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 25.02.2021)

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 25.02.2021 г.)

Досье на проект

Пояснительная записка

В соответствии с пунктом 2 статьи 28 Федерального закона от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 13, ст. 1177; 2018, N 31, ст. 4861), 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; 2018, N 34, ст. 5483) и подпунктом "б" пункта 2 постановления Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. N 937 "Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2018, N 34, ст. 5483) 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

Приложение
к приказу Минэнерго России
от "___" _______ 201_ г. N__

Требования
к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Требования к объему и нормам испытаний электрооборудования"

I. Общие положения

1. Настоящие Требования к объему и нормам испытаний электрооборудования (далее - требования) распространяются на субъекты электроэнергетики, владеющие на праве собственности или ином законном основании электрооборудованием (а также эксплуатирующие организации), обеспечивающие производство, передачу и распределение электрической энергии.

2. Настоящие требования распространяются на следующие группы электрооборудования, устройства и системы, а также определенные по их конструкции, целевому назначению, 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;

резисторы для заземления нейтрали трансформаторов сетей 6 - 35 кВ.

3. Настоящие требования определяют объем и нормы испытаний электрооборудования:

при вводе электрооборудования в эксплуатацию (далее - П);

при капитальном ремонте (далее - К), при капитальном ремонте присоединения, к которому подключено электрооборудование (далее - К*);

при среднем ремонте (далее - С), при среднем ремонте присоединения, к которому подключено электрооборудование (далее - С*);

при текущем ремонте (далее - Т), при текущем ремонте присоединения, к которому подключено электрооборудование (далее - Т*);

между ремонтами (далее - М).

4. Настоящие требования не определяют нормы точности измерений режимных и технологических параметров и/или требования к метрологическим характеристикам применяемых для их измерения средствами измерений, обеспечивающих соблюдение требуемых технологическим процессом норм точности измерений. Для выполнения измерений применяются средства измерений утвержденного типа с действующим свидетельством о поверке.

5. Требования к измерениям, средствам измерений, а также методикам (методам) измерений применяются в соответствии с законодательством Российской Федерации об обеспечении единства измерений и законодательством Российской Федерации о техническом регулировании, в документах по стандартизации.

6. При отсутствии требований к объему и нормам испытаний электрооборудования в настоящих требованиях применяются требования документации изготовителей, проектной документации, документов по стандартизации.

7. Периодичность испытаний электрооборудования, если она не указана в соответствующих главах настоящих требований, устанавливается с учетом требований документации изготовителей, технического состояния, условий и опыта эксплуатации электрооборудования, устройств и систем.

8. В качестве исходных значений контролируемых параметров при П электрооборудования принимают значения, указанные в документации изготовителя, проектной документации.

9. При испытаниях в процессе эксплуатации в качестве исходных принимаются значения параметров, полученные в результате испытаний при П электрооборудования или результаты испытаний изготовителя, если это предусмотрено настоящими требованиями.

Выход значений параметров за установленные границы (предельные значения) является основанием для выявления причин и их устранения.

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

11. Перед проведением испытаний изоляции электрооборудования, выведенного в ремонт (за исключением вращающихся машин), наружная поверхность изоляции очищается от пыли и грязи.

12. Требования к объему и периодичности испытаний резервного электрооборудования (не находящегося в аварийном запасе), а также его составных узлов и элементов определяются документацией изготовителей электрооборудования. При отсутствии таких указаний в документации изготовителей электрооборудования объем испытаний определяется настоящими требованиями, а периодичность испытаний устанавливается с учетом результатов предыдущих испытаний.

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

14. 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.

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

16. При отсутствии возможности отсоединения кабельных линий от электрооборудования, испытания электрооборудования проводят совместно с силовыми кабелями с учетом его конструктивных особенностей.

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

18. Комплексное диагностическое обследование (далее - КДО) группы электрооборудования, устройств и систем проводится:

для выявления, уточнения уровня и характера развивающегося дефекта;

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

19. Перечень дополнительных испытаний и инструментальных измерений, необходимые условия и создаваемые режимы для проведения измерений, измерительные схемы определяются по результатам рассмотрения плановых испытаний/измерений обследуемых групп электрооборудования, устройств и систем, с последующим их включением в программу КДО.

20. Электрические испытания изоляции электрооборудования и отбор пробы трансформаторного масла для испытаний необходимо проводить при температуре изоляции не ниже 5°С, за исключением определяемых настоящими требованиями значений, когда измерения следует проводить при иной температуре. Допускается проведение измерений (кроме отбора проб трансформаторного масла) при более низкой температуре на электрооборудовании на напряжение до 35 кВ включительно. Измерения, проведенные при более низкой температуре, проводятся повторно в возможно короткие сроки при температуре окружающей среды не ниже 5°С.

21. 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, производится температурный перерасчет в соответствии с документацией изготовителя.

22. При измерении сопротивления изоляции фиксация показаний мегаомметра проводится через 60 с после начала измерений. Если в соответствии с настоящими требованиями необходимо определение коэффициента абсорбции (), фиксация показаний проводится дважды: через 15 с и 60 с после начала измерений.

23. 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 вывод - 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 концов каждой фазы или ветви, испытываются относительно корпуса без их разъединения.

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

25. В требованиях используются термины и определения в значениях, установленных законодательством Российской Федерации, а также термины и определения в соответствии с приложением N 1 к настоящим требованиям.

II. Синхронные генераторы и компенсаторы

26. В настоящих требованиях указывается номинальная мощность:

активная - для генераторов,

реактивная - для компенсаторов.

27. Объем и нормы измерений и испытаний синхронных генераторов и компенсаторов (далее - генераторы, если не применены отдельные понятия) во время или после П (для генераторов выше 1 кВ), при К, Т и М приведены в пунктах 28 - 63 настоящих требований.

Генераторы на напряжение 1 кВ и выше мощностью менее 1 000 кВт испытываются по пунктам 28, 29, 31, 32, 34 - 37, 43, 44.

Генераторы на напряжение ниже 1 кВ независимо от мощности испытываются, за исключением испытаний нового оборудования при П, по пунктам 28, 29, 31, 32, 34, 43, 44.

Объем и нормы пооперационных измерений и испытаний при ремонтах обмоток генераторов приведены в приложении N 3 к настоящим требованиям.

28. После Т, С, и К генераторы включаются в работу без сушки.

Генераторы, вновь вводимые в эксплуатацию или прошедшие ремонт со сменой обмоток, включаются без сушки, если сопротивление изоляции (), и коэффициент абсорбции () обмоток статоров имеют значения не менее, указанных в таблице 1 приложения N 2 к настоящим требованиям.

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 зависимость токов утечки от приложенного напряжения по пункту 30 настоящих требований. Если инструкцией изготовителя вновь вводимого генератора или инструкцией поставщика обмоток статора предусматриваются дополнительные критерии отсутствия увлажнения изоляции, то они также должны учитываться.

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 менее, указанного в таблице 1 приложения N 2 к настоящим требованиям.

Включение в работу генератора, обмотка ротора которого охлаждается водой, проводится в соответствии с документацией изготовителя.

29. Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром, напряжение которого выбирается в соответствии с таблицей 1 приложения N 2 к настоящим требованиям.

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 указаны таблице 1 приложения N 2 к настоящим требованиям.

Допустимые значения сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции при температуре от 10 до 30°С приведены в таблице 1 приложения N 2 к настоящим требованиям, если в документации изготовителя не указано иное.

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

30. Для испытания обмотки статора впервые вводимого в эксплуатацию генератора повышенным выпрямленным напряжением с измерением тока утечки зависимость испытательного выпрямленного напряжения, кВ, от номинального напряжения генераторов, кВ, приведена ниже:

при номинальном напряжении до 6,6 кВ включительно - 1,28·2,5 U _ном;

при номинальном напряжении свыше 6,6 кВ до 20 кВ включительно - 1,28 (2U _ном+1);

при номинальном напряжении свыше 20 кВ до 24 кВ включительно - 1,28(2Uном+1).

Для турбогенераторов ТГВ-200 и ТГВ-300 значения испытательного выпрямленного напряжения принимаются равными 40 и 50 кВ соответственно.

Для турбогенераторов ТВМ-500 (Uном = 36,75 кВ) значение испытательного выпрямленного напряжения принимается равным 75 кВ.

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

Для генераторов, находящихся в эксплуатации, испытательное выпрямленное напряжение принимается равным 1,6 испытательного напряжения промышленной частоты, но не более напряжения, которым испытывался генератор при П. Снижение испытательного напряжения должно быть не более чем на 0,5Uном по сравнению со значением, принятым при последнем К.

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 с и 60 с. Ступени должны быть близкими к 0,5Uном. Возрастание тока утечки, непропорциональное росту приложенного напряжения, является признаком местного дефекта изоляции, если оно происходит при испытании одной фазы обмотки, или признаком увлажнения, если оно происходит при испытании каждой фазы, что требует остановки испытаний для выяснения причины.

Характеристикой зависимости тока утечки от напряжения является коэффициент нелинейности:

,

где:

Uнб - наибольшее, т.е. полное испытательное напряжение (напряжение последней ступени);

Uнм - наименьшее напряжение (напряжение первой ступени);

Iнб, Iнм - токи утечки (I60) при напряжениях Uнб и Uнм.

Если на первой ступени напряжения ток утечки имеет значение менее 10 мкА, то за Uнм и Iнм 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. Если на второй ступени ток утечки меньше, чем на первой, коэффициент нелинейности необходимо считать со второй ступени.

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 одноминутная выдержка напряжения на очередной ступени допускается лишь в том случае, если токи утечки не превышают значений:

250 мкА при кратности испытательного напряжения по отношению к величине испытательного напряжения промышленной частоты равной 0,5;

500 мкА при кратности испытательного напряжения по отношению к величине испытательного напряжения промышленной частоты равной 1;

1000 мкА при кратности испытательного напряжения по отношению к величине испытательного напряжения промышленной частоты равной 1,5 и выше;

У генераторов с водяным охлаждением изоляция обмотки статора испытывается повышенным выпрямленным напряжением, если это позволяет конструкция. Допускается испытания выпрямленным напряжением статорных обмоток, охлаждаемых водой, проводить после полной осушки обмотки вакуумированием.

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

31. Значение испытательного напряжения промышленной частоты принимается по таблице 2 приложения N 2 к настоящим требованиям, если в документации изготовителя генератора не указано иное. Продолжительность приложения испытательного напряжения составляет 1 мин. Изоляцию обмотки статора машин, впервые вводимых в эксплуатацию, испытывают до ввода ротора в статор. При К и М генераторов изоляция обмотки статора испытывается после останова генератора и снятия торцевых щитов до очистки изоляции от загрязнения. Изоляция генераторов ТГВ-300 до заводского N 02330 включительно (если не заменялась обмотка) испытывается после очистки ее от загрязнения.

В процессе испытания проводится 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 документации изготовителя генератора не указано иное.

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. Продолжительность испытания 1 мин. Допускается испытание выпрямленным напряжением, равным 1,5·Uном (кроме обмоток статоров с водяным охлаждением).

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 (с соблюдением всех мер безопасности). 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.

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

32. Измерение сопротивления обмоток постоянному току проводится в холодном состоянии генератора. При сравнении значений сопротивлений с предыдущими измерениями, в т.ч. данными изготовителя или после замены они должны быть приведены к одинаковой температуре. Нормы отклонений сопротивления приведены в таблице 3 приложения N 2 к настоящим требованиям.

33. Измерение сопротивления обмотки ротора переменному току при П и К 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. Величина напряжения, при которой выполняется измерение полного сопротивления обмотки ротора, определяется в документации изготовителя оборудования. При отсутствии указаний изготовителя напряжение определяется из расчета 3 В на виток, но не более 220 В / 50 Гц. Сопротивление обмоток роторов определяют в неподвижном состоянии, и, если позволяет конструктивное исполнение, на вращающемся роторе, на трех-четырех ступенях частоты вращения, включая номинальную. При проведении измерений приложенное напряжение должно поддерживаться 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 (при вставленном или вынутом роторе, разомкнутой или замкнутой накоротко обмотке 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, указывают на возникновение межвитковых замыканий. Вывод о наличии и числе замкнутых витков следует делать на основании результатов снятия характеристики короткого замыкания (далее - КЗ) и сравнения ее с данными предыдущих измерений.

Сопротивление обмоток явнополюсных роторов измеряется на остановленном роторе.

34. При П и К воздушные зазоры между статором и ротором генератора в диаметрально противоположных точках не должны отличаться друг от друга более чем:

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 в документации изготовителя не предусмотрены более высокие нормы.

Воздушные зазоры между полюсами и якорем возбудителя в диаметрально противоположных точках не должны отличаться друг от друга более чем:

5 % среднего значения у возбудителей турбогенераторов мощностью 30 МВт;

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 П и К, а также в случае возникновения при подаче возбуждения повышенной низкочастотной вибрации сердечника, статора и крестовины, биения вала и температуры сегментов направляющих подшипников. Результаты измерений сравниваются с данными предыдущих измерений. При их отклонении более чем на 20 % должны приниматься меры в соответствии с документацией изготовителя с учетом требований таблиц 4 и 5 приложения N 2 к настоящим требованиям.

35. Снятие характеристики трехфазного КЗ генератора проводится при П, К.

При приемо-сдаточных испытаниях характеристику КЗ 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 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, при П, К 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 П (если характеристика не была снята изготовителем), а также после К со сменой обмотки ротора.

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

Сопротивление обмоток неявнополюсных роторов измеряется на невращающемся роторе.

36. При П, К характеристика холостого хода (далее - ХХ) генератора 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 возбуждение генератора увеличивается до 1,15 номинального напряжения (ограничивается характеристиками трансформаторов).

При П блока характеристику XX 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 К 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.

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

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

Испытание при П 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 1,3 номинального, для турбогенератора и синхронного компенсатора и до 1,5 номинального 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 1,15 номинальной.

Межвитковую изоляцию многовитковых (катушечных) статорных обмоток необходимо испытывать одновременно со снятием характеристики XX.

38. 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 менее номинального тока возбуждения генератора.

39. При К испытание активной стали статора, т.е. контроль ее межлистовой (межсегментной) изоляции проводится при повреждениях межлистовой изоляции, частичной или полной переклиновке пазов, частичной или полной замене обмотки статора до укладки и после заклиновки новой обмотки, а также в случае непрерывной тенденции повышения температуры активной стали, измеряемой системой теплового контроля, при работе генератора в сопоставимых условиях работы и состояния охлаждающих сред.

Первые испытания активной стали 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 допускается проводить при полной замене обмотки и при ремонте стали, но не реже 1 раза в 10 лет.

Метод, условия и критерии контроля межлистовой изоляции сердечника статора определяются изготовителем оборудования.

В случае отсутствия указаний изготовителя контроль межлистовой изоляции сегментов должен выполняться проведением испытания на нагрев и потери при соблюдении следующих контрольных параметров:

для гидрогенераторов, турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток статора, выпущенных до 01.07.1977, и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток статора - B=1,0 Тл, t=90 мин;

для гидрогенераторов, турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток статора и синхронных компенсаторов с непосредственным охлаждением обмоток статора, а также для турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток статора, выпущенных после 01.07.1977 - B=1,4 Тл, t=45 мин.

Если индукция отличается от нормированного значения 1,0 или 1,4 Тл, то длительность испытания и определенные при испытаниях удельные потери в стали уточняются по формулам:

или ;

или ,

Где:

- индукция при испытании, Тл;

- продолжительность испытания, мин;

- удельные потери, определенные при , Вт/кг;

и , - 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°С и 15°С соответственно, а для генераторов, изготовленных до 1958 г. - 45°С и 30°С соответственно. Удельные потери в стали не должны отличаться от исходных данных более чем на 10 %. Если такие данные отсутствуют, то удельные потери не должны быть более приведенных в таблице 6 приложения N 2 к настоящим требованиям.

В процессе испытаний сердечника статора для более полного выявления дефектов проводится тепловизионный контроль с выявлением локального тепловыделения в стали статора.

Для оценки состояния активной стали следует применять испытание при малых индукциях в сердечнике (0,03 - 0,07) Тл с локацией магнитного потока, вытесняемого из активной стали при образовании местных контуров замыканий.

40. При П, М испытание генератора на нагревание проводится после П не позже, чем через 6 месяцев после завершения монтажа и включения генератора в сеть.

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

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

41. При П головного образца нового типа генератора проводится определение индуктивных сопротивлений и постоянных времени генератора, если эти параметры не указаны в документации изготовителя. Индуктивные сопротивления и постоянные времени определяются после конструктивных изменений.

42. При П, К, Т, М проверяется качество дистиллята, циркулирующего в cистеме водяного охлаждения обмоток генератора, на соответствие показателей нормам:

показатель рН при температуре 25°С - 8,50,5 (7,09,2 до ввода в эксплуатацию ионообменного фильтра смешанного действия);

удельное электрическое сопротивление при температуре 25°С - не менее 200 (100) кОм/см;

содержание кислорода (для закрытых систем) - не более 400 мкг/кг;

содержание меди - не более 100 мкг/кг (200 мкг/кг до ввода в эксплуатацию ионообменного фильтра смешанного действия);

если в документации изготовителя не указаны иные более высокие требования.

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.

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

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

Снижение удельного сопротивления дистиллята до 100 кОм·см должно сопровождаться сигнализацией снижения качества дистилята.

При несоответствии нормам показателей качества дистиллята эксплуатация генератора недопустима.

43. 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 7 приложения N 2 к настоящим требованиям.

Эксплуатационное состояние обмотки статора генераторов и систем ее крепления, а также состояние сердечника статора оцениваются по результатам осмотров при Т и К. 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 П, а затем - по необходимости.

44. 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;

0,5 МПа - для остальных турбогенераторов и синхронных компенсаторов с водородным охлаждением,

если иные требования не установлены в документации изготовителя.

Продолжительность испытания должна составлять 30 мин.

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

Во время К турбогенераторов ТГВ-300 при обнаружении течей газоохладителей для поиска дефектных трубок 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 документацией изготовителя, при отсутствии указаний изготовителя не должно превышать 5% от общего количества.

45. Плотность водяной системы охлаждения обмотки статора при П, К вместе с коллекторами и соединительными шлангами проверяется гидравлическими испытаниями конденсатом или обессоленной водой. Допускается дополнительная проверка плотности водяной системы охлаждения обмотки статора вместе с коллекторами и соединительными шлангами в следующей последовательности: испытание вакуумированием; испытание воздухом с рабочим газом (фреоном); гидравлическое испытание.

Плотность системы проверяется избыточным статическим давлением воды, равным:

0,8 МПа, на машинах с фторопластовыми соединительными шлангами наружного диаметра 28 мм (D _внутр=21 мм);

1 МПа при наружном диаметре шлангов 21 мм (D ^внутр = 15 мм),

если в документации изготовителя не указаны другие, более высокие требования.

Продолжительность испытания должна составлять 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 осмотреть обмотку, коллекторы, шланги, места их соединения и убедиться в отсутствии течи 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.

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

47. При П, К газоплотность ротора и статора проверяется в соответствии с требованиями документации изготовителя.

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

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

Продолжительность испытания должна составлять 24 ч.

Значение суточной утечки воздуха в процентах определяется по формуле:

где:

и - абсолютное давление в системе водородного охлаждения в начале и в конце испытания, МПа;

и - температура воздуха в корпусе генератора в начале и конце испытания, °С.

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

1. При П, К, Т, М cуточная утечка водорода (приведенная к нормальным условиям) в генераторе, определенная по формуле пункта 47 настоящих требований, должна быть не более 5% от газового объема газовой системы генераторов.

Суточный расход с учетом продувок для поддержания чистоты водорода по пункту 53 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. При П, К, Т, М в поступающем в генератор водороде содержание кислорода по объёму не должно быть более 0,5%.

3. 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.

4. 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.

5. Проверка проходимости вентиляционных каналов обмотки ротора при П, К проводится у турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток в соответствии с требованиями документации изготовителей.

6. 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 более - 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 П и К 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 более 15°С.

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

7. 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 не должно быть следов водорода. Содержание водорода в картерах подшипников, сливных маслопроводах, экранированных токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов должно быть менее 1%.

8. 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 документации изготовителя.

9. 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.

10. 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 должна составлять 3 мин.

11. 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 документацией изготовителя.

12. При П, К проверка паек проводится при выявлении признаков перегрева мест соединений обмотки, соединительных и выводных шин обмотки статора, а также при недопустимых отклонениях измеренного сопротивления обмотки постоянному току.

Качество паек контролируется также при ремонтах с частичной или полной заменой обмотки.

13. При П, К измеряются напряжение между стояком (обоймой) подшипника и фундаментной плитой (при шунтировании масляных пленок шеек вала ротора) и напряжение между концами вала ротора для определения целостности изоляции подшипника турбогенератора. При исправной изоляции значения двух измеренных напряжений должны быть одинаковы. Различие более чем на 10% указывает на неисправность изоляции. Исправность изоляции подшипников и подпятников гидрогенераторов проверяется в зависимости от их конструкции либо в соответствии с документацией изготовителя или способом, применяемым на турбогенераторах.

В эксплуатации на работающих турбоагрегатах, имеющих токосъемное устройство для заземления вала турбины, 1 раз в месяц проводится контроль состояния изоляции подшипников генераторов и связанных с ними маслопроводов, с измерением сопротивления изоляции корпусов подшипников и их масляных пленок. Сопротивление изоляции корпусов подшипников генераторов должно быть не менее 2 кОм, масляной пленки не менее 1 кОм, если в документации изготовителя не указано иное.

При выявлении во время ремонтов турбогенераторов электроэрозионных повреждений шеек валов, вкладышей опорных и уплотняющих подшипников выполняется обследование состояния агрегата с целью определения причин возникновения электроэрозии.

14. Помимо испытаний, указанных в таблицах 1 и 3 приложения N 2 к настоящим требованиям, концевые выводы обмотки статора турбогенератора серии ТГВ с конденсаторной стеклоэпоксидной изоляцией подвергаются испытаниям в соответствии с требованиями документации изготовителя. Концевой вывод считается выдержавшим испытание, если при давлении 0,3 МПа падение давления не превышает 0,5 мм рт.ст./ч.

15. При К проводится эндоскопический контроль составных частей турбогенератора.

16. При К проводится контроль плотности прессовки зубцовой зоны сердечника статора. Допускается проведение ультразвукового контроля. Критерии оценки состояния плотности прессовки зубцовой зоны пакетов сердечника статора приведены в таблице 8 приложения N 2 к настоящим требованиям.

17. При П, К допускается проводить контроль состояния изоляции обмотки статора (контроль частичных разрядов (далее - контроль ЧР)) на турбогенераторах с воздушным охлаждением.

18. При П, К, М испытание турбинного масла в генераторах и синхронных компенсаторах проводится в соответствии с требованиями документации изготовителей оборудования (генераторов, синхронных компенсаторов), но не реже 1 раза в 6 месяцев. Если в документации изготовителя отсутствуют требования к качеству турбинного масла, подлежащего замене, необходимо использовать данные таблицы 9 приложения N 2 к настоящим требованиям.

