	Н/50	Н/25
- опора ОРУ (вдоль проводов),	Н/50	Н/100	Н/50	-
-стойка опоры под оборудование;	Н/100	Н/100	-	-
- опора ОРУ (поперек проводов)	Н/70	Н/70	-	-
- угловая анкерная;	Н/50	Н/100	Н/50	-
- концевая;	Н/60	Н/120	Н/50	-
- переходная	Н/60 (высотой до 30 м)	Н/140	-	-
2. Вертикальные прогибы (кривизна) траверс (L длина траверсы, мм): а) относительно длины консоли
для опор: - промежуточных;	L/30	L/50	-	L/30
- концевых;	L/50	L/70	-	-
-анкерных и угловых анкерных;	L/50	L/70	-	-
- переходных;	L/150	L/70	-	-
- опор ОРУ (вдоль проводов).	L/50	L/70	-	-
Б) относительно длины пролета траверсы для опор:
- промежуточных;	L/100	L/150	-	L/100
- концевых;	L/150	L/200	-	-
- анкерных и угловых анкерных;	L/150	L/100	-	-
- переходных;	L/150	L/200	-	-
- опор ОРУ (вдоль проводов).	L/50	L/200	-	-

Наименование	Предельные значения для опор
	Железобетонных	Металлических (решетчатых и многогранных)	Деревянных	Композитных
3. Горизонтальные прогибы (кривизна) траверс (L длина траверсы, мм):
а) относительно длины консоли для опор:
- промежуточных;	Не нормируется	Не нормируется	-	Не нормируется
- концевых;	Не нормируется	Не нормируется	-	-
- для анкерных и угловых анкерных;	Не нормируется	Не нормируется	-	-
- переходных	L/50	L/70	-	-
- опор ОРУ (вдоль проводов).	L/50	L/70	-	-
Б) относительно длины пролета траверсы для опор:
- промежуточных;	Не нормируется	Не нормируется	-	Не нормируется
- концевых;	Не нормируется	Не нормируется	-	-
- для анкерных и угловых анкерных;	Не нормируется	Не нормируется	-	-
- переходных;	L/150	L/200	-	-
- опор ОРУ (вдоль проводов)	L/50	L/200	-	-

40.10 При П и М тяжение в тросовых оттяжках измеряется при скорости ветра не более 8 м/с и отклонении положения опор в пределах, приведенных в таблицах N 65 и N 66. Измеренное значение тяжения не должно отличаться от значения, предусмотренного проектом, более чем на 20 %. Измерения тяжения в оттяжках и ветровых связях проводятся также после завершения монтажа опоры.

40.11 При М проверка целостности оттяжек, коррозионного износа тросов проводится путем измерения площади сечения троса в местах наибольшего износа или истирания. Уменьшение площади сечения троса оттяжки от истирания, обрывов и коррозионного износа не должно превышать 20 % от номинального значения.

Периодичность измерений тяжения в тросовых оттяжках - первый раз - через 2 года после ввода в эксплуатацию, далее не реже 1 раза в 12 лет. Периодичность измерения площади сечения тросовых оттяжек, находящихся в эксплуатации более 25 лет, устанавливается по результатам периодических осмотров.

40.12 При М коррозионный износ металлических элементов опор определяется измерением площади поперечного сечения металлических элементов.

а) При сплошной или язвенной коррозии металлических элементов допустимое отношение фактического значения площади сечения металлического элемента (детали) к предусмотренному проектом не должно быть менее:

0,8 - для элементов прокатных профилей;

0,7 - для косынок.

б) Уменьшение площади сечения анкеров и тросов от истирания, обрывов и коррозионного износа не должно превышать 20 % от номинального значения площади сечения.

в) Не допускается сквозное коррозионное поражение, щелевая коррозия с появлением трещин в сварных швах и разрушением сварных швов, трещин в металле.

Периодичность измерений коррозионного износа металлических элементов с момента обнаружения коррозионного износа не реже:

а) в зонах 1 и 2 степеней загрязненности атмосферы (СЗ) - 1 раза в 12 лет.

б) в зонах 3 и 4 СЗ - 1 раза в 6 лет.

40.13 При П и М контролируются размеры трещин, прогибов, разрушение бетона железобетонных опор и приставок. При измерении прогибов стоек опор, размеров трещин и сквозных отверстий фактические значения измеренных параметров не должны превышать приведенные в таблице N 67.

40.14 При измерении прочности бетона железобетонных элементов опор (стойки, приставки, траверсы) фактические значения прочности бетона на сжатие должны быть не менее:

а) 500 кгс/см2 (В35) - для бетона центрифугированных стоек, если в нормативной или проектной документации не указано иное значение;

б) 400 кгс/см2 (В30) - для бетона вибрированных стоек, если в нормативной или проектной документации не указано иное значение.

Периодичность измерений устанавливается по результатам периодических осмотров ВЛ или по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

40.15 При П соответствие геометрических размеров деревянных деталей опор расчетным значениям проверяется выборочно, на 10 % от всех деталей опор, установленных на ВЛ.

а) Предельно допустимые отклонения размеров деталей от предусмотренных проектом значений допускаются в пределах:

по диаметру - (;

по длине - на каждый метр длины.

б) отрицательный допуск размеров для траверс не допускается.

Таблица N 67

Предельные значения прогибов и размеров дефектов железобетонных стоек и приставок

Измеряемый параметр	Предельное значение параметра
	Стадия "П"	Стадия "Э"
1. Центрифугированные стойки опор и приставки для ВЛ 35-750 кВ:
1.1. Искривление стойки опоры	Не допускается	100 мм
1.2. Ширина раскрытия продольных и поперечных трещин бетона стойки с напряженной стержневой арматурой	Не допускается	0,5 мм
1.3. То же на стойках с напряженной арматурой из стального каната	Не допускается	Не допускается
1.4. Площадь сечения сквозного отверстия в бетоне стойки или скола бетона с обнажением продольной арматуры	Не допускается	100 см2
2. Вибрированные стойки и приставки для опор ВЛ 0,38-35 кВ:
2.1. Отклонение верха стойки от вертикального положения с учетом угла поворота в грунте (при отсутствии ветра и гололеда)	150 мм	300 мм
2.2. Отклонение от предусмотренным проектом расстояния между стойкой и основанием опоры анкерного типа с подкосом	_ 15 %	-
2.3. Ширина раскрытия продольных и поперечных трещин	Не допускается	0,5 мм
2.4. Площадь скола бетона с обнажением продольной арматуры	Не допускается	25 см2

40.16 При М проверяется степень (глубина, размеры) внешнего и внутреннего загнивания деталей опор. Место контроля степени загнивания древесины стойки, приставки выбирается на уровне земли или в другом опасном сечении, и в местах, наиболее подверженных загниванию.

а) Минимальное допустимое значение площади в расчетном (опасном) сечении определяется, исходя из значения диаметра здоровой части древесины D0, среднегодового снижения диаметра здоровой части загнившей древесины V (см/год) и времени Т (годы) до следующего ремонта с заменой древесины, по формуле

б) При наличии загнивания минимальный допустимый диаметр здоровой части древесины детали опоры в расчетном опасном сечении D0 определяется по формуле:

где Dрасч - расчетный диаметр в опасном сечении, принимаемый по чертежу опоры, см;

К0 - допустимый эксплуатационный запас прочности древесины, принимаемый по проекту;

Красч - расчетный запас прочности древесины, принимаемый исходя из значения временного сопротивления, равного 420 даН/см2 (420 кгс/см2);

С - коэффициент износа, принимаемый по проекту.

40.17 При П, К, М выполняется измерение расстояний от проводов до поверхности земли, до различных инженерных сооружений в местах сближений и пересечений, между проводами разных линий при совместной подвеске проводов, между проводами разных цепей на опоре с целью подтверждения фактических значений параметров требованиям Правил устройства электроустановок, в соответствии с которыми проектировались строительство или реконструкция ВЛ.

40.18 При П, К и М проводится измерение стрел провеса проводов и грозозащитных тросов, расстояний от них до элементов опор и между проводами. Измеренные значения стрел провеса проводов и грозозащитных тросов, расстояний от них до элементов опор и между проводами не должны отличаться от предусмотренных проектом более чем на _ 5 % при условии соответствия расстояний до земли и пересекаемых объектов нормативным значениям.

а) Расстояния по воздуху между проводом и телом опоры, между проводами на транспозиционной опоре и на ответвлениях не должны отличаться от предусмотренных проектом более, чем на 10 %. Разница значений стрел провеса между проводами разных фаз или между проводами различных ВЛ при совместной подвеске не должна превышать 10 % от проектного значения стрелы провеса.

б) При определении разрегулировки проводов расщепленной фазы угол разворота фазы не должен превышать 10° от положения, предусмотренного проектом ВЛ, или разность стрел провеса проводов фазы не должна превышать 20 % от проектного расстояния между проводами фазы на ВЛ 330 (220)-500 кВ и 10 % - на ВЛ 750 кВ.

В процессе эксплуатации измерения стрелы провеса провода проводятся после реконструкции ВЛ, перетяжки (перемонтажа) проводов.

40.19 При М проводится измерение площади поперечного сечения грозозащитного троса и стального сердечника провода, изменившейся вследствие обрыва отдельных проволок, фрикционного и коррозионного износа.

Максимальное допустимое уменьшение площади поперечного сечения монопроводов и тросов (с проволоками, выполненными из алюминиевых сплавов, медных, бронзовых, стальных) и проводящей части комбинированных проводов и тросов (из проволок, выполненных из алюминия в сталеалюминиевом проводе, бронзы в сталебронзовом, алюминиевого сплава в проводе типа АЖС) должно быть:

а) 17 %, но не более четырех проволок при закреплении оборванных или поврежденных проволок бандажами;

б) 34 %, при ремонте места повреждения с помощью ремонтных зажимов;

в) При одновременном обрыве и местном повреждении проволок следует принимать, что местное повреждение трех проволок провода соответствует обрыву двух проволок.

40.20 При К проводится измерение сопротивления фарфоровых тарельчатых изоляторов в соответствии с требованиями изготовителей.

40.21 Разность температур между исправным и дефектным фарфоровыми тарельчатыми изоляторами в гирлянде должна быть в пределах (0,3 - 0,5) °С.

Периодичность контроля, не реже:

а) для ВЛ 35 кВ и выше, ВЛ в зонах с 4 СЗ и выше - через 2 года эксплуатации, далее - 1 раз в 6 лет;

б) для ВЛ ниже 35 кВ - 1 раз в 12 лет.

При проведении дистанционного контроля измерение сопротивления фарфоровых подвесных тарельчатых изоляторов допускается не выполнять.

40.22 При П и М выполняется проверка работоспособности линейной арматуры путем внешнего осмотра и необходимых измерений с помощью стандартного мерительного инструмента.

Линейная арматура должна браковаться и подлежать замене, если:

а) поверхность стальных и чугунных деталей арматуры покрыта сплошной коррозией, допускается сплошная коррозия глубиной не белее 1 мм на грузах гасителей вибрации, гасителей пляски, ограничителей гололёдообразования, балластах;

б) в деталях арматуры имеются трещины, раковины, оплавления, изгибы;

в) формы и размеры деталей не соответствуют рабочим чертежам;

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

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

Измеренное расстояние между группами дистанционных распорок не должно отличаться от проектного значения более чем на _ 10 %.

Измеренное расстояние между рогами искровых промежутков на грозозащитных тросах не должно отличаться от проектного значения более чем на _10 %.

При М оси и другие детали шарнирных сочленений не должны иметь износ более 10 %.

Место расположения гасителей пляски, ограничителей гололёдообразования, ограничителей гололёдообразования и колебаний на проводе, тросе не должно отличаться от проектного более чем на _0,5 м.

40.23 При П, К, М проверка заземляющего устройства проводится в соответствии с главой XXII настоящих Требований.

40.24 При П, К, М проверка устройств защиты от перенапряжений (ОПН, разрядников) проводится в соответствии с главой XXХII настоящих Требований.

XLI. Контактные соединения проводов, грозозащитных тросов, сборных и соединительных шин

41.1 При П, К контролируются геометрические размеры и состояние прессуемых контактных соединений проводов и грозозащитных тросов (тросов) ВЛ и шин распределительных устройств.

41.2 Геометрические размеры (длина и диаметр опрессованной части корпуса зажима) не должны отличаться от требуемых инструкцией по монтажу контактного соединения.

41.3 Предельные отклонения размеров контактных соединений должны соответствовать ГОСТ 25346-2013 "Основные нормы взаимозаменяемости. Характеристики изделий геометрические. Система допусков на линейные размеры. Основные положения, допуски, отклонения и посадки" (введен с 01.07.2015 приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 18.02.2014 N 28-ст).

41.4 Величина предельных отклонений размеров определяется нормативной документацией на конкретные контактные соединения или инструкцией по монтажу.

41.5 Кривизна (стрела прогиба) деталей контактных соединений не должна превышать 3 мм на 1 м длины. Острые кромки деталей должны быть притуплены.

41.6 Стальной сердечник прессуемого соединительного зажима не должен быть смещен вдоль продольной оси провода относительно положения, определенного инструкцией по монтажу, более чем на 15 % длины прессуемой части провода.

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

41.8 При приемке в эксплуатацию выборочно контролируется не менее 3% установленных зажимов каждого типоразмера (марки).

41.9 Число витков скрутки скручиваемых зажимов на сталеалюминиевых, алюминиевых и медных проводах не должно составлять менее 4 и более 4,5, а зажимов типа СОАС-95-3 при соединении проводов марки АЖС 70/39 - менее 5 и более 5,5 витков.

41.10 При приемке в эксплуатацию ВЛ контролируется выборочно не менее 2 % установленных зажимов каждого типоразмера.

41.11 При П, К измеряется момент затяжки болтов контактных соединений, выполненных с применением соединительных плашечных, петлевых переходных, соединительных переходных, ответвительных, аппаратных зажимов.

Измерения проводятся в соответствии с инструкцией по их монтажу.

41.12 При П, К контролируются контактные соединения проводов ВЛ и сборных соединительных шин РУ, выполненных с применением термитных патронов.

В сварном соединении не должно быть:

а) пережогов наружного повива провода или нарушения сварки при перегибе сваренных концов провода;

б) усадочных раковин в месте сварки глубиной более 1/3 диаметра провода из алюминия, сплавов или меди, глубиной более 6 мм - сталеалюминиевого провода сечением 150 мм2 и более.

41.13 При П, К проверяется состояние сварки контактных соединений жестких сборных и соединительных шин РУ, выполненных сваркой.

В сварном соединении не должно быть трещин, прожогов, кратеров, непроваров сварного шва на длине более 10 % длины шва при глубине более 15 % от толщины свариваемого металла.

Суммарное значение непроваров, подрезов, газовых пор и вольфрамовых включений в швах свариваемых алюминиевых шин должно быть не более 15 % от толщины свариваемого металла в каждом рассматриваемом сечении.

41.14 При М тепловизионный контроль контактных соединений (КС) токоведущих частей всех исполнений проиодится в соответствии с Приложением N 5 к настоящим Требованиям.

XLII. Электрооборудование систем возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов

42.1. Нормы на величины сопротивления изоляции систем тиристорного самовозбуждения (СТС), систем независимого тиристорного возбуждения (СТН), систем бесщеточного возбуждения (БСВ),систем полупроводникового высокочастотного возбуждения (ВЧ), автоматических регуляторов возбуждения (АРВ), измеряемого при температуре 10-30 °С, при испытании повышенным напряжением промышленной частоты приведены в таблице N68.

42.2. Объем измерения сопротивления изоляции определяется документацией изготовителя системы возбуждения.

Продолжительность приложения испытательного напряжения 1 мин.

Таблица N 68

Сопротивление изоляции и испытательное напряжение

Испытуемый объект	Измерение сопротивления изоляции			Испытание повышенным напряжением		Примечание
	Категория испытаний	Напряжение мегаомметра, В	Минимальное значение сопротивления изоляции, Мом	Вид испытаний	Значение испытательного напряжения, В
1. Тиристорный преобразователь цепи ротора главного генератора в системах возбуждения СТС, СТН: а) силовые токоведущие цепи преобразователей, связанные с тиристорами защитные цепи, вторичные обмотки выходных трансформаторов системы управления и т.д.; б) примыкающие к преобразователям отключенные разъединители (СТС), первичные обмотки трансформаторов собственных нужд	П, К	2500	5	П	0,8 испытательного напряжения изготовителя ТП, но не менее 0,8 испытательного напряжения изготовителя для обмотки ротора	Относительно корпуса и соединенных с ним вторичных цепей ТП (первичных обмоток импульсных трансформаторов СУТ, блок-контактов силовых предохранителей, вторичных обмоток трансформаторов делителей тока и т.д.), примыкающих к ТП силовых элементов схемы (вторичных обмоток трансформаторов собственных нужд в СТС, другой стороны разъединителей в СТС ряда модификаций).
(СТС). В системах с водяным охлаждением тиристорных преобразователей вода при испытаниях отсутствует						Тиристоры (аноды, катоды, управляющие электроды) при испытаниях должны быть закорочены, а блоки системы управления тиристорами СУТ выдвинуты из разъемов
2. Тиристорный преобразователь в цепи возбуждения возбудителя системы БСВ: силовые токоведущие части, тиристоры и связанные с ними цепи (см. пункт 1). Тиристорный преобразователь в цепи возбуждения ВГ системы СТН	П, К	1000	5	П	0,8 испытательного напряжения изготовителя ТП, но не менее 0,8 испытательного напряжения обмотки возбуждения обращенного генератора или ВГ	Относительно корпуса и соединенных с ним вторичных цепей ТП, не связанных с силовыми цепями, см. пункт 1. При испытаниях ТП отключен по входу и выходу от силовой схемы; тиристоры (аноды, катоды, управляющие электроды) должны быть закорочены, а блоки СУТ выдвинуты из разъемов
3. Выпрямительная установка в системе ВЧ возбуждения	П, К	1000	5	П	0,8 испытательного напряжения изготовителя выпрямительной установки, но не менее 0,8 испытательного напряжения обмотки ротора	Относительно корпуса. При испытаниях выпрямительная установка отключена от источника питания и обмотки ротора, шины питания и шины выхода (А, В, С, +, -) объединены
4. Вспомогательный синхронный генератор ВГ в системах СТН:
а) обмотки статора	П, К	2500	Согласно пункту 5.3 настоящих Требований	П	0,8 испытательного напряжения изготовителя обмотки статора ВГ, но не ниже 0,8 испытательного напряжения изготовителя для обмотки ротора главного генератора	Относительно корпуса и между обмотками (фазами)
б) обмотки возбуждения	П, К	1000	Согласно пункту 5.3 настоящих Требований	П	0,8 испытательного напряжения изготовителя обмотки возбуждения ВГ	Относительно корпуса
5. Индукторный генератор в системе ВЧ возбуждения:
а) рабочие обмотки (три фазы) и обмотка последовательного возбуждения	П, К	1000	5	П	0,8 испытательного напряжения изготовителя обмоток, но не ниже 0,8 испытательного напряжения обмотки ротора генератора	Относительно корпуса и соединенных с ним обмоток независимого возбуждения, между обмотками
б) обмотки независимого возбуждения	П, К	1,0	5	П	0,8 испытательного напряжения изготовителя обмоток	Относительно корпуса и между обмотками независимого возбуждения
6. Подвозбудитель в системе ВЧ возбуждения	П, К	1000	5	П	0,8 испытательного напряжения изготовителя	Каждая фаза относительно других, соединенных с корпусом
7. Обращенный генератор совместно с вращающимся преобразователем в системе БСВ:
а) обмотки якоря совместно с вращающимся преобразователем;	П, К	1000	5,0	П	0,8 испытательного напряжения изготовителя обмотки якоря	Относительно корпуса. Возбудитель отсоединен от ротора генератора; вентили, RC-цепи или варисторы зашунтированы (соединены +, -, шпильки переменного тока); подняты щетки на измерительных контактных кольцах
б) обмотки возбуждения обращенного генератора	П, К	500	5,0	П	0,8 испытательного напряжения изготовителя обмотки возбуждения, но не менее 1,2 кВ	Относительно корпуса. Обмотки возбуждения отсоединены от схемы
8. Выпрямительный трансформатор ВТ в системах СТС	П, К	2500	Согласно пункту 8.5 настоящих Требований	П	0,8 испытательного напряжения изготовителя обмоток трансформатора; вторичные обмотки для БСВ и ВГ - не менее 1,2 кВ	Относительно корпуса и между обмотками
Выпрямительные трансформаторы в системах возбуждения ВГ (СТН) и БСВ	П, К	2500 - первичная обмотка	То же	П	То же
		1000 - вторичная обмотка
9. Последовательные трансформаторы в системах СТС	П, К	2500	То же	П	0,8 испытательного напряжения изготовителя обмоток	То же
10. Токопроводы, связывающие источники питания (ВГ в системе СТН, ВТ и ПТ в системе СТС, индукторный генератор в ВЧ системе) с тиристорными или диодными преобразователями, токопроводы постоянного тока:
а) без присоединенной аппаратуры	П, К	2500	10	П	0,8 испытательного напряжения изготовителя токопроводов	Относительно "земли" и между фазами
б) с присоединенной аппаратурой	П, К	2500	5	П	0,8 испытательного напряжения изготовителя обмотки ротора	То же
11. Силовые элементы систем СТС, СТН, ВЧ (источники питания, преобразователи и т.д.) со всей присоединенной аппаратурой вплоть до выключателей ввода возбуждения, либо до разъединителей выхода преобразователей (схемы систем возбуждения без резервных возбудителей):
а) системы без водяного охлаждения преобразователей и с водяным охлаждением при незаполненной водой системе охлаждения;	П, К, Т, М	1000	1,0	П	1,0 кВ	Относительно корпуса
б) при заполненной водой (с удельным сопротивлением не менее 75 кОмсм) системе охлаждения тиристорных преобразователей	П, К, Т, М	1000	0,150	П	1,0 кВ	Блоки системы управления тиристорами выдвинуты
12. Силовые цепи возбуждения генератора без обмотки ротора (после выключателя ввода возбуждения или разъединителей постоянного тока, см. пункт 11): устройство АГП, разрядник, силовой резистор, шинопроводы и т.д. Цепи, подключенные к измерительным кольцам в системе БСВ (обмотка ротора отключена)	П, К	1000	1,0	П, К	0,8 испытательного напряжения изготовителя ротора	Относительно "земли"

42.3. При П, К проводятся измерения сопротивлений постоянному току обмоток трансформаторов и электрических машин в системах возбуждения при установившейся температуре, близкой к температуре окружающей среды. Измеренное сопротивление для сравнения его с данными документации изготовителя или данными предыдущих измерений приводится к соответствующей температуре.

Сопротивление обмоток электрических машин (вспомогательный генератор в системе СТН, индукторный генератор в системе ВЧ, обращенный синхронный генератор в системе БСВ) не должно отличаться более чем на 2 % от данных документации изготовителя или данных предыдущих измерений; обмоток трансформаторов (выпрямительных в системах СТС, СТН, БСВ; последовательных - в отдельных системах СТС) - более чем на 5 %. Сопротивления параллельных ветвей рабочих обмоток индукторных генераторов не должны отличаться более чем на 15 %, сопротивления фаз вращающихся подвозбудителей - не более чем на 10 %.

42.4. При П, К проверка трансформаторов (выпрямительных, последовательных, собственных нужд, начального возбуждения, измерительных трансформаторов напряжения и тока) проводится в соответствии с объемом и нормами, изложенными в главах IX-XV настоящих Требований. Для последовательных трансформаторов при проверках по категории П, кроме того, определяется зависимость между напряжениями на разомкнутых вторичных обмотках и током статора генератора U2п.т = f(Iст).

Характеристика U2п.т = f(Iст) определяется при снятии характеристик трехфазного короткого замыкания блока (генератора) до Iст.ном. Характеристики отдельных фаз (при однофазных последовательных трансформаторах) не должны различаться между собой более чем на 5 %.

42.5. При П, К определяются характеристики вспомогательного синхронного генератора промышленной частоты в системах СТН. Вспомогательный генератор (ВГ) проверяется в соответствии с главой V настоящих Требований.

При испытаниях характеристика короткого замыкания ВГ определяется до Iст.ном, а характеристика холостого хода до 1,3Uст.ном с проверкой витковой изоляции в течение 5 мин только при приемочных испытаниях и полной или частичной замене обмоток.

42.6. При П, К характеристика холостого хода индукторного генератора совместно с выпрямительной установкой (ВУ) (Uст, Uв.у = f (Iн.в), где Iн.в - ток в обмотке независимого возбуждения), определяемая до значения Uв.у, соответствующего удвоенному номинальному значению напряжения ротора, не должна отличаться от характеристики в документации изготовителя или от ранее определенной характеристики более чем на 5 %. Разброс напряжений между последовательно соединенными вентилями ВУ не должен превышать 10% среднего значения.

Характеристика короткого замыкания индукторного генератора совместно с ВУ также не должна отличаться более чем на 5 % от характеристики согласно документации изготовителя. При выпрямленном токе, соответствующем номинальному току ротора, разброс токов по параллельным ветвям в плечах ВУ не должен превышать 20 % среднего значения. Определяется также нагрузочная характеристика при работе на ротор до IрХХ [Iр = f (Iв.в)].

42.7. При П, К определяется внешняя характеристика вращающего возбудителя в системах ВЧ возбуждения. При изменении нагрузки на подвозбудитель (нагрузкой является автоматический регулятор возбуждения) изменение напряжения подвозбудителя не должно превышать величины, указанной в документации изготовителя. Разность напряжений по фазам не должна превышать 10 %.

42.8. При П, К, Т проверяются элементы обращенного синхронного генератора, вращающегося преобразователя в системе БСВ. Измеряются сопротивления постоянному току переходных контактных соединений вращающегося выпрямителя: сопротивление токопровода, состоящего из выводов обмоток и проходных шпилек, соединяющих обмотку якоря с предохранителями (при их наличии); соединения вентилей с предохранителями; сопротивление самих предохранителей вращающегося преобразователя. Результаты измерений сравниваются с нормами, определенными документацией изготовителя.

Проверяются усилия затяжки вентилей, предохранителей, RC-цепей, варисторов и т.д. в соответствии с нормами, определенными документацией изготовителя.

Измеряются обратные токи вентилей вращающегося преобразователя в полной схеме с RC-цепями (либо варисторами) при напряжении, равном повторяющемуся для данного класса. Токи не должны превышать допустимые значения, указанные в документации изготовителя на системы возбуждения.

42.9. При П, К определяются характеристики обращенного генератора и вращающегося выпрямителя в режимах трехфазного короткого замыкания генератора (блока), проверяется точность измерения тока ротора.

Измеряются ток статора Iст, ток возбуждения возбудителя Iв.в, напряжение ротора Uр, определяется соответствие характеристик изготовителя возбудителя Uр = f(Iв.в). По измеренным токам статора и характеристике короткого замыкания изготовителя генератора Iст = f(Iр) определяется правильность настройки датчиков тока ротора или специальных измерительных устройств величины тока ротора. Отклонение измеренного с помощью датчика типа ДТР-П тока ротора (тока выхода БСВ) не должно превышать 10 % расчетного значения тока ротора.

42.10. При П, К, Т проверяются тиристорные преобразователи систем СТС, СТН, БСВ.

Измерение сопротивления и испытание повышенным напряжением изоляции проводятся в соответствии с таблицей N 68.

Проводятся гидравлические испытания повышенным давлением воды тиристорных преобразователей с водяной системой охлаждения. Величина давления и время его воздействия должны соответствовать нормам изготовителей на каждый тип преобразователя. Выполняется повторная проверка изоляции тиристорных преобразователей после заполнения дистиллятом (см. таблицу N 68).

Проверяется отсутствие пробитых тиристоров, поврежденных RC-цепей. Проверка выполняется с помощью омметра.

Проверяется целостность параллельных ветвей плавкой вставки каждого силового предохранителя путем измерения сопротивления постоянному току.

Проверяется состояние изоляции системы управления тиристоров, диапазон регулирования выпрямленного напряжения при воздействии на систему управления тиристоров.

Проверяется тиристорный преобразователь при работе генератора в номинальном режиме с номинальным током ротора. Проверка выполняется в следующем объеме:

а) распределение токов между параллельными ветвями плеч преобразователей; отклонение значений токов в ветвях от среднеарифметического значения тока ветви должно быть не более 10 %;

б) распределение обратных напряжений между последовательно включенными тиристорами с учетом коммутационных перенапряжений, отклонение мгновенного значения обратного напряжения от среднего на тиристоре ветви не должно быть более 20 %;

в) распределение тока между параллельно включенными преобразователями; токи не должны отличаться более чем на 10 % от среднего расчетного значения тока через преобразователь;

г) распределение тока в ветвях одноименных плеч параллельно включенных ТП; отклонение от среднего расчетного значения тока ветви одноименных плеч не должно быть более 20 %.

42.11. При П, К проверяется выпрямительная диодная установка в системе ВЧ возбуждения при работе генератора в номинальном режиме с номинальным током ротора.

Определяется:

а) распределение тока между параллельными ветвями плеч, отклонение от среднего не должно превышать 20 %;

б) распределение обратных напряжений по последовательно включенным вентилям, отклонение от среднего не должно превышать 20 %.

42.12. При П, К, Т проверяется коммутационная аппаратура силовых резисторов, аппаратуры собственных нужд систем возбуждения. Проверка проиодится в соответствии с документацией изготовителя и главой XXX настоящих Требований.

При использовании в структуре построения схемы СВ в качестве независимого источника питания системы СН энергообъекта проводятся испытания на успешное сохранение нормальной работы СВ при работе на холостом ходу генератора и при нормальной нагрузке при переключении на резервные источники питания.

42.13. При П, К, М проводится тепловизионный контроль элементов силовых тиристоров, диодов, предохранителей, шин и других элементов преобразователей и шкафов, в которых они расположены в соответствии с Приложением N 5 к настоящим Требованиям..

42.14. При работах по категории П, К измерения выполняются после включения систем возбуждения под нагрузку.

XLIII. Тиристорные пусковые устройства (ТПУ)

43.1. Испытания и проверки на энергообъекте всего комплекса электрооборудования и аппаратуры, входящих в состав ТПУ, выполняется по специальным программам, разработанным с участием изготовителя ТПУ.

43.2 Нормы сопротивления изоляции, измеряемого при температуре 10-30 °С и значения испытательного повышенного напряжения промышленной частоты приведены в таблице N 69.

Продолжительность испытательного напряжения 1 мин.

43.3. При П, К проводятся измерения сопротивлений постоянному току обмоток трансформаторов, реакторов и сглаживающих дросселей в ТПУ при установившейся температуре, близкой к температуре окружающей среды. Измеренное сопротивление для сравнения его с данными документации изготовителя или данными предыдущих измерений приводится к соответствующей температуре.

Сопротивление обмоток не должно отличаться более чем на 5 % от данных документации изготовителя или данных предыдущих измерений.

43.4. При П, К проверка трансформаторов, реакторов и сглаживающих дросселей, измерительных трансформаторов напряжения и тока проводится в соответствии с объёмом и нормами, изложенными в главах V-XIV настоящих Требований с учетом особенностей выполнения проверок для конкретных типов аппаратуры в соответствии с документацией изготовителя.

Таблица N 69

Сопротивление изоляции и испытательное напряжение.

Испытуемый объект	Измерение сопротивления изоляции			Испытание повышенным напряжением		Примечание
	Категория испытаний	Напряжение мегаомметра, В	Минимальное значение сопротивления изоляции, Мом	Вид испытаний	Значение испытательного напряжения
1. Тиристорный преобразователь (ТП), цепи к статору и ротору генератора: силовые токоведущие цепи преобразователей, связанные с тиристорами защитные цепи, вторичные обмотки выходных трансформаторов системы управления и т.д.; примыкающие к преобразователям отключенные разъединители, первичные обмотки трансформаторов собственных нужд.	П, К	2500	5	П	0,8 испытательного напряжения изготовителя ТП, но не менее 0,8 испытательного напряжения изготовителя для обмотки ротора	Относительно корпуса и соединенных с ним вторичных цепей ТП (первичных обмоток импульсных трансформаторов СУТ, блок-контактов силовых предохранителей, вторичных обмоток трансформаторов делителей тока и т.д.), примыкающих к ТП силовых элементов схемы (вторичных обмоток трансформаторов собственных нужд).
. В системах с водяным охлаждением ТП вода при испытаниях отсутствует						Тиристоры (аноды, катоды, управляющие электроды) при испытаниях должны быть закорочены, а блоки системы управления тиристорами СУТ выдвинуты из разъемов
2.Выпрямительный (согласующий) трансформатор ВТ в системах ТПУ	П, К	2500	Согласно пункту 6.4 настоящих Требований	П	0,8 испытательного напряжения изготовителя обмоток трансформатора;	Относительно корпуса и между обмотками
3. Токопроводы, связывающие источники питания с тиристорными преобразователями, силовые кабели:
- без присоединенной аппаратуры	П, К	2500	10	П	0,8 испытательного напряжения изготовителя токопроводов	Относительно "земли" и между фазами
- с присоединенной аппаратурой	П, К	2500	5	П	0,8 испытательного напряжения изготовителя обмотки ротора	То же
4. Силовые элементы систем ТПУ (источники питания, преобразователи и т.д.) со всей присоединенной аппаратурой вплоть до выключателей ввода либо до разъединителей выхода преобразователей:
- системы без водяного охлаждения преобразователей и с водяным охлаждением при незаполненной водой системе охлаждения;	П, К, Т, М	1000	1,0	П	1,0 кВ	Относительно корпуса
- при заполненной водой (с удельным сопротивлением не менее 75 кОмсм) системе охлаждения ТП	П, К, Т, М	1000	0,150	П	1,0 кВ	Блоки системы управления тиристорами выдвинуты
5. Силовые цепи возбуждения генератора без обмотки ротора (после выключателя ввода возбуждения или разъединителей постоянного тока, см. пункту 11): устройство АГП, разрядник, силовой резистор, шинопроводы.	П, К	1000	1,0	П, К	0,8 испытательного напряжения изготовителя ротора	Относительно "земли"

43.5. При П, К и Т проиодится проверка тиристорных преобразователей ТПУ (выпрямитель и инвертор).