19. При К генераторов лобовые части статора подвергаются проверке токов утечки по участкам, особенно в междуфазных зонах.

I. Машины постоянного тока (за исключением возбудителей)

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

для машин постоянного тока до 500 В - если значение сопротивления изоляции обмоток не менее приведенного в таблице 1 приложения N 4 к настоящим требованиям;

для машин постоянного тока выше 500 В - если значение сопротивления изоляции обмоток не менее приведенного в таблице 1 приложения N 4 к настоящим требованиям и значение коэффициента абсорбции не менее 1,2.

21. При П, К, Т измерение сопротивления изоляции обмоток проводится:

при номинальном напряжении обмотки до 0,5 кВ включительно - мегаомметром на напряжение 500 В,

при номинальном напряжении обмотки выше 0,5 кВ - мегаомметром на напряжение 1000 В.

Измеренное значение сопротивления изоляции должно быть не менее приведенного таблице 1 приложения N4 к настоящим требованиям. В эксплуатации сопротивление изоляции обмоток измеряется вместе с соединенными с ними цепями и кабелями.

22. 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.

23. При П, К при испытании изоляции повышенным напряжением промышленной частоты значение испытательного напряжения устанавливается по таблице 2 приложения N 4 к настоящим требованиям. Продолжительность приложения испытательного напряжения 1 мин.

24. Измерения сопротивления постоянному току проводятся у генераторов, а также электродвигателей при холодном состоянии обмоток машины. Нормы отклонений сопротивления приведены в таблице 3 приложения N 4 к настоящим требованиям.

25. 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 документации изготовителя не установлены меньшие отклонения).

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

27. При испытании витковой изоляции машин с числом полюсов более четырех значение среднего напряжения между соседними коллекторными пластинами не должно быть более 24 В. Продолжительность испытания витковой изоляции 3 мин.

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

29. 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.

II. Электродвигатели переменного тока

30. Измерение сопротивления изоляции электродвигателей переменного тока проводится мегаомметром, напряжение которого указано в таблице 1 приложения N 5 к настоящим требованиям. Допустимые значения сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции указаны в таблицах 1 - 3 приложения N 5 к настоящим требованиям.

31. Электродвигатели переменного тока включаются без сушки, если значения сопротивления изоляции обмоток и коэффициента абсорбции не менее, указанных в  таблицах 1 - 3 приложения N 5 к настоящим требованиям.

32. При испытании повышенным напряжением промышленной частоты значение испытательного напряжения принимается согласно таблице 4 приложения N 5 к настоящим требованиям.

Продолжительность приложения испытательного напряжения 1 мин.

33. 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 3 кВ и выше, сопротивление измеряется на всех ответвлениях. Для электродвигателей напряжением ниже 3 кВ измеряется общее сопротивление реостатов и пусковых резисторов и проверяется целостность отпаек.

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

При К проверяется целостность цепей.

34. 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 более чем на 10% от среднего значения.

35. При П, К увеличение зазоров в подшипниках скольжения более значений, приведенных в таблице 5 приложения N 5 к настоящим требованиям указывает на необходимость перезаливки вкладыша.

36. 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 К 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.

37. При П, К 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 документации изготовителя.

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

30 мкм при синхронной частоте вращения 3000 об/мин;

60 мкм при синхронной частоте вращения 1500 об/мин;

80 мкм при синхронной частоте вращения 1000 об/мин;

95 мкм при синхронной частоте вращения 750 и менее об/мин.

Допускается проведение измерений вибрации узлов ответственных механизмов в межремонтный период.

38. 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 мм до 4 мм на сторону от нейтрального положения (если в документации изготовителя не оговорена другая норма) определяемого действием магнитного поля при вращении ротора в установившемся режиме и фиксируемого меткой на валу.

Разбег ротора проверяется при К у электродвигателей ответственных механизмов, а так же в случае выемки ротора.

39. 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.

40. При П, К проводится гидравлическое испытание воздухоохладителя избыточным давлением 0,2-0,25 МПа в течение 5-10 мин, если иное не установлено в документации изготовителя.

41. При К, М проверка исправности стержней короткозамкнутых роторов проводится у асинхронных электродвигателей при К путем осмотра вынутого ротора или испытаниями, а при М по мере необходимости.

42. Контроль ЧР в обмотке статора двигателей необходимо проводить при П и К. При К контроль ЧР распространяется на двигатели от 6 кВ и выше, мощностью выше 4000 кВт.

III. Силовые трансформаторы, автотрансформаторы и реакторы

43. При П и К контроль трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов (далее - трансформаторов) осуществляется в соответствии с требованиями настоящей главы и требованиями документации изготовителей.

44. При П, К, С, М проводится анализ газов, растворенных в масле (далее - АРГ).

Анализ растворенных в масле газов должен осуществляться в следующие сроки:

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

для всех трансформаторов напряжением 35 кВ, после включения их в работу - в течение первых 3 суток;

для всех трансформаторов напряжением 35 кВ и выше - перед вводом в работу, перед началом и после завершения К и/или работ в масляной системе охлаждения.

Перечень трансформаторов напряжением 35 кВ и выше, подлежащих контролю и диагностированию по результатам АРГ в масле, может быть расширен.

Состояние трансформаторов 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 АРГ в масле, проводится по документации изготовителей.

Для трансформаторов и шунтирующих реакторов с прогнозируемым 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.

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

Допустимое значение влагосодержания твердой изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших К с полной сменой обмоток - не более 1%, а эксплуатируемых трансформаторов, не отработавших нормативный срок службы - не более 2% по массе.

Для трансформаторов, отработавших нормативный срок службы, значение влагосодержания твердой изоляции должно быть не более 4% по массе; трансформаторов, прошедших К без смены обмоток - не более 2%.

Определение влагосодержания твердой изоляции трансформаторов проводится:

при П (по заложенным макетам или иным способом в соответствии с документацией изготовителя);

при М (при превышении влагосодержания масла 10 г/т, отобранного из трансформатора, прогретого до 60°С без вскрытия бака);

при К.

Определение влагосодержания твердой изоляции трансформаторов проводится с через 12 лет после включения и в дальнейшем - 1 раз в 6лет.

Использование в расчетах влагосодержания твердой изоляции тангенса угла диэлектрических потерь масла проводится при показателях масла, удовлетворяющих пунктам 1, 2, 4, 6, 7, 8 таблицы 1 приложения N 14 к настоящим требованиям. Возможна оценка влагосодержания твердой изоляции без вскрытия бака трансформатора и не требующая прогрева трансформатора.

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

Сопротивление изоляции обмоток измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В.

При П и К сопротивление изоляции каждой обмотки трансформаторов, приведенное к температуре испытаний, при которой определялись исходные значения, должно составлять не менее 50% по отношению к значениям, указанным в документации изготовитля. В случае отсутствия значений в документации изготовителя - по отношению к первично измеренным значениям.

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

Предельно допустимые значения для трансформаторов напряжением 35 кВ и ниже мощностью до 10 МВА должны быть не менее следующих значений:

450 МОм при температуре обмотки 10°С;

300 МОм при температуре обмотки 20°С;

200 МОм при температуре обмотки 30°С;

130 МОм при температуре обмотки 40°С;

90 МОм при температуре обмотки 50°С;

60 МОм при температуре обмотки 60°С;

70 МОм при температуре обмотки 70°С.

При П и в процессе эксплуатации сопротивление изоляции измеряется как по схемам, в соответствии с документацией изготовителя, 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 допускается проводить измерения по зонам изоляции.

Измерения по зонам изоляции проводятся для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше. Измерения проводятся 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 менее:

10°С - для трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно;

20°С - для трансформаторов напряжением 220 - 750 кВ;

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

В эксплуатации измерение сопротивления изоляции обмоток трансформатора проводятся с периодичностью не реже 1 раза в 4 года, а также при неудовлетворительных результатах испытаний масла (область "риска", пункт 395 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, должны учитываттся при комплексном анализе данных всех испытаний.

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 2 приложения N 14 к настоящим требованиям. После ввода в работу трансформаторы 6-10 кВ мощностью до 630 кВА включительно разрешается эксплуатировать без проведения межремонтных измерений.

47. При П, К, С 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. На трансформаторах, имеющих проходной изолятор, измерения проводятся в М 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.

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

Измерения тангенса угла диэлектрических потерь (tg) изоляции обмоток трансформаторов может проводиться на масляных трансформаторах напряжением 35 кВ и ниже.

При П и К значения tg изоляции обмоток трансформаторов, приведенные к температуре испытаний, при которой определялись исходные значения, 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 трансформаторов в эксплуатации, 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 П tg изоляции измеряется как по схемам, в соответствии с документацией изготовителя, 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 достаточно проводить измерения по зонам изоляции.

Измерение tg обмоток проводится при температуре изоляции не менее:

10°С - для трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно;

20°С - для трансформаторов напряжением 220-750 кВ;

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

В процессе эксплуатации периодичность измерения значения tg изоляции обмоток трансформаторов должна быть не реже 1 раза в 4 года, а также при неудовлетворительных результатах испытаний масла (область "риска", пункт 395 настоящих требований) и/или анализа газов, растворенных в масле, и в объеме КДО.

Для блочных трансформаторов и блочных трансформаторов собственных нужд tg изоляции обмоток определяется в период К блоков.

49. При М оценка состояния бумажной изоляции обмоток по наличию фурановых соединений и соотношения СО ₂/СО в масле проводится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше после истечения нормативного срока службы с периодичностью 1 раз в 5 лет, а также при проведении КДО.

Значение содержания фурановых соединений в трансформаторном масле, ограничивающее область нормального состояния оборудования (значение, которое гарантирует надежную работу масла в электрооборудовании), составляет 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.

50. При К, С у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше может проводиться оценка состояния бумажной изоляции обмоток по степени полимеризации целлюлозы.

Ресурс бумажной изоляция обмоток считается исчерпанным при снижении степени полимеризации бумаги до 250 единиц.

51. При П, К, С испытание изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов вместе с вводами без смены обмоток и изоляции повышенным напряжением частоты 50 Гц не требуется. 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 К с полной заменой обмоток и изоляции испытание повышенным напряжением обязательно для трансформаторов всех типов и классов напряжения. Значение испытательного напряжения равно значению напряжения, установленного документацией изготовителя. При К 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 1 и 2 приложения N 7 к настоящим требованиям.

Продолжительность приложенного испытательного напряжения составляет 1 мин.

52. При П, К, С испытание изоляции цепей защитной и контрольно-измерительной аппаратуры, установленной на трансформаторе, проводится на полностью смонтированных трансформаторах и собранных вторичных цепях. 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.

53. При П, К, С, М проводятся измерения сопротивления обмоток трансформаторов постоянному току. Измерения проводятся на всех ответвлениях, если в документации изготовителя трансформатора не указано иное.

В М измерение температуры обмоток, сопротивления обмоток трансформаторов постоянному току проводятся на рабочем ответвлении трансформатора.

В М измерения сопротивления обмоток трансформаторов постоянному току проводятся при КДО, а также если методы периодического контроля, осуществляемого на работающем трансформаторе, такие как анализ растворенных в масле газов, физико-химический анализ масла, тепловизионный контроль, указывают на наличие дефекта.

На трансформаторах с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой (далее - РПН) измерения в процессе эксплуатации для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше проводятся 1 раз в 4 года.

Аналогичные измерения могут проводиться для трансформаторов напряжением 35 кВ.

Для трансформаторов 6-20 кВ в М могут проводиться измерения сопротивления обмоток трансформаторов постоянному току.

У трансформаторов с РПН и устройствами переключения числа витков без возбуждения (далее - 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 %, если иное не указано в документации изготовителя.

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

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

Коэффициент трансформации, измеренный при П, 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 К, не должен отличаться более чем на 2 % от коэффициента трансформации, рассчитанного по напряжениям ответвлений.

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

55. При П, К, С проводится проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов. Проверка после К проводится в случае изменения схемы соединения или замены обмоток.

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

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

57. При П, К, С определяются потери 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 К с полной или частичной расшихтовкой магнитопровода. У трехфазных трансформаторов потери холостого хода измеряются при однофазном возбуждении по схемам, применяемым изготовителем.

У трехфазных трансформаторов при П и К соотношение потерь на разных фазах не должно отличаться от соотношений, приведенных в документации изготовителя (протоколе испытаний, проведенных изготовителем (паспорте)), более чем на 5%.

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

Измерения в процессе эксплуатации проводятся исходя из результатов анализа растворенных в масле газов.

При превышении измеренных значений над исходными более чем на 30% для всех трансформаторов необходимо проведение внеочередного АРГ и тепловизионного контроля (далее - ТВК).

58. При П, К, С, М измерение сопротивления короткого замыкания (Z _к) трансформатора проводятся у трансформаторов мощностью 63 МВА и более напряжением 110 кВ и выше.

Для трансформаторов с РПН Z _к измеряется на основном и обоих крайних ответвлениях.

Значения Z _к при П не должны отклоняться от значения, определенного по напряжению КЗ (U _к) трансформатора на основном ответвлении более чем на 5%.

Значения Z _к при измерениях в процессе эксплуатации и при К не должны отклоняться от исходных более чем на 3% (показатель предельного состояния). У трехфазных трансформаторов дополнительно нормируется различие значений Z _к по фазам на основном и крайних ответвлениях. Оно не должно превышать 3%.

В процессе эксплуатации измерения Z _к проводятся после воздействия на трансформатор тока КЗ, превышающего 70% расчетного значения, указанного в документации изготовителя, а также в объеме КДО.

59. При К, С проводится оценка состояния переключающих устройств ПБВ.

В устройствах ПБВ проверяют состояние контактного узла и привода, а также контактных пружин. В устройствах ПБВ барабанного типа проверяют усилие, развиваемое контактными пружинами, которое должно быть в пределах 20-50 Н (2-5 кгс).

60. При П, К, С, Т проводится оценка состояния переключающих устройств РПН при вводе трансформаторов в соответствии с требованиями документации изготовителя на конкретное переключающее устройство.

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

Допустимое значение пробивного напряжения, если иное не указано в документации изготовителя, указано ниже в таблице 3 приложения N 7 к настоящим требованиям.

Масло из устройства РПН испытывается 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.

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

Испытания проводятся:

для 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;

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

для 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:

для трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно - не менее10°С,

для трансформаторов выше 150 кВ - не менее 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 пункту 9 таблицы 1 приложения N 14 к настоящим требованиям).

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.

62. При П, К, С, Т, М проверка устройств охлаждения проводится в соответствии с требованиями документации изготовителя данного трансформатора.

63. Проверка предохранительного и отсечного клапанов, а также предохранительной (выхлопной) трубы при П и К трансформатора проводится в соответствии с требованиями документации изготовителя.

64. При П, К, С 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.

65. Проверка воздухоосушителя, установок азотной и пленочной защит масла, термосифонного и адсорбционного фильтров трансформатора проводится при П, К, М в соответствии с требованиями документации изготовителя. Адсорбент, загружаемый в воздухоосушитель и фильтры трансформаторов, должен иметь остаточное влагосодержание не более 0,5 % массы.

66. Тепловизионный контроль трансформаторов проводится в соответствии с рекомендациями, изложенными в приложении N 8 к настоящим требованиям.

Периодичность тепловизионного контроля:

для трансформаторов напряжением 35 кВ и ниже - 1 раз в 2 года;

для трансформаторов напряжением 110 и выше - ежегодно;

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

67. При испытаниях 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.

68. При М трансформаторов всех классов напряжения, находящихся на хранении, проба масла испытывается в соответствии с требованиями таблиц 2 - 4 приложения N 14 к настоящим требованиям не реже 1 раза в год.

69. 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.

70. При П, К, С, М испытания вводов проводятся в соответствии с главой XXXIII настоящих требований.

71. Испытания встроенных трансформаторов тока проводятся в соответствии с пунктом 135 настоящих требований.

72. Испытания сухих трансформаторов, а также сухих трансформаторов с литой изоляцией проводятся по пунктам 93, 94, 98 - 104, 113, 116 настоящих требований, если в технической документации изготовителя не установлены иные условия испытаний.

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

Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температуре обмоток 20-30°C должно быть:

для трансформаторов до 1 кВ включительно - не менее 100 МОм;

для трансформаторов более 1 до 6 кВ включительно - не менее 300 МОм;

для трансформаторов 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 Т. Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром на напряжение 1000 В.

Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции обмоток сухих трансформаторов по пункту 98 настоящих требований обязательно как при К с полной сменой обмоток и изоляции, так и при К без замены обмоток и изоляции.

73. КДО трансформаторов проводится по отдельным программам с учетом пунктов 18, 19 настоящих требований.

Допускается проведение КДО силовых трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов:

для оборудования, отработавшего нормативный срок службы;

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

при П резервной фазы, либо вводе в работу резервной фазы из аварийного резерва;

при необходимости проведения К, в том числе для определения объема и технологии его проведения.

Для проведения КДО силовых трансформаторов могут привлекаться организации, специализирующиеся в области технического диагностирования силовых трансформаторов.

При КДО трансформаторов должны проводиться (но не ограничиваясь) следующие инструментальные измерения:

испытания и измерения по пунктам 91 - 96, 100, 104, 105, 107, 109, 113, 115, 117 настоящих требований;

контроль ЧР при работе силового трансформатора под нагрузкой и в режиме ХХ;

измерение уровня вибрации на стенке шунтирующих реакторов;

измерение вибрационных характеристик маслонасосов системы охлаждения;

определение механического состояния (деформации) обмоток и уровня прессовки магнитопровода трансформатора

ТВК в режимах нагрузки и ХХ;

74. При П, К, С, М допускается выполнять контроль ЧР на трансформаторах.

75. 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:

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;

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 2 приложения N 14 к настоящим требованиям и дополнительно для трансформаторов с пленочной защитой пункта 9 таблицы N 2 приложения N 14 к настоящим требованиям;

при срабатывании газовой защиты на сигнал или отключение - провести отбор пробы масла из бака трансформатора на анализ растворенных газов в соответствии с пунктом 91 настоящих требований;

при срабатывании газовой защиты на отключение - провести испытания по пунктам 93, 95, 100, 117 настоящих требований;

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 2 приложения N 14 к настоящим требованиям.

Допускается расширение объема измеряемых параметров при отключении трансформатора действием газовой защиты с целью принятия решения о возможности ввода его в работу.

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

Норма виброперемещения:

на стенке бака - не более 30 мкм;

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

Предельно-допустимое значение виброперемещения:

стенки бака - 60 мкм;

системы охлаждения - 85 мкм.

77. Для трансформаторов с кабельными вводами объем испытаний определяется конструктивными особенностями и с учетом требований документации изготовителя.

78. При П, К трансформаторов масло испытывается в соответствии с главой XXXV настоящих требований.

Для трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно масло испытывается согласно требованиям пунктов 1, 4, 6 таблицы 2 приложения N 14 к настоящим требованиям.

Для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше масло испытывается согласно требованиям пунктов 1-7, 9, 10 таблицы 2 приложения N 14 к настоящим требованиям или пунктов 1-7, 10-11 таблицы 3 приложения N 14 к настоящим требованиям. Определение качества масла по пункту 9 таблиц 2 или 3 приложения N 14 к настоящим требованиям выполняют только для трансформаторов с пленочной защитой. Дополнительно может проводиться определение качества масла по пункту 11 таблицы 1 приложения N 14 к настоящим требованиям для регенерированных масел и смесей масел различных марок.

79. При М трансформаторов масло испытывается в соответствии с главой XXXV настоящих требований.

Для трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно масло испытывается по требованиям пункта 1 таблицы 4 приложения N 14 к настоящим требованиям 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 4 приложения N 14 к настоящим требованиям не реже 1 раза в 4 года с учетом пунктов 396, 397 настоящих требований.

Для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше масло испытывается по требованиям таблицы 4 приложения N 14 к настоящим требованиям (пункты 1-6), а для трансформаторов с пленочной защитой масла - дополнительно по пункту 9 таблицы N 4 приложения N 14 к настоящим требованиям, в следующие сроки после ввода в эксплуатацию:

трансформаторы 110-220 кВ - через 10 дней и через 30 дней;

трансформаторы 330-750 кВ - через 10 дней, 30 дней и через три месяца.

В дальнейшем масло из трансформаторов напряжением 110 кВ и выше испытывается не реже 1 раза в 2 года согласно требованиям пунктов 1-4 таблицы 4 приложения N 14 к настоящим требованиям и не реже 1 раза в 4 года согласно требованиям пунктов 1-7 таблицы 4 приложения N 14 к настоящим требованиям (для трансформаторов с пленочной защитой дополнительно по пункту 9 таблицы 4 приложения N 14 к настоящим требованиям) с учетом пунктов 396, 397 настоящих требований.

Испытание масла по требованиям таблицы 4 приложения N 14 к настоящим требованиям (пункт 3) может не проводиться, если с требуемой периодичностью проводятся испытания по пункту 91 настоящих требований.

Масло из трансформаторов мощностью до 630 кВА включительно, допускается не испытывать.

IV. Маслонаполненные электромагнитные трансформаторы тока

80. 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:

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

на трансформаторах тока 110 кВ и выше с бумажно-масляной изоляцией (без уравнительных обкладок) - при неудовлетворительных результатах испытаний масла согласно требованиям таблицы 2 приложения N 14 к настоящим требованиям, пункты 1-4 (область "риска");

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

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 1 приложения N 9 к настоящим требованиям.

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

В процессе эксплуатации измерения проводятся:

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

на трансформаторах тока 110 кВ и выше с бумажно-масляной изоляцией (без уравнительных обкладок) - при неудовлетворительных результатах испытаний масла по требованиям таблицы 2 приложения N 14 к настоящим требованиям, пункты 1-4 (область "риска"), после истечения нормативного срока службы - не реже 1 раза в 4 года;

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

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 2 приложения N 9 к настоящим требованиям.

82. При П, К, М 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 1 и 2 приложения N7 к настоящим требованиям.

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

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

Продолжительность испытательного напряжения - 1 мин.

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

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

86. При П, К отклонение измеренного сопротивления обмотки постоянному току от значения установленного в документации изготовителя или от измеренного на других фазах не должно превышать 2%. При сравнении измеренного значения с данными установленными в документации изготовителя 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.

87. 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 1-7 таблицы 2 приложения N 14 к настоящим требованиям (для свежих масел), таблицы 3 приложения N 14 к настоящим требованиям (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 2 приложения N 14 к настоящим требованиям с учётом пункта 397 настоящих требований - 1 раз в 2 года (для трансформаторов тока герметичного исполнения - согласно требованиям документации изготовителя). При неудовлетворительных результатах масло дополнительно испытывается по пунктам 5 - 7 таблицы 2 приложения N 14 к настоящим требованиям.

Масло из трансформаторов тока, оснащённых системой контроля под рабочим напряжением, при достижении контролируемыми параметрами предельных значений, приведённых в таблице 3 приложения N 9 к настоящим требованиям, испытывается согласно требованиям таблицы 2 приложения N 14 к настоящим требованиям (пункты 1 - 8).

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

Допускается проведение АРГ для трансформаторов тока на напряжение 110 кВ и выше. Оценка результатов АРГ проводится в соответствии с рекомендациями изготовителя трансформаторов тока.

88. При П, К, М испытания напряжением частотой 50 Гц встроенных трансформаторов тока проводятся по пунктам 127, 129 - 133 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.

89. При М тепловизионный контроль трансформаторов тока проводится в соответствии с указаниями приложения N 8 к настоящим требованиям и с учетом конструктивных особенностей.

90. 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 в эксплуатации, контроль может проводиться только при неудовлетворительных результатах испытаний по пунктам 127, 128, 134 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=10кВ. При подтверждении результатов определения tg под рабочим напряжением необходимо провести АРГ 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.

91. При М допускается проведение контроля уровня ЧР у трансформаторов тока на напряжение 110 кВ и выше.

V. Газонаполненные (элегазовые) электромагнитные трансформаторы тока

92. При П, К*, С* и М измерение сопротивления основной изоляции газонаполненных электромагнитных трансформаторов тока проводится мегаомметром на 2500 В, с учетом конструктивных особенностй трансформатора тока, а измерения вторичных контуров - мегаомметром на 1000 В.

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

Измерения сопротивления изоляции вторичных обмоток трансформаторов тока относительно цоколя при К и М 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:

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

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.

93. 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 1 и 2 приложения N 7 к настоящим требованиям.

Длительность испытания трансформаторов тока - 1 мин.

Допускается проведение испытаний трансформаторов тока совместно с ошиновкой.

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

Продолжительность приложенного испытательного напряжения - 1 мин.

95. При П, К*, 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 более 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 документации изготовителя или с характеристиками намагничивания исправных трансформаторов тока, однотипных с проверяемыми. Отличие не должно превышать 10%.

Характеристики снимаются до и после размагничивания.

96. 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%.

Характеристики снимаются до и после размагничивания.

97. При П, К* 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.

98. При П, К*, С* проверка влагосодержания подлежит товарная газовая смесь в случае отсутствия сертификата изготовителя и бывшая 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). В случае предъявления изготовителем повышенных требований к качеству газовой смеси, 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 дозаполнения трансформатора тока газовой смесью. Наибольшее допустимое содержание влаги внутри газоизолированного отсека трансформатора тока должно быть таким, чтобы точка росы была не более минус 5С 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.

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

100. При М тепловизионный контроль газонаполненных электромагнитных трансформаторов тока проводится в соответствии с указаниями приложения N 8 к настоящим требованиям с учетом конструктивных особенностей.

VI. Электронные и электронно-оптические трансформаторы тока

101. При П, К*, 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, измеренное в процессе эксплуатации, должно составлять:

не менее 500 МОм для класса напряжения 3 - 35 кВ;

не менее 1000 МОм для класса 110 - 220 кВ;

не менее 3000 МОм для классов напряжения 330 - 750 кВ.

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

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

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

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

106. При П, К*, С*, М для электронных и электронно-оптических трансформаторов тока для контроля коэффициента трансформации допускается проведение измерения не менее чем при 3-х значениях 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 пяти периодов дискретизации трансформатора тока с контролем измерений по выходному цифровому потоку в соответствии с документацией изготовителя. Периодичность измерений не реже 1 раза в 8 лет.

107. 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.

108. При М тепловизионный контроль силовых контактов электронного и электронно-оптического трансформатора тока проводится в соответствии с указаниями приложения N 8 к настоящим требованиям.

VII. Электромагнитные трансформаторы тока с литой твердой изоляцией

109. При П, К*, С*, 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:

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

на трансформаторах тока 110 кВ и выше - не менее 1 раза 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.

110. 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 1 и 2 приложения N 7 к настоящим требованиям.

Длительность испытания трансформаторов тока - 1 мин.

Допускается проведение испытаний трансформаторов тока совместно с ошиновкой.

111. При П, К, С*, 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.

112. При П, К* 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 более 1800 В. При наличии у обмоток ответвлений характеристика снимается на рабочем ответвлении.

В эксплуатации допускается снятие рабочей точки характеристики намагничивания.

Снятая характеристика сопоставляется с исходными данными. Отличие не должно превышать 10%.

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

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

Перед измерениями необходимо произвести размагничивание трансформатора.

114. При П, К* 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 данными документации изготовителя 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.

Измерение производится у трансформаторов тока на напряжение 35 кВ и выше.

115. Тепловизионный контроль электромагнитных трансформаторов тока с литой твердой изоляцией при М проводится в соответствии с указаниями приложения N 8 к настоящим требованиям с учетом конструктивных особенностей.

VIII. Маслонаполненные электромагнитные трансформаторы напряжения

116. При П, К*, М измерение сопротивления изоляции обмоток высокого напряжения (далее - 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 отдельно для каждого каскада. 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:

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

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

Измеренные значения сопротивления изоляции при П и в эксплуатации должны быть не менее приведенных в таблице 28. В процессе эксплуатации допускается проведение измерений сопротивления изоляции вторичных обмоток совместно с вторичными цепями.

117. При П испытание повышенным напряжением частоты 50 Гц проводится на трансформаторах напряжения 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 1 и 2 приложения N7 к настоящим требованиям.

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

Длительность испытания трансформаторов напряжения - 1 мин.

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

Допускается проведение измерения сопротивления обмоток постоянному току в процессе эксплуатации.

Отклонение измеренного сопротивления обмотки постоянному току от паспортного значения или от измеренного на других фазах не должно превышать 2%. При сравнении измеренного значения с данными 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.

119. При П, К*, С*, М трансформаторов напряжения масло испытывается в соответствии с главой XXXV настоящих требований.

Перед заливкой (доливкой) в оборудование масло испытывается на соответствие требованиям пунктов 1-7 таблицы 2 приложения N 14 к настоящим требованиям (для свежих масел), таблицы 3 приложения N 14 к настоящим требованиям (для регенерированных масел).

После заливки (доливки) в оборудование масло испытывается на соответствие требованиям пунктов 1, 4, 5, таблицы 2 приложения N 14 к настоящим требованиям (для свежих масел), таблицы 3 приложения N 14 к настоящим требованиям (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:

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

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

В процессе эксплуатации масло испытывается на соответствие требованиям пунктов 1-4 таблицы 4 приложения N 14 к настоящим требованиям с учетом пунктов 396, 397 настоящих требований. При неудовлетворительных результатах дополнительно проводятся испытания по пунктам 5-7 таблицы 4 приложения N 14 к настоящим требованиям.

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

Допускается проведение АРГ для трансформаторов напряжения 110 кВ и выше. Оценка результатов АРГ поводится в соответствии с требованиями документации изготовителя.

120. При М тепловизионный контроль трансформаторов напряжения проводится в соответствии с указаниями приложения N 8 к настоящим требованиям с учетом конструктивных особенностей.

121. При М допускается проведение контроля ЧР у трансформаторов напряжения 110 кВ и выше.

IX. Маслонаполненные емкостные (элегазовые) трансформаторы напряжения

122. 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 документации изготовителя более чем на 30% в сторону снижения, но должно быть не менее 300 МОм.

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

Допускается проведение измерения сопротивления обмоток постоянному току в процессе эксплуатации.

Измеренные значения, приведенные к температуре указанные в документации изготовителя, не должны отличаться от указанных в документации изготовителя более чем на 5%.

124. При П, К*, С*, М испытания трансформаторного масла из электромагнитного устройства проводятся с учетом конструктивных особенностей электромагнитного устройства.

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

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

В эксплуатации трансформаторное масло из электромагнитного устройства должно испытываться первый раз через 4 года после ввода в эксплуатацию, в дальнейшем - через 6 лет согласно требованиям таблицы 4 приложения N 14 к настоящим требованиям (подпункты 1-4) с учётом пунктов 395, 396 и 401 настоящих требований. При неудовлетворительных результатах дополнительно проводятся испытания по пунктам 5-7 таблицы 4 приложения N 14 к настоящим требованиям.

Допускается проведения АРГ для трансформаторов напряжения 110 кВ и выше. Оценка состояния трансформаторов напряжения проводится в соответствии с документацией изготовителя.

125. Испытания делительных конденсаторов выполнять в соответствии с разделом ХХХ.

X. Газонаполненные (элегазовые) трансформаторы напряжения

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

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

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

Измеренные значения сопротивления изоляции при П и в эксплуатации должны быть не менее указанных в документации изготовителя. В случае отсутствия данной информации в документации изготовителя для трансформаторов напряжения 35 - 500 кВ используются следующие значения:

основная изоляция - не менее 300 МОм;

вторичные обмотки при отключенных вторичных цепях - не менее 50 МОм;

вторичные обмотки при подключенных вторичных цепях - не менее 1 МОм;

связующие обмотки - 1 МОм.

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

127. 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 1 и 2 приложения N 7 к настоящим требованиям.

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

Продолжительность испытательного напряжения - 1 мин.

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

Отклонение измеренного сопротивления обмотки постоянному току от значения установленного в документации изготовителя или от измеренного на других фазах не должно превышать 2%. При сравнении измеренного значения с данными установленными в 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.

129. При П, К*, С*, 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, находящейся в отсеке трансформатора напряжения, подлежит измерению перед вводом трансформатора напряжения в эксплуатацию (после проведения в необходимых случаях первоначального заполнения или дозаполнения трансформатора напряжения газовой смесью). Наибольшее допустимое содержание влаги внутри газоизолированного отсека трансформатора напряжения должно быть таким, чтобы точка росы была не более, чем минус 5°С для измеренная 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 определена в документации изготовителя трансформатора напряжения.

130. 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.

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

132. При М тепловизионный контроль трансформаторов напряжения проводится в соответствии с указаниями приложения N 8 к настоящим требованиям с учетом конструктивных особенностей.

XI. Электронные и электронно-оптические трансформаторы напряжения

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

134. При П, К*, С* проверка электронных и электронно - оптических трансформаторов напряжения проводится в соответствии с документацией изготовителя электронных и электронно-оптических трансформаторов напряжения самим изготовителем или специализированной организацией.

135. 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 документации изготовителя более чем в 3 раза, если иное не предусмотрено документацией изготовителя.

136. 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.

137. При М тепловизионный контроль высоковольтного делителя электронных и электронно-оптических трансформаторов напряжения проводится в соответствии с указаниями приложения N 8 настоящих требований с учетом конструктивных особенностей.

XII. Трансформаторы напряжения с литой твёрдой изоляцией

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

Измерение сопротивления изоляции вторичных обмоток 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 испытания проводятся при плановых ремонтных работах в ячейках (присоединениях), где они установлены.

Измеренные значения сопротивления изоляции при П и в эксплуатации должны быть не менее указанных в документации изготовителя.

139. 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 1 и 2 приложения N 7 к настоящим требованиям.

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

Продолжительность испытательного напряжения - 1 мин.

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

Отклонение измеренного сопротивления обмотки постоянному току от значения определенного в документации изготовителя 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 указанной в документации изготовителя. При сравнении с другими фазами измерения на всех фазах должны проводиться при одной и той же температуре.

141. При М тепловизионный контроль трансформаторов напряжения проводится в соответствии с указаниями приложения N 8 к настоящим требованиям с учетом конструктивных особенностей трансформаторов напряжения.

142. Допускается проведение контроля ЧР у трансформаторов напряжения 110 кВ и выше.

XIII. Трансформаторы напряжения с резистивными делителями напряжения

143. При П, К*, 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 П и в эксплуатации должны отличаться от приведенных в документации изготовителя не более чем на 5%. Отклонение измеренного сопротивления обмотки постоянному току от значения определенного в документации изготовителя или от измеренного на других фазах не должно превышать 5%. При сравнении измеренного значения с данными определенными в 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.

144. 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 1 и 2 приложения N 7 к настоящим требованиям.

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

Изоляция вторичных обмоток повышенным напряжением не проводится.

145. При М тепловизионный контроль трансформаторов напряжения проводится в соответствии с указаниями приложения N 8 к настоящим требованиям и с учетом конструктивных особенностей трансформаторов напряжения.

146. Допускается проведение контроля ЧР у трансформаторов напряжения 110 кВ и выше.

XIV. Масляные и электромагнитные выключатели

147. При С сопротивление изоляции подвижных и направляющих частей, выполненных из органических материалов, должно быть не менее следующих значений:

для выключателей на напряжение 3 - 10 кВ - 300 МОм;

для выключателей на напряжение 15 - 150 кВ - 1000 МОм;

для выключателей на напряжение 220 - 750 кВ - 3000 МОм;

Измерение сопротивления изоляции должно выполняться мегаомметром на напряжение 2500 В.

148. При С измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и электромагнитов управления должно выполняться в соответствии с таблицей 1 приложения N 15 к настоящим требованиям.

149. Испытания вводов выполняются согласно главе XXXIII настоящих требований.

150. 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 1 и 2 приложения N 7 к настоящим требованиям.

Продолжительность испытательного напряжения - 1 мин.

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

151. Испытание изоляции вторичных цепей должно выполняться в соответствии с главой XXXVI настоящих требований.

152. 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 1 приложения N 13 к настоящим требованиям.

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

153. 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  1 приложения N 10 к настоящим требованиям. При их отсутствии следует руководствоваться документацией изготовителя.

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

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

156. 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 таблицей 2 приложения N 10 к настоящим требованиям.

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

158. 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.

159. 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.

160. При С проверка минимального напряжения (давления) срабатывания выключателей проводится пополюсно у выключателей с пополюсными приводами. Минимальное напряжение срабатывания электромагнитов должно быть не более следующих значений:

при питании привода от источника постоянного тока - 0,7·U _ном для электромагнитов отключения и 0,85·U _ном для электромагнитов включения;

при питании привода от источника постоянного тока - 0,65·U _ном для электромагнитов отключения и 0,8·U _ном для электромагнитов включения.

Напряжение на электромагниты должно подаваться толчком.

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

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

3-5 операций включения и отключения;

2-3 цикла каждого вида.

162. При С и Т у выключателей трансформаторное масло испытывается в соответствии с главой XXXV настоящих требований.

Испытания должны выполняться при П, С, и Т по требованиям таблиц 2 и 3 приложения N 14 к настоящим требованиям (пункты 1, 4 и 5), если ремонт осуществляется со сливом масла из выключателя, и таблицы 4 приложения N 14 к настоящим требованиям (пункты 1, 4 и 5), если ремонт ведется без слива масла из выключателя.

Испытания должны выполняться:

до и после заливки его в баковые выключатели;

до заливки его в маломасляные выключатели всех напряжений;

при П.

В 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 2 приложения N 14 к настоящим требованиям (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 2 приложения N 14 к настоящим требованиям (пункт 1). У баковых выключателей на напряжение 110 кВ и выше испытания масла согласно требованиям таблицы 2 приложения N 14 к настоящим требованиям (пункт 1) должны проводится не реже одного раза в 4 года.

Дополнительные испытания масла по пункту 9 таблицы 1 или 2 приложения N 14 к настоящим требованиям до залива в выключатель могут проводиться, если применяются изоляционные масла с температурой застывания не выше температуры воздуха наиболее холодных суток в регионе.

163. Испытания встроенных трансформаторов тока должны выполняться в соответствии с главами VI - IX настоящих требований.

164. 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.

165. КДО проводится на генераторных выключателях и выключателях напряжением 110 кВ и выше с учетом пунктов 18, 19 настоящих требований.

166. При М проводится тепловизионный контроль рабочих и дугогасительных контактов, а также контактных соединений токоведущего контура выключателя в соответствии с указаниями приложения N 8 к настоящим требованиями с учетом конструктивных особенностей.

XV. Воздушные выключатели

167. 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 менее указанных значений:

для выключателей на напряжение 3 - 10 кВ - 300 МОм;

для выключателей на напряжение 15 - 150 кВ - 1000 МОм;

для выключателей на напряжение 220 - 750 кВ - 3000 МОм;

168. Измерение сопротивления изоляции многоэлементных изоляторов должно выполняться согласно указаниям главы XXVII настоящих требований.

169. Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления выполняются в соответствии с таблицей 1 приложения N 15 к настоящим требованиям.

170. 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 1 и 2 приложения N 7 к настоящим требованиям и главой XXVII настоящих требований.

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

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

При Т допускается измерять сопротивление токоведущего контура полюса в целом.

При проведении измерений следует руководствоваться данными документации изготовителя.

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

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

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

176. 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.

177. При С при проверке работы воздушных выключателей должны определяться характеристики, указанные в документации изготовителя. 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 3 приложения N10 к настоящим требованиям.

178. 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 3 приложения N 10 к настоящим требованиям.

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

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

181. При М проводится тепловизионный контроль дугогасительных устройств и отделителей, а также контактных соединений токоведущего контура выключателя в соответствии с указаниями приложения N 8 к настоящим требованиям с учетом конструктивных особенностей.

182. При М может выполняться неразрушающий контроль состояния фарфоровой изоляции.

XVI. Выключатели нагрузки (за исключением генераторных)

183. При П, С измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления должно выполняться в соответствии с таблицей 1 приложения N 15 к настоящим требованиям.

184. При П, С проводится испытание изоляции выключателя нагрузки повышенным напряжением частоты 50 Гц.

Значение испытательного напряжения для выключателей каждого класса напряжения принимается в соответствии с таблицами 1 и 2 приложения N 7 к настоящим требованиям.

Продолжительность приложения испытательного напряжения - 1 мин.

185. При П, С испытание изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления выполняется в соответствии с главой XXXVI настоящих требований.

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

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

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

189. При П, C проверка действия механизма свободного расцепления должна выполняться согласно указаниям пункта 206 настоящих требований.

190. При П, С проверка срабатывания привода при пониженном напряжении на выводах электромагнитов выполняется в соответствии с указаниями пункта 207 настоящих требований.

191. 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.

192. При М проводится тепловизионный контроль контактов и контактных соединений токоведущего контура выключателя в соответствии с указаниями приложения N 8 к настоящим требованиям с учетом конструктивных особенностей.

XVII. Газонаполненные (элегазовые) выключатели

193. При П, С измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления должно выполняться в соответствии с таблицей 1 приложения N 15 к настоящим требованиям.

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

195. 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, с учетом конструктивных особенностей выключателя.

При Т сопротивление токоведущего контура каждого полюса выключателя измеряется в целом.

Измеренные значения сопротивлений должны соответствовать нормам документации изготовителя.

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

197. При П, С выключатели должны срабатывать при номинальном давлении элегаза в полостях выключателя и наибольшем рабочем давлении в резервуарах привода:

при питании привода от источника постоянного тока - при напряжении не более 0,7·U _ном;

при питании привода от сети переменного тока - при напряжении не более 0,65·U _ном.

Напряжение на электромагниты должно подаваться толчком.

198. При П, С испытания конденсаторов делителей напряжения выполняются согласно главе XXX настоящих требований.

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

199. 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 3 приложения N 10 к настоящим требованиям. 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.

200. 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 3 приложения N 10 к настоящим требованиям.

201. 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.

202. 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 40С 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 1 раз в 5 лет. Наибольшее допустимое содержание влаги внутри газоизолированного отсека газонаполненных выключателей должно быть таким, чтобы точка росы была не более, чем минус 5С для измерения при температуре плюс 20С 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.

203. 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 20С. Полученные таким образом значения, должны соответствовать величинам, указанным в документации изготовителя.

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

205. 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 изготовителя.

206. Проверка состояния нагревательных элементов систем обогрева резервуаров газонаполненного бакового выключателя 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.

207. 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.

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

209. КДО проводится на генераторных выключателях и выключателях напряжением 110 кВ и выше с учетом требований пунктов 18, 19 настоящих требований.

210. При М проводится тепловизионный контроль контактов и контактных соединений токоведущего контура выключателя в соответствии с указаниями приложения N 8 к настоящим требованиям с учетом конструктивных особенностей.

XVIII. Вакуумные выключатели

211. 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.

212. При П, С измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления выполняется в соответствии с таблицей 1 приложения N 15 к настоящим требованиям.

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

Значение испытательного напряжения для выключателей каждого класса напряжения принимается в соответствии с таблицами 1 и 2 приложения N 7 к настоящим требованиям.

Продолжительность испытания - 1 мин.

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

214. Испытание изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления должно выполняться в соответствии с указаниями пункта 259 настоящих требований.

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

216. 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 1 приложения N 15 к настоящим требованиямнастоящих требований).

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

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

электромагниты включения - при напряжении не менее 0,85·U _ном;

электромагниты отключения - при напряжении не более 0,7·U _ном.

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

3 - 5 операций включения и отключения;

2 - 3 цикла ВО без выдержки времени между операциями.

220. КДО на генераторных выключателях и выключателях напряжением 110 кВ и выше проводится с учетом пунктов 18,19 настоящих требований.

221. При М проводится тепловизионный контроль контактов и контактных соединений токоведущего контура выключателей в соответствии с указаниями приложения N 8 к настоящим требованиям с учетом конструктивных особенностей выключателей.

XIX. Разъединители, отделители и короткозамыкатели

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

223. Результаты измерений сопротивления изоляции должны быть не менее значений, приведенных в таблице 1 приложения N 10 к настоящим требованиям.

224. Измерение сопротивления изоляции многоэлементных изоляторов должно выполняться согласно указаниям пункта 329 настоящих требований.

225. Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и электромагнитов управления должно выполняться в соответствии с таблицей 1 приложения N 15 к настоящим требованиям.

226. 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 1 и 2 приложения N 7 к настоящим требованиям.

Изоляция, состоящая из многоэлементных изоляторов, подвергается испытаниям согласно указаниям пункта 330 настоящих требований.

Продолжительность приложения испытательного напряжения - 1 мин.

227. При П, С испытание изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления должно выполняться в соответствии с указаниями пункта 433 настоящих требований.

228. При П, С измерение сопротивления постоянному току контактной системы разъединителей и отделителей должно выполняться между точками "контактный вывод - контактный вывод". Результаты измерений сопротивлений должны входить в диапазон значений, установленный документацией изготовителя, а при их отсутствии следующим данным:

при номинальном токе 600 А - 175 мкОм;

при номинальном токе 1000 А - 125 мкОм;

при номинальном токе 1500-2000 А - 50 мкОм.

229. Результаты измерений сопротивлений обмоток электромагнитов управления отделителей и короткозамыкателей должны соответствовать требованиям документации изготовителя.

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

231. 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 пятикратным включением и отключением при номинальном напряжении на выводах электромагнитов и электродвигателей управления.

232. При П, С определение временных характеристик обязательно для отделителей и короткозамыкателей. Результаты измерений должны соответствовать значениям документаци изготовителя.

233. При П, С, Т блокировка не должна позволять оперирование главными контактами при включенных заземляющих разъединителях и наоборот.

234. При П, М может выполняться неразрушающий контроль состояния опорно-стержневой изоляции.

235. При М проводится тепловизионный контроль контактов и контактных соединений токоведущего контура в соответствии с указаниями приложения N 8 к настоящим требованиям с учетом конструктивных особенностей.

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

236. При П, С измерения сопротивления изоляции элементов комплектных распределительных устройств (далее - КРУ) проводятся мегаомметром на напряжение 2500 В.