Измерение сопротивления и испытание повышенным напряжением изоляции проводятся в соответствии с данными таблицы N 69.

Проиодятся гидравлические испытания повышенным давлением воды тиристорных преобразователей с водяной системой охлаждения. Величина давления и время его воздействия должны соответствовать нормам, определенным в документации изготовителей на каждый тип преобразователя. Выполняется повторная проверка изоляции тиристорных преобразователей после заполнения дистиллятом (см. таблицу N 69).

Проверяется тиристорный преобразователь при работе на ротор генератора. Проверка выполняется в следующем объеме:

а) распределение токов между параллельными ветвями плеч преобразователей: отклонение значений токов в ветвях от среднеарифметического значения тока ветви должно быть не более 10 %;

б) распределение обратных напряжений между последовательно включенными тиристорами с учетом коммутационных перенапряжений: отклонение мгновенного значения обратного напряжения от среднего на тиристоре ветви не должно быть более 20 %;

в) распределение тока между параллельно включенными преобразователями: токи не должны отличаться более чем на 10 % от среднего расчетного значения тока через преобразователь;

г) распределение тока в ветвях одноименных плеч параллельно включенных ТП: отклонение от среднего расчетного значения тока ветви одноименных плеч не должно быть более 20 %.

43.6. При П, К, Т проверка коммутационной аппаратуры, аппаратуры собственных нужд ТПУ проводится в соответствии с документацией изготовителя и главой XXXVI настоящих Требований.

43.7. При П, К, М проводится тепловизионный контроль силовых тиристоров, предохранителей, шин и других элементов преобразователей и шкафов, в которых они расположены в соответствии с Приложением N 5 настоящих Требований.

XLIV. Электрооборудование агрегатов изменения скорости механизмов собственных нужд

44.1. При П и К проводится измерение сопротивления изоляции согласно объема, установленного в документации изготовителя частотно-регулируемого привода (ЧПР). Нормы на величины сопротивления изоляции, измеряемого при температуре от 10 до 30 °С, приведены в таблице N 70.

44.3. При П, К испытания повышенным напряжением промышленной частоты проводятся согласно объема, установленного в документации изготовителя ЧПР при техническом обслуживании. Значение испытательного напряжения принимается согласно таблице N 70. Продолжительность приложения испытательного напряжения 1 мин.

44.4. При П, К проводится измерение сопротивления постоянному току обмоток фильтровых реакторов и сглаживающих дросселей агрегатов. Измерения сопротивлений проводятся при установившейся температуре, близкой к температуре окружающей среды. Измеренное сопротивление для сравнения его с данными документации изготовителя или данными предыдущих измерений приводится к соответствующей температуре.

Сопротивление обмоток не должно отличаться более чем на 5 % от данных документации изготовителя или данных предыдущих измерений.

44.5. При П, К, Т проверка коммутационной аппаратуры и аппаратуры собственных нужд агрегата проводится в соответствии с документацией изготовителя и главой XXXVI настоящих Требований.

44.6. При П, К, Т проверка тиристорных и диодных преобразователей (выпрямитель и инвертор) проводится согласно документации изготовителя ЧРП. Измерение сопротивления и испытание повышенным напряжением изоляции проводятся в соответствии с таблицей N 70.

Проводятся гидравлические испытания повышенным давлением воды тиристорных и диодных преобразователей с водяной системой охлаждения. Величина давления и время его воздействия должны соответствовать документации изготовителей на каждый тип преобразователя. Выполняется повторная проверка изоляции преобразователей после заполнения дистиллятом в соответствии с таблицей N 70.

44.7. При П, К, М проводится измерение температуры силовых полупроводниковых приборов, шин и других конструктивных элементов преобразователей. Температуры элементов не должны превышать нормативы, допустимые по документации изготовителя и настоящих Требований.

44.8. При работах по категории П, К измерения выполняются для агрегатов ЧРП после установления теплового режима при номинальной нагрузке, а для агрегатов устройства плавного пуска (УПП) сразу после разворота.

Таблица N 70

Сопротивления изоляции и испытательное напряжение

Испытуемый объект	Измерение сопротивления изоляции			Испытания повышенным напряжением		Примечания
	Категория испытаний	Напряжение мегаомметра	Минимальное значение сопротивления	Категория испытаний	Значение испытательного напряжения
		В	Мом
1.Тиристорный или диодный выпрямитель на 6 кВ.	П, К	2500	5	П, К	0,8 испытательного напряжения изготовителя	Относительно корпуса и соединенных с ним вторичных цепей управления (первичных обмоток импульсных трансформаторов СУТ).
2.Тиристорный или диодный выпрямитель на 0,4 кВ.	П, К	500	10	П, К	0,8 испытательного напряжения изготовителя	Относительно корпуса и соединенных с ним вторичных цепей управления (первичных обмоток импульсных трансформаторов СУТ).
3. Силовой фильтр низкой частоты из дросселя на ферромагнитном сердечнике и ёмкостей на 6 кВ	П, К	2500	5	П, К	0,8 испытательного напряжения изготовителя обмоток дросселя	Относительно корпуса
4. Силовой фильтр низкой частоты из дросселя на ферромагнитном сердечнике и ёмкостей на 0,4 кВ	П, К	1000	10	П, К	0,8 испытательного напряжения изготовителя обмоток дросселя	Относительно корпуса
5. Силовой инвертор из управляемых ключей на 6 кВ.	П, К	2500	5	П, К	0,8 испытательного напряжения изготовителя	Относительно корпуса и соединенных с ним вторичных цепей управления (первичных обмоток импульсных трансформаторов СУТ).
6. Силовой инвертор из управляемых ключей на 0,4 кВ.	П, К	500	10	П, К	0,8 испытательного напряжения изготовителя	Относительно корпуса и соединенных с ним вторичных цепей управления (первичных обмоток импульсных трансформаторов СУТ).

Примечание - Силовые кабели проходят испытания в соответствии с нормативами на них одновременно с основным оборудованием.

XLV. Статические установки для потребления и выдачи реактивной мощности

45.1. Требования приводятся для следующих видов установок для выдачи и потребления реактивной мощности (УРМ): Управляемые шунтирующие реакторы (УШР), Ступенчато-управляемые реакторные группы (СУРГ), Тиристорно-реакторные группы (ТРГ), Ступенчато-управляемые конденсаторные группы (СУКГ).

45.2. При наличии у УШР системы охлаждения электромагнитной части (ЭМЧ) типа М, Д или ДЦ испытания и проверки проводятся в соответствии с требованиями для масляных шунтирующих реакторов и силовых трансформаторов (глава V настоящих Требований).

45.3. Контроль качества электроизоляционного масла должен быть организован в соответствии с главой XXXV настоящих Требований и документацией изготовителя.

45.4 Испытания и проверки выключателей (вакуумных или элегазовых) и разъединителей должны соответствовать указаниям глав XIX, XX, XXI настоящих Требований.

45.5. При применении в СУРГ реакторов без магнитной системы необходимо проконтролировать расположение замкнутых металлических контуров и металлоконструкций от обмотки реактора на расстоянии не менее ее диаметра, а расстояние между осями соседних фаз не менее 2-х диаметров обмотки. При этом нижние металлические фланцы опорных изоляторов должны быть соединены с общим контуром заземления подстанции без образования замкнутых контуров.

45.6. При применении в СУРГ реакторов с магнитной системой испытания и проверки должны проводиться в соответствии с главой V настоящих Требований как для силового трансформатора.

45.7. Испытания и проверки компенсирующих реакторов должны удовлетворять требованиям главы XXVIII настоящих Требований в части реакторов без магнитной системы.

45.8. При испытаниях и проверках встречно-параллельных тиристорных вентилей (ВТВ) запрещается проводить высоковольтные испытания ВТВ при отсутствии охлаждающей жидкости в системе охлаждения.

Качество охлаждающей жидкости ВТВ должно соответствовать требованиям документации изготовителя.

45.9. Испытания и проверки конденсаторных установок (групп) должны соответствовать требованиям главы XXX настоящих Требований и инструкциям изготовителя.

45.10. Испытания и проверки компенсирующих реакторов (РК) и реакторов фильтровых (РФ), входящих в состав фильтрокомпенсирующих устройств (ФКУ), должны удовлетворять требованиям документации изготовителя.

45.11. Испытания и проверки конденсаторных установок (КУ) и КУ, входящих в состав ФКУ, должны соответствовать требованиям документации изготовителя.

45.12. Испытания и проверки тиристорных вентилей должны удовлетворять требованиям документации изготовителя.

45.13. Гидравлические испытания ВТВ являются обязательными после любого ремонта, связанного с заменой или ремонтом элементов системы охлаждения.

45.14. Выполнение испытаний и проверок на энергообъекте всего комплекса электрооборудования и аппаратуры, входящих в состав УРМ, выполняется с учетом рекомендаций изготовителя УРМ.

45.15. Нормы на величины сопротивления изоляции, измеряемого при температуре 10-30 °С и значение испытательного напряжения приведены в таблице N 71.

Продолжительность испытательного напряжения 1мин.

45.16. При П и К проводится измерение сопротивления постоянному току обмоток трансформаторов, реакторов в УРМ. Измерения сопротивлений проводятся при установившейся температуре, близкой к температуре окружающей среды. Измеренное сопротивление для сравнения его с данными изготовителя или данными предыдущих измерений приводится к соответствующей температуре.

Сопротивление обмоток недолжно отличаться более чем на 5 % от данных изготовителя или данных предыдущих измерений.

45.17. При П, К проводится проверка трансформаторов, реакторов, измерительных трансформаторов напряжения и тока. Проверка проводится в соответствии с объёмом и нормами, изложенными в главах V-XIV, XXVIII настоящих Требований с учетом документациии изготовителя.

45.18. При П, К, Т проверка коммутационной аппаратуры, аппаратуры собственных нужд УРМ проводится в соответствии с главами XVI - XXI, XXXII, XXXVII настоящих Требований и инструкциями изготовителя.

45.19. При П, К, М тепловизионный контроль силовых тиристоров, предохранителей, шин и других элементов преобразователей и шкафов, в которых они расположены, проводится в соответствии с Приложением N 5 настоящих Требований.

Таблица N 71

Сопротивление изоляции и испытательное напряжение

Испытуемый объект	Измерение сопротивления изоляции			Испытание повышенным напряжением		Примечание
	Кате- гория испы- таний	Напря жение мегаомметра, В	Минимальное значение сопротивления изоляции, Мом	Вид испытаний	Значение испытательного напряжения
1. Тиристорный преобразователь (ТП), силовые токоведущие цепи преобразователей, связанные с тиристорами защитные цепи, вторичные обмотки выходных трансформаторов системы управления и т.д.; примыкающие к преобразователям отключенные разъединители, первичные обмотки трансформаторов собственных нужд.	П, К	2500	5	П	0,8 испытательного напряжения изготовителя ТП, но не менее 0,8 испытательного напряжения изготовителя для обмотки ротора	Относительно корпуса и соединенных с ним вторичных цепей ТП (первичных обмоток импульсных трансформаторов СУТ, блок-контактов силовых предохранителей, вторичных обмоток трансформаторов делителей тока и т.д.), примыкающих к ТП силовых элементов схемы (вторичных обмоток трансформаторов собственных нужд.)
						Тиристоры (аноды, катоды, управляющие электроды) при испытаниях должны быть закорочены, а блоки системы управления тиристорами СУТ выдвинуты из разъемов
2. Токопроводы, связывающие источники питания с тиристорными преобразователями, силовые кабели:
- без присоединенной аппаратуры	П, К	2500	10	П	0,8 испытательного напряжения изготовителя токопроводов	Относительно "земли" и между фазами
- с присоединенной аппаратурой	П, К	2500	5	П	0,8 испытательного напряжения изготовителя обмотки ротора	То же

45.20. При П, К, Т проводится проверка тиристорных преобразователей УРМ. Измерение сопротивления и испытание повышенным напряжением изоляции проводятся в соответствии с таблицей N 71.

Проводятся гидравлические испытания повышенным давлением воды тиристорных преобразователей (ТП) с водяной системой охлаждения. Значение давления и время его воздействия должны соответствовать нормам, установленным в докумментации изготовителей на каждый тип преобразователя.

45.21. Проверяется ТП при работе под нагрузкой. Проверка выполняется в следующем объёме:

а) распределение токов между параллельными ветвями плеч преобразователей; отклонение значений токов в ветвях от среднеарифметического значения тока ветви должно быть не более 10 %;

б) распределение обратных напряжений между последовательно включенными тиристорами с учетом коммутационных перенапряжений; отклонение мгновенного значения обратного напряжения от среднего на тиристоре ветви не должно быть более 20 %;

в) распределение тока между параллельно включенными преобразователями; токи не должны отличаться более чем на 10 % от среднего расчетного значения тока через преобразователь;

г) распределение тока в ветвях одноименных плеч параллельно включенных ТП; отклонение от среднего расчетного значения тока ветви одноименных плеч не должно быть более 20 %.

XLVI. Системы оперативного постоянного тока (СОПТ)

46.1. Объем и нормы испытаний СОПТ энергообъектов, включающие щиты постоянного тока, зарядно-подзарядные установки, должны выполняться в соответствии с требованиями глав VI - XIV, XXII, XXVIII, XXXI, XXXV, XXXVII, XXXVIII настоящих Требований и документации изготовителей оборудования.

46.2. КДО СОПТ проводится по отдельным программам с учетом пунктов 1.15., 1.16. настоящих Требований.

46.3. Тепловизионный контроль электрооборудования проводится в соответствии с указаниями Приложения N 5 к настоящим Требованиям.

XLVII. Агрегаты и источники бесперебойного питания (АБП)

47.1. Объем и нормы испытаний АБП должны выполняться в соответствии с требованиями глав VI - XIV, XXII, XXVIII, XXXI, XXXV, XXXVII, XXXVIII настоящих Требований и документации изготовителей оборудования.

47.2. КДО АБП проводится по отдельным программам с учетом пунктов 1.15., 1.16. настоящих Требований.

47.3. Тепловизионный контроль электрооборудования проводится в соответствии с Приложением N 5 к настоящим Требованиям.

Приложение N 1
к Требованиям к объему и нормам испытаний электрооборудования,
утвержденным приказом Министерства энергетики РФ
от "__"_______201_ г.

(ОБЯЗАТЕЛЬНОЕ)

Нормы испытаний генераторов и синхронных компенсаторов, проводимые при ремонтах обмоток статора

Объем и нормы пооперационных испытаний при ремонтах генераторов и синхронных компенсаторов с полной или частичной сменой обмотки статора приведены в таблицах N П.1.1 и N П.1.2.

По сроку эксплуатации и состоянию изоляции на момент ремонта обмотки генераторов разделены в таблицах N П.1.1 и N П.1.2 на две категории.

К первой из них относятся обмотки с микалентной компаундированной или гильзовой изоляцией, проработавшие 10 лет и менее, а также обмотки с термореактивной изоляцией, проработавшие 20 лет и менее (последние - при удовлетворительном состоянии сердечника статора и оставшейся части обмотки).

Ко второй относятся остальные обмотки.

При ремонте генератора (компенсатора), остановленного аварийно, испытательное напряжение для оставшейся части обмотки, а также для сдаточных испытаний устанавливается в зависимости от состояния изоляции обмотки и условий работы энергосистемы, но не ниже 1,2Uном.

При частичной замене обмотки изоляция верхних стержней по технологическим условиям испытывается не после укладки их в пазы, а по окончании ремонта вместе со всей обмоткой.

При пробое одного или нескольких стержней во время профилактических испытаний оставшуюся часть обмотки всех трех фаз необходимо испытывать напряжением промышленной частоты, равным 1,7Uном. Допускается не испытывать неповрежденные фазы (ветви) обмотки, если была исключена возможность повреждения их изоляции при выемке стержней во время ремонта.

После замены или при ремонте поврежденного стержня (секции, катушки) необходимо вновь испытывать все фазы таким же напряжением, как и применяемым при эксплуатационных испытаниях. По окончании ремонта после ввода ротора каждая фаза обмотки испытывается номинальным напряжением.

Стержни (секции), вынимавшиеся из пазов во время ремонта, испытываются, так же как и отремонтированные, в зависимости от срока службы по нормам таблиц N П.1.1. и N П.1.2.

ТаблицаN П.1.1.