Сопротивление изоляции должно быть не менее значений, приведенных в таблице N П.10.1 приложения N 10 к настоящим требованиям.

237. При П, С измерение сопротивления изоляции вторичных цепей проводится мегаомметром на напряжение 500-1000 В в соответствии с таблицей N 1 приложения N 15 к настоящим требованиям.

238. 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 1 и 2 приложения N 7 к настоящим требованиям.

Продолжительность приложения испытательного напряжения - 1 мин.

Все выдвижные элементы с выключателями устанавливаются в рабочее положение, выключатели находятся во включенном положении; выдвижные элементы с разрядниками, силовыми и измерительными трансформаторами устанавливаются в контрольное положение. Испытание повышенным напряжением проводится до подключенения силовых кабелей.

239. При П, С испытание изоляции вторичных цепей должно выполняться в соответствии с указаниями пункта 433 настоящих требований.

240. 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.

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

242. При П, С сопротивление постоянному току разъемных контактов не должно превышать значений, приведенных в таблице 4 приложения N 10 к настоящим требованиям.

243. Контроль контактных соединений сборных шин должен выполняться согласно указаний главы XXVII настоящих требований.

244. 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.

245. При М тепловизионный контроль контактов и контактных соединений аппаратов и токоведущих частей ячеек осуществляется в соответствии с приложением N 8 к настоящим требованиям с учетом конструктивных особенностей.

246. Объем и нормы испытаний элементов КРУ и высоковольтных отсеков трансформаторных подстанций (выключатели, силовые и измерительные трансформаторы, разрядники, разъединители, кабели и т.п.) приведены в соответствующих главах настоящих требований.

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

247. При П, С измерения сопротивления главной токоведущей цепи проводится в соответствии со схемой измерения сопротивления участков главной токоведущей цепи, приведённой в документации изготовителя комплектного распределительного устройства с газонаполненной (элегазовой) изоляцией (далее - КРУЭ).

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

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

Сопротивление изоляции должно быть не менее значений, приведенных в таблице 1 приложения N 10 к настоящим требованиям.

249. При П, К изоляция главных токоведущих цепей КРУЭ подвергается высоковольтным испытаниям переменным напряжением после монтажа или ремонта, затрагивающего изоляцию главных токоведущих 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 с учетом требований изготовителей КРУЭ. Секции, которые в этих случаях не подвергаются испытаниям, отделенные от испытуемой части выключателем или разъединителем, должны быть заземлены.

250. При П, С испытания на герметичность КРУЭ проводится при заполненном до номинального давления КРУЭ 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.

Расход газовой смеси на утечки F не должен превышать нормированного изготовителем значения допустимого расхода газовой смеси на утечки Fp (таблица 5 приложения N 10 к настоящим требованиям).

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.

251. 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 40С 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 дозаполнения КРУЭ газовой смесью). Для предотвращения конденсации наибольшее допустимое содержание влаги внутри газоизолированных отсеков КРУЭ должно быть таким, чтобы точка росы была не более, чем минус 5С измеренная при температуре плюс 20С 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.

252. 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 20С. Полученные таким образом значения должны соответствовать значениям, указанным в документации изготовителя КРУЭ.

253. При П, С проверка давления заполнения газовой смесью газоизолированных отсеков КРУЭ проводится контрольным манометром.

Измеренная величина давления, приведенная к температуре плюс 20С, должна находиться в диапазоне, установленном в документации изготовителя.

254. 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.

255. При М тепловизионный контроль токоведущего контура КРУЭ проводится в соответствии с указаниями приложения N 8 к настоящим требованиям.

256. Допускается проведение контроля ЧР.

257. 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.

XXII. Комплектные экранированные токопроводы 6 кВ и выше

258. 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 К генераторов или КРУ согласно документации изготовителя.

259. 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 1 и 2 приложения N 7 к настоящим требованиям. 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 - 1 мин.

260. 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 способом, установленным документацией изготовителя. В эксплуатации состояние сварных контактных соединений определяется визуально.

Швы сварных соединений шин и экранов должны отвечать следующим требованиям:

не допускаются трещины, прожоги, незаваренные кратеры и непровары, составляющие более 10% длины шва при глубине более 15% толщины свариваемого металла;

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.

261. При П, К проверка устройств искусственной вентиляции токопровода проводится согласно инструкции изготовителя.

262. При П, К, М проверка отсутствия короткозамкнутых контуров в токопроводах генераторного напряжения проводится согласно таблице приложения N 11 к настоящим требованиям. Кроме того, проводится тепловизионный контроль в соответствии с указаниями приложения N 8 к настоящим требованиям.

263. При П, К, Т, М контрольный анализ газа на содержание водорода из токопровода проводится в соответствии с пунктом 54 настоящих требований.

264. Тепловизионный контроль токоведущего контура токопровода может проводиться в соответствии с приложением N 8 к настоящим требованиями с учетом конструктивных особенностей токопроводов.

265. Допускается проведение контроля ЧР.

266. Объем и нормы испытаний оборудования, встроенного в токопровод (измерительные трансформаторы, коммутационная аппаратура, вентильные разрядники и т.п.), приведены в соответствующих главах настоящих требований.

XXIII. Токопроводы газонаполненные (элегазовые) на напряжение 110-750 кВ

267. При П, К измерения сопротивления изоляции главной цепи проводятся мегаомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление изоляции должно быть не менее значений, приведенных в пункте 173 настоящих требований.

268. При П, К измерения сопротивления главной цепи проводятся в соответствии со схемой измерения сопротивления главной токовой цепи, приведенной изготовителем в эксплуатационной документации на токопровод.

Измеренное сопротивление не должно превышать максимальных значений, допустимых при приемо-сдаточных испытаниях.

269. При П, К изоляция главных цепей токопровода 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.

270. При П, К испытания герметичности оболочек проводятся на токопроводе, 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).

271. 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 токопровода. Массовая доля воды для элегаза должна быть не более 0,0015% (что соответствует точке росы минус 40С при атмосферном давлении), если иное не указано в документации изготовителя.

Влагосодержание газовой смеси, находящейся в отсеке токопроводаподлежит измерению перед вводом токопровода в эксплуатацию (после проведения в необходимых случаях первоначального заполнения или дозаполнения токопровода газовой смесью). Для предотвращения конденсации наибольшее допустимое содержание влаги внутри газоизолированных отсеков токопровода должно быть таким, чтобы точка росы была не более, чем минус 5С для измерения при температуре плюс 20С и номинальном давлении газовой смеси. Соответствующая поправка должна быть сделана для измерения влагосодержания, выполненного при других температурах, если иная величина влагосодержания не предусмотрена изготовителем токопровода.

272. При П, С проверка давления заполнения газовой смесью газоизолированных отсеков трансформаторов тока проводится сигнализатором плотности газа.

273. При М тепловизионный контроль контактных соединений токопроводов осуществляется в соответствии с приложением N 8 к настоящим требованиями с учетом конструктивных особенностей.

274. Допускается проведение контроля ЧР.

275. Объем и нормы испытаний оборудования, встроенного в токопровод (измерительные трансформаторы, коммутационная аппаратура, вентильные разрядники и т.п.), приведены в соответствующих главах настоящих требований.

XXIV. Токопроводы с литой твердой изоляцией на напряжение 6-35 кВ

276. При П, К проводится измерение сопротивления изоляции. Значения сопротивлений изоляции фаз токопроводов типа ТПЛ (пофазно-изолированных с литой изоляцией типа RIP), а также симметричных участков изоляции токопроводов ТКЛ (комплектных токопроводов с эпоксидной литой изоляцией шин и их контактных соединений) не должны отличаться более чем в 2 раза от значений, указанных в документации изготовителя. Допускается проведение измерения сопротивления изоляции токопроводов типа ТПЛ (пофазно-изолированных с литой изоляцией типа RIP) при М, результаты измерений сопоставляются с результатами измерений при П. Значения не должны отличаться более чем в 2 раза, если иное не предусмотрено документацией изготовителя.

277. 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 окружающего воздуха).

278. 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 1 приложения N 7 к настоящим требованиям. Если емкость токопровода не позволяет выполнить испытания переменным напряжением частоты 50 Гц испытания следует проводить в течение 5 мин выпрямленным напряжением, указанным в таблице 2 приложения N 7 к настоящим требованиям.

279. При П, К, М для проверки отсутствия местных перегревов на локальных участках токопровода (контактных соединениях, соединительных муфтах, заземлении) проводится тепловизионный контроль в соответствии с приложением N 8 к настоящим требованиям.

280. Допускается проведение контроля ЧР в изоляции токопроводов (на рабочем напряжении в режиме нагрузки или холостого хода).

281. Испытания проводятся в объеме, указанном в главе XXII настоящих требований.

XXV. Сборные и соединительные шины, жесткая ошиновка

282. При П, К измерение сопротивления изоляции подвесных и опорных фарфоровых изоляторов проводится мегаомметром на напряжение 2500 В только при положительной температуре окружающего воздуха (°С).

При монтаже изоляторов сопротивление изоляции измеряется непосредственно перед установкой изоляторов.

Сопротивление каждого изолятора или каждого элемента многоэлементного изолятора должно быть не менее 300 МОм.

283. При П, К испытание изоляции шин повышенным напряжением частоты 50 Гц проводится на оборудовании напряжением до 35 кВ включительно.

Значение испытательного напряжения принимается в соответствии с таблицами 1 и 2 приложения N 7 к настоящим требованиям.

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.

284. Проверка состояния вводов, опорных и проходных изоляторов проводится в соответствии с главой XXXIII настоящих требований.

285. При М тепловизионный контроль проводится в соответствии с приложением N 8 к настоящим требованиям с учетом конструктивных особенностей.

286. Контроль контактных соединений проводится в соответствии с главой XLI настоящих требований.

XXVI. Токоограничивающие сухие реакторы

287. При П, К, Т измерение сопротивления изоляции обмоток относительно болтов крепления проводится 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.

288. 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 1 и 2 приложения N 7 к настоящим требованиям.

Испытание опорных изоляторов реакторов повышенным напряжением частоты 50 Гц может проводиться совместно с изоляторами ошиновки ячейки.

Продолжительность испытательного напряжения - 1 мин.

XXVII. Электрофильтры

289. При П, К, Т измерение сопротивления изоляции обмоток трансформатора агрегата питания проводится 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 документации изготовителя агрегата.

290. При П, К испытание изоляции цепей 380 (220) В агрегата питания проводится напряжением 2 кВ частотой 50 Гц в течение 1 мин.

291. При П, К, Т сопротивление изоляции кабеля высокого напряжения, измеренное мегаомметром на напряжение 2500 В, не должно быть менее 10 МОм.

292. При П, К испытание изоляции кабеля высокого напряжения и концевых кабельных муфт проводится напряжением 75 кВ постоянного тока в течение 30 мин.

293. При П, К предельно допустимые значения пробивного напряжения трансформаторного масла: до заливки - 40 кВ, после - 35 кВ. В масле не должна содержаться вода.

294. 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.

295. Сопротивление заземляющих устройств не должно превышать 4 Ом, а переходное сопротивление заземляющих устройств (между контуром заземления и деталью оборудования, подлежащей заземлению) - 0,05 Ом.

296. При П, К, Т вольт-амперные характеристики электрофильтра (зависимость тока короны полей от приложенного напряжения) снимаются на воздухе и дымовом газе.

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. Механизмы встряхивания электродов и дымососы при этом должны быть включенны в непрерывную работу. Пробивное напряжение на электродах должно быть не менее 40 кВ при номинальном токе короны в течение 15 мин при испытании каждого поля электрофильтра. Характеристики, снятые в начале и конце 24 ч испытания не должны отличаться друг от друга более чем на 10% для всех полей электрофильтра.

В 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% для всех полей электрофильтра.

XXVIII. Конденсаторы

297. 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. Испытания, проводимые при П, не распространяется на конденсаторы рабочим напряжением до 1000 В.

298. При П, С, Т, М проверка состояния конденсатора проводится путем визуального контроля.

При обнаружении течи (капельной или иной) жидкого диэлектрика конденсатор признается не годным, независимо от результатов остальных испытаний.

299. При П, С сопротивление разрядного резистора не должно превышать 100 МОм.

300. 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 4 года, если иное не предусмотрено документацией изготовителя. Измерение должно проводиться при температуре окружающего воздуха (2510)°С и переменном напряжении (действующее значение) не менее 5 кВ. Значение измеренной емкости не должно отличаться от указанного в паспорте более чем на 5%.

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).

301. При П, С измерение тангенса угла диэлектрических потерь проводится на конденсаторах связи, конденсаторах отбора мощности и конденсаторах делителей напряжения.

Измеренное значение tg не должно превышать 0,3% (при температуре 20°С) при первом включении и 0,8% в эксплуатации, если в документации изготовителя нет иных требований.

302. 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 конденсаторов для повышения коэффициента мощности должный быть следующими:

при номинальном напряжении 0,22-0,5 кВ - 2,1 кВ;

при номинальном напряжении 1,05 кВ - 4,3 кВ;

при номинальном напряжении 3,15 кВ - 15,8 кВ;

при номинальном напряжении 6,3 кВ - 22,3 кВ;

при номинальном напряжении 10,5 кВ - 30,0 кВ.

Испытательные напряжения промышленной частоты конденсаторов для защиты от перенапряжений должны быть следующими:

для конденсаторов СММ-20/3-0,107 - 22,5 кВ;

для конденсаторов КМ2-10,5-24 - 22,5 - 25 кВ;

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 электропередачи. 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.

303. 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%.

304. При М тепловизионный контроль конденсаторов проводится в соответствии с приложением N 8 к настоящим требованиям с учетом конструктивных особенностей.

XXIX. Вентильные разрядники и ограничители перенапряжений

305. При П, К, М измерение сопротивления разрядников и ограничителей перенапряжения проводится:

на разрядниках и ОПН с номинальным напряжением менее 3 кВ - мегаомметром на напряжение 1000 В;

на разрядниках и ОПН с номинальным напряжением 3 кВ 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 подстанциях и электростанциях.

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 1 приложения N 12 к настоящим требованиям.

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.

306. 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 352 настоящих требований.

Значения допустимых токов проводимости вентильных разрядников приведены в таблице 2 приложения N 12 к настоящим требованиям.

307. При П, М проводится измерение тока проводимости ОПН классов напряжения 3-750 кВ. Испытание ограничителей перенапряжений классов напряжения 3-110 кВ проводится при приложении наибольшего длительно допустимого фазного напряжения. При испытании ОПН классов напряжения 150-750 кВ напряжение прикладывается отдельно к каждому модулю ограничителя. Значение испытательного напряжения должно соответствовать наибольшему длительно допустимому напряжению модуля.

При М измерение тока проводимости проводится с периодичностью, не реже:

ОПН 35 кВ - 1 раз в 4 года;

ОПН 110 кВ и выше - 1 раз в год перед грозовым сезоном и при выводе из работы на срок более 1 мес.;

ОПН, установленных в нейтрали трансформатора 110 кВ (ОПН-Н), - при выводе его из работы, но не реже 1 раза в 6 лет.

308. Предельно допустимые значения токов, при которых ОПН выводится из работы, указаны в документации изготовителя. В случае отсутствия требований в документации изготовителя следует руководствоваться значениями, указанными в таблице 3 приложения N 12 к настоящим требованиям. Для ОПН, выпущенных до 2008 года, значения предельно допустимых токов проводимости определяются по таблице 4 приложения N 12 к настоящим требованиям.

309. При получении неудовлетворительных результатов определения тока проводимости ОПН необходимо проверить сопротивление изолирующего основания. Значение измеренного сопротивления должно быть не менее 1 МОм.

310. Испытание по измерению тока проводимости не проводится у ОПН, укомплектованных "отделителями", установленных с искровым промежутком (непосредственно не подключённых к сети), входящих в комплектные устройства обработки и присоединения.

311. При М в случае удовлетворительных результатов тепловизионного контроля допускается проверка состояния вентильных разрядников и ОПН по пунктам 352 - 354 настоящих требований .

312. При К со вскрытием разрядника проводится проверка герметичности. Проверка проводится при разрежении 300-400 мм рт.ст. Изменение давления при перекрытом вентиле в течение двух часов не должно превышать 0,5 мм рт.ст.

XXX. Трубчатые, молниезащитные длинно-искровые и мультикамерные разрядники

313. 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.

314. Осмотр трубчатых разрядников, установленных на линиях электропередачи и на подходах ВЛ к подстанциям, следует проводить 1 раз в год перед грозовым сезоном.

315. При М размеры внутреннего искрового промежутка трубчатых разрядников должны соответствовать данным, приведенным в таблице 5 приложения N 12 к настоящим требованиям. При испытаниях эти размеры не должны превышать указанных значений:

для разрядников РТФ 6 - 10 кВ - на 3 мм,

для разрядников РТФ - 35 кВ - на 5 мм,

для разрядников РТВ 6 - 10 кВ - на 8 мм,

для разрядников РТВ 20 - 35 кВ - на 10 мм,

для разрядников РТВ 110 кВ - на 2 мм.

Измерение проводится со снятием разрядника с опоры не реже 1 раза в 6лет.

316. При П, М размеры внешнего искрового промежутка молниезащитных длинно-искровых и мультикамерных разрядников должны соответствовать данным, приведенным в таблице 6 приложения N 12 к настоящим требованиям, или данным, приведенным в документации изготовителя.

Проверка целостности конструкции и элементов, измерение величин внешнего искрового промежутка молниезащитных длинно-искровых и мультикамерных разрядников проводится не реже 1 раза в 6 лет.

XXXI. Вводы и проходные изоляторы

317. Проводится измерение сопротивления изоляции измерительного конденсатора ПИН (С ₂) мегаомметром на 2500 В, последних слоев изоляции (С ₃) мегаомметром на напряжение 2500 В, если иное не установлено документацией изготовителем.

При П значения сопротивления изоляции должны быть не менее 1000 МОм, в процессе эксплуатации - не менее 500 МОм.

Периодичность измерений для вводов:

на напряжение 110-220 кВ - 1 раз в 4 года;

на напряжение 330-750 кВ - 1 раз в 2 года.

Для вводов с твердой изоляцией, измерения сопротивления изоляции проводится в соответствии с документацией изготовителя.

Измерение сопротивления изоляции вводов трансформаторов следует проводить с учетом указаний пункта 99 настоящих требований.

318. При П, К, М оборудования, на которых установлены вводы, проводится измерение tg и емкости:

основной изоляции вводов при напряжении 10 кВ;

изоляции измерительного конденсатора ПИН (С ₂) или (и) последних слоев изоляции (С ₃) при напряжении 5 кВ (3 кВ для вводов по ГОСТ 10693-81 "Вводы конденсаторные герметичные на номинальные напряжения 110 кВ и выше. Общие технические условия (с Изменением N 1)" введен в действие постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 19.05.1981 N 2463), если в документации изготовителя нет запрета на измерение С ₃.

измерение C ₃ и tg ₃ для RIP изоляции проводится в соответствии с документацией изготовителя.

Предельные значения tg приведены в таблице 1 приложения N13 к настоящим требованиям.

Предельное изменение емкости основной изоляции (С ₁) в процессе эксплуатации должно соответствовать требованиям документации изготовителя, но не отличатся от величины, полученной при П более чем на 5%. В процессе эксплуатации устанавливается следующая периодичность проведения измерений для вводов:

35 кВ - при проведении ремонтных работ на трансформаторах и выключателях, где они установлены;

110-220 кВ - через 1 год после ввода в эксплуатацию, далее 1 раз в 4 года;

330-750 кВ - через 1 год после ввода в эксплуатацию, далее 1 раз в 2 года.

319. При П, К испытание вводов повышенным напряжением частоты 50 Гц 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 1 и 2 приложения N 7 к настоящим требованиям.

Испытание вводов, установленных на силовых трансформаторах, проводится совместно с испытанием обмоток этих трансформаторов. Значение испытательного напряжения принимается в соответствии с таблицами N 1 и N 2 приложения N 7 к настоящим требованиям.

Продолжительность испытательного напряжения - 1 мин.

320. 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.

321. 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 2 приложения N 14 к настоящим требованиям.

Доливаемое во вводы масло должно отвечать требованиям пункта 395 настоящих требований.

Определение физико-химических характеристик масла из негерметичных вводов проводится по требованиям пунктов 1-4 таблицы 4 приложения N 14 к настоящим требованиям:

для вводов 110-220 кВ - 1 раз в 4 года;

для вводов 330-500 кВ - 1 раз в 2 года.

Определение физико-химических характеристик масла из негерметичных вводов согласно таблице 4 приложения N 14 к настоящим требованиям (пункты 5-9) проводится при получении неудовлетворительных результатов испытаний в сравнении с данными таблицы 4 приложения N 14 к настоящим требованиям (подпункты 1-4).

Контроль масла герметичных вводов проводится при получении неудовлетворительных результатов по пунктам 364 или (и) 365 или (и) 371 настоящих требований, а также при повышении давления во вводе сверх допустимых значений, регламентированных документацией изготовителя на вводы. Предельные значения параметров масла - в соответствии с требованиями таблицы 4 приложения N 14 к настоящим требованиям.

322. 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.

323. 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.

324. Для вводов, контролируемых под напряжением, контроль по пунктам 364, 365 (кроме измерения сопротивления изоляции и tg зоны С₃) и 370 в эксплуатации может проводиться только при получении неудовлетворительных результатов испытаний по пункту 372 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 значений указанных в документации изготовителя.

Предельные значения |tg| и Y/Y приведены в таблице 2 приложения N 13 к настоящим требованиям.

При отличии значения tg от данных изготовителя на 0,3 % и более выполняется измерения на U_исп = 10 кВ. При сохранении разницы выполняется АРГ. 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.

325. При выявлении сколов и трещин фарфора, трещин в армировочных швах при М возможно проведение виброакустического контроля поврежденных вводов и проходных изоляторов.

326. 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 18, 19 настоящих требований.

327. При М проводится тепловизионный контроль вводов в соответствии с приложением N 8 к настоящим требованиям с учетом конструктивных особенностей.

328. При М возможно проведение измерения уровня частичных разрядов на вводах и проходных изоляторах на напряжение 110 кВ и выше.

329. Испытания вводов 35-750 кВ с RIP, RBP, RIN изоляцией (параметры, сроки испытаний) проводятся в соответствии с документацией изготовителя.

XXXII. Предохранители, предохранители-разъединители напряжением выше 1000 В

330. При П, К испытание проводится на опорной изоляции до 35 кВ включительно повышенным напряжением частоты 50 Гц.

Значение испытательного напряжения опорной изоляции предохранителя, предохранителя-разъединителя принимается в соответствии с таблицами 1 и 2 приложения N 7 к настоящим требованиям.

Продолжительность испытательного напряжения - 1 мин.

331. При П, К целостность плавкой вставки предохранителя проверяются:

омметром - целостность плавкой вставки;

визуально - наличие калибровки на патроне.

332. При П, К измеренное значение сопротивления постоянному току токоведущей части патрона предохранителя-разъединителя должно соответствовать значению номинального тока в калибровке на патроне.