Объем и нормы испытаний изоляции обмотки статора при ремонтах генераторов и синхронных компенсаторов (кроме турбогенераторов серий ТВВ, ТЗВ, а также ТГВ мощностью 200 МВт и более)

Испытуемый элемент	Испытательное напряжение для генераторов номинальным напряжением, кВ		Характер и объем ремонта
	до 6,6 включительно	10,5 и выше
1. Стержни (секции) до укладки в пазы - пазовая изоляция	3Uном	3Uном	Полная замена обмотки статора обеих категорий
2. Лобовые части стержней (секции) до укладки обмотки	1,6Uном	1,5Uном	То же
3. Сопротивление изоляции термометров сопротивления до и после укладки в пазы	Для генераторов с косвенным охлаждением обмотки статора - мегаомметром на 250 В, если в инструкции изготовителя не указано иначе.		Полная или частичная замена обмотки статора обеих категорий
	Для гидрогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора - мегаомметром на 500 В.
	Сопротивление изоляции - не ниже 1 МОм
4. Изоляция кронштейнов	1,2Uном	1,2Uном	Полная замена обмотки статора обеих категорий
5. Изоляция бандажных колец лобовых частей обмотки	1,8Uном	1,5Uном	То же
6. Соединительные и выводные шины до установки на место	2,4Uном	2,4Uном	"
7. Стержни (секции) после укладки в пазы:
а) нижние	2,8Uном	2,7Uном	"
б) верхние (отдельно от нижних или вместе с ними)	2,6 Uном	2,5 Uном	"
8. Обмотки статора с косвенным охлаждением (испытание повышенным выпрямленным напряжением каждой фазы в отдельности при остальных заземленных)	1,282,5 Uном	1,28(2 Uном+3)	"
9. Обмотка статора (испытание каждой фазы по отношению к корпусу и двум другим заземленным фазам) после ее ремонта для генератора мощностью, кВт:			Полная замена обмотки статора обеих категорий
а) до 1000	2Uном+1,0, но не менее 1,5 кВ	-	То же
б) от 1000 и выше на номинальное напряжение, кВ:
до 3,3 включительно	2 Uном+1,0	-	"
свыше 3,3 до 6,6 включительно	2,5 Uном	-	"
свыше 6,6	-	2 Uном+3,0	"
10. Обмотка после удаления поврежденных стержней (секций)	2 Uном	2 Uном	Частичная замена обмотки первой категории
11. Запасные и отремонтированные стержни (секции) до укладки в пазы - пазовая изоляция	2,7 Uном	2,7 Uном	То же
12. Лобовые части стержней до укладки обмотки	1,3 Uном	1,3 Uном	"
13. Запасные и отремонтированные стержни (секции) после укладки в пазы до соединения со старой обмоткой (нижние стержни)	2,4 Uном	2,4 Uном	"
14. Собранная обмотка с косвенным охлаждением (испытание повышенным выпрямленным напряжением каждой фазы в отдельности при остальных заземленных)	2,72Uном, но не выше, чем было при вводе генератора в эксплуатацию	2,72 Uном	"
15. Собранная обмотка статора после ремонта (испытание каждой фазы по отношению к корпусу и двум другим заземленным фазам)	1,7 Uном	1,7 Uном	Частичная замена обмотки первой категории
16. Обмотки после удаления поврежденных стержней (секций)	1,7 Uном	1,7 Uном	Частичная замена обмотки второй категории
17. Запасные и отремонтированные стержни (секции) до укладки в пазы - пазовая изоляция	2,5 Uном	2,5 Uном	То же
18. Лобовые части стержней (секций) до укладки обмотки	1,3 Uном	1,3 Uном	"
19. Запасные и отремонтированные стержни (секции) после укладки в пазы до соединения со старой обмоткой (нижние стержни)	2,2 Uном	2,2 Uном	"
20. Обмотка статора с косвенным охлаждением (испытание повышенным выпрямленным напряжением каждой фазы в отдельности при остальных заземленных)	2,4 Uном	2,4 Uном	"
21. Собранная обмотка статора после ремонта (испытание каждой фазы по отношению к корпусу и двум другим заземленным фазам)	1,5 Uном	1,5 Uном	"
22. Концевые выводы в собранном виде до установки	2,4 Uном	2,4 Uном	"
23. Обмотка статора после полной или частичной переклиновки пазов или перепайки лобовых частей	1,7 Uном	1,7 Uном	Ремонт без замены обмотки первой категории
24. Обмотка статора после полной или частичной переклиновки пазов или перепайки лобовых частей	1,5 Uном	1,5 Uном	Ремонт без замены обмотки второй категории*
25. Обмотка статора после ремонта, не связанного с подъемом стержней или переклиновкой пазов (крепление бандажей, подправка железа, подкраска и т.д.)	1,3 Uном	1,3 Uном	Ремонт без замены обмотки первой категории
26. То же	1,2 Uном	1,2 Uном	То же, но второй категории
27. Обмотка статора после устранения мелких неисправностей или осмотра, не требующих снятия щитов или иной разборки (с проникновением к лобовым частям через люки), при которых возможно воздействие на изоляцию обмотки, внутримашинных соединений или выводов	1,0 Uном	1,0 Uном	Обмотки обеих категорий

Примечание - * Если обмотка проработала свыше 10 лет, но профилактические испытания ее проводятся напряжением 1,7 Uном, то принимается испытательное напряжение 1,7 Uном.

1. В таблице приведены испытательные напряжения промышленной частоты, если специально не оговорено иное.

2. Испытание сердечника статора после удаления подлежащих выемке стержней и укладки новых стержней и заклиновк и пазов при полной или частичных заменах обмоток обеих категорий проводится по пункту 2.13 настоящих Требований.

3. В таблицу не включены нормы гидравлических испытаний элементов системы охлаждения для гидрогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора: испытание на проходимость и герметичность стержней до укладки их в пазы, такие же испытания соединительных и выводных шин до установки их на место; испытание на прочность и герметичность концевых выводов до их установки, старых и новых шлангов, сливных и напорных коллекторов после их установки, испытание обмотки или вновь уложенной ее части на проходимость после пайки, но до присоединения шлангов, испытание всей обмотки на герметичность после присоединения шлангов, но до изолировки паяных соединений. Эти испытания проводятся по нормам изготовителя генератора.

Таблица N П.1.2.

Объем и нормы пооперационных испытаний при ремонте обмотки статора турбогенераторов серий ТВВ, ТЗВ, ТГВ (кроме ТГВ-25)