333. При П, К измеренное значение контактного нажатия в разъемных контактах предохранителя-разъединителя должно соответствовать данным изготовителя.

334. При П, К измеряется внутренний диаметр дугогасительной части патрона предохранителя- разъединителя.

335. Измеренное значение диаметра внутренней дугогасительной части патрона должно соответствовать данным изготовителя.

336. При П, К выполняется 5 циклов операций включения и отключения предохранителя-разъединителя.

337. Выполнение каждой операции должно быть успешным с одной попытки.

338. При М проводится тепловизионный контроль предохранителей, предохранителей-разъединителей в соответствии с приложением N 8 к настоящим требованиям с учетом конструктивных особенностей.

XXXIII. Трансформаторное масло

339. Трансформаторное масло должно 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 Требованиями.

Нормативные значения показателей качества для свежего масла в зависимости от его марки приведены в таблице 1 приложения N 14 к настоящим требованиям.

При поставке новых марок трансформаторных масел, не указанных в таблице 1 приложения N 14 к настоящим требованиям, качество масла должно отвечать требованиям изготовителя.

Порядок отбора проб и испытаний при приеме трансформаторного масла от поставщиков определяется документами по стандартизации.

340. При контроле трансформаторного масла после транспортировки из транспортной емкости отбирается проба масла. Проба трансформаторного масла подвергается лабораторным испытаниям по показателям качества 2, 3, 7, 8, 9, 13, 14 таблицы 1 приложения N 14 к настоящим требованиям.

Показатели качества в соответствии с пунктами 2, 3, 8, 14 таблицы 1 приложения N 14 к настоящим требованиям определяются до слива масла из транспортной емкости, а по пунктам 8, 10 и 14 таблицы 1 приложения N 14 к настоящим требованиям допускается определять после слива масла.

Дополнительно возможно определение показателей пунктов 11 и 12 таблицы 1 приложения N 14 к настоящим требованиям.

Дополнительно возможно определение показателей пунктов 1 и 5 таблицы 1 приложения N 14 к настоящим требованиям для специальных масел с улучшенными низкотемпературными свойствами, которые предназначены для применения в масляных выключателях.

341. Трансформаторное масло, слитое в резервуары маслохозяйства, подвергается лабораторным испытаниям по показателям качества пунктов 2, 3, 8, 14 из таблицы 1 приложения N 14 к настоящим требованиям сразу после его приема из транспортной емкости.

342. Находящееся на хранении масло испытывается по показателям качества пунктов 2, 3, 4, 7, 8, 9, 13, 14 из таблицы 1 приложения N 14 к настоящим требованиям с периодичностью не реже 1 раза в 4 года.

343. Показатели качества масла из таблицы 1 приложения N 14 к настоящим требованиям, не указанные в пунктах 387-389 настоящих требований, определяются в случае необходимости.

344. Свежие трансформаторные масла, подготовленные к заливу (доливу) в электрооборудование, должны удовлетворять требованиям таблицы 2 приложения N 14 к настоящим требованиям.

345. 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 3 приложения N 14 к настоящим требованиям.

346. Порядок отбора проб и испытаний при подготовке трансформаторного масла к заливу (доливу) в электрооборудование определяется требованиями документации изготовителей электрооборудования.

347. Объем и периодичность проведения испытаний масла указаны в главах на конкретные виды электрооборудования, нормативные значения показателей качества приведены в таблице 4 приложения N 14 к настоящим требованиям.

348. На основании результатов лабораторных испытаний масла определяют области его эксплуатации:

область "нормального состояния масла" (интервал от предельно допустимых значений после заливки масла в электрооборудование, приведенных в таблице 2 или 3 приложения N 14 к настоящим требованиям, столбец 4, и до значений, ограничивающих область нормального состояния масла в эксплуатации, приведенных в таблице 4 приложения N 14 к настоящим требованиям, столбец 3), когда состояние качества масла гарантирует надежную работу электрооборудования и, при этом, достаточно контроля показателей качества по пунктам 1 - 4 таблицы 4 приложения N 14 к настоящим требованиям. Дополнительно в сокращенный анализ может быть включен показатель пункта 5 таблицы 4 приложения N 14 к настоящим требованиям;

область "риска" (интервал от значений, ограничивающих область нормального состояния масла, приведенных в таблице 4 приложения N 14 к настоящим требованиям, столбец 3, до предельно допустимых значений показателей качества масла в эксплуатации, приведенных в таблице 4 приложения N 14 к настоящим требованиям, столбец 4), когда ухудшение одного показателя качества масла приводит к снижению надежности работы электрооборудования и требуется более учащенный контроль для прогнозирования срока службы электрооборудованияи (или) принятия мер по восстановлению эксплуатационных свойств масла с целью предотвращения его замены и вывода электрооборудования в ремонт.

349. Допускается учащение периодичности измерения показателей качества масел.

350. Трансформаторные масла, доливаемые в электрооборудование в процессе его эксплуатации, должны удовлетворять требованиям таблицы 3 приложения N 14 к настоящим требованиям, столбец 3 (значение, ограничивающее нормальное состояние масла).

351. Долив в высоковольтные вводы эксплуатационного трансформаторного масла из бака трансформатора допускается, если на это указано в документации изготовителя высоковольтного ввода, после выполнения испытаний на соответствие требованиям таблицы 4 приложения N 14 к настоящим требованиям (пункты 1-6). Долив в высоковольтные вводы в иных случаях выполняют свежим маслом, соответствующим требованиям таблицы 2 приложения N 14 к настоящим требованиям.

352. Порядок отбора проб и испытаний трансформаторного масла при очистке или регенерации во время эксплуатации в электрооборудовании определяется требованиями документации изготовителей электрооборудования.

353. Трансформаторное масло, не отвечающие требованиям таблицы 4 приложения N 14 к настоящим требованиям (предельно-допустимые значения), качество которого не может быть восстановлено во время ремонта электрооборудования, подлежит замене.

Замена масла осуществляется в соответствии с требованиями документации изготовителей электрооборудования.

Трансформаторное масло, полностью отвечающие требованиям по показателям качества, указанным в таблице 1 приложения N 14 к настоящим требованиям, используются без ограничения области применения.

Трансформаторное масло, не отвечающие требованиям по показателям качества, указанным в таблице 1 приложения N 14 к настоящим требованиям, возможно применять в электрооборудовании напряжением до 35 кВ включительно.

Специальные трансформаторное масло с улучшенными низкотемпературными свойствами, которые предназначены для применения в масляных выключателях, а также масло, содержащее деактивирующие присадки (марка Т-1500У), применяется 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 3 приложения N 14 к настоящим требованиям.

354. При КДО электрооборудования для определения качества новых марок трансформаторного масла, не указанных в таблице 1 приложения N 14 к настоящим требованиям, в том числе экологические и гигиенические свойства, при испытаниях на совместимость при смешении, для определения причин возникновения дефектов или повреждения маслонаполненного электрооборудования допускается проведение иных испытаний или измерений, не указанных в таблицах 1 - 4 приложения N 14 к настоящим требованиям.

XXXIV. Аппараты, вторичные цепи и электропроводка на напряжение до 1000 В

355. При Т значения сопротивления изоляции должны быть не менее приведенных в таблице 1 приложения N 15 к настоящим требованиям.

356. При 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.

Напряжением 1000 В в течение1 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.

Сети освещения испытываются указанным напряжением в случаях, когда сопротивление изоляции ниже 1 МОм, но не менее 0,5 МОм.

В 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

357. При Т работа расцепителей должна соответствовать данным документации изготовителя и требованиям обеспечения защитных характеристик.

358. При Т проверка работы контакторов и автоматов при пониженном напряжении оперативного тока, значение напряжения срабатывания и количество операций приведены в таблице 2 приложения N 15 к настоящим требованиям.

359. При К* (капитальный ремонт оборудования (ячейки)) 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 включение-отключение.

360. При М тепловизионный контроль проводится в соответствии с приложением N 8 к настоящим требованиям с учетом конструктивных особенностей оборудования.

XXXV. Аккумуляторные батареи

361. При П емкость аккумуляторной батареи (далее - АБ) при температуре 20С должна соответствовать требованиям документации изготовителя. Допускается определять емкость АБ при вводе ее в работу. Допускается выполнять проверку емкости АБ (контрольный разряд) в эксплуатации.

362. При М проверка плотности электролита полностью заряженного аккумулятора в конце заряда и в режиме постоянного поддерживающего заряда (далее - ППЗ) проводится в соответствии с документацией изготовителя.

363. При М 1 раз в год выполняется контроль напряжения на всех элементах аккумуляторной батареи. В режиме ППЗ отклонение напряжения отдельных элементов (блоков) от среднего для батареи значения определяется документацией изготовителя.

364. Напряжение на элементе при проверке емкости (контрольном разряде) не должно быть менее для элемента или в случае блока из N аккумуляторов B, где Uk - конечное напряжение на элементе, а N - число элементов в блоке.

365. Если фактическая емкость аккумуляторной батареи, откорректированная с учетом температуры, стала ниже 80% от номинальной емкости, то АБ считается неисправной.

366. Электролит заданной плотности в герметизированные аккумуляторы и открытые аккумуляторы заливается изготовителем АБ.

367. Плотность электролита определяется документацией изготовителя АБ.

368. Качество электролита для аккумуляторных батарей по ГОСТ Р МЭК 60896-11-2015 "Батареи свинцово-кислотные стационарные. Часть 11. Открытые типы. Общие требования и методы испытаний" (введен в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 20.11.2015 N 1927-ст), поставленных в сухозаряженном состоянии, подтверждается протоколом изготовителя электролита на содержание примесей. Допускается проведение контроля на наличие примесей в электролите путем сравнения значений содержания примесей, указанных в таблице 1 приложения N 16 к настоящим требованиям, с данными в документации на поступивший электролит.

369. Дистиллированная вода, применяемая для долива в аккумуляторы открытого типа, должна соответствовать требованиям ГОСТ 6709-72 "Вода дистиллированная. Технические условия (с Изменениями N 1, 2)" (введен в действие Постановлением Государственного комитета стандартов Совета Министров СССР от 29.06.1972 N 133).

370. Сопротивление изоляции новой АБ на напряжение до 110В должно быть не менее 60кОм, батареи на напряжение 220В - не менее 150кОм.

371. Сопротивление изоляции АБ в эксплуатации должно быть не менее указанного в таблице 2 приложения N 16 к настоящим требованиям, если иное не указано в документации изготовителя АБ.

372. Для АБ с прозрачным корпусом должно быть свободное пространство не менее 10мм между осадком и нижним краем положительных пластин в течение всего времени эксплуатации.

373. КДО АБ проводится по отдельным программам с учетом пунктов 18, 19 настоящих требований.

374. Тепловизионный контроль АБ проводится в соответствии с указаниями приложения N 8 к настоящим требованиям с учетом конструктивных особенностей.

XXXVI. Заземляющие устройства

375. При П проверка конструктивного выполнения заземляющего устройства (далее - ЗУ) на РУ 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.

Сечения и проводимости элементов заземляющего устройства должны соответствовать проектной документации.

376. При П, К, М для заземляющих устройств на РУ электростанций и подстанций, а также на ВЛ, 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).

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.

377. При М проверка коррозионного состояния элементов заземляющего устройства, находящихся в земле на ОРУ электростанций и подстанций проверка производится 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.

В закрытом распределительном устройстве (далее - ЗРУ) допускается проведение осмотра элементов заземлителей со вскрытием грунта.

На ВЛ выборочная проверка со вскрытием грунта на глубину не менее 0,5 м проводится не менее чем у 2% опор от общего числа опор с заземлителями. Указанную проверку следует производить на ВЛ в населенной местности, на участках с наиболее агрессивными, оползневыми, выдуваемыми и плохо проводящими грунтами.

Уменьшение сечения элемента заземлителя должно быть не более 50% его сечения.

Проверка коррозионного состояния производится не реже 1 раза в 12 лет.

378. При П, К М проводится измерения сопротивления заземляющих устройств электростанций, подстанций и воздушных линий электропередачи.

Наибольшие допустимые значения сопротивления заземляющих устройств приведены в таблице 1 приложения N 17 к настоящим требованиям.

Измерение сопротивления заземляющих устройств электростанций и подстанций проводится после монтажа, переустройства и К, но не реже 1 раза в 12 лет.

Измерение проводится после присоединения естественных заземлителей.

На воздушных линиях электропередачи напряжением выше 1 кВ измерения проводятся:

на опорах с разрядниками, разъединителями и другим электрооборудованием - после монтажа, переустройства, К, при М не реже 1 раза в 6 лет;

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;

на опорах ВЛ 110 кВ и выше с грозозащитными тросами при обнаружении следов перекрытий или разрушений изоляторов электрической дугой (кроме ВЛ, расположенных в районах с плохо проводящими грунтами);

На воздушных линиях электропередачи напряжением до 1 кВ измерения проводятся:

на опорах с заземлителями грозозащиты - после монтажа, переустройства, ремонтов, а также в эксплуатации не реже 1 раза в 6 лет;

на опорах с повторными заземлениями нулевого провода - после монтажа, переустройства, ремонтов, а также в эксплуатации не реже 1 раза в 6 лет;

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.

379. При П, К, М измерение напряжения прикосновения (в электроустановках, выполненных по нормам на напряжение прикосновения) проводится после монтажа, переустройства и К заземляющего устройства, но не реже 1 раза в 6 лет. Измерение проводится при присоединенных естественных заземлителях и тросах ВЛ.

Напряжение прикосновения измеряется в контрольных точках, в которых эти величины определены расчетом при проектировании. Под длительностью воздействия напряжения понимается суммарное время действия релейной защиты (резервной - у рабочих мест, основной - для остальной территории) и собственного времени отключения выключателя.

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 2 приложения N 17 к настоящим требованиям.

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 3 приложения N 17 к настоящим требованиям.

380. 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:

не ограничивается для электроустановок, с которых исключен вынос потенциалов за пределы зданий и внешних ограждений электроустановки;

не более 10 кВ, если предусмотрены меры по защите изоляции отходящих кабелей связи и телемеханики и по предотвращению выноса потенциалов;

не более 5 кВ во всех остальных случаях.

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 проводиться при подключении новых потребителей и выполнении работ, вызывающих изменение сопротивления электрической цепи.

При М в электроустановках до 1 кВ проверка полного сопротивления петли фаза-нуль проводится не реже 1 раза в 6лет.

381. 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 требованиями глав VI- IX, XXXIII и XLVIII настоящих требований.

382. КДО ЗУ проводится по отдельным программам с учетом пунктов 18, 19 настоящих требований.

КДО ЗУ проводится после монтажа, переустройства и К оборудования на подстанциях и ВЛ, если возможно изменение ЗУ в результате проведенных работ, но не реже 1 раза в 12 лет.

XXXVII. Силовые кабельные линии

383. При П, К, М измерение сопротивления изоляции КЛ проводится мегаомметром на напряжение 2500 В.

У силовых кабелей на напряжение 1 кВ и ниже значение сопротивления изоляции должно быть не менее 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 (сшитый полиэтилен) или ЭПР (этиленпропиленовая резина) допускается с целью проверки отсутствия на кабеле защитных заземлений, закороток перед подачей напряжения.

384. Испытания силового кабеля (в том числе с изоляцией из ЭПР) на номинальное напряжение до 3 кВ 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.

385. Испытания силового кабеля, в том числе с изоляцией из ЭПР на номинальное напряжение 6-35 кВ выполняются 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.

386. 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 или изоляцией из ЭПР, необходимо проводить напряжением сверхнизкой частоты 0,1 Гц (далее по тексту СНЧ 0,1 Гц).

387. Уровень и соответствующая длительность испытательного напряжения принимаются в соответствии со значениями таблицы 1 приложения N 18 к настоящим требованиям.

388. Кабели после прокладки и монтажа арматуры рекомендуется испытывать переменным напряжением номинальной частотой 50 Гц в течение 60 мин или переменным напряжением номинальной частотой 50 Гц в течение 24 ч, или переменным напряжением номинальной частотой 0,1 Гц в течение 60 мин.

Допускается испытание кабелей с изоляцией из поливинилхлоридного пластиката постоянным напряжением в течение 15 мин.

389. При П, К, М испытания КЛ проводятся:

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 6 лет;

для КЛ с пластмассовой изоляцией или изоляцией из ЭПР, у которых в течение первых двух лет не наблюдалось аварийных пробоев, - не реже 1 раза в 12 лет;

для КЛ с пластмассовой и бумажной пропитанной изоляцией или изоляцией из ЭПР, на трассах которых проводились строительные и ремонтные работы и на которых происходили аварийные пробои изоляции - непосредственно после выполнения аварийно-восстановительных работ;

для КЛ с бумажной пропитанной изоляцией блочных механизмов электростанций - в К энергоблока.

390. Допускается не проводить испытание:

для КЛ длиной до 100 м, являющихся выводами из РУ и трансформаторных подстанций на воздушные линии и состоящими из двух параллельных кабелей;

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;

для КЛ, подлежащих реконструкции или выводу из работы в ближайшие 5 лет.

391. 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%.

392. При М допускается проведение контроля степени осушения вертикальных участков.

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 температуры нагрева отдельных точек при токах, близких к номинальным, не должна быть более 3 °С.

393. 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.

394. Испытания силового кабеля на номинальное напряжение выше 35 кВ выполняется в соответствии с требованиями ГОСТ Р МЭК 60840-2017 "Кабели силовые с экструдированной изоляцией и арматура к ним на номинальное напряжение свыше 30 кВ (Um = 36 кВ) до 150 кВ (Um = 170 кВ). Методы испытаний и требования к ним" (введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30.08.2011N 246-ст) ГОСТ Р МЭК 62067-2017 "Кабели силовые с экструдированной изоляцией и арматура к ним на номинальное напряжение свыше 150 кВ (Um = 170 кВ) до 500 кВ (Um = 550 кВ). Методы испытаний и требования к ним" (введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 19.09.2017 N 1148-ст).

395. Уровень и длительность приложения испытательного выпрямленного напряжения для испытаний кабелей с бумажной пропитанной и резиновой изоляцией (за исключением кабелей с изоляцией из ЭПР) принимаются в соответствии со значениями таблицы 1 приложения N 18 к настоящим требованиям.

Токи утечки приведены в таблице 2 приложения N 18 к настоящим требованиям.

Изоляция считается выдержавшей электрическое испытание повышенным напряжением в случае отстутствия пробоя, перекрытий по поверхности, если токи утечки не превышают допустимых значений. В случае несоблюдения одного из этих факторов делается вывод, о том, что изоляция электрического испытания не выдержала.

396. При П, К испытания кабелей напряжением 110-500 кВ с изоляцией из СПЭ допускается рабочим напряжением без нагрузки в течение 24 часов.

397. Испытания проводятся повышенным напряжением частотой 20-300 Гц. Продолжительность испытательного напряжения - 60 мин. Значения испытательного переменного напряжения приведены в таблице 3 приложения N 18 к настоящим требованиям.

398. При П, К определение целостности жил кабелей и фазировка КЛ проводятся после окончания монтажа, перемонтажа муфт или соединений жил кабеля.

399. 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%.

400. При П, М проверяется работа антикоррозионных защит для:

кабелей с металлической оболочкой, проложенных в грунтах со средней и низкой коррозионной активностью (удельное сопротивление грунта более 20 Ом/м), при среднесуточной плотности тока утечки в землю более 0,15 мА/дм2;

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;

кабелей с незащищенной оболочкой и разрушенными броней и защитными покровами;

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 9.602-2016 "Единая система защиты от коррозии и старения (ЕСЗКС). Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии" (введен в действие с 01.06.2017 приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 07.10.2016 N 1327-ст).

401. Допускается определение блуждающих токов в земле.

402. При М химический анализ грунта и грунтовых вод в коррозионно-опасных зонах трасс кабельных линий проводится по мере необходимости в соответствии с ГОСТ 9.602-2016.

403. При П, К, К* 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) заполненных маслами марок С-220, 5-РА, МН-3 и МН-4 или изоляционной жидкостью марки ПМС 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 таблиц 4, 5 приложения N 18 к настоящим требованиям. Допускается для КЛ низкого давления проводить отбор проб масла из коллектора, а при неудовлетворительных результатах анализа масла - из баков давления.

404. При П, К, М определение объема нерастворенного газа (пропиточное испытание) проводится для маслонаполненных кабельных линий на напряжение 110 - 500 кВ.

405. Содержание нерастворенного газа в изоляции должно быть не более 0,1% объема. Периодичность - в соответствии с пунктом 450 настоящих требований.

406. При П, К, М проверка заземляющего устройства проводится в соответствии с главой XXXVIII настоящих требований.

407. 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 К заземляющих устройств, а целостность металлической связи между заземлителями кабельных линий на напряжение 110 кВ и выше и нейтралью трансформатора - 1 раз в 3 года.

408. При П, К, 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 установлено документацией изготовителя.

Периодичность - не реже, указанной в пункте 436 настоящих требований.

409. КДО проводится на КЛ с учетом пунктов 18, 19 настоящих требований.

410. При П, К, М тепловизионный контроль проводится в соответствии с приложением N 8 к настоящим требованиям.

Внеочередной тепловизионный контроль КЛ проводится при выявлении признаков развивающегося дефекта по результатам иного контроля (ЧР, tg, ток в заземлителе экрана).

411. При М допускается проводить контроль ЧР на кабельных линиях напряжением 6 кВ и выше.

412. 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.

XXXVIII. Воздушные линии электропередачи

413. При П и М проводится измерение ширины просеки ВЛ, проходящей по зеленым насаждениям.

В эксплуатации измерение ширины просеки ВЛ проводится не реже 1 раза в 6 лет.

414. При П проводится проверка расположения элементов опор, ригелей и анкеров оттяжек, расположения в плане фундаментов. Измерения выполняются выборочно - на 3% от общего количества установленных на ВЛ опор.

Измеренные значения для сборных фундаментов ВЛ 35 - 750 кВ не должны превышать допусков, приведенных в таблице N П.19.1 приложения N 19 к настоящим требованиям, если в проектной документации ВЛ не указано иное.

415. При П проводится проверка заглубления в грунте железобетонных, многогранных и композитных опор - на всех опорах анкерного типа (анкерных, угловых анкерных, концевых и т.п.) и на 20 % промежуточных опор ВЛ.

Заглубление в грунте стоек железобетонных опор, железобетонных приставок деревянных опор и стоек деревянных опор ВЛ 0,38 - 20 кВ должно соответствовать проектным 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.

416. При П и М определяют размеры сколов и трещин фундаментов, зазоры, отклонения размещения анкерных болтов, а также их размеры.

При М коррозия анкерных болтов фундаментов не должна превышать 20 % от проектного сечения.

В эксплуатации проверка состояния фундаментов проводится при периодических осмотрах ВЛ.

417. При П, М проводится проверка положения опор.