Пооперационное испытание	Норма испытания		Примечание
	Значение	Продолжительность
Полная замена обмотки статора
1. Испытание стержней обмотки до укладки их в пазы
1.1. Испытание на проходимость:
а) турбогенераторов ТВВ-ТЗВ - водой при избыточном давлении воды на входе в стержень, МПа	0,1	-	Для ТВВ-200-2 0,08
Расход воды на стержень (или полустержень в стержнях, состоящих из двух половинок), л/с, для турбогенераторов:
ТВВ-160-2Е	0,21_0,04	-
ТВВ-165-2	0,278_0,04	-
ТВВ-200-2 (30 пазов) - на полустержень	0,164_0,02	-
ТВB-200-2A, TBB-220-2A, ТВB-220-2E	0,164_0,025	-
ТВB-320-2, TBB-350-2	0,184_0,03	-
ТВВ-320-2Е	0,156_0,023	-
ТВВ-500-2 (верхний стержень)	0,271_0,04	-
ТВВ-500-2 (нижний стержень)	0,231_0,03	-
ТВВ-500-2Е (верхний стержень)	0,28_0,04	-
ТВВ-500-2Е (нижний стержень)	0,24_0,036	-
ТВВ-800-2, ТВВ-800-2Е,	0,327_0,06	-
ТЗВ-800-2, ТВВ-1000-2
(верхний стержень)
ТВВ-800-2, ТВВ-800-2Е,	0,283_0,05	-
ТЗВ-800-2, ТВВ-1000-2
(нижний стержень)
ТВВ-1000-4 (верхний стержень)	0,354_0,071	-
ТВВ-1000-4 (нижний стержень)	0,304_0,061	-
ТВВ-1200-2 (верхний стержень)	0,164_0,0226	-
ТВВ-1200-2 (нижний стержень)	0,142_0,0213	-
б) турбогенераторов ТГВ-200М*, ТГВ-500-2 - водой при избыточном давлении воды на входе в стержень, МПа	0,05	-
Контрольный объём (л) и продолжительность истечения (с) для турбогенераторов:
ТГВ-200М*	8,8	Не более 40 с
ТГВ-500-2	6,4	То же
в) турбогенераторов ТГВ-200 и ТГВ-300 - воздухом по трубкам при давлении воздуха на входе в трубку, мм вод.ст.	1000	-	Испытание проводится для каждой трубки стержня с установкой специальной насадки на выходе из трубки
Давление на выходе из трубки, мм вод. ст., для турбогенераторов:
ТГВ-200	170-220	-
ТГВ-300	200-260	-
1.2. Испытание на прочность и герметичность - водой, МПа, для турбогенераторов:
ТВВ, ТЗВ	1,5	10 ч
ТГВ-200М*, ТГВ-500-2	2	5 ч	Разность давлений в начале и конце выдержки должна быть не более 0,05 МПа по сравнению с заведомо исправным стержнем
1.3. Испытание изоляции пазовой части напряжением, кВ, турбогенераторов:			Здесь и далее - испытание повышенным переменным напряжением промышленной частоты,
а) ТГВ	3,0 Uном	1 мин	если это не оговорено специально
б) ТВВ с номинальным напряжением до 20 кВ	2,7 Uном	1 мин
в) ТВВ, ТЗВ с номинальным напряжением 24 кВ	62	1 мин
1.4. Испытание на коронирование при снижении напряжения после	1,5 Uном	3 мин	Допускается равномерное свечение голубого цвета.
испытания			Свечение белого и желтого цветов не допускается
1.5. Испытание изоляции лобовой части напряжением	1,5 Uном	1 мин
1.6. Испытание изоляции между полустержнями (стержней, со-стоящих из двух половинок) напряжением, кВ (для турбогенератора ТВВ)	1,0	1 мин
1.7. Испытание изоляции:
между всеми трубками;	Не более одного замыкания
между каждым элементарным проводником и всеми трубками.	Замыкания недопустимы
Проверка проводится от источника промышленной частоты для турбогенераторов, кВ:
ТГВ-200 до N 01585 включительно	0,036
ТГВ-300 до N 02342 включительно	0,036
ТГВ-200 с N 01586	0,22
ТГВ-300 с N 02343	0,22
2. Испытание изоляции кронштейнов, шинодержателей и бандажных колец до установки напряжением	1,4 Uном	1 мин
3. Испытание соединительных и выводных шин до установки
3.1. Испытание на проходимость:
а) у турбогенераторов ТВВ-ТЗВ продувкой воздухом	-	-
б) для турбогенераторов ТГВ-200, ТГВ-300:
- давление воздуха на входе в шину, мм вод. ст.	1000
- давление на выходе из шины	По таблице П.1.3		Испытания проводятся со специальной насадкой на конце шины
- для турбогенераторов ТГВ-200М*, ТГВ-500-2 продувкой воздухом	-	-	До пайки наконечников проходимость шин проверяется шариком по ГОСТ 3722-2014 "Подшипники качения. Шарики стальные." (введен с 01.01.2016 приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 08 сентября 2014 г. N 1008-ст)
			Диаметр шарика, мм:
			15,875 - для ТГВ-200М*
			14,288 - для ТГВ-500
3.2. Испытание на прочность и герметичность - водой для турбогенераторов, МПа:
ТВВ, ТЗВ	1,5	10 ч
ТГВ-200М*, ТГВ-500-2	3,0	15 мин
3.3. Испытание изоляции шин напряжением, кВ, для турбогенераторов:
а) ТГВ	2,4 Uном	1 мин
б) ТВВ с номинальным напряжением до 20 кВ	2,0 Uном+3	1 мин
в) ТВВ, ТЗВ с номинальным напряжением 24 кВ	2,0 Uном+1	1 мин
3.4. Испытание изоляции между полушинами (шин, состоящих из двух половинок) напряжением, кВ, для турбогенераторов ТВВ	1,0	1 мин
4. Испытание концевых выводов в собранном виде (до установки)
4.1. Испытание на прочность и герметичность - водой для турбогенераторов, МПа:
ТВВ, ТЗВ	2,5	1 ч
ТГВ-200М*, ТГВ-500-2	3,0	7 ч
Испытание на проходимость для ТГВ-200М*, ТГВ-500-2 продувкой воздухом при:
- избыточном давлении на входе, МПа	0,14	-
- избыточном давлении на выходе, МПа	Не менее 0,07		Проводится со специальной насадкой на выходе воздуха
4.2. Испытание на герметичность - воздухом для турбогенераторов ТГВ-200, ТГВ-300, МПа	0,6	1 ч
4.3. Испытание изоляции напряжением	2,4 Uном	1 мин
5. Испытание шлангов водой на прочность и герметичность:
- для турбогенераторов ТВВ, ТЗВ, МПа:
новых	1,5/1,0	30 мин	В числителе - для шлангов диаметром 15 мм,
старых	1,0/0,8	30 мин	в знаменателе - для шлангов диаметром 21 мм
- для турбогенераторов ТГВ-200М*, ТГВ-500-2 (диаметр 21 мм)	0,8	5 мин
6. Испытание сливных и напорных коллекторов на прочность и герметичность - водой, МПа, после установки, для турбогенераторов:
ТВВ, ТЗВ	2,5	1 ч
ТГВ-200М*, ТГВ-500-2	2,5	30 мин
7. Определение характеристик сердечника статора при нагреве методом кольцевого намагничивания до и после укладки обмотки и заклиновки пазов при индукции 1,4 Тл	См. пункт 2.13 настоящих Требований
8. Измерение сопротивлений постоянному току термопреобразователей сопротивления, Ом:
- до установки	Приведенное к температуре измерения паспортное значение
- после заклиновки пазов	То же плюс сопротивление выводных проводов
9. Испытание нижних стержней обмотки после укладки их в пазы
9.1. Испытание изоляции стержней от корпуса напряжением, кВ:
а) ТГВ, ТВВ с номинальным напряжением до 20 кВ	2,5 Uном	1 мин
б) ТВВ с номинальным напряжением 24 кВ	49,0	1 мин
в) ТЗВ с номинальным напряжением 24 кВ	52,0	1 мин
9.2. Испытание на коронирование - при снижении напряжения после испытания	1,15 Uном	5 мин	См. примечание к пункту 1.4
9.3. Испытание изоляции между полустержнями (стержней, состоящих из двух половинок) турбогенераторов ТВВ напряжением, кВ	1,0	1 мин
9.4. Испытание на герметичность воздухом с добавлением хладона (фреона) течеискателем для турбогенераторов ТВВ, ТЗВ, ТГВ-200М*, ТГВ-500-2, МПа	0,3	-
9.5. Испытание на проходимость трубок - воздухом для турбогенераторов ТГВ-200, ТГВ-300	Воздух должен свободно проходить через все трубки
10. Испытание верхних стержней обмотки после укладки их в пазы
10.1. Испытание изоляции стержней от корпуса (до выполнения заклиновки пазов) напряжением, кВ, для турбогенераторов:
а) ТГВ, ТВВ с номинальным напряжением до 20 кВ	2,4 Uном	1 мин	При невозможности изолирования верхних стержней от нижних допускается проведение испытания совместно с нижними стержнями
б) ТВВ с номинальным напряжением 24 кВ	49,0	1 мин	Допускается не проводить
в) ТЗВ с номинальным напряжением 24 кВ	50,0	1 мин	См. примечание к пункту 10.1, а)
10.2. Испытание на коронирование - при снижении напряжения после испытания	1,15 Uном	5 мин	См. примечание к пункту 1.4
10.3. Испытание изоляции между полустержнями (стержней, состоящих из двух половинок) напряжением, кВ, турбогенераторов ТВВ	1,0	1 мин
10.4. Испытание на герметичность воздухом с добавлением хладона (фреона) течеискателем для турбогенераторов ТВВ, ТЗВ, ТГВ-200М*, ТГВ-500-2, МПа	0,3	-
10.5. Испытание на проходимость трубок - воздухом для турбогенераторов ТГВ-200, ТГВ-300	Воздух должен свободно проходить через все трубки
11. Измерение сопротивления изоляции термосопротивления мегаомметром на напряжение 500 В, МОм	Не менее 1,0	-
12. Испытание изоляции от корпуса верхних и нижних стержней совместно после укладки в пазы и заклиновки пазов напряжением, кВ, для турбогенераторов:
а) ТГВ, ТВВ с номинальным напряжением до 20 кВ	2,2 Uном	1 мин
б) ТВВ с номинальным напряжением 24 кВ	49,0	1 мин
13. Проверка на монолитность паяных соединений
13.1. Ультразвуковым прибором
Среднее значение монолитности четырех или шести измерений должно быть не менее монолитности эталона, %:			При пайке каждой пары элементарных проводников в отдельности соединения только осматриваются
- при использовании оловянистого припоя	15	-
- при использовании серебряного припоя	20	-
При этом ни одно значение измеренной монолитности не должно быть меньше значения монолитности эталона, %:
- при использовании оловянистого припоя	10
- при использовании твердого припоя	15
13.2. Вихретоковым прибором
Значение монолитности пайки, выполненной оловянистым припоем, должно быть не менее монолитности эталона, %	70
14. Испытание изоляции между полуветвями обмоток, состоящих из двух полуветвей, после заклиновки пазов до подсоединения соединительных выводных шин и концевых выводов турбогенераторов ТВВ, напряжением, кВ	0,5	1 мин
15. Измерение сопротивлений постоянному току обмотки в холодном состоянии каждой ветви и фазы обмотки. Расхождение значений сопротивлений не должно быть более, %:
между фазами	2,0	-
между ветвями	5,0	-
16. Испытание обмоток на проходимость - водой после пайки всех соединений, но до установки фторопластовых шлангов и изолировки головок:	Расход воды через каждую цепь должен быть не менее 70 % указанного	-	-
- для генераторов ТВВ, ТЗВ определяются расходы при давлении на подаче 0,1 МПа	в пункте 1.1 данной таблицы для генераторов мощностью 500
- для генераторов ТГВ-200М*, ТГВ-500-2 для каждого стержня определяется продолжительность истечения воды при давлении на подаче 0,05 МПа и контрольном объёме 6,26 л.	МВт и менее, и 90 % указанного в пункте 1.1 для генераторов мощностью 800 МВт и более
Продолжительность истечения для стержней генераторов:
ТГВ-200М*		Не более 42 с
ТГВ-500-2		Не более 50 с
17. Испытание соединительных шин на проходимость - продувкой воздухом для турбогенераторов ТГВ	-	-
18. Испытание всей обмотки на прочность и герметичность - водой после пайки всех соединений, но до их изолировки и после присоединения шлангов, МПа, для турбогенераторов:
ТВВ, ТЗВ	1,0/0,8	24 ч	В числителе - для шлангов диаметром 15 мм, в знаменателе - для шлангов диаметром 21 мм
ТГВ-200М*, ТГВ-500-2	0,8	10 ч	Изменение давления воды за время выдержки не более 50 кПа
19. Испытание выпрямленным напряжением изоляции полностью собранной обмотки каждой фазы в отдельности при остальных заземленных фазах, кВ, для генераторов:
ТГВ-200	40	1 мин	См. пункт 5.4 настоящих Требований
ТГВ-300	50	1 мин
20. Испытание полностью собранной обмотки
20.1. Испытание изоляции каждой фазы в отдельности при остальных заземленных напряжением, кВ, для турбогенераторов:
а) ТГВ, ТВВ с номинальным напряжением до 20 кВ	2 Uном+3	1 мин	При испытании генераторов ТВВ, ТЗВ, ТГВ-200М*, ТГВ-500-2 по обмотке должен циркулировать дистиллят с удельным
б) TВB, ТЗВ с номинальным напряжением 24 кВ	49	1 мин	сопротивлением ее менее 100 кОмсм и расход его должен быть не менее номинального (если в инструкции изготовителя не указано иначе)
20.2. Испытание на коронирование - при снижении напряжения после испытания	1,15 Uном	5 мин	См. примечание к пункту 1.4 настоящей таблицы
21. Измерение сопротивления изоляции термопреобразователей сопротивления, заложенных в пазы и установленных в корпусе турбогенератора, мегаомметром на напряжение 500 В, МОм	Не менее 1	1 мин
22. Испытание изоляции обмотки статора напряжением промышленной частоты после заводки ротора в статор и установки щитов до заполнения статора водородом	Uном	1 мин	См. примечание к пункту 20. Допускается испытание при заполнении статора инертным газом или водородом с соблюдением условий пункта 5.5 настоящих Требований
Частичная замена обмотки статора первой категории (турбогенераторов, проработавших до 10 лет, при термореактивной изоляции - до 20 лет)
23. Испытание оставшейся части обмотки после удаления поврежденных стержней
23.1. Испытание изоляции каждой фазы в отдельности, при остальных заземленных, напряжением	2 Uном	1 мин	В случае замены только верхних стержней испытание проводится напряжением 1,7Uном.
			При испытании изоляции турбогенераторов ТВВ, ТЗВ, ТГВ-200М* и ТГВ-500-2 по обмотке должен циркулировать дистиллят с удельным сопротивлением 100 кОмсм (если в инструкции изготовителя не указано иначе) и расход его должен быть не менее номинального или шланги должны быть сняты
23.2. Испытание на прочность и герметичность - водой, для турбогенераторов ТВВ, ТЗВ, ТГВ-200М*, ТГВ-500-2	По пункту 18
23.3. Испытание на проходимость стержней для турбогенераторов:
- ТВВ, ТЗВ, ТГВ-200М*, ТГВ-500-2 - водой	По пункту 16		Проводится в случае, если предполагается ухудшение проходимости стержней в
- ТГВ-200, ТГВ-300 - воздухом	По пунктам 9.5 и 10.5		оставшейся части обмотки
24. Измерение сопротивления постоянному току неповрежденных ветвей или фаз оставшейся части обмотки. Значение измеренного сопротивления не должно отличаться от значения предыдущего измерения более чем на, %	2	-
25. Определение характеристик сердечника статора при нагреве методом кольцевого намагничивания после удаления поврежденных стержней и укладки новых стержней и заклиновки пазов статора при индукции 1,4 Тл	Сталь должна удовлетворять требованиям, указанным в пункте 2.13 настоящих Требований
26. Испытание новых и демонтированных стержней обмотки генераторов ТВВ, ТЗВ до укладки их в пазы	По пункту 1
27. Испытание новых стержней для генераторов ТГВ до укладки их в пазы	По пункту 1
28. Испытание демонтированных и отремонтированных стержней для генераторов ТГВ до укладки их в пазы
28.1. Испытание на проходимость	По пункту 1.1
28.2. Испытание изоляции пазовой части напряжением	2,7 Uном	1 мин
28.3. Испытание на коронирование - при снижении напряжения после испытания	По пункту 1.4
28.4. Испытание изоляции лобовой части напряжением	1,3 Uном	1 мин
29. Испытание новых и отремонтированных соединительных и выводных шин до установки	По пункту 3
30. Испытание новых и отремонтированных концевых выводов до установки	По пункту 4
31. Испытание изоляции кронштейнов и шинодержателей до установки	По пункту 2
32. Испытание новых и повторно используемых шлангов на прочность и герметичность до их установки для турбогенераторов ТВВ, ТЗВ, ТГВ-200М*, ТГВ-500-2	По пункту 5
33. Испытание ремонтируемых сливных и напорных коллекторов на прочность и герметичность водой для турбогенераторов ТВВ, ТЗВ, ТГВ-200М*, ТГВ-500-2	По пункту 6
34. Испытание нижних стержней обмотки после укладки их в пазы напряжением для турбогенераторов:
ТВВ, ТЗВ	По пункту 9
ТГВ	2,4 Uном	1 мин
35. Испытание верхних стержней обмотки после укладки их в пазы до выполнения заклиновки пазов напряжением для турбогенераторов:			При невозможности изолировать верхние стержни от нижних допускается проводить испытания совместно с
ТВВ, ТЗВ	По пункту 10		нижними. Если при этом нижние стержни принадлежат оставшейся части обмотки, то испытательное напряжение
ТГВ	2,2 Uном	1 мин	верхних стержней не должно превышать испытательного напряжения этой части обмотки
36. Измерение сопротивлений постоянному току вновь уложенных термопреобразователей сопротивления	По пункту 8
37. Измерение сопротивления изоляции вновь уложенных в пазы термопреобразователей сопротивления мегаомметром на напряжение 500 В	По пункту 11
38. Проверка на монолитность вновь запаянных соединений	По пункту 13
39. Измерение сопротивления постоянному току обмотки в холодном состоянии каждой ветви и фазы обмотки	По пункту 15
40. Испытание на проходимость вновь уложенной части обмотки после пайки соединений, но до установки водоподводящих шлангов и изолировки головок стержней и соединительных шин для турбогенераторов:
- ТВВ, ТЗВ, ТГВ-200М*, ТГВ-500-2 - водой	По пункту 16
- ТГВ-200, ТГВ-300 - воздухом	По пункту 9.5 и 10.5
41. Испытание всей обмотки на прочность и герметичность - водой после пайки всех соединений, но до их изолировки и после присоединения шлангов турбогенераторов ТВВ, ТЗВ, ТГВ-200М*, ТГВ-500-2	По пункту 18
42. Испытание выпрямленным напряжением изоляции полностью собранной обмотки каждой фазы в отдельности при остальных заземленных фазах, кВ, для генераторов:
ТГВ-200	40	1 мин
ТГВ-300	50	1 мин
43. Испытание изоляции полностью собранной обмотки			В случае замены только верхних стержней испытание проводится напряжением 1,5Uном.
а) каждой фазы в отдельности при остальных заземленных	1,7 Uном	1 мин	При испытании турбогенераторов ТВВ, ТЗВ, ТГВ-200М* по обмотке должен циркулировать дистиллят в соответствии с требованиями пункта 20
б) на коронирование - при снижении напряжения после испытания	1,0 Uном	5 мин	См. примечание к пункту 1.4 таблицы
44. Испытание изоляции обмотки статора после заводки ротора в статор и установки щитов до заполнения статора водородом	По пункту 22
45. Испытания после частичной или полной переклиновки пазов статора или перепайки лобовых частей:
- сердечника статора	По пункту 7
- изоляции обмотки статора	1,5 Uном	1 мин	Ремонт без замены стержней
- изоляции обмотки статора после заводки ротора в статор и установки щитов	По пункту 22
46. Измерение сопротивления изоляции обмотки статора (мегаомметром на напряжение 2500 В) до и после испытания изоляции	См. п. 2.3 настоящих Требованийц
47. Испытание изоляции обмотки статора турбогенератора:			Ремонт, не связанный с подъемом стержней, шин, переклиновкой (крепление бандажей, подправка железа, подкраска и т.д.)
ТВВ, ТЗВ	1,0 Uном	1 мин
ТГВ	1,3 Uном	1 мин
Частичная замена обмотки статора второй категории (турбогенераторов, проработавших свыше 10 лет, при термореактивной изоляции - свыше 20 лет)
48. Испытание оставшейся части обмотки после удаления поврежденных стержней:			При испытании турбогенераторов ТВВ, ТЗВ, ТГВ-200М* ТГВ-500-2 по
а) изоляция каждой фазы в отдельности при остальных заземленных	1,7 Uном	1 мин	обмотке должен циркулировать дистиллят в соответствии с
б) на прочность и герметичность - водой, для турбогенераторов ТВВ, ТЗВ, ТГВ-200М*, ТГВ-500-2	По пункту 18		требованиями пункта 20
в) на проходимость	По пункту 23.3		См. примечание к пункту 23.3
49. Измерение сопротивления постоянному току неповрежденных ветвей или фаз оставшейся части обмотки	По пункту 15
50. Испытание активной стали сердечника статора при нагреве методом кольцевого намагничивания после удаления поврежденных стержней и укладки новых стержней и заклиновки пазов статора	По пункту 7
51. Испытание новых и ремонтируемых выводных шин до установки	По пункту 3
52. Испытание новых и ремонтируемых концевых выводов до установки	По пункту 4
53. Испытание изоляции кронштейнов, шинодержателей и бандажных колец до установки	По пункту 2
54. Испытание шлангов перед установкой на прочность и герметичность	По пункту 5
55. Испытание новых и ремонтируемых сливных и напорных коллекторов на прочность и герметичность водой после установки	По пункту 6
56. Испытание стержней обмотки до укладки в пазы:
а) на проходимость	По пункту 1.1
б) на прочность и герметичность	По пункту 1.2
в) изоляции пазовой части напряжением, кВ:
- для генераторов ТВВ и ТГВ номинальным напряжением до 20 кВ	2,7 Uном	1 мин
- для генераторов ТВВ и ТЗВ номинальным напряжением 24 кВ	62
г) на коронирование	По пункту 1.4
д) изоляции лобовых частей	По пункту 1.5
е) изоляции между полустержнями (стержней, состоящих из двух половинок)	По пункту 1.6
ж) изоляции между трубками и трубками - элементарными проводниками	По пункту 1.7
57. Испытание нижних стержней обмотки после укладки в пазы	По пункту 9
58. Испытание верхних стержней обмотки после укладки в пазы	По пункту 35
59. Измерение сопротивления постоянному току вновь уложенных термопреобразователей сопротивления	По пункту 8
60. Измерение сопротивления изоляции вновь уложенных термопреобразователей сопротивления мегаомметром на напряжение 500 В	По пункту 21
61. Испытание изоляции от корпуса новых верхних и новых нижних стержней совместно после укладки в пазы и заклиновки	2,0 Uном	1 мин
62. Проверка на монолитность паяных соединений	По пункту 1.3
63. Измерение сопротивления постоянному току обмотки статора в холодном состоянии каждой ветви или фазы	По пункту 1.5
64. Испытание на проходимость вновь уложенной части обмотки статора турбогенераторов до изолировки паяных соединений, а для обмотки с водяным охлаждением, кроме того, до присоединения шлангов	По пункту 40
65. Испытание обмотки статора водой на прочность и герметичность для турбогенераторов ТВВ, ТЗВ, ТГВ-200М*, ТГВ-500-2	По пункту 18
66. Испытание изоляции выпрямленным напряжением, кВ, полностью собранной обмотки каждой фазы по отдельности при остальных заземленных фазах для турбогенераторов:
ТГВ-200	40	1 мин	См. пункт 5.4настоящих Требований
ТГВ-300	50	1 мин
67. Испытание изоляции полностью собранной обмотки статора от корпуса:
а) каждой фазы в отдельности при остальных заземленных	1,5 Uном	1 мин	При испытании турбогенераторов ТВВ, ТЗВ, ТГВ-200М*, ТГВ-500-2 по обмоткам должен циркулировать дистиллят в соответствии с пунктом 20
б) на коронирование при снижении напряжений после испытания	1,0 Uном	5 мин	См. примечание к пункту 1.4
68. Испытание изоляции обмотки статора после заводки ротора и установки щитов (допускается испытание при заполнении генератора инертным газом или водородом, см. пункт 6.5 настоящего стандарта)	1,0 Uном	1 мин	При испытании турбогенераторов ТВВ, ТЗВ, ТГВ-200М*, ТГВ-500-2 по обмоткам должен циркулировать дистиллят в соответствии с пунктом 20

Примечание - * Нормы для генераторов типа ТГВ-200М распространяются также на генераторы типов ТГВ-200-2М, ТГВ-220-2П, АСТГ-200.

Таблица N П.1.3.

Данные для проверки проходимости шин генераторов ТГВ-200 и ТГВ-300*

* Давление воздуха на входе в шину 1000 мм вод. ст.

ТГВ-200		ТГВ-300
Шина, чертеж N	Давление на выходе, не ниже, мм вод. ст.	Шина, чертеж N	Давление на выходе, не ниже, мм вод. ст.
2Т36	66	5TX581594	121
2Т38	112	5TX581595	81
2Т33	72	5TX581596	63
2Т50	105	5TX581597	169
2Т37	64	5TX581598	156
2Т35	122	5TX581599	92
2Т32	54	5TX581600	155
2Т34	52	5TX581601	95
2Т39	122	5TX581602	66,4
2Т31	87	5TX581603	169
1Т26	43,5	5TX581604	72,5
1Т24	39	5TX581605	109

В случаях применения обмотки с термореактивной изоляцией, запекаемой после укладки в статоре, испытания проводятся по нормам технологической инструкции на этот процесс.

Пооперационные испытания при ремонтах обмоток турбогенераторов серии ТВМ проводятся в соответствии с указаниями изготовителя.

Приложение N 2
к Требованиям к объему и нормам испытаний электрооборудования,
утвержденным приказом Министерства энергетики РФ
от "__"_______201_ г.

(ОБЯЗАТЕЛЬНОЕ)

Испытания, проводимые при ремонте обмотки ротора турбогенератора

Объем и нормы пооперационных испытаний при ремонтах турбогенераторов с полной или частичной сменой обмотки ротора, а также при ремонте в пределах ее лобовых частей приведены в таблице N П.2.1 - для машин с косвенным воздушным или водородным охлаждением обмотки возбуждения и в таблице N П.2.2 - для машин с непосредственным водородным охлаждением обмотки.

Объем и нормы пооперационных испытаний при ремонтах обмоток роторов турбогенераторов с бесщеточной системой возбуждения, непосредственным воздушным и водяным охлаждением обмотки должны соответствовать указаниям изготовителя с учетом специфики их конструкции.

При проведении испытаний необходимо выполнять следующие указания:

1. Изоляция обмотки ротора от седел испытывается во всех случаях снятия бандажей независимо от причин снятия.

2. При частичном ремонте изоляции обмотки ротора европейского типа, когда катушки соединяются между собой перемычкой, изоляция уложенной переизолированной катушки не испытывается.

3. При частичном ремонте обмотки ротора с наборными зубьями, не имеющей пазовых гильз, оставшаяся часть обмотки повышенным напряжением не испытывается.

Состояние изоляции проверяется мегаомметром на напряжение 1000 В в течение 1 мин.

4. Во всех случаях снятия бандажей ротора изоляция его обмотки от корпуса испытывается напряжением 1 кВ промышленной частоты в течение 1 мин.

Испытание проводится при снятых бандажах после очистки ротора.

5. Продолжительность испытания главной изоляции 1 мин, витковой изоляции (таблица Б.1, пункт 15) - 5 мин.

Таблица N П.2.1.

Объём и нормы пооперационных испытаний при ремонте обмотки ротора турбогенераторов с косвенным воздушным или водородным охлаждением обмотки возбуждения

Испытуемый элемент		Испытательное напряжение промышленной частоты, кВ	Характер и объём ремонта
1.	Незамененная изоляция токопродводов, отсоединенных от катушек и контактных колец	5,0 (7,0)1)	Полная замена обмотки ротора
2.	Незамененная изоляция токопродводов, отсоединенных от катушек, но не отсоединенных от контактных колец (если отсоединение токопродводов связано с повреждением их изоляции или требует снятия контактных колец)2)	4,0	То же
3.	Незамененная изоляция контактных колец при отсоединенных токопродводах	4,0	"
4.	Новая изоляция шин и стержней токопродводов до их укладки
4.1	Новая изоляция шин токопродводов	6,5 (7,5)	"
4.2	Новая изоляция стержней токопродвода перед укладкой их в изоляционный цилиндр	6,5 (7,5)	"
5.	Новая изоляция шин и стержней токопроводов после их укладки
5.1	Новая изоляция шин токопродвода после укладки и клиновки, но до соединения с катушками и контактными кольцами	5,0 (7,0)	"
5.2	Новая изоляция стержней токопродвода после укладки в ротор (совместно с токоведущими болтами)	5,0 (7,0)	"
6.	Новая изоляция контактных колец до насадки на вал ротора3)	6,0	"
7.	Новая изоляция контактных колец после насадки их на вал до соединения с токопродводами	4,5	"
8.	Новая изоляция токопродводов после присоединения к переизолированным контактным кольцам, но до соединения с катушками	4,0	"
9.	Новая изоляция межкатушечных соединений (съемных деталей) отдельно от обмотки	5,0	Полная замена обмотки ротора
10.	Изоляция гильз до укладки их в пазы:
	миканитовых	10,0	То же
	стеклотекстолитовых	7,0	"
11.	Изоляция гильз после укладки их в пазы:
	миканитовых	8,0	"
	стеклотекстолитовых	6,8	"
12.	Изоляция отдельных катушек после укладки в пазы и закрепления временными клиньями, но до соединения с другими катушками	6,5	Полная или частичная замена обмотки ротора
13.	Изоляция катушки после укладки в пазы, закрепления временными клиньями и соединения с ранее уложенной катушкой	5,5	Полная замена обмотки ротора
14.	Изоляция уложенной обмотки после первой опрессовки	4,5	То же
15.	Витковая изоляция обмотки после первой опрессовки	2,5-3,5 В на виток4)	"
16.	Изоляция обмотки после заклиновки постоянными клиньями	3,5	"
17.	Изоляция обмотки перед посадкой роторных бандажей	3,0	"
18.	Изоляция обмотки после насадки роторных бандажей5)	2,5	"
19.	Изоляция оставшейся (незамененной) части обмотки ротора после выемки поврежденной катушки	2,0	Частичная замена обмотки ротора
20.	Изоляция катушек после их укладки и заклиновки временными клиньями (для турбогенераторов, испытание которых возможно без соединения обмоток новых катушек со старой обмоткой)	По пунктам 12-14	То же
21.	Изоляция обмотки совместно со старой обмоткой после первой опрессовки	1,75	"
22.	Изоляция обмотки после заклиновки постоянными клиньями	1,5	"
23.	Изоляция обмотки:
	а) перед посадкой роторных бандажей	1,25	Частичная замена обмотки ротора
	б) после посадки роторных бандажей5)	1,0	То же
24.	Изоляция лобовой части обмотки от седел при заземленной обмотке ротора перед посадкой бандажей	2,5	"
25.	Изоляция обмотки от седел при заземленной обмотке ротора - испытание до ремонта	2,5	Ремонт в пределах лобовой части
26.	Изоляция обмотки от седел после ремонта при заземленной обмотке	2,0	То же
27.	Изоляция обмотки ротора от корпуса после окончания ремонта при снятых бандажах	1,0	"
28.	Изоляция обмотки ротора до и после ремонта	Проверка мегаомметром 1000 В	"
29.	Изоляция обмотки ротора после насадки роторных бандажей	То же	"
30.	Изоляция обмотки ротора после снятия бандажей, удаления расклиновки, фрезеровки шлицев и удаления седел:		Реконструкция вентиляции лобовых частей обмотки
	от корпуса	1,25
	витковая	2,5-3,5 В на виток4)

Примечание - 1) В скобках - испытательное напряжение для жесткого присоединения токоподводов к нижнему витку малой катушки.

2) При полной замене изоляции обмотки ротора изоляция токоподводов заменяется только в том случае, если она не выдержала испытаний по пунктам 1 и 2.

3) Если выступающая часть изоляции под контактными кольцами менее 15 мм, то при испытании новой изоляции контактных колец до насадки на вал турбогенераторов испытательное напряжение снижается до 5 кВ.

4) В случаях испытаний витковой изоляции обмоток роторов импульсным напряжением значение его на выводах не должно превышать величины испытательного напряжения корпусной изоляции более чем на 10 %.

5) По завершении ремонта измеряется сопротивление обмотки постоянному току по пункту 2.6 настоящих Требований.

Таблица N П.2.2.

Объём и нормы пооперационных испытаний обмотки ротора при ремонте турбогенераторов серии ТВВ, ТВФ, ТГВ (200 и 300 МВт)

Испытуемый элемент	Испытательное напряжение промышленной частоты, кВ	Продолжительность испытания, мин	Характер и объём ремонта
1. Изоляция перед укладкой новых шин токоподводов турбогенераторов:			Полная замена обмотки,
TВВ, ТВФ	8,615Uном+3,355,6	1	токоподводов и
ТГВ	10,0	1	контактных колец
2. Изоляция перед укладкой в изоляционный цилиндр новых стержней токоподводов турбогенераторов:
TВВ, ТВФ	8,615Uном+3,355,6	1	То же
ТГВ	8,6	1	"
3. Изоляция новых токоведущих винтов перед установкой на ротор турбогенераторов:
TВВ, ТВФ	8,615Uном+3,355,6	1	"
ТГВ	8,6	1	"
4. Изоляция новых шин токоподводов после укладки и заклиновки турбогенераторов:
TВВ, ТВФ	7,614Uном+2,74,8	1	"
ТГВ	9,1	1	"
5. Изоляция новых стержней токоподводов после укладки в ротор совместно с токоведущими винтами, но без токоподводов и контактных колец турбогенераторов:
TВВ, ТВФ	7,614Uном+2,74,8	1	"
ТГВ	6,7	1	"
6. Изоляция новой втулки контактных колец после механической обработки до посадки колец турбогенераторов:
TВВ, ТВФ	8,615Uном+4,75,6	1	"
ТГВ	8,6	1	"
7. Изоляция контактных колец после посадки их на втулку турбогенераторов:			Полная замена обмотки, токоподводов и
ТВВ, ТВФ	8,615Uном+ 3,355,6	1	контактных колец
ТГВ	7,6	1
8. Изоляция контактных колец после посадки их на ротор турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ	69Uном+ 3,353,6	1	"
ТГВ	6,4	1	"
9. Изоляция новых гильз перед укладкой в пазы:
а) миканитовых у турбогенераторов ТГВ	10	1	"
б) стеклотекстолитовых у турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ	6,812Uном+ 2,84,25	1	"
ТГВ	7	1	"
10. Изоляция новых гильз после укладки в пазы:
а) миканитовых у турбогенераторов ТГВ	8,5	1	"
б) стеклотекстолитовых у турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ	6,511Uном+ 2,54,2	1	"
ТГВ	6,5	1	"
11. Изоляция катушек от корпуса после укладки в пазы и закрепления временными клиньями каждой отдельной катушки, не имеющей нижнего соединения, и каждой пары смежных катушек, имеющих нижнее соединение катушек:
а) в миканитовых гильзах турбогенераторов ТГВ	6,5	1	"
б) в стеклотекстолитовых гильзах турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ	5,710Uном+ 2,23,7	1	"
ТГВ	5,7	1	"
12. Витковая изоляция катушек после первой опрессовки пазовых и лобовых частей (испытания импульсным напряжением высокой частоты с затухающей амплитудой)	150 В на виток	0,1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
13. Корпусная изоляция обмотки после первой опрессовки пазовых и лобовых частей:
а) с миканитовыми гильзами для турбогенераторов ТГВ	5,8	1	То же
б) со стеклотекстолитовыми гильзами для турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ	510Uном+ 1,63	1	"
ТГВ	5,0	1	"
14. Витковая изоляция катушек после заклиновки пазов постоянными клиньями и установки постоянных клиньев и распорок в лобовых частях обмотки (испытания импульсным напряжением высокой частоты с затухающей амплитудой)	150 В на виток	0,1	"
15. Корпусная изоляция обмотки после заклиновки пазов постоянными клиньями и установки постоянных клиньев и распорок в лобовых частях обмотки:
а) с миканитовыми гильзами для турбогенераторов ТГВ	5,0	1	"
б) со стеклотекстолитовыми гильзами для турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ	4,510Uном+ 1,22,6	1	"
ТГВ	4,5	1	"
16. Вентиляционные каналы обмотки ротора после заклиновки пазов постоянными клиньями и установки постоянных клиньев и распорок в лобовых частях обмотки (проверка на проходимость воздухом) для турбогенераторов:
ТВВ*, ТВФ*	По стандарту (нормали) АО "Электросила"	-
ТГВ (каждый канал обмотки)	Воздух должен свободно проходить через все каналы обмотки	-
17. Корпусная изоляция обмотки перед посадкой бандажей:
а) с миканитовыми гильзами для турбогенераторов ТГВ	4,4	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
б) со стеклотекстолитовыми гильзами для турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ	4,259Uном+ 12,3	1	То же
ТГВ	4,25	1	"
18. Вентиляционные каналы лобовой части обмотки ротора после посадки бандажей (проверка на проходимость)	По пункту 16		"
19. Корпусная изоляция обмотки ротора совместно с токоподводами и контактными кольцами после посадки бандажей для турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ	4,99Uном+ 0,72,1	1	"
ТГВ	4,0	1	"
20. Обмотка ротора в холодном состоянии после посадки бандажей (измерение сопротивления постоянному току)	См. примечание 3		"
21. Обмотка ротора после посадки бандажей (измерение полного сопротивления переменному току при напряжениях 0,05, 0,1, 0,15 и 0,2 кВ на неподвижном роторе и при номинальной частоте вращения)	См. примечание 3		Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
22. Элементы, указанные в пунктах 9-21	По пунктам 9-21	-	Полная замена обмотки ротора. Токоподводы и контактные кольца не ремонтируются
23. Изоляция контактных колец совместно с токоподводами, отсоединенными от обмотки для турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ	5,57Uном+ 34,0	1	То же
ТГВ	5,5	1	"
24. Вентиляционные каналы обмотки ротора до снятия бандажей (проверка на проходимость)	По пункту 16	-	Частичный ремонт обмотки
25. Изоляция оставшейся части обмотки после выемки поврежденных катушек совместно с изоляцией токоподводов и контактных колец для турбогенераторов:
а) от корпуса:
ТВВ, ТВФ	3,07Uном+ 0,51,5	1	То же
ТГВ	3,0	1	"
б) витковая:
- испытание импульсным напряжением высокой частоты с затухающей амплитудой	100 В на виток	0,1	"
- контроль с приложением напряжения промышленной частоты и измерение падения напряжения в катушках, обмотке полюсов и во всей обмотке	5 В на виток	5	Частичный ремонт обмотки
26. Изоляция гильз:
- до укладки в пазы	По пункту 9		То же
- после укладки в пазы	По пункту 10		"
27. Изоляция от корпуса отремонтированных катушек после укладки в пазы и закрепления временными клиньями:
а) катушек, изоляцию которых можно испытать, не соединяя с оставшейся частью обмотки	По пункту 11		"
б) катушек, изоляцию которых можно испытать только после соединения с оставшейся частью обмотки турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ	2,55Uном+ 0,61,4	1	"
ТГВ	2,5	1	"
28. Изоляция обмотки после первой опрессовки пазовых и лобовых частей турбогенераторов:
а) от корпуса:
ТВВ, ТВФ	2,254,5Uном+0,61,3	1	"
ТГВ	2,25		"
б) витковая:
- испытание импульсным напряжением высокой частоты с затухающей амплитудой	85 В на виток	0,1	"
- контроль с приложением напряжения промышленной частоты и измерение падения напряжения в катушках, обмотке полюсов и во всей обмотке	5 В на виток	5	Частичный ремонт обмотки
29. Изоляция обмотки после заклиновки пазов постоянными клиньями и установки постоянных клиньев и распорок в лобовых частях обмотки турбогенераторов:
а) от корпуса:
ТВВ, ТВФ	24Uном+ 0,61,2	1	То же
ТГВ	2,0	1	"
б) витковая:
- испытание импульсным напряжением высокой частоты с затухающей амплитудой	70 В на виток	0,1	"
- контроль с приложением напряжения промышленной частоты и измерение падения напряжения в катушках, обмотке полюсов и во всей обмотке	5 В на виток	5	"
30. Вентиляционные каналы обмотки ротора после заклиновки пазов постоянными клиньями и установки постоянных клиньев и распорок в лобовых частях обмотки (проверяются на проходимость)	По пункту 16		"
31. Корпусная изоляция обмотки роторов перед посадкой бандажей турбогенераторов ТВВ, ТВФ	1,753Uном+ 0,61,1	1	"
32. Вентиляционные каналы обмотки ротора после посадки бандажей осматриваются и проверяются на проходимость	По пункту 16		Частичный ремонт обмотки
33. Корпусная изоляция обмотки ротора совместно с токоподводами и контактными кольцами после посадки бандажей турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ	1,52,5Uном+ 0,6251,0	1	То же
ТГВ	1,5	1	"
34. Обмотка ротора в холодном состоянии после посадки бандажей (измерение сопротивления постоянному току). Измеренное сопротивление сравнивается со значением предыдущего измерения	Отличие допускается до 2 %	-	"
35. Обмотка ротора после посадки бандажей (измерение полного сопротивления)	По пункту 21	-	"
36. Вентиляционные каналы обмотки ротора до снятия бандажей (проверка на проходимость)	По пункту 16	-	Ремонт в пределах лобовых частей обмотки и при переклиновке пазов
37. Корпусная изоляция обмотки ротора совместно с изоляцией токоподводов и колец после окончания ремонта до посадки бандажей турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ	1,51,5Uном+ 0,9751,2	1	То же
ТГВ	1,5	1	"
38. Вентиляционные каналы ротора перед посадкой бандажей (осмотр и проверка на проходимость)	По пункту 16	-	Ремонт в пределах лобовых частей обмотки и при переклиновке пазов
39. Вентиляционные каналы роторов после посадки бандажей (проверка на проходимость)	По пункту 16	-	То же
40. Корпусная изоляция обмотки ротора совместно с изоляцией токоподводов и контактных колец после посадки бандажей	1	1	"
41. Обмотка ротора в холодном состоянии (измерение сопротивления постоянному току). Измеренное сопротивление сравнивается со значением предыдущего измерения	Отличие допускается до 2 %	-	"
42. Обмотка ротора после посадки бандажей (измерение полного сопротивления)	По пункту 21	-	"
43. Обмотка ротора (измерение сопротивления изоляции до испытания изоляции повышенным напряжением и после испытания - мегаомметром на напряжение 1000 В)	См. таблицу N 2 настоящих Требований	-	"

Примечание - * Лобовые части обмотки закрыть резиной.

1. При испытании витковой изоляции обмоток роторов импульсным напряжением его значение на выводах обмотки ротора не должно превышать испытательного напряжения изоляции обмотки ротора на корпус.

2. За номинальное напряжение обмотки ротора принимается напряжение на кольцах при номинальном режиме турбогенератора в установившемся тепловом состоянии.

3. Нормы испытаний неуказанных в таблице элементов, а также отдельных узлов при их раздельном ремонте - по указаниям изготовителя.

Приложение N 3
к Требованиям к объему и нормам испытаний электрооборудования,
утвержденным приказом Министерства энергетики РФ
от "__"_______201_ г.