При М проверка положения опор выполняется при периодических осмотрах. Необходимость измерения значений отклонения опор в эксплуатации устанавливается по результатам периодических осмотров и внеплановых осмотров, проводимых после воздействия на ВЛ механических нагрузок, превышающих расчётные значения (сверхрасчетное ветеровое давление, сверхрасчетное значение стенки гололеда на проводах и тросах).

Отклонения опор вдоль и поперек оси ВЛ, отклонения положения траверс на опорах, не должны превышать значений, приведенных в таблице 2 приложения N 19 к настоящим требованиям для стадии П и таблице 3 приложения N 19 к настоящим требованиям для стадии М.

При П проводится проверка наличия прогибов элементов металлических опор и металлических элементов железобетонных опор, при их выявлении проводятся измерения. Отклонения не должны превышать предельные значения допусков для стрелы прогиба (кривизны) элементов металлических опор и металлических деталей железобетонных опор ВЛ напряжением 35-750 кВ:

Траверса опоры - предельное отклонение 1:300 мм длины траверсы;

Стойка или подкос металлической опоры - предельное отклонение 1:750 длины стойки (подкоса), но не более 20 мм

Поясные уголки металлических опор в пределах панели и элементов решетки в любой плоскости - предельное отклонение1:750 длины элемента

418. При П, М тяжение в тросовых оттяжках измеряется при скорости ветра не более 8 м/с и отклонении положения опор в пределах, приведенных в таблицах 2, 3 приложения N 19 к настоящим требованиям. Измеренное значение тяжения не должно отличаться от значения, предусмотренного проектом, более чем на 20%.

Измерения тяжения в тросовых оттяжках проводятся после монтажа опор при смонтированных проводах и тросах.

При М периодичность измерений тяжения в тросовых оттяжках - первый раз - через 2 года после ввода в эксплуатацию, далее не реже 1 раза в 12 лет, а также после выявления при периодических осмотрах ВЛ ослабленных или перетянутых тросовых оттяжек и ветровых связей.

419. При М проверка целостности оттяжек, коррозионного износа тросов оттяжек 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 % значения установленного в проектной документации.

Необходимость измерений устанавливается по результатам периодических осмотров ВЛ.

420. При М коррозионный износ металлических элементов опор определяется измерением площади поперечного сечения металлических элементов:

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;

уменьшение площади сечения анкеров и тросов от истирания, обрывов и коррозионного износа не должно превышать 20 % значения площади сечения, предусмотренного проектом;

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:

в зонах 1 и 2 степеней загрязненности атмосферы (СЗ) - 1 раза в 12 лет.

в зонах 3 и 4 СЗ - 1 раза в 6 лет.

421. При П и М проводится проверка железобетонных опор и приставок на наличие трещин, прогибов и разрушения бетона. В эксплуатации необходимость измерения значений размеров трещин, прогибов и разрушений устанавливается по результатам периодических осмотров.

При измерении прогибов стоек опор, размеров трещин и сквозных отверстий фактические значения измеренных параметров не должны превышать значения, приведенные в таблице 4 приложения N 19 к настоящим требованиям.

422. При П, М измерение прочности бетона железобетонных элементов опор (стойки, приставки, траверсы) фактические значения прочности бетона на сжатие должны быть не менее:

500 кгс/см2 (В35) - для бетона центрифугированных стоек, если в нормативной или проектной документации не указано иное значение;

400 кгс/см2 (В30) - для бетона вибрированных стоек, если в нормативной или проектной документации не указано иное значение.

При П измерения проводятся у 3 % от общего количества опор.

В процессе эксплуатации необходимость измерений устанавливается по результатам периодических осмотров ВЛ.

423. При П соответствие геометрических размеров деревянных деталей опор расчетным значениям проверяется выборочно, на 10 % от всех деталей опор, установленных на ВЛ.

Отклонения размеров деталей от предусмотренных проектом значений допускаются в пределах:

по диаметру - -10/+20 мм;

по длине - -10/+10 мм на каждый метр длины.

Отрицательный допуск размеров для траверс не допускается.

424. 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.

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

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;

К ₀ - допустимый эксплуатационный запас прочности древесины, принимаемый по проекту;

К _расч - расчетный запас прочности древесины, принимаемый исходя из значения временного сопротивления, равного 420 даН/см2 (420 кгс/см2);

С - коэффициент износа, принимаемый по проекту.

425. При П, М выполняется измерение расстояний от проводов до поверхности земли, до различных инженерных сооружений в местах пересечений.

426. При П, М проводится измерение стрел провеса проводов, расстояний от них до элементов опор и расстояний между проводами. Измеренные значения стрел провеса проводов и расстояний между проводами не должны отличаться от предусмотренных проектом более чем на 5% при условии соответствия нормативным значениям расстояний от проводов до земли и пересекаемых объектов.

Расстояния по воздуху между проводом и телом опоры, между проводами на транспозиционной опоре и на опоре ответвления не должны отличаться от предусмотренных проектом более, чем на 10%. Разница значений стрел провеса проводов разных фаз или проводов различных ВЛ при совместной подвеске не должна превышать 10% от проектного значения стрелы провеса.

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 220 - 500 кВ и 10% - на ВЛ 750 кВ.

В процессе эксплуатации измерения стрелы провеса провода проводятся после реконструкции ВЛ, перетяжки (перемонтажа) проводов.

427. При М проводится измерение площади поперечного сечения грозозащитного троса и/или 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:

17 %, но не более четырех проволок при закреплении оборванных или поврежденных проволок бандажами;

34 %, при ремонте места повреждения с помощью ремонтных зажимов;

при одновременном обрыве и местном повреждении проволок следует принимать, что местное повреждение трех проволок провода соответствует обрыву двух проволок.

Максимальное допустимое уменьшение площади поперечного сечения сердечника комбинированных проводов и тросов (из проволок, выполненных из алюминия в сталеалюминиевом проводе, бронзы в сталебронзовом, алюминиевого сплава в проводе типа АЖС) должно быть не более 20%.

428. При П проводится измерение сопротивления фарфоровых изоляторов в соответствии с требованиями изготовителей.

429. При М проводится тепловизионный контроль фарфоровых и полимерных изоляторов.

Распределение температур по гирлянде фарфоровых изоляторов должно соответствовать распределению рабочего напряжения. Наибольшие значения температуры будут у изоляторов, примыкающих к проводу ВЛ, наименьшие, равные температуре окружающей среды, - у пробитых изоляторов.

Разность температуры между исправным и дефектным изоляторами в гирлянде находится в пределах от 0,3 °С до 0,5 °С.

При проведении дистанционного контроля изоляции измерение сопротивления фарфоровых подвесных изоляторов допускается не выполнять.

430. Периодичность тепловизионного контроля для ВЛ 35 кВ и выше, ВЛ при степени загрязнения атмосферы IV и выше - на 2-ом году эксплуатации, далее 1 раз в 6 лет, для ВЛ ниже 35 кВ - 1 раз в 12 лет.

431. При П и М выполняется проверка работоспособности линейной арматуры путем внешнего осмотра и измерений. Линейная арматура должна браковаться и подлежать замене, если:

площадь опасных сечений возросла более чем на 20 %;

в деталях арматуры имеются трещины, раковины, оплавления, изгибы;

оси и другие детали шарнирных сочленений имеют износ и их размеры отличаются от проектных более чем на 10 %.

432. 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%.

Место расположения гасителей пляски, ограничителей гололёдообразования, на проводе, тросе не должно отличаться от проектного значения более чем на 0,5 м.

433. Проверка линейной арматуры проводится при верховых осмотрах ВЛ.

434. При П, М проверка заземляющего устройства проводится в соответствии с главой XXXVIII настоящих требований.

435. При П, М проверка устройств защиты от перенапряжений (ограничителей перенапряжения, разрядников) проводится в соответствии с главами XXХI и XXХII настоящих требований.

436. КДО ВЛ проводится по отдельным программам с учетом пунктов 18, 19 настоящих требований.

XXXIX. Контактные соединения проводов, грозозащитных тросов, сборных и соединительных шин

437. При П, К контролируются геометрические размеры и состояние прессуемых контактных соединений проводов и грозозащитных тросов ВЛ и шин распределительных устройств.

438. Геометрические размеры (длина и диаметр опрессованной части корпуса зажима) не должны отличаться от требуемых инструкцией по монтажу контактного соединения.

439. 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).

440. Кривизна (стрела прогиба) деталей контактных соединений не должна превышать 3 мм на 1 м длины.

441. 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.

442. На поверхности зажима не должно быть трещин, коррозии, механических повреждений.

443. При приемке в эксплуатацию выборочно контролируется не менее 3% установленных зажимов каждого типоразмера (марки).

444. 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. При приемке в эксплуатацию ВЛ контролируется выборочно не менее 2 % установленных зажимов каждого типоразмера.

445. 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.

446. При П, К контролируются контактные соединения проводов ВЛ и сборных соединительных шин РУ, выполненных с применением термитных патронов.

В сварном соединении не должно быть:

пережогов наружного повива провода или нарушения сварки при перегибе сваренных концов провода;

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.

447. 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.

448. При М тепловизионный контроль контактных соединений токоведущих частей всех исполнений проводится в соответствии с приложением N 8 к настоящим требованиям.

XL. Электрооборудование систем возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов

449. Нормы на величины сопротивления изоляции систем тиристорного самовозбуждения (далее СТС), систем независимого тиристорного возбуждения (далее СТН), систем бесщеточного возбуждения (далее БСВ), систем полупроводникового высокочастотного возбуждения (далее ВЧ), автоматических регуляторов возбуждения (далее АРВ), измеряемого при температуре 10-30 °С, при испытании повышенным напряжением промышленной частоты приведены в таблице 1 приложения N 20 к настоящим требованиям.

450. Объем измерения сопротивления изоляции определяется документацией изготовителя.

451. Продолжительность испытательного напряжения 1 мин.

452. 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.

453. 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 %.

454. 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 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 %.

455. При П, К определяются характеристики вспомогательного синхронного генератора промышленной частоты в системах СТН. Вспомогательный генератор (далее 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.

456. 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)].

457. 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 %.

458. 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.

459. 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 тока ротора (тока выхода БСВ) не должно превышать 10 % расчетного значения тока ротора.

460. При П, К, Т проверяются тиристорные преобразователи систем СТС, СТН, БСВ.

Измерение сопротивления и испытание повышенным напряжением изоляции проводятся в соответствии с таблицей 1 приложения N 20 к настоящим требованиям.

461. 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 в соответствии с таблицей 1 приложения N 20 к настоящим требованиям.

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:

распределение токов между параллельными ветвями плеч преобразователей; отклонение значений токов в ветвях от среднеарифметического значения тока ветви должно быть не более 10%;

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 %;

распределение тока между параллельно включенными преобразователями; токи не должны отличаться более чем на 10 % от среднего расчетного значения тока через преобразователь;

распределение тока в ветвях одноименных плеч параллельно включенных трансформаторных подстанций; отклонение от среднего расчетного значения тока ветви одноименных плеч не должно быть более 20 %.

462. При П, К проверяется выпрямительная диодная установка в системе ВЧ возбуждения при работе генератора в номинальном режиме с номинальным током ротора.

Определяются:

распределение тока между параллельными ветвями плеч, отклонение от среднего не должно превышать 20 %;

распределение обратных напряжений по последовательно включенным вентилям, отклонение от среднего не должно превышать 20 %.

463. При П, К, Т проверяется коммутационная аппаратура силовых резисторов, аппаратуры собственных нужд систем возбуждения. Проверка проводится в соответствии с главой XXX настоящих требований и документацией изготовителя.

При использовании в структуре построения схемы системы возбуждения (далее СВ) в качестве независимого источника питания системы среднего напряжения 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.

464. 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 8 к настоящим требованиям.

465. При работах в стадии П, К измерения выполняются после включения систем возбуждения под нагрузку.

XLI. Тиристорные пусковые устройства

466. Испытания и проверки на энергообъекте всего комплекса электрооборудования и аппаратуры, входящих в состав тиристорного пускового устройства (далее - ТПУ), выполняется по специальным программам, разработанным с участием изготовителя ТПУ.

467. Нормы сопротивления изоляции, измеряемого при температуре 10-30 °С и значения испытательного повышенного напряжения промышленной частоты приведены в таблице 2 приложения N 20 к настоящим требованиям.

Продолжительность испытательного напряжения 1 мин.

468. 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.

469. 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.

470. При П, К и Т проводится проверка тиристорных преобразователей ТПУ (выпрямитель и инвертор).

Измерение сопротивления и испытание повышенным напряжением изоляции проводятся в соответствии с данными таблицы 2 приложения N 20 к настоящим требованиям.

471. Проводятся 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 в соответствии с таблицей 2 приложения N 20 к настоящим требованиям.

472. Проверяется тиристорный преобразователь при работе на ротор генератора. Проверка выполняется в следующем объеме:

распределение токов между параллельными ветвями плеч преобразователей: отклонение значений токов в ветвях от среднеарифметического значения тока ветви должно быть не более 10 %;

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 %;

распределение тока между параллельно включенными преобразователями: токи не должны отличаться более чем на 10 % от среднего расчетного значения тока через преобразователь;

распределение тока в ветвях одноименных плеч параллельно включенных трансформаторных подстанций: отклонение от среднего расчетного значения тока ветви одноименных плеч не должно быть более 20 %.

473. При П, К, Т проверка коммутационной аппаратуры, аппаратуры собственных нужд ТПУ проводится в соответствии с документацией изготовителя и главой XXXVI настоящих требований.

474. 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 8 к настоящим требованиям.

XLIV. Электрооборудование агрегатов изменения скорости механизмов собственных нужд

475. При П и К проводится измерение сопротивления изоляции частотно-регулируемого привода (ЧРП), согласно объема, установленного в документации изготовителя. Нормы на величины сопротивления изоляции, измеряемого при температуре от 10 до 30 °С, приведены в таблице 3 приложения N 20 к настоящим требованиям.

476. При П, К испытания повышенным напряжением промышленной частоты ЧПР при техническом обслуживании проводятся согласно объема, установленного в документации изготовителя. Значение испытательного напряжения принимается согласно таблице 3 приложения N 20 к настоящим требованиям. Продолжительность испытательного напряжения 1 мин.

477. 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.

478. При П, К, Т проверка коммутационной аппаратуры и аппаратуры собственных нужд агрегата проводится в соответствии с документацией изготовителя и главой XXXVI настоящих требований.

479. 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 3 приложения N 20 к настоящим требваниям.

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 3 приложения N 20 к настоящим требованиям.

480. При П, К, М проводится измерение температуры силовых полупроводниковых приборов, шин и других конструктивных элементов преобразователей. Температуры элементов не должны превышать нормативы, установленные в документации изготовителя и настоящих требованиях.

481. При П, К измерения выполняются для агрегатов ЧРП после установления теплового режима при номинальной нагрузке, а для агрегатов устройства плавного пуска сразу после разворота.

XLV. Статические установки для потребления и выдачи реактивной мощности

482. При наличии у управляемого шунтирующего реактора системы охлаждения электромагнитной части типа М, Д или ДЦ испытания и проверки проводятся в соответствии с требованиями для масляных шунтирующих реакторов и силовых трансформаторов (глава V настоящих требований).

483. Контроль качества электроизоляционного масла должен быть организован в соответствии с главой XXXV настоящих требований и документацией изготовителя.

484. Испытания и проверки выключателей (вакуумных или элегазовых) и разъединителей должны соответствовать указаниям глав XIX, XX, XXI настоящих требований.

485. При применении в ступенчато-управляемых реакторных группах 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.

486. При применении в ступенчато-управляемых реакторных группах реакторов с магнитной системой испытания и проверки должны проводиться в соответствии с главой V настоящих требований как для силового трансформатора.

487. Испытания и проверки компенсирующих реакторов должны удовлетворять требованиям главы XXVIII настоящих требований в части реакторов без магнитной системы.

488. Запрещается проводить высоковольтные испытания встречно-параллельных тиристорных вентилей при отсутствии охлаждающей жидкости в системе охлаждения.

Качество охлаждающей жидкости встречно-параллельных тиристорных вентилей должно соответствовать требованиям документации изготовителя.

489. Испытания и проверки конденсаторных установок (групп) должны соответствовать требованиям главы XXX настоящих требований и требованиям документации изготовителя.

490. Испытания и проверки компенсирующих реакторов и реакторов фильтровых, входящих в состав фильтрокомпенсирующих устройств, должны удовлетворять требованиям документации изготовителя.

491. Испытания и проверки конденсаторных установок, в том числе входящих в состав фильтрокомпенсирующих устройств, должны соответствовать требованиям документации изготовителя.

492. Испытания и проверки тиристорных вентилей должны удовлетворять требованиям документации изготовителя.

493. Гидравлические испытания встречно-параллельных тиристорных вентилей являются обязательными после любого вида ремонта, связанного с заменой или ремонтом элементов системы охлаждения.

494. Выполнение испытаний и проверок на энергообъекте всего комплекса электрооборудования и аппаратуры, входящих в состав установок для выдачи и потребления реактивной мощности, выполняется с учетом требований (рекомендаций) документации изготовителя установок для выдачи и потребления реактивной мощности.

495. Нормы на величины сопротивления изоляции, измеряемого при температуре 10-30 °С и значение испытательного напряжения приведены в таблице N 4 приложения N 20 к настоящим требованиям.

Продолжительность испытательного напряжения 1 мин.

496. При П и К проводится измерение сопротивления постоянному току обмоток трансформаторов, реакторов установок для выдачи и потребления реактивной мощности. 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 недолжно отличаться более чем на 5% от данных документации изготовителя или данных предыдущих измерений.

497. 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 документации изготовителя.

498. При П, К, Т проверка коммутационной аппаратуры, аппаратуры собственных нужд установок для выдачи и потребления реактивной мощности проводится в соответствии с главами XVI - XXI, XXXII, XXXVII настоящих требований и документацией изготовителя.

499. 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 8 к настоящим требованиям.

500. При П, К, Т проводится проверка тиристорных преобразователей УРМ. Измерение сопротивления и испытание повышенным напряжением изоляции проводятся в соответствии с таблицей 4 приложения N 20 к настоящим требованиям.

Проводятся гидравлические испытания повышенным давлением воды тиристорных преобразователей с водяной системой охлаждения. Значение давления и время его воздействия должны соответствовать нормам, установленным в документации изготовителей на каждый тип преобразователя.

501. Проверка тиристорных преобразователей при работе под нагрузкой выполняется в следующем объёме:

распределение токов между параллельными ветвями плеч преобразователей; отклонение значений токов в ветвях от среднеарифметического значения тока ветви должно быть не более 10 %;

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 %;

распределение тока между параллельно включенными преобразователями; токи не должны отличаться более чем на 10 % от среднего расчетного значения тока через преобразователь;

распределение тока в ветвях одноименных плеч параллельно включенных трансформаторных подстанций; отклонение от среднего расчетного значения тока ветви одноименных плеч не должно быть более 20 %.

XLVI.Системы оперативного постоянного тока

502. При П, К, С, Т проверяется:

положение коммутационных аппаратов на соответствие основному (нормальному) режиму системы оперативного постоянного тока (далее СОПТ). Исполнительная схема определяется эксплуатирующей организацией при П СОПТ;

работоспособность системы приточно-вытяжной вентиляции; двигатели проверяются по соответствующей главе настоящих требований; внешний осмотр воздуховодов, заслонок; проверка работоспособности (включение и отключение системы);

режим параллельной работы ЗВУ;

перевод ЗВУ в режим ППЗ при неисправной вытяжной вентиляции;

напряжение на АБ должно соответствовать документации изготовителя;

работоспособность схемы сигнализации и контроля;

работоспособность системы автоматизированного мониторинга и диагностики СОПТ (при ее наличии);

503. Сопротивление изоляции СОПТ при К, С, Т должно быть не менее указанного в таблице 2 приложения N 16 к настоящим требованиям.

504. Объем и нормы испытаний СОПТ энергообъектов, включающие щиты постоянного тока, зарядно-подзарядные установки, выполняются в соответствии с требованиями глав VI - XIV, XXII, XXVIII, XXXI, XXXV, XXXVII, XXXVIII настоящих требований, документации изготовителей оборудования.

505. КДО СОПТ проводится по отдельным программам с учетом пунктов 18, 19 настоящихТребований.

506. Тепловизионный контроль электрооборудования СОПТ проводится в соответствии с приложением N 8 к настоящим требованиям.

XLVII. Агрегаты и источники бесперебойного питания

507. Объем и нормы испытаний агрегатов и источников бесперебойного питания выполняются в соответствии с требованиями глав VI - XIV, XXII, XXVIII, XXXI, XXXV, XXXVII, XXXVIII настоящих требований и документации изготовителей оборудования.

508. КДО АБП проводится по отдельным программам с учетом пунктов 18, 19 настоящих требований.

509. Тепловизионный контроль электрооборудования АБП проводится в соответствии с приложением N 8 к настоящим требованиям.

XLVIII. Резисторы для заземления нейтрали трансформаторов сетей 6-35 кВ

510. При П, К проводится измерение сопротивления изоляции всех элементов электрической цепи, входящих в состав резистора, относительно корпуса каждого элемента или кожуха резистивной установки.

Испытание проводится мегаомметром на напряжение 2500 В. При П сопротивление изоляции элемента электрической цепи резистора при температуре (205) °С должно быть не менее значения, указанного в документации изготовителя. При К сопротивление изоляции элемента электрической цепи резистора должно быть не менее 70 % от исходного значения.

511. При П, К, Т проводится измерение электрического сопротивления резистора.

Измерение сопротивления производится при температуре (205) °С. Значение измеренного сопротивления не должно отличаться от паспортных данных более чем на 10 %.

512. При П, К, Т, М осуществляется контроль на отсутствие обрывов электрической цепи, проверка надежности крепления элементов электрической цепи резистора (отсутствие "сползания" обмотки, смещения резистивных элементов) и целостности соединительных проводов (шин), проверка состояния крепежных узлов, проверка состояния внешней изоляции и креплений основного и заземляющего вводов, выявляется наличие следов перегрева контактных соединений.

513. При П, К, М проводится испытание электрической прочности изоляции повышенным напряжением промышленной частоты.

Уровень изоляции резисторов (а или б) должен соответствовать уровню изоляции нейтрали обмоток трансформаторов, для подключения к которым предназначены эти резисторы.

Испытания проводятся на резисторе, отключенном от нейтрали трансформатора (автотрансформатора) и контура заземления. Испытания электрической прочности изоляции проводятся между электрическими цепями и основанием резистора (включая опорную изоляцию, но за исключением трансформаторов тока и заземляющего вывода) в течение 1 мин. Испытания проводятся при температуре не ниже плюс 5 °С.

Величина испытательного напряжения должна соответствовать требованиям таблиц 1, 2 приложения N 7 к настоящим требованиям. Если в документации изготовителя указано большее значение, необходимо руководствоваться указаниями документации изготовителя.

514. При П, К, М проводится испытание трансформатора тока в составе резистивной установки.

Испытания и измерение параметров трансформатора тока (при их наличии) в цепи резистора проводятся в соответствии с главой IХ настоящих требований.