(ОБЯЗАТЕЛЬНОЕ)

Испытания, проводимые при ремонтах обмотки ротора явнополюсных машин

Нормы пооперационных испытаний изоляции при ремонтах гидрогенераторов, синхронных компенсаторов и синхронных электродвигателей с полной или частичной сменой обмоток ротора приведены в таблице N П.3.1.

Приведенные нормы испытания изоляции повышенным напряжением распространяются на роторные обмотки гидрогенераторов и синхронных компенсаторов с напряжением возбуждения свыше 100 В.

Если при частичной замене изоляции при испытаниях по нормам таблицы N П.3.1 наблюдается пробой нескольких катушек (не менее 5) и устанавливается общее неудовлетворительное состояние обмотки, а по условиям работы энергосистемы и наличию запасных частей нельзя выполнить полную замену изоляции обмотки ротора, испытательное напряжение оставшейся части обмотки, а также испытательное напряжение при вводе в эксплуатацию устанавливаются по согласованию с изготовителем, но не ниже 1,5 кВ.

При полной замене изоляции обмотки старые контактные кольца, токопроводы и щеточные траверсы могут быть использованы без перерегулировки только в том случае, если они выдержали испытание изоляции напряжением, указанным в таблице N П.3.1 (пункт 3). В противном случае изоляция должна быть заменена.

Изоляция контактных колец испытывается по отношению к корпусу и между собой.

Изоляция обмоток относительно корпуса испытывается повышенным напряжением промышленной частоты в течение 1 мин.

Витковая изоляция (таблица N П.3.1, пункт 1,б) испытывается приложением напряжения к концам катушки в течение 5 мин при температуре 120-130 °С и давлении, равном 0,75 развиваемого при опрессовке изоляции.

Таблица N П.3.1

Объём и нормы пооперационных испытаний изоляции обмотки ротора явнополюсных машин при ремонте

Испытуемый элемент		Испытательное напряжение промышленной частоты, кВ, для машин с номинальным напряжением возбуждения, кВ		Характер и объём ремонта
		От 0,1 до 0,25 включительно	Свыше 0,25
1.	Изоляция отдельных катушек обмотки ротора после изготовления и установки на полюсы:			Полная замена обмотки ротора
	а) от корпуса	4,0	4,5
	б) витковая	3,0 В на виток
2.	Изоляция отдельной катушки после установки на роторе и крепления полюсов, но до соединения катушек между собой и с контактными кольцами:			Полная или частичная замена обмотки ротора
	а) от корпуса	3,5	4,0
	б) витковая	2,5 В на виток
3.	Изоляция контактных колец, токоподводов и щеточных траверс до соединения с обмоткой	3,5	4,0	Полная замена обмотки ротора
4.	Изоляция катушек от корпуса после соединения между собой и с контактными кольцами	3,0	3,5	То же
5.	Изоляция обмотки ротора от корпуса в собранной машине после ремонта	2,5	3,0	"
6.	Изоляция оставшейся части обмотки ротора:			Частичная замена обмотки ротора
	а) от корпуса	2,5	3,0
	б) витковая	2,0 В на виток
7.	Изоляция обмотки от корпуса после соединения всех катушек между собой и с контактными кольцами	2,25	2,75	То же
8.	Обмотка ротора в собранной машине после частичной замены изоляции	2,0	2,5	"

Приложение N 4
к Требованиям к объему и нормам испытаний электрооборудования,
утвержденным приказом Министерства энергетики РФ
от "__"_______201_ г.

(ОБЯЗАТЕЛЬНОЕ)

Нормы испытаний электродвигателей переменного тока при ремонтах обмоток

1. Испытания электродвигателей с жесткими катушками или со стержнями при полной смене обмоток

1.1. Испытание стали статора

Электродвигатели мощностью 40 кВт и выше испытываются перед укладкой обмотки методами пункта 2.13 настоящих Требований. При этом, если изготовителем не указываются более жесткие требования, то при индукции 1 Тл удельные потери в стали не должны превышать 5 Вт/кг, наибольший нагрев зубцов не должен быть более 45 °С, а наибольшая разность нагрева различных зубцов 30 °С.

1.2. Измерение сопротивления изоляции обмоток

Измерение проводится у электродвигателей на напряжение до 0,66 кВ включительно мегаомметром на напряжение 1000 В, а на напряжение выше 0,66 кВ - мегаомметром на напряжение 2500 В. Допустимые значения сопротивления изоляции обмоток указаны в таблицах N 17-19 настоящих Требований.

1.3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты

Испытательное напряжение при полной смене обмотки статора принимается согласно таблице N П.4.1.

Продолжительность приложения испытательного напряжения 1 мин.

Таблица N П.4.1

Испытательное напряжение промышленной частоты при ремонте обмотки статора электродвигателей (с жесткими катушками или со стержневой обмоткой)

Испытуемый элемент	Испытательное напряжение, кВ для электродвигателей на номинальное напряжение, кВ
	до 0,5 включительно	2	3	6	10	до 3 включительно	6	10
	мощностью до 1000 кВт					мощностью свыше 1000 кВт
1. Отдельная катушка (стержень)1) перед укладкой2)	4,5	11	13,5	21,5	31,5	13,5	23,5	34
2. Обмотки после укладки в пазы до пайки межкатушечных соединений	3,5	9	11,5	18,5	29,0	11,5	20,5	30
3. Обмотки после пайки и изолировки соединений	3,0	6,5	9,0	15,8	25,0	9,0	18,5	27
4. Главная изоляция обмотки собранной машины (каждая фаза по отношению к корпусу при двух других заземленных). У электродвигателей, не имеющих выводов каждой фазы отдельно, допускается проводить испытание всей обмотки относительно корпуса	-3)	5,0	7,0	13,0	21,0	7,0	15,0	23

Примечание - 1) Если стержни или катушки изолированы микалентной без компаундирования изоляцией, то испытательное напряжение, указанное в пункте 1 и 2, может быть снижено на 5 %.

2) Если катушки или стержни после изготовления были испытаны данным напряжением, то при повторных испытаниях перед укладкой допускается снизить испытательное напряжение на 1 кВ.

3) Испытательное напряжение устанавливается равным 2Uном+1 кВ, но не ниже 1,5 кВ.

1.4. Испытание витковой изоляции обмотки импульсным напряжением высокой частоты

1.4.1 Испытательные напряжения витковой изоляции после укладки новой обмотки или новых катушек принимаются по таблице N П.4.2. Продолжительность испытаний 3-10 с. Испытания проводятся при наличии аппаратуры, предназначенной для таких испытаний.

Таблица N П.4.2

Импульсные испытательные напряжения обмоток статора после укладки в пазы

Номинальное напряжение обмотки, кВ	Напряжение на выводах катушки (амплитудное значение), кВ	Наибольшее допустимое значение междувиткового напряжения (амплитудное значение), В
до 0,5	2,0	500
0,5-3,0	3,5	600
3,0-3,3	5,0	800
6,0-6,6	9,0	1400
10,0-11,0	12,0	1900

Примечание - 1. Междувитковое испытательное напряжение определяется как частное от деления значений, указанных в столбце 2, на число витков в катушке.

2. Если междувитковые напряжения превышают значения, указанные в столбце 3, то испытательное напряжение на выводах катушки снижается до значения, равного произведению допустимого междувиткового напряжения из столбца 3 на число витков в катушке.

1.4.2. Испытательные напряжения витковой изоляции катушек до укладки их в пазы должны быть выбраны по стандарту или нормами предприятия, в соответствии с чертежами которого изготовлены катушки. Испытательные напряжения витковой изоляции катушек после их укладки не должны превышать 85 % этого значения.

Допускается снижение испытательного напряжения по сравнению со значением, указанным в таблицы N П.5.2, если это необходимо для выполнения данного условия.

1.4.3. Испытания витковой изоляции оставшейся части обмотки при замене нескольких катушек проводятся для катушек, отгибающихся при подъеме шага и снова уложенных в пазы, выводы которых были распаяны. Испытательные напряжения для этого случая выбираются в соответствии с документацией ремонтной организации, но должны составлять не менее 50 % значений, указанных в пункте 1.4.1 настоящего Приложения. При наличии испытательной аппаратуры, позволяющей проводить испытания всей оставшейся части обмотки без дополнительной ее распайки, применяются такие же испытательные напряжения, как и для отгибавшихся катушек.

1.5 Измерение сопротивления обмоток постоянному току

Измеренное значение сопротивления обмоток не должно отличаться от нормированного (таблица N 6.3 настоящего стандарта) более чем на 3 % для электродвигателей напряжением до 0,5 кВ включительно и более чем на 2 % для остальных электродвигателей.

1.6. Испытание на нагревание

Электродвигатели мощностью 200 кВт и выше напряжением свыше 1000 В испытываются на нагревание после полной смены обмотки статора, а также после реконструкции системы охлаждения. Условия проведения испытания, методы и средства измерения температур - по ГОСТ.

По результатам испытания оценивается соответствие нагревов требованиям ГОСТ и ТУ изготовителя, и устанавливается наибольшая температура обмотки статора, допустимая в эксплуатации.

Таблица N П.4.3

Испытательное напряжение промышленной частоты при ремонте всыпных обмоток электродвигателей

Испытуемый элемент	Испытательное напряжение, кВ, для электродвигателей мощностью, кВт
	0,2-10,0	более 10 до 1000
1. Обмотки после укладки в пазы до пайки межкатушечных соединений	2,5	3,0
2. Обмотки после пайки и изолировки межкатушечных соединений, если намотка проводится по группам или по катушкам	2,3	2,7
3. Обмотки после пропитки и запрессовки обмотанного сердечника	2,2	2,5
4. Главная изоляция обмотки собранного электродвигателя	2Uном+1,0, но не ниже 1,5	2Uном+1,0, но не ниже 1,5

2. Испытания электродвигателей при полной смене всыпных обмоток

2.1. Измерение сопротивления изоляции обмоток

Измерение проводится мегаомметром на напряжение 500 или 1000 В (таблица N 15)

Допустимые значения сопротивления изоляции обмоток указаны в таблице N 16.

2.2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты

Испытательное напряжение при полной смене обмотки статора принимается согласно таблице N П.4.3.

2.3. Измерение сопротивления обмотки постоянному току

Измеренное значение сопротивления обмоток не должно отличаться от нормированного (таблица 6.3) более чем на 3 %.

Таблица N П.4.4.

Испытательное напряжение промышленной частоты обмотки статора электродвигателей при частичной смене обмотки статора

Испытуемый элемент	Испытательное напряжение, кВ
1. Оставшаяся часть обмотки	2Uном
2. Запасные катушки (секции, стержни) перед закладкой в электродвигатель	2,25Uном+2,0
3. То же после закладки в пазы перед соединением со старой частью обмотки	2Uном+1,0
4. Главная изоляция обмотки полностью собранного электродвигателя	1,7Uном
5. Витковая изоляция	По таблице Б.2.

3. Испытание электродвигателей с жесткими катушками или со стержнями при частичной смене обмоток

3.1. Измерение сопротивления изоляции обмоток

Измерение проводится у электродвигателей на напряжение до 0,66 кВ включительно мегаомметром на напряжение 1000 В, а на напряжение выше 0,66 кВ - мегаомметром на напряжение 2500 В.

3.2 Испытание повышенным напряжением промышленной частоты

Испытательное напряжение при частичной смене обмотки статора электродвигателей принимается согласно таблице N П.2.4.

3.3. Измерение сопротивления обмотки постоянному току

Измеренное значение сопротивления обмоток не должно отличаться от нормированного (таблица N 3) более чем на 3 % для электродвигателей напряжением до 0,5 кВ включительно и более чем на 2 % для остальных электродвигателей.

4. Испытания, проводимые при ремонтах обмотки ротора асинхронных электродвигателей с фазным ротором

Значение испытательного напряжения при полной смене обмотки ротора принимается согласно таблице N П.4.5.

При частичной смене обмотки после соединения, пайки и бандажировки значение испытательного напряжения принимается равным 1,5Uном, но не ниже 1 кВ.

Продолжительность приложения испытательного напряжения 1 мин.

Таблица N П.4.5.

Испытательное напряжение промышленной частоты обмотки ротора электродвигателей при полной смене обмотки

Испытуемый элемент		Испытательное напряжение, кВ
1.	Стержни обмотки после изготовления, но до закладки в пазы	2Uном+3,0
2.	Стержни обмотки после закладки в пазы, но до соединения	2Uном+2,0
3.	Обмотка после соединения, пайки и бандажировки	2Uр*+1,0
4.	Контактные кольца до соединения с обмоткой	2Uр+2,2
5.	Оставшаяся часть обмотки после выемки заменяемых катушек (секций, стержней)	2Uр, но не ниже 1,2
6.	Вся обмотка после присоединения новых катушек секций, стержней	1,7Uр, но не ниже 1,0

Примечание - * Uр - напряжение на кольцах при разомкнутом и неподвижном роторе и номинальном напряжении на статоре.

Для роторов синхронных электродвигателей испытания проводятся по нормам для роторов синхронных явнополюсных генераторов и синхронных компенсаторов.

Приложение N 5
К Требованиям к объему и нормам испытаний электрооборудования,
утвержденным приказом Министерства энергетики РФ
от "__"_______201_ г.

(ОБЯЗАТЕЛЬНОЕ)

Тепловизионный контроль электрооборудования и воздушных линий электропередачи

1. Приложение N 5 включает в себя процедуру проведения тепловизионного контроля, периодичность и объем измерений контролируемого объекта или совокупности объектов. Периодичность тепловизионной диагностики электрооборудования РУ и ВЛ определена с учетом опыта его эксплуатации, режима работы, внешних и других факторов и отражена в соответствующих рекомендациях.

2. Для проведения тепловизионных измерений при контроле электрооборудования и ВЛ необходимо использовать тепловизоры преимущественно длинноволнового диапазона 8-12 мкм, чувствительностью не хуже 0,1 °С, угловым разрешением не хуже 1,5 мрад.

3. Выявление дефекта должно осуществляться по возможности на ранней стадии развития, для чего прибор должен обладать достаточной чувствительностью даже при воздействии ряда неблагоприятных факторов, которые могут наблюдаться в эксплуатации (влияние отрицательных температур, запыленности, электромагнитных полей и т.п.). При анализе результатов тепловизионного контроля должна осуществляться оценка выявленного дефекта. По полученным результатам тепловизионного контроля решение о замене или ремонте принимается техническим руководителем субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

4. В приложении применяются следующие понятия:

превышение температуры - разность между измеренной температурой нагрева и температурой окружающего воздуха;

избыточная температура - превышение измеренной температуры контролируемого узла над температурой аналогичных узлов других фаз, находящихся в одинаковых условиях;

коэффициент дефектности - отношение измеренного превышения температуры контактного соединения к превышению температуры, измеренному на целом участке шины (провода), отстоящем от контактного соединения на расстоянии не менее 1 м;

контакт - токоведущая часть аппарата, которая во время операции размыкает и замыкает цепь, или в случае скользящих или шарнирных контактов сохраняет непрерывность цепи;

контактное соединение - токоведущее соединение (болтовое, сварное, выполненное методом обжатия), обеспечивающее непрерывность токовой цепи.

5. Оценка теплового состояния электрооборудования и токоведущих частей в зависимости от условий их работы и конструкции может осуществляться:

- по нормированным температурам нагрева (превышениям температуры);

- избыточной температуре,

- коэффициенту дефектности;

- динамике изменения температуры во времени, с изменением нагрузки;

- путем сравнения измеренных значений температуры в пределах фазы, между фазами, с заведомо исправными участками и т.п.;

- в соответствии с указаниями отдельных пунктов приложения.

6. Предельные значения температуры нагрева и ее превышения приведены в таблице N П.5.1.

Для контактов и болтовых КС нормативами таблицы N П.5.1.следует пользоваться при токах нагрузки (0,6-1,0) Iном после соответствующего пересчета.

Пересчет превышения измеренного значения температуры к нормированному осуществляется исходя из соотношения:

,

где Т_ном - превышение температуры при I_ном;

Т_раб - то же, при I_раб;

I_раб - рабочий ток нагрузки электрооборудования;

I_ном - номинальный ток нагрузки электрооборудования.

Тепловизионный контроль электрооборудования и токоведущих частей ВЛ проводится при токах нагрузки 0,3Iном и выше.

Тепловизионный контроль электрооборудования при токах нагрузки ниже 0,3Iном проводится по решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации).

Проведение тепловизионного контроля токоведущих частей ВЛ при токах нагрузки ниже 0,3Iном нецелесообразно.

Таблица N П.5.1.

Допустимые температуры нагрева

Контролируемые узлы	Наибольшее допустимое значение
	Температура нагрева, °С	Превышение температуры, °С
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 8865-93 (МЭК 85-84) Системы электрической изоляции. Оценка нагревостойкости и классификация (введен с 01.01.1995 постановлением Комитета Российской Федерации по стандартизации, метрологии и сертификации от 02.06.1994 N 160):
Y	90	50
А	100	60
Е	120	80
В	130	90
F	155	115
Н	180	140
2. Контакты из меди и медных сплавов:
- без покрытий, в воздухе/в изоляционном масле	75/80	35/40
- с накладными серебряными пластинами, в воздухе/в изоляционном масле	120/90	80/50
- с покрытием серебром или никелем, в воздухе/в изоляционном масле	105/90	65/50
- с покрытием серебром толщиной не менее 24 мкм	120	80
- с покрытием оловом, в воздухе/в изоляционном масле	90/90	50/50
3. Контакты металлокерамические вольфрамо- и молибденосодержащие в изоляционном масле: на основе меди/на основе серебра	85/90	45/50
4. Аппаратные выводы из меди, алюминия и их сплавов, предназначенные для соединения с внешними проводниками электрических цепей:
- без покрытия	90	50
- с покрытием оловом, серебром или никелем	105	65
5. Болтовые контактные соединения из меди, алюминия и их сплавов:
- без покрытия, в воздухе/в изоляционном масле	90/100	50/60
- с покрытием оловом, в воздухе/в изоляционном масле	105/100	65/60
- с покрытием серебром или никелем, в воздухе/в изоляционном масле	115/100	75/60
6. Предохранители переменного тока на напряжение 3 кВ и выше:
соединения из меди, алюминия и их сплавов в воздухе без покрытий/с покрытием оловом
- с разъемным контактным соединением, осуществляемым пружинами	75/95	35/55
- с разборным соединением (нажатие болтами или винтами), в том числе выводы предохранителя	90/105	50/65
металлические части, используемые как пружины
- из меди	75	35
- из фосфористой бронзы и аналогичных сплавов	105	65
7. Изоляционное масло в верхнем слое коммутационных аппаратов	90	50
8. Встроенные трансформаторы тока:
- обмотки	-	10
- магнитопроводы	-	15
9. Болтовое соединение токоведущих выводов съемных вводов в масле/в воздухе	-	85/65
10. Соединения устройств РПН силовых трансформаторов из меди, ее сплавов и медесодержащих композиций без покрытия серебром при работе на воздухе/в масле:
- с нажатием болтами или другими элементами, обеспечивающими жесткость соединения	-	40/25
- с нажатием пружинами и самоочищающиеся в процессе переключения	-	35/20
- с нажатием пружинами и не самоочищающиеся в процессе переключения	-	20/10
11. Токоведущие жилы силовых кабелей в режиме длительном/аварийном при наличии изоляции:
- из поливинилхлоридного пластика и полиэтилена	70/80	-
- из вулканизирующегося полиэтилена	90/130	-
- из резины	65/-	-
- из резины повышенной теплостойкости	90/-	-
- с пропитанной бумажной изоляцией при вязкой/обедненной пропитке и номинальном напряжении, кВ:
1 и 3	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.

7. Для контактов, болтовых КС и спиральной арматуры ВЛ при токах нагрузки (0,3-0,6) I_номпервичная оценка проводится по абсолютным значениям температур с учетом Таблицы П.5.1. В случае отсутствия критических абсолютных температур нагрева, оценка их состояния проводится по расчетной избыточной температуре. В качестве норматива используется значение температуры, пересчитанное на 0,5I_ном.

Для пересчета используется соотношение:

,

где Т_0,5 - избыточная температура при токе нагрузки 0,5I_ном;

Т_раб - избыточная температура при рабочем токе I_раб;

I_раб - рабочий ток нагрузки электрооборудования; I_ном - номинальный ток нагрузки электрооборудования.

Если полученное при расчете значение температуры меньше измеренного, то для анализа состояния КС принимается измеренное значение.

При оценке состояния контактов, болтовых КС и спиральной арматуры ВЛ по избыточной температуре и токе нагрузки 0,5Iном различают следующие области по степени неисправности.

Избыточная температура 5-30°С

Начальная степень неисправности, которую следует держать под контролем и принимать меры по ее устранению во время проведения ремонта, запланированного по графику.

Избыточная температура более 30 °С

Развившийся дефект. Принять меры по устранению неисправности при ближайшем выводе электрооборудования из работы.

Достижение и превышение наибольших допустимых температурных значений, приведенных в Таблице N П.5.1. требует немедленного устранения.

8.Оценку состояния сварных и выполненных обжатием КС необходимо проводить по избыточной температуре или коэффициенту дефектности.

Применения расчётных соотношений, приведённых к более высокой нагрузке, может характеризовать не выше, чем развившийся дефект.

9. При оценке теплового состояния токоведущих частей различают следующие степени неисправности исходя из приведенных значений коэффициента дефектности:

Не более 1,2	Начальная степень неисправности, которую следует держать под контролем
1,2-1,5	Развившийся дефект. Принять меры по устранению неисправности при ближайшем выводе электрооборудования из работы
Более 1,5	Аварийный дефект. Требует немедленного устранения

10. Принимается следующая периодичность проведения тепловизионного контроля.

Генераторы - в сроки, указанные в пункте 2.13 настоящих Требований.

Силовые трансформаторы - в сроки, указанные в пункте 5.25 настоящих Требований.

Электрооборудование распределительных устройств на напряжение:

а) 35 кВ и ниже - 1 раз в 3 года;

б) 110-220 кВ - ежегодно;

в) 330-750 кВ - 2 раза в год.

Распределительные устройства (РУ) всех напряжений при усиленном загрязнении электрооборудования - ежегодно.

Вновь вводимое в эксплуатацию электрооборудование РУ - в первый год ввода их в эксплуатацию.

Внеочередной ИК-контроль электрооборудования РУ всех напряжений проводится после стихийных воздействий (значительные ветровые нагрузки, КЗ на шинах РУ, землетрясения, сильный гололед и т.п.).

Воздушные линии электропередачи - проверка всех видов контактных соединений токоведущих частей ВЛ 35 кВ и выше:

а) вновь вводимые в эксплуатацию ВЛ - на 2-ом году эксплуатации;

б) ВЛ, работающие с предельными токовыми нагрузками, работающие в условиях больших ветровых и гололедных нагрузках, ВЛ с плавкой гололёда на проводах - ежегодно;

в) пересечения с другими ВЛ 35 кВ и выше, с электрифицированными железными дорогами, не электрифицированными железными дорогами общего пользования, автодорогами с учётными номерами А, М, Р - не реже 1 раза в 3 года;

г) остальные ВЛ - не реже 1 раза в 6 лет.

Проверка всех видов контактных соединений проводов ВЛ ниже 35 кВ проводится по решению субъекта электроэнергетики.

11. По решению субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации) наряду с тепловизионным контролем средств внешней опорной и подвесной изоляции, проводов и линейной арматуры ВЛ классов напряжения 35 кВ и выше может применяться их ультрафиолетовый контроль.

Приложение N 6
К Требованиям к объему и нормам испытаний электрооборудования,
утвержденным приказом Министерства энергетики РФ
от "__"_______201_ г.

(ОБЯЗАТЕЛЬНОЕ)

Скоростные и временные характеристики масляных электромагнитных выключателей

Тип выключателя	Скорость движения контактов, м/с		Собственное время, с, не более
	при включении/ отключении	максимальная, не более	включения	отключения
ВПМ-10	2,3_0,3/2,4_0,3	2,6/3,9	0,3	0,12
МГ-10	2,2_0,2/1,8_0,3	-/2,4	0,75	0,135
МГ-20	2,0_0,3/1,8_0,3	-/2,3	0,8	0,155
МГГ-10-45УЗ	2,3_0,3/2,5_0,2	2,6/3,6	0,4	0,12
MГГ-10-5000-63УЗ	3,0_0,3/2,5_0,2	3,6/3,6	0,4	0,11
ВМ-14, ВМ-16	1,65/1,22	1,8/1,24	0,24	0,12
ВМ-22	1,6/1,5	-	0,24	0,15
ВМ-23	1,8/1,75	-	0,28	0,15
ВМГ-133	2,43/1,752	3,2/3,2	0,23	0,1
ВМГ-10	2,02,6/2,12,7	2,6/3,9	0,3	0,12
ВПМП-10	2,42,8/2,20,3	3,2/3,2	0,3	0,12
ВМПЭ-10-630 (1000, 1600)	4,7+0,3/3,0+0,3	5,7/5,0	0,3	0,07
ВМПЭ-10-3150	4+0,4/3,1+0,3	5,7/4,5	0,3	0,09
ВМП-10	4,5_0,5/3,4_0,4	5,0/5,0	0,3	0,1
ВМП-10П	4,5_0,4/3,5_0,3	6,0/5,0	0,2	0,1
ВММ-10	-/2,3+0,2	-	0,2	0,1
ВМПП-10-20	4,2+0,4/2,5+0,2	-	0,2	0,1
ВМПП-10-31,5	4,5+0,4/2,8+0,2	-	0,2	0,1
ВК-10-20-630 (1000)	3,5+0,3/2,5_0,2	-	0,075	0,05
ВК-10-20-1600	3,2_0,3/2,3_0,2	-	0,075	0,05
ВК-10-31,5-630 (1000)	4,2+0,4/2,5_0,2	-	0,075	0,05
ВК-10-31,5-1600	4,0+0,4/2,3_0,2	-	0,075	0,05
ВЭ-10-1250 (1600)-20	5,2+0,5/3,5+0,4	-	0,075	0,06
ВЭ-10-2500 (3600)-20	4,8+0,5/3,0+0,3	-	0,075	0,06
ВЭ-10-1250 (1600)-31,5	6,5+0,6/3,5+0,4	-	0,075	0,06
ВЭ-10-2500 (3600)-31,5	5,8+0,6/3,0+0,3	-	0,075	0,06
ВЭ(С)-6	5,8+0,6/3,0+0,3	-	0,075	0,06
ВКЭ-10-20-630 (1000)	4,0+0,4/2,5_0,2	-	0,3	0,07
ВКЭ-10-20-1600	3,8+0,4/2,3_0,2	-	0,3	0,07
ВКЭ-10-31,5-630 (1000)	4,0+0,4/2,5_0,2	-	0,3	0,07
ВКЭ-10-31,5-1600	3,8+0,4/2,3_0,2	-	0,3	0,07
С-35-630 с приводом ШПЭ-12	2,7_0,3/1,0_0,2	3,0-0,3/1,6_0,2	0,34	0,05
С-35-630 с приводом ПП-67	2,7_0,3/1_0,2	3,0-0,3/1,6_0,2	0,4	0,12
С-35-3200-50 с приводом ШПЭ-38	2,3+0,2/1,5+0,2	3,2-0,3/2,4-0,2	0,64	0,055
МКП-35	1,7+0,2/1,6+0,2	3,2-0,3/3,6-0,2	0,4	0,05
ВТ-35	1,8_0,3/1,1_0,2	2,1_0,3/2,7_0,2	0,35	0,12
ВТД-35	2,2_0,3/1,1_0,2	2,5_0,2/3,1_0,3	0,35	0,12
МКП-110	1,7+0,2/1,3+0,2	3,8-0,4/2,9-0,3	0,6	0,05
У-110-2000-40	1,7+0,2/1,3+0,2	3,3-0,4/3,7-0,4	0,3 (ШПВ)	-
			0,7 (ШПЭ)	0,06
У-110-2000-50	1,7+0,2/2,1+0,3	3,5-0,4/3,9-0,4	0,3 (ШПВ)	-
			0,7 (ШПЭ)	0,05
У-220-1000/2000-25	1,9+0,2/1,3+0,2	4,6-0,4/3,8-0,4	0,8	0,05
У-220-2000-40	1,3+0,2/2,0+0,3	4,3-0,4/3,6-0,4	0,75	0,045
ВМТ-110, ВМТ-220 (25 кА)	2,73,3/2,32,9	-	0,13	0,035
ВМТ-110, ВМТ-220 (40 кА)	2,73,3/2,32,9	-	0,13	0,03
ММО-110	6,0_0,2/5,3_0,2	-	0,15	0,05
ВМГ-133 с приводом ПС-10	-	-	0,25	0,1
ВМГ-133 с приводом ППМ-10	-	-	0,20,3	0,1
ВМГ-133 с приводом ПВ-10	2,0/3,0	3,0/3,2	0,16	0,1
ВМГ-133 с приводом ПЭ-11	3,2/3,8	5,0/5,0	0,3	0,12
ВМП-10 с пружинным приводом	4,5/3,8	5,0/5,0	0,2	0,1
МКП-35 с приводом ШПС-30	1,52,1/1,51,7	2,02,5/2,83,5	0,43	0,05
МКП-35 с приводом ШПЭ-2	1,72,5/2,00,3	2,9/3,7	0,43	0,05
МКП-110-5 с приводом ШПЭ-37	2,10,3/1,60,3	3,70,4/3,30,4	0,750,85	0,06
МКП-110-5 с приводом ШПЭ-44	2,20,3/1,40,2	3,03,3/3,20,4	0,40,5	0,055
МКП-110М с приводом ШПЭ-31	2,00,3/1,50,2	3,20,4/2,70,4	0,050,06	0,05
МКП-110М с приводом ШПЭ-33	2,30,3/1,50,2	3,30,4/3,70,4	0,6	0,05
МКП-220	2,73,0/1,50,2	4,00,4/3,20,4	0,60,7	0,03

Содержание

N Главы	Наименование	Страница
I	Общие положения	2
II	Синхронные генераторы и компенсаторы	11
III	Машины постоянного тока (за исключением возбудителей)	41
IV	Электродвигатели переменного тока	43
V	Силовые трансформаторы, автотрансформаторы и реакторы	49
VI	Маслонаполненные электромагнитные трансформаторы тока	65
VII	Газонаполненные (элегазовые) электромагнитные трансформаторы тока	69
VIII	Электронно - оптические трансформаторы тока	71
IX	Электромагнитные трансформаторы тока с литой твердой изоляцией	72
X	Маслонаполненные электромагнитные трансформаторы напряжения	73
XI	Маслонаполненные емкостные трансформаторы напряжения	75
XII	Газонаполненные (элегазовые) трансформаторы напряжения	76
XIII	Электронные и электронно - оптические трансформаторы напряжения	78
XIV	Трансформаторы напряжения с литой твёрдой изоляцией	79
XV	Трансформаторы напряжения с резистивными делителями напряжения	80
XVI	Масляные и электромагнитные выключатели	81
XVII	Воздушные выключатели	85
XVIII	Выключатели нагрузки (за исключением генераторных)	88
XIX	Газонаполненные (элегазовые) выключатели	89
XX	Вакуумные выключатели	91
XXI	Разъединители, отделители и короткозамыкатели	92
XXII	Комплектные распределительные устройства внутренней и наружной установки, высоковольтные отсеки трансформаторных подстанций	94
XXIII	Комплектные распределительные устройства в металлической оболочке с элегазовой изоляцией	95
XXIV	Комплектные экранированные токопроводы 6 кВ и выше	97
XXV	Токопроводы газонаполненные (элегазовые) на напряжение 110-750 кВ	99
XXVI	Токопроводы с литой твердой изоляцией на напряжение 6 - 35 кВ	101
XXVII	Сборные и соединительные шины, жесткая ошиновка	102
XXVIII	Токоограничивающие сухие реакторы	103
XXIX	Электрофильтры	103
XXX	Конденсаторы	104
XXXI	Вентильные разрядники и ограничители перенапряжений	106
XXXII	Трубчатые, молниезащитные длинно-искровые и мультикамерные разрядники	110
XXXIII	Вводы и проходные изоляторы	112
XXXIV	Предохранители, предохранители - разъединители напряжением выше 1000 В	115
XXXV	Трансформаторное масло	116
XXXVI	Аппараты, вторичные цепи и электропроводка на напряжение до 1000 В	135
XXXVII	Аккумуляторные батареи	137
XXXVIII	Заземляющие устройства	140
XXXIX	Силовые кабельные линии	146
XL	Воздушные линии электропередачи	153
XLI	Контактные соединения проводов, грозозащитных тросов, сборных и соединительных шин	162
XLII	Электрооборудование систем возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов	164
XLIII	Тиристорные пусковые устройства	176
XLIV	Электрооборудование агрегатов изменения скорости механизмов собственных нужд	181
XLV	Статические установки для потребления и выдачи реактивной мощности	184
XLVI	Системы оперативного постоянного тока	188
XLVII	Агрегаты и источники бесперебойного питания	188
	ПРИЛОЖЕНИЯ:
N 1	Нормы испытаний генераторов и синхронных компенсаторов, проводимые при ремонтах обмоток статора (обязательное)	189
N 2	Испытания, проводимые при ремонте обмотки ротора турбогенератора (обязательное)	208
N 3	Испытания, проводимые при ремонтах обмотки ротора явнополюсных машин (обязательное)	218
N 4	Нормы испытаний электродвигателей переменного тока при ремонтах обмоток (обязательное)	220
N 5	Тепловизионный контроль электрооборудования и воздушных линий электропередачи (обязательное)	224
N 6	Скоростные и временные характеристики масляных электромагнитных выключателей	229

См. Сводный отчет, загруженный при публикации проекта