515. В процессе эксплуатации периодичность проведения измерений резистора должна совпадать со сроками проведения измерений или проведения ремонтных работ на силовых трансформаторах (автотрансформаторах), к которым подключены эти резисторы.

XLIX. Ветроэнергетические установки

516. К ветроэнергетическим установкам (далее по тексту - ВЭУ) относятся установки, которые преобразуют кинетическую энергию ветра в электрическую энергию. В состав ВЭУ входят различные компоненты, в том числе: силовые трансформаторы; машины постоянного тока; электродвигатели переменного тока; аппараты, вторичные цепи и электропроводка на напряжение до 1000 В; ограничители перенапряжения; заземляющие устройства; силовые кабельные линии.

517. В отношении силовых трансформаторов, расположенных внутри башни ВЭУ, а также индивидуальных силовых трансформаторов ВЭУ при П, К, М проводится измерение сопротивления изоляции обмоток трансформаторов в соответствии с требованиями изготовителя, а также тепловизионный контроль в соответствии с приложением N 8 к настоящим требованиям.

518. В отношении машин постоянного тока, предназначенных для использования при номинальном напряжении постоянного тока от 75 В (включительно) и расположенных внутри башни ВЭУ, при П, К, Т проводят измерения сопротивления изоляции обмоток в соответствии с требованиями изготовителя. В процессе эксплуатации сопротивление изоляции обмоток измеряется вместе с соединенными с ними цепями и кабелями.

519. В отношении электродвигателей переменного тока, предназначенных для использования при номинальном напряжении переменного тока от 50 В (включительно) и расположенных внутри башни ВЭУ, проводят измерения сопротивления изоляции в соответствии с требованиями изготовителя.

520. В отношении аппаратов, вторичных цепей и электропроводки на напряжение до 1000 В, расположенных внутри башни ВЭУ, при Т проводится измерение сопротивления изоляции цепей РЗА и других вторичных цепей со всеми присоединенными аппаратами (катушки приводов, автоматы, магнитные пускатели, контакторы, реле, приборы) в соответствии с требованиями изготовителя.

521. В отношении ограничителей перенапряжения, расположенных внутри башни ВЭУ, при П, К, М проводится измерение сопротивления изоляции в соответствии с требованиями изготовителя.

522. В отношении заземляющих устройств ВЭУ при П, К, М проверка соединений естественных заземлителей с заземляющим устройством проводится простукиванием мест соединений молотком и осмотра для выявления обрывов и других дефектов. Проводится измерение переходных сопротивлений, при этом значения переходных сопротивлений должно соответствовать требованиям, установленным документацией изготовителя. Также проводится 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. Измерение сопротивления заземляющих устройств электростанций проводится при П, К, М, но не реже 1 раза в 12 лет. При П, М выполняется проверка цепи фаза-нуль (цепи зануления), если в документации изготовителя не указано иное.

523. В отношении силовых кабелей, расположенных внутри башни ВЭУ, при П, К и М измерение сопротивления изоляции КЛ проводится мегаомметром на напряжение 2500 В. Измеренное значение сопротивления изоляции должно быть не менее указанных в документации изготовителя. Испытания силового кабеля на номинальное напряжение проводятся в соответствии с требованиями документации изготовителя. При К заземляющих устройств 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.

524. В отношении компонентов ВЭУ, расположенных в ступице ветроколеса или в гондоле, а также иных компонентов, не указанных в настоящем разделе, испытания проводятся в соответствии с требованиями документации изготовителя.

Приложение N 1
к требованиям к обеспечению
надежности электроэнергетических систем,
надежности и безопасности объектов
электроэнергетики и энергопринимающих
установок "Требования к объему и нормам
испытаний электрооборудования"

Термины и определения, употребляемые в требованиях к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Требования к объему и нормам испытаний электрооборудования"

В требованиях к объему и нормам испытаний электрооборудования используются термины и определения в значениях, установленных законодательством Российской Федерации, а также следующие термины и определения:

высоковольтные испытания - экспериментальное определение качественных и (или) количественных характеристик свойств объекта испытаний, проводимое с заданными точностью и достоверностью для определения технического состояния электрооборудования при подаче либо возникновении на оборудовании следствием обратной трансформации напряжения 1 000 В и выше;

документация изготовителя - технические условия, ремонтные документы, инструкции, программы и методики испытаний, протоколы испытаний, руководство по эксплуатации, формуляр, паспорт электрооборудования, иная документация, включенная в состав поставки оборудования;

измерение - совокупность операций, выполняемых для определения количественного значения величины;

испытание - техническая операция, заключающаяся в определении характеристик электрооборудования, устройств и систем;

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;

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;

комплексное диагностическое обследование - комплекс мероприятий, проводимый по специальным программам для получения объективной и достоверной информации о техническом состоянии оборудования, его составных узлов и элементов расширенными методами диагностирования с целью определения его пригодности к эксплуатации по правилам, установленным нормативной документацией, разработки рекомендаций по эксплуатации и ремонту;

контроль периодический - контроль, при котором поступление информации о контролируемых параметрах происходит через установленные интервалы времени;

контроль технического состояния (контроль) - проверка соответствия значений параметров электрооборудования требованиям технической документации в данный момент времени.

мониторинг - непрерывный контроль параметров объекта с применением автоматизированных средств (систем), обеспечивающих сбор, хранение и обработку информации в режиме реального 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. 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;

неразрушающий контроль - контроль свойств и параметров электрооборудования, не ухудшающий их пригодность к эксплуатации;

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;

работоспособность объекта - состояние объекта, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативной и (или) конструкторской (проектной) документации;

резервный элемент (электрооборудование) - элемент (электрооборудование), предназначенный для выполнения функций основного элемента в случае отказа последнего;

тепловизионный 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);

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;

анализ газов, растворенных в масле - разделение смеси газов, выделенных из трансформаторного масла, с определением компонентов, разделенных с помощью механизмов разделения.

Приложение N 2
к требованиям к обеспечению
надежности электроэнергетических систем,
надежности и безопасности объектов
электроэнергетики и энергопринимающих
установок "Требования к объему и нормам
испытаний электрооборудования"

Таблица 1. Допустимые значения сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции.

Испытуемый элемент	Вид измерения	Напряжение мегаомметра, В	Допустимое значение сопротивления изоляции, МОм	Примечание
1. Обмотка статора	П	2500/1000/ /500	Не менее 10 на киловольт номинального линейного напряжения	Для каждой фазы или ветви в отдельности относительно корпуса и других заземленных фаз или ветвей. Значение R 60 "/R 15 " не менее 1,3.
	П	2500	Документация изготовителя	При протекании дистиллята через обмотку
	К, Т	2500/1000/ /500		R 60 "и R 60 "/R 15 " не нормируются, но должны учитываться при принятии решения 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 более 300 МВт с неявнополюсными роторами, при косвенном или непосредственном воздушном и водородном охлаждении обмотки, имеющей сопротивление изоляции не менее 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	Документация 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 высокие нормы
8. Диффузоры, щиты вентиляторов и другие узлы статора генераторов	П, К	500-1000	Документация изготовителя
9. Термодатчики с соединительными проводами, включая соединитель-ные провода, уложенные внутри генератора	П, К
с косвенным охлаждением обмоток статора		250 или 500	Не менее 1,0	Напряжение мегаомметра - по инструкции изготовителя
с непосредственным охлаждением обмоток статора		500	Не менее 0,5
10. Концевой вывод обмотки статора турбогенераторов серии ТГВ	П, К	2500	1000	Измерение проводится до соединения вывода с обмоткой статора

Примечание:

1. При Т сопротивление изоляции обмоток статора, ротора и систем возбуждения с непосредственным водяным охлаждением измеряется только в тех случаях, когда не требуется проведение специально для этой цели демонтажных работ. Допускается проводить измерения вместе с ошиновкой.

2. 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 2. Испытательные напряжения промышленной частоты.

Испытуемый элемент	Вид испытания	Характеристика или тип генератора	Испытательное напряжение, кВ	Примечание
1. Обмотка статора генератора	П	Мощность до 1 МВт, номинальное напряжение выше 1 кВ	0,8 (2U ном+1), но не менее 1,2
		Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение до 3,3 кВ включительно	0,8 (2U ном+1)
		Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение свыше 3,3 кВ до 6,6 кВ включительно	0,8·2,5U ном
		Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение свыше 6,6 кВ до 20 кВ включительно	0,8 (2U ном+1)
		Мощность от 1МВт и выше, номинальное напряжение свыше 20 кВ	0,8 (2U ном+1)
2. Обмотка статора гидрогенератора, шихтовка или стыковка частей статора которого проводится на месте монтажа, по окончании полной сборки обмотки и изолировки соединений	П	Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение до 3,3кВ включительно	2U ном+1	Если сборка статора проводится на месте монтажа, но не на фундаменте, то до установки статора на фундамент его испытания проводятся по пункту 2 таблицы, а после установки - по пункту 1 таблицы
		Мощность от 1МВт и выше, номинальное напряжение свыше 3,3 кВ до 6,6кВ включительно	2,5U ном
		Мощность от 1МВт и выше, номинальное напряжение до 20кВ включительно	0,8 (2U ном+1)
3. Обмотка статора генератора	К	Генераторы всех мощностей	(1,51,7)U ном, но не более испытательного напряжения при П генератора и не менее 1	Испытательное напряжение принимается 1,5U ном для турбогенераторов мощностью 150 МВт и выше с непосредственным охлаждением обмотки статора. Для генераторов других мощностей испытательное напряжение принимается 1,5U ном при ежегодных испытаниях для генераторов, проработавших более 10 лет. Испытательное напряжение принимается 1,7U ном как обязательное при испытаниях, проводимых реже 1раза в год, кроме турбогенераторов мощностью 150 МВт и более с непосредственным охлаждением обмотки статора Для турбогенераторов, отработавших нормативный срок службы, может быть установлено иное испытательное напряжение, но не менее 1,25 от номинального.
	М	Генераторы всех мощностей	По документации изготовителя	Снижение испытательного напряжения должно быть не более 0,2U ном по сравнению со значением, используемым при последнем К.
4. Обмотка явнополюсного ротора	П	Генераторы всех мощностей	8U ном возбуждения генератора, но не менее 1,2 и не более 2,8
	К	Генераторы всех мощностей	6U ном возбуждения генератора, но не менее 1
5. Обмотка неявнополюсного ротора	П	Генераторы всех мощностей	1,0 1*(1)	Изоляция обмотки ротора испытывается при одетых и снятых бандажных кольцах напряжением 1кВ, если в документации изготовителя не указано иное.
6. Обмотка коллекторных возбудителя и подвозбудителя	П	Генераторы всех мощностей	8U ном возбуждения генератора, но не менее 1,2 и не более 2,8	Относительно корпуса и бандажей.
	К	Генераторы всех мощностей	1,0
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 2*(2),	31,0 3*(3), 34,5 4*(4)	Испытания проводятся до установки концевых выводов на турбогенератор.
		ТГВ-300, ТГВ-500 ТВМ-500 ТВВ-500	39,0 5*(5), 43,0 6*(6) 70	По инструкции изготовителя. Проводится испытание изолятора концевого вывода.

Таблица 3. Нормы отклонений сопротивления обмоток постоянному току.

Испытуемый элемент	Вид испытания	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%

Таблица 4. Оценка формы ротора и решения о дальнейшей эксплуатации гидрогенератора.

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.
> 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 двух измеренных напряжений ра.

Таблица 5. Оценка формы статора и решения о дальнейшей эксплуатации гидрогенератора.

Параметры, определяющие состояние генератора		Оценка	Решения
Степень искажения формы статора, (статической или динамической), с %	Температура сегментов направляющих подшипников, °С
< 5	< t ном	хорошее	Эксплуатация без ограничений
5 - 15	>tном(tном + 10°)	неудовлетворительно	Разрешается эксплуатация гидроагрегата. Одновременно разрабатываются рекомендации по устранению несимметрии статора. Возможен вывод генератора в ремонт.
> 15	> (t ном + 10°)	критическое	Немедленный вывод генератора в ремонт для исправления формы статора. Ревизия направляющих подшипников и, при необходимости, их ремонт

Таблица 6. Допустимые удельные потери сердечника.

Марка стали		Допустимые удельные потери, Вт/кг, при
Новое обозначение	Старое обозначение	В = 1,0 Тл	В = 1,4 Тл
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 39 настоящих требований и таблице 6, решение о возможности продолжения эксплуатации машины и необходимых для этого мерах следует принимать с привлечением специализированных организаций с учетом результатов предыдущих испытаний. 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.

Таблица 7. Предельные значения вибрации генераторов и их возбудителей.

Контролируемый узел	Вид испытания	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	50 8*(7)	30 9*(8)	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
	М 7*(9)
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 П 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	Примечание к пункту 3 таблицы
5. Лобовые части обмотки статора турбогенератора	П, К	-	-	-	-	125	125	Вибрация лобовых частей обмотки определяется при П 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 1*(10) 0	П, К	30 (50) 80	30 (50) 80	30 (50) 80	30 (50) 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 1*(11) 1	П, К	50	50	50	50	-	-	Вибрация обмотки определяется при П 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:

При М:

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

Таблица 8. Критерии оценки состояния плотности прессовки зубцовой зоны пакетов сердечника статора.

Время задержки ультразвуковых колебаний (мкс) на нажимных пальцах	Время распространения ультразвуковых колебаний (мкс) на мм толщины запеченного пакета	Техническое состояние торцевых зон сердечника статора
<15	Менее 0,8	хорошее
15-20	0,8-1,2	удовлетворительное
20-40	1,2-1,8	критическое
>40	Более 1,8	предаварийное

Примечание: если имеет место "замасливание" сердечника, особенно наличие масла между сегментами активной стали, это оказывает влияние на результаты контроля, которые могут не соответствовать фактическому состоянию прессовки.

Таблица 9. Показатели качества турбинного масла.

Наименование показателя качества	Значение показателя качества масла
1. Кислотное число, мг КОН/г, не более (отличие от значения после залива масла в оборудование, не более)	0,3 (для турбогенераторов и синхронных компенсаторов) (0,15)
2. Содержание шлама (общее), % массы, менее	0,005 (отсутствие)
3. Содержание воды, % массы, менее	0,03
4. Класс промышленной чистоты, не более - для синхронных компенсаторов - для генераторов гидроагрегатов - для турбогенераторов	13 13 11
5. Изменение кинематической вязкости от значения после залива масла в оборудование, %, не более**	10
6. Изменение температуры вспышки в открытом тигле от предыдущего значения, °С, не более**	10

Примечание:

1. Показатели 5 и 6 определяются не реже 1 раза в год.

2. При наличии в документации изготовителей оборудования более высоких требований к периодичности, объему контроля и предельно-допустимым значениям показателей качества турбинного масла, подлежащего замене, используют более высокие требования.

Приложение N 3
к требованиям к обеспечению
надежности электроэнергетических систем,
надежности и безопасности объектов
электроэнергетики и энергопринимающих
установок "Требования к объему и нормам
испытаний электрооборудования"

1. Испытания генераторов и синхронных компенсаторов, проводимые при ремонтах обмоток статора.

Пооперационные испытания при ремонтах генераторов и синхронных компенсаторов с полной или частичной сменой обмотки статора приведены в таблицах 1 и 2.

По сроку эксплуатации и состоянию изоляции на момент ремонта обмотки генераторов разделены в таблицах 1 и 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 менее 1,2U _ном.

Допускается при частичной замене обмотки изоляция верхних стержней по технологическим условиям испытывать их по окончании ремонта вместе со всей обмоткой до укладки в пазы.

При пробое одного или нескольких стержней во время профилактических испытаний оставшуюся часть обмотки всех трех фаз необходимо испытывать напряжением промышленной частоты, равным значению, соответствующему уровню напряжения, выполняемому для этого турбогенератора в стадии К. 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, также, как и отремонтированные, в зависимости от срока службы по нормам таблиц 1 и 2.

Таблица 1. Испытания 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	3U ном	3U ном	Полная замена обмотки статора обеих категорий
2. Лобовые части стержней (секции) до укладки обмотки	1,6U ном	1,5U ном	Полная замена обмотки статора обеих категорий
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 менее 1 МОм
4. Изоляция кронштейнов	1,2U ном	1,2U ном	Полная замена обмотки статора обеих категорий
5. Изоляция бандажных колец лобовых частей обмотки	1,8U ном	1,5U ном	Полная замена обмотки статора обеих категорий
6. Соединительные и выводные шины до установки на место	2,4U ном	2,4U ном	Полная замена обмотки статора обеих категорий
7. Стержни (секции) после укладки в пазы:
а) нижние	2,8U ном	2,7U ном	Полная замена обмотки статора обеих категорий
б) верхние (отдельно от нижних или вместе с ними)	2,6 U ном	2,5 U ном	Полная замена обмотки статора обеих категорий
8. Обмотки статора с косвенным охлаждением (испытание повышенным выпрямленным напряжением каждой фазы в отдельности при остальных заземленных)	1,282,5 U ном	1,28(2 U ном+3)	Полная замена обмотки статора обеих категорий
9. Обмотка статора (испытание каждой фазы по отношению к корпусу и двум другим заземленным фазам) после ее ремонта для генератора мощностью, кВт:
а) до 1000	2U ном+1,0, но не менее 1,5 кВ	-	Полная замена обмотки статора обеих категорий
б) от 1000 и выше на номинальное напряжение, кВ:
до 3,3 включительно	2 U ном+1,0	-	Полная замена обмотки статора обеих категорий
свыше 3,3 до 6,6 включительно	2,5 U ном	-	Полная замена обмотки статора обеих категорий
свыше 6,6	-	2 U ном+3,0	Полная замена обмотки статора обеих категорий
10. Обмотка после удаления поврежденных стержней (секций)*(12)	2 U ном	2 U ном	Частичная замена обмотки первой категории
11. Запасные и отремонтированные стержни (секции) до укладки в пазы - пазовая изоляция	2,7 U ном	2,7 U ном	Частичная замена обмотки первой категории
12. Лобовые части стержней до укладки обмотки	1,3 U ном	1,3 U ном	Частичная замена обмотки первой категории
13. Запасные и отремонтированные стержни (секции) после укладки в пазы до соединения со старой обмоткой (нижние стержни)	2,4 U ном	2,4 U ном	Частичная замена обмотки первой категории
14. Собранная обмотка с косвенным охлаждением (испытание повышенным выпрямленным напряжением каждой фазы в отдельности при остальных заземленных)	2,72U ном, но не более, чем было при П генератора	2,72 U ном	Частичная замена обмотки первой категории
15. Собранная обмотка статора после ремонта (испытание каждой фазы по отношению к корпусу и двум другим заземленным фазам)	1,7 U ном	1,7 U ном	Частичная замена обмотки первой категории
16. Обмотки после удаления поврежденных стержней (секций)*(13)	1,7 U ном	1,7 U ном	Частичная замена обмотки второй категории
17. Запасные и отремонтированные стержни (секции) до укладки в пазы - пазовая изоляция	2,5 U ном	2,5 U ном	Частичная замена обмотки второй категории
18. Лобовые части стержней (секций) до укладки обмотки	1,3 U ном	1,3 U ном	Частичная замена обмотки второй категории
19. Запасные и отремонтированные стержни (секции) после укладки в пазы до соединения со старой обмоткой (нижние стержни)	2,2 U ном	2,2 U ном	Частичная замена обмотки второй категории
20. Обмотка статора с косвенным охлаждением (испытание повышенным выпрямленным напряжением каждой фазы в отдельности при остальных заземленных)	2,4 U ном	2,4 U ном	Частичная замена обмотки второй категории
21. Собранная обмотка статора после ремонта (испытание каждой фазы по отношению к корпусу и двум другим заземленным фазам)	1,5 U ном	1,5 U ном	Частичная замена обмотки второй категории
22. Концевые выводы в собранном виде до установки	2,4 U ном	2,4 U ном	Частичная замена обмотки второй категории
23. Обмотка статора после полной или частичной переклиновки пазов или перепайки лобовых частей*(14)	1,7 U ном	1,7 U ном	Ремонт без замены обмотки первой категории
24. Обмотка статора после полной или частичной переклиновки пазов или перепайки лобовых частей *(15)	1,5 U ном	1,5 U ном	Ремонт без замены обмотки второй категории*(16)
25. Обмотка статора после ремонта, не связанного с подъемом стержней или переклиновкой пазов	1,25 U ном	1,25 U ном	Ремонт без замены обмотки первой категории
26. Обмотка статора после ремонта, не связанного с подъемом стержней или переклиновкой пазов	1,2 U ном	1,2 U ном	Ремонт без замены обмотки 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 U ном	1,0 U ном	Обмотки обеих категорий

Примечание:

В таблице приведены испытательные напряжения промышленной частоты, если специально не оговорено иное.

Испытание сердечника статора после удаления подлежащих выемке стержней и укладки новых стержней и заклиновки пазов при полной или частичных замене обмоток обеих категорий проводится по пункту 39 настоящих требований.

Гидравлические испытания 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 проводятся в соответствии с требованиями документации изготовителя генератора.

Таблица 2. Пооперационные испытания 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:
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	0,210,04	-
ТВВ-165-2	0,2780,04	-
ТВВ-200-2 (30 пазов) - на полустержень	0,1640,02	-
ТВB-200-2A, TBB-220-2A, ТВB-220-2E	0,1640,025	-
ТВB-320-2, TBB-350-2	0,1840,03	-
ТВВ-320-2Е	0,1560,023	-
ТВВ-500-2 (верхний стержень)	0,2710,04	-
ТВВ-500-2 (нижний стержень)	0,2310,03	-
ТВВ-500-2Е (верхний стержень)	0,280,04	-
ТВВ-500-2Е (нижний стержень)	0,240,036	-
ТВВ-800-2, ТВВ-800-2Е,	0,3270,06	-
ТЗВ-800-2, ТВВ-1000-2
(верхний стержень)
ТВВ-800-2, ТВВ-800-2Е,	0,2830,05	-
ТЗВ-800-2, ТВВ-1000-2
(нижний стержень)
ТВВ-1000-4 (верхний стержень)	0,3540,071	-
ТВВ-1000-4 (нижний стержень)	0,3040,061	-
ТВВ-1200-2 (верхний стержень)	0,1640,0226	-
ТВВ-1200-2 (нижний стержень)	0,1420,0213	-
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, л/с:
ТГВ-200М	8,8	Не более 40 с
ТГВ-500-2	6,4	Не более 40 с
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 U ном	1 мин
б) ТВВ с номинальным напряжением до 20 кВ	2,7 U ном	1 мин
в) ТВВ, ТЗВ с номинальным напряжением 24 кВ	62	1 мин
1.4. Испытание на коронирование при снижении напряжения после испытания	1,5 U ном	3 мин	Допускается равномерное свечение голубого цвета. Свечение белого и желтого цветов не допускается
1.5. Испытание изоляции лобовой части напряжением	1,5 U ном	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 N01586	0,22
ТГВ-300 с N 02343	0,22
2. Испытание изоляции кронштейнов, шинодержателей и бандажных колец до установки напряжением	1,4 U ном	1 мин
3. Испытание соединительных и выводных шин до установки
3.1. Испытание на проходимость:
у турбогенераторов ТВВ-ТЗВ продувкой воздухом	-	-
для турбогенераторов ТГВ-200, ТГВ-300:
давление воздуха на входе в шину, мм вод. ст.	1000
давление на выходе из шины	По таблице 3 приложения N1 к настоящим требованиям		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 08.09.2014 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:
ТГВ	2,4 U ном	1 мин
ТВВ с номинальным напряжением до 20 кВ	2,0 U ном+1	1 мин
ТВВ, ТЗВ с номинальным напряжением 24кВ	2,0 U ном+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 U ном	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 до и после укладки обмотки и заклиновки пазов при индукции 1,4 Тл	Пункт 39 настоящих требований
8. Измерение сопротивлений постоянному току термопреобразователей сопротивления, Ом:
до установки	Приведенное к температуре измерения, указанной в паспорте турбогенератора.
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:
ТГВ, ТВВ с номинальным напряжением до 20 кВ	2,5 U ном	1 мин
ТВВ с номинальным напряжением 24 кВ	49,0	1 мин
ТЗВ с номинальным напряжением 24 кВ	52,0	1 мин
9.2. Испытание на коронирование - при снижении напряжения после испытания	1,15 U ном	5 мин	Допускается равномерное свечение голубого цвета. Свечение белого и желтого цветов не допускается
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:
ТГВ, ТВВ с номинальным напряжением до 20 кВ	2,4 U ном	1 мин	При невозможности изолирования верхних стержней от нижних допускается проведение испытания совместно с нижними стержнями
ТВВ с номинальным напряжением 24 кВ	49,0	1 мин	Допускается не проводить
ТЗВ с номинальным напряжением 24 кВ	50,0	1 мин	При невозможности изолирования верхних стержней от нижних допускается проведение испытания совместно с нижними стержнями
10.2. Испытание на коронирование - при снижении напряжения после испытания	1,15 U ном	5 мин	Допускается равномерное свечение голубого цвета. Свечение белого и желтого цветов не допускается
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:
ТГВ, ТВВ с номинальным напряжением до 20 кВ	2,2 U ном	1 мин
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 в пункте 1.1 таблицы для генераторов мощностью 500 МВт и менее, и 90% указанного в пункте 1.1 таблицы для генераторов мощностью 800 МВт и более	-	-
для генераторов ТВВ, ТЗВ определяются расходы при давлении на подаче 0,1 МПа
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
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	Пункт 93 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:
ТГВ, ТВВ с номинальным напряжением до 20 кВ	2 U ном+1	1 мин	При испытании генераторов ТВВ, ТЗВ, ТГВ-200М, ТГВ-500-2 по обмотке должен циркулировать дистиллят с удельным сопротивлением ее менее 100 кОмсм и расход его должен быть не менее номинального (если в инструкции изготовителя не указано иначе)
TВB, ТЗВ с номинальным напряжением 24 кВ	49	1 мин
20.2. Испытание на коронирование - при снижении напряжения после испытания	1,15 U ном	5 мин	Допускается равномерное свечение голубого цвета. Свечение белого и желтого цветов не допускается
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, кВ	U ном	1 мин	Допускается испытание при заполнении статора инертным газом или водородом с соблюдением условий пункта 94 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, кВ	2 U ном	1 мин	В случае замены только верхних стержней испытание проводится напряжением 1,7U ном.
			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 таблицы
23.3. Испытание на проходимость стержней для турбогенераторов:
ТВВ, ТЗВ, ТГВ-200М, ТГВ-500-2 - водой	По пункту 16 таблицы		Проводится в случае, если предполагается ухудшение проходимости стержней в оставшейся части обмотки
ТГВ-200, ТГВ-300 - воздухом	По пунктам 9.5 и 10.5 таблицы
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 после удаления поврежденных стержней и укладки новых стержней и заклиновки пазов статора при индукции 1,4Тл	Сталь должна удовлетворять требованиям, указанным в пункте 39 настоящих требований
26. Испытание новых и демонтированных стержней обмотки генераторов ТВВ, ТЗВ до укладки их в пазы	По пункту 1 таблицы
27. Испытание новых стержней для генераторов ТГВ до укладки их в пазы	По пункту 1 таблицы
28. Испытание демонтированных и отремонтированных стержней для генераторов ТГВ до укладки их в пазы
28.1. Испытание на проходимость	По пункту 1.1 таблицы
28.2. Испытание изоляции пазовой части напряжением	2,7 U ном	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 U ном	1 мин
29. Испытание новых и отремонтированных соединительных и выводных шин до установки	По пункту 3 таблицы
30. Испытание новых и отремонтированных концевых выводов до установки	По пункту 4 таблицы
31. Испытание изоляции кронштейнов и шинодержателей до установки	По пункту 2 таблицы
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 таблицы
33. Испытание ремонтируемых сливных и напорных коллекторов на прочность и герметичность водой для турбогенераторов ТВВ, ТЗВ, ТГВ-200М, ТГВ-500-2	По пункту 6 таблицы
34. Испытание нижних стержней обмотки после укладки их в пазы напряжением для турбогенераторов:
ТВВ, ТЗВ	По пункту 9 таблицы
ТГВ	2,4 U ном	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 нижними. Если при этом нижние стержни принадлежат оставшейся части обмотки, то испытательное напряжение
ТВВ, ТЗВ	По пункту 10 таблицы
ТГВ	2,2 U ном	1 мин	верхних стержней не должно превышать испытательного напряжения этой части обмотки
36. Измерение сопротивлений постоянному току вновь уложенных термопреобразователей сопротивления	По пункту 8 таблицы
37. Измерение сопротивления изоляции вновь уложенных в пазы термопреобразователей сопротивления мегаомметром на напряжение 500В	По пункту 11 таблицы
38. Проверка на монолитность вновь запаянных соединений	По пункту 13 таблицы
39. Измерение сопротивления постоянному току обмотки в холодном состоянии каждой ветви и фазы обмотки	По пункту 15 таблицы
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 таблицы
ТГВ-200, ТГВ-300 - воздухом	По пункту 9.5 и 10.5 таблицы
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 таблицы
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 1,5U ном.
каждой фазы в отдельности при остальных заземленных,кВ	1,7 U ном	1 мин	При испытании турбогенераторов ТВВ, ТЗВ, ТГВ-200М по обмотке должен циркулировать дистиллят в соответствии с требованиями пункта 20
на коронирование - при снижении напряжения после испытания,кВ	1,0 U ном	5 мин	Допускается равномерное свечение голубого цвета. Свечение белого и желтого цветов не допускается
44. Испытание изоляции обмотки статора после заводки ротора в статор и установки щитов до заполнения статора водородом	По пункту 22 таблицы
45. Измерение сопротивления изоляции обмотки статора (мегаомметром на напряжение 2500 В) до и после испытания изоляции	Пункт 39 настоящих требований
46. Испытание изоляции обмотки статора турбогенератора:			Ремонт, не связанный с подъемом стержней, шин, переклиновкой
ТВВ, ТЗВ	1,0 U ном	1 мин
ТГВ	1,3 U ном	1 мин
Частичная замена обмотки статора второй категории (турбогенераторов, со сроком эксплуатации свыше 10 лет, при термореактивной изоляции - свыше 20 лет)
47. Испытание оставшейся части обмотки после удаления поврежденных стержней:			При испытании турбогенераторов ТВВ, ТЗВ, ТГВ-200М ТГВ-500-2 по обмотке должен циркулировать дистиллят в соответствии с требованиями пункта 20 таблицы
изоляция каждой фазы в отдельности при остальных заземленных	1,7 U ном	1 мин
на прочность и герметичность - водой, для турбогенераторов ТВВ, ТЗВ, ТГВ-200М, ТГВ-500-2	По пункту 18 таблицы
на проходимость	По пункту 23.3 таблицы		Проводится в случае, если предполагается ухудшение проходимости стержней в оставшейся части обмотки
48. Измерение сопротивления постоянному току неповрежденных ветвей или фаз оставшейся части обмотки	По пункту 15 таблицы
49. Испытание активной стали сердечника статора при нагреве после удаления поврежденных стержней и укладки новых стержней и заклиновки пазов статора	По пункту 7 таблицы
50. Испытание новых и ремонтируемых выводных шин до установки	По пункту 3 таблицы
51. Испытание новых и ремонтируемых концевых выводов до установки	По пункту 4 таблицы
52. Испытание изоляции кронштейнов, шинодержателей и бандажных колец до установки	По пункту 2 таблицы
53. Испытание шлангов перед установкой на прочность и герметичность	По пункту 5 таблицы
54. Испытание новых и ремонтируемых сливных и напорных коллекторов на прочность и герметичность водой после установки	По пункту 6 таблицы
55. Испытание стержней обмотки до укладки в пазы:
на проходимость	По пункту 1.1 таблицы
на прочность и герметичность	По пункту 1.2 таблицы
изоляции пазовой части напряжением, кВ:
для генераторов ТВВ и ТГВ номинальным напряжением до 20 кВ	2,7 U ном	1 мин
для генераторов ТВВ и ТЗВ номинальным напряжением 24 кВ	62
на коронирование	По пункту 1.4 таблицы
изоляции лобовых частей	По пункту 1.5 таблицы
изоляции между полустержнями (стержней, состоящих из двух половинок)	По пункту 1.6 таблицы
изоляции между трубками и трубками - элементарными проводниками	По пункту 1.7 таблицы
56. Испытание нижних стержней обмотки после укладки в пазы	По пункту 9 таблицы
57. Испытание верхних стержней обмотки после укладки в пазы	По пункту 35 таблицы
58. Измерение сопротивления постоянному току вновь уложенных термопреобразователей сопротивления	По пункту 8 таблицы
59. Измерение сопротивления изоляции вновь уложенных термопреобразователей сопротивления мегаомметром на напряжение 500 В	По пункту 21 таблицы
60. Испытание изоляции от корпуса новых верхних и новых нижних стержней совместно после укладки в пазы и заклиновки	2,0 U ном	1 мин
61. Проверка на монолитность паяных соединений	По пункту 1.3 таблицы
62. Измерение сопротивления постоянному току обмотки статора в холодном состоянии каждой ветви или фазы	По пункту 1.5 таблицы
63. 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 таблицы
64. Испытание обмотки статора водой на прочность и герметичность для турбогенераторов ТВВ, ТЗВ, ТГВ-200М, ТГВ-500-2	По пункту 18 таблицы
65. Испытание изоляции выпрямленным напряжением, кВ, полностью собранной обмотки каждой фазы по отдельности при остальных заземленных фазах для турбогенераторов:
ТГВ-200	40	1 мин	Пункт 93 настоящих требований
ТГВ-300	50	1 мин
66. Испытание изоляции полностью собранной обмотки статора от корпуса:
каждой фазы в отдельности при остальных заземленных	1,5 U ном	1 мин	При испытании турбогенераторов ТВВ, ТЗВ, ТГВ-200М, ТГВ-500-2 по обмоткам должен циркулировать дистиллят в соответствии с пунктом 20 таблицы
на коронирование при снижении напряжений после испытания	1,0 U ном	5 мин	Допускается равномерное свечение голубого цвета. Свечение белого и желтого цветов не допускается
67. Испытание изоляции обмотки статора после заводки ротора и установки щитов (допускается испытание при заполнении генератора инертным газом или водородом)	1,0 U ном	1 мин	При испытании турбогенераторов ТВВ, ТЗВ, ТГВ-200М, ТГВ-500-2 по обмоткам должен циркулировать дистиллят в соответствии с требованиями пункта 20 таблицы

Примечание:

Нормы для генераторов типа ТГВ-200М распространяются также на генераторы типов ТГВ-200-2М, ТГВ-220-2П, АСТГ-200.

Таблица 3. Данные для проверки проходимости шин генераторов ТГВ-200 и ТГВ-300.

ТГВ-200		ТГВ-300 (давление воздуха на входе в шину 1000 мм вод. ст.)
Шина, чертеж N	Давление на выходе, не менее мм вод. ст.	Шина, чертеж N	Давление на выходе, не менее, 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

Примечание:

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 требованиями документации изготовителя.

2. Испытания, проводимые при ремонте обмотки ротора турбогенератора

Пооперационные испытания при ремонтах турбогенераторов с полной или частичной сменой обмотки ротора, а также при ремонте в пределах ее лобовых частей приведены в таблице 4 - для машин с косвенным воздушным или водородным охлаждением обмотки возбуждения и в таблице 5 - для машин с непосредственным водородным охлаждением обмотки.

Пооперационные испытания при ремонтах обмоток роторов турбогенераторов с бесщеточной системой возбуждения, непосредственным воздушным и водяным охлаждением обмотки должны соответствовать требованиям документации изготовителя с учетом специфики их конструкции.

При проведении испытаний необходимо выполнять следующие требования:

изоляция обмотки ротора от седел испытывается во всех случаях снятия бандажей независимо от причин снятия;

при частичном ремонте изоляции обмотки ротора, в случаях соединения катушек между собой перемычкой, изоляция уложенной переизолированной катушки не испытывается;

во всех случаях снятия бандажей ротора изоляция его обмотки от корпуса испытывается напряжением 1 кВ промышленной частоты в течение 1 мин, если иное не установлено в документации изготовителя;

испытание проводится при снятых бандажах после очистки ротора.

продолжительность испытания главной изоляции 1 мин, витковой изоляции - 5 мин.

Таблица 4. Пооперационные испытания при ремонте обмотки ротора турбогенераторов с косвенным воздушным или водородным охлаждением обмотки возбуждения

Испытуемый элемент		Испытательное напряжение промышленной частоты (испытательное напряжение для жесткого присоединения токоподводов к нижнему витку малой катушки), кВ	Характер и объём ремонта
1.	Незамененная изоляция токопродводов, отсоединенных от катушек и контактных колец	5,0 (7,0)	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)*(17)	4,0	Полная замена обмотки ротора
3.	Незамененная изоляция контактных колец при отсоединенных токопродводах	4,0	Полная замена обмотки ротора
4.	Новая изоляция шин и стержней токопродводов до их укладки		Полная замена обмотки ротора
4.1	Новая изоляция шин токопродводов	6,5 (7,5)	Полная замена обмотки ротора
4.2	Новая изоляция стержней токопродвода перед укладкой их в изоляционный цилиндр	6,5 (7,5)	Полная замена обмотки ротора
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)	Полная замена обмотки ротора
5.2	Новая изоляция стержней токопродвода после укладки в ротор (совместно с токоведущими болтами)	5,0 (7,0)	Полная замена обмотки ротора
6.	Новая изоляция контактных колец до насадки на вал ротора*(18)	6,0	Полная замена обмотки ротора
7.	Новая изоляция контактных колец после насадки их на вал до соединения с токопродводами	4,5	Полная замена обмотки ротора
8.	Новая изоляция токопродводов после присоединения к переизолированным контактным кольцам, но до соединения с катушками	4,0	Полная замена обмотки ротора
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	Полная замена обмотки ротора
	стеклотекстолитовых	7,0	Полная замена обмотки ротора
11.	Изоляция гильз после укладки их в пазы:
	миканитовых	8,0	Полная замена обмотки ротора
	стеклотекстолитовых	6,8	Полная замена обмотки ротора
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	Полная замена обмотки ротора
15.	Витковая изоляция обмотки после первой опрессовки	2,5-3,5 В на виток*(19)	Полная замена обмотки ротора
16.	Изоляция обмотки после заклиновки постоянными клиньями	3,5	Полная замена обмотки ротора
17.	Изоляция обмотки перед посадкой роторных бандажей	3,0	Полная замена обмотки ротора
18.	Изоляция обмотки после насадки роторных бандажей*(20)	2,5	Полная замена обмотки ротора
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	Частичная замена обмотки ротора
21.	Изоляция обмотки совместно со старой обмоткой после первой опрессовки	1,75	Частичная замена обмотки ротора
22.	Изоляция обмотки после заклиновки постоянными клиньями	1,5	Частичная замена обмотки ротора
23.	Изоляция обмотки:
	перед посадкой роторных бандажей	1,25	Частичная замена обмотки ротора
	после посадки роторных бандажей*(21)	1,0	Частичная замена обмотки ротора
24.	Изоляция лобовой части обмотки от седел при заземленной обмотке ротора перед посадкой бандажей	2,5	Частичная замена обмотки ротора
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	Ремонт в пределах лобовой части
27.	Изоляция обмотки ротора от корпуса после окончания ремонта при снятых бандажах	1,0	Ремонт в пределах лобовой части
28.	Изоляция обмотки ротора до и после ремонта	Проверка мегаомметром 1000 В	Ремонт в пределах лобовой части
29.	Изоляция обмотки ротора после насадки роторных бандажей	Проверка мегаомметром 1000 В	Ремонт в пределах лобовой части
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 виток*(22)

Таблица 5. Пооперационные испытания 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, токоподводов и контактных колец
TВВ, ТВФ	8,615U ном+3,355,6	1
ТГВ	10,0	1
2. Изоляция перед укладкой в изоляционный цилиндр новых стержней токоподводов турбогенераторов:
TВВ, ТВФ	8,615U ном+3,355,6	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
ТГВ	8,6	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
3. Изоляция новых токоведущих винтов перед установкой на ротор турбогенераторов:
TВВ, ТВФ	8,615U ном+3,355,6	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
ТГВ	8,6	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
4. Изоляция новых шин токоподводов после укладки и заклиновки турбогенераторов:
TВВ, ТВФ	7,614U ном+2,74,8	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
ТГВ	9,1	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
5. Изоляция новых стержней токоподводов после укладки в ротор совместно с токоведущими винтами, но без токоподводов и контактных колец турбогенераторов:
TВВ, ТВФ	7,614U ном+2,74,8	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
ТГВ	6,7	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
6. Изоляция новой втулки контактных колец после механической обработки до посадки колец турбогенераторов:
TВВ, ТВФ	8,615U ном+4,75,6	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
ТГВ	8,6	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
7. Изоляция контактных колец после посадки их на втулку турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ	8,615U ном+ 3,355,6	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
ТГВ	7,6	1
8. Изоляция контактных колец после посадки их на ротор турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ	69U ном+ 3,353,6	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
ТГВ	6,4	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
9. Изоляция новых гильз перед укладкой в пазы:
миканитовых у турбогенераторов ТГВ	10	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
стеклотекстолитовых у турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ	6,812U ном+ 2,84,25	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
ТГВ	7	1
10. Изоляция новых гильз после укладки в пазы:
миканитовых у турбогенераторов ТГВ	8,5	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
стеклотекстолитовых у турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ	6,511U ном+ 2,54,2	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
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:
в миканитовых гильзах турбогенераторов ТГВ	6,5	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
в стеклотекстолитовых гильзах турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ	5,710U ном+ 2,23,7	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
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:
с миканитовыми гильзами для турбогенераторов ТГВ	5,8	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
со стеклотекстолитовыми гильзами для турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ	510U ном+ 1,63	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
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	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
15. Корпусная изоляция обмотки после заклиновки пазов постоянными клиньями и установки постоянных клиньев и распорок в лобовых частях обмотки:
с миканитовыми гильзами для турбогенераторов ТГВ	5,0	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
со стеклотекстолитовыми гильзами для турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ	4,510U ном+ 1,22,6	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
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 документации изготовителя	-	Лобовые части обмотки должны быть закрыты резиной
ТГВ (каждый канал обмотки)	Воздух должен свободно проходить через все каналы обмотки	-
17. Корпусная изоляция обмотки перед посадкой бандажей:
с миканитовыми гильзами для турбогенераторов ТГВ	4,4	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
со стеклотекстолитовыми гильзами для турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ	4,259U ном+ 12,3	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
ТГВ	4,25	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
18. Вентиляционные каналы лобовой части обмотки ротора после посадки бандажей (проверка на проходимость)	По пункту 16 таблицы		Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
19. Корпусная изоляция обмотки ротора совместно с токоподводами и контактными кольцами после посадки бандажей для турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ	4,99U ном+ 0,72,1	1	Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
ТГВ	4,0	1
20. Обмотка ротора в холодном состоянии после посадки бандажей (измерение сопротивления постоянному току)	Нормы испытаний неуказанных в таблице элементов, а также отдельных узлов при их раздельном ремонте - по документации изготовителя.		Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
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)	Нормы испытаний неуказанных в таблице элементов, а также отдельных узлов при их раздельном ремонте - по документации изготовителя.		Полная замена обмотки, токоподводов и контактных колец
22. Элементы, указанные в пунктах 9-21 таблицы	По пунктам 9-21 таблицы	-	Полная замена обмотки ротора. Токоподводы и контактные кольца не ремонтируются
23. Изоляция контактных колец совместно с токоподводами, отсоединенными от обмотки для турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ	5,57U ном+ 34,0	1	Полная замена обмотки ротора. Токоподводы и контактные кольца не ремонтируются
ТГВ	5,5	1	Полная замена обмотки ротора. Токоподводы и контактные кольца не ремонтируются
24. Вентиляционные каналы обмотки ротора до снятия бандажей (проверка на проходимость)	По пункту 16 таблицы	-	Частичный ремонт обмотки
25. Изоляция оставшейся части обмотки после выемки поврежденных катушек совместно с изоляцией токоподводов и контактных колец для турбогенераторов:
от корпуса:
ТВВ, ТВФ	3,07U ном+ 0,51,5	1	Частичный ремонт обмотки
ТГВ	3,0	1	Частичный ремонт обмотки
витковая:
испытание импульсным напряжением высокой частоты с затухающей амплитудой	100 В на виток	0,1	Частичный ремонт обмотки
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 таблицы		Частичный ремонт обмотки
после укладки в пазы	По пункту 10 таблицы		Частичный ремонт обмотки
27. Изоляция от корпуса отремонтированных катушек после укладки в пазы и закрепления временными клиньями:
катушек, изоляцию которых можно испытать, не соединяя с оставшейся частью обмотки	По пункту 11 таблицы		Частичный ремонт обмотки
катушек, изоляцию которых можно испытать только после соединения с оставшейся частью обмотки турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ	2,55U ном+ 0,61,4	1	Частичный ремонт обмотки
ТГВ	2,5	1	Частичный ремонт обмотки
28. Изоляция обмотки после первой опрессовки пазовых и лобовых частей турбогенераторов:
от корпуса:
ТВВ, ТВФ	2,254,5U ном+0,61,3	1	Частичный ремонт обмотки
ТГВ	2,25		Частичный ремонт обмотки
витковая:
испытание импульсным напряжением высокой частоты с затухающей амплитудой	85 В на виток	0,1	Частичный ремонт обмотки
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:
от корпуса:
ТВВ, ТВФ	24U ном+ 0,61,2	1	Частичный ремонт обмотки
ТГВ	2,0	1	Частичный ремонт обмотки
витковая:
испытание импульсным напряжением высокой частоты с затухающей амплитудой	70 В на виток	0,1	Частичный ремонт обмотки
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
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 таблицы		Частичный ремонт обмотки
31. Корпусная изоляция обмотки роторов перед посадкой бандажей турбогенераторов ТВВ, ТВФ	1,753U ном+ 0,61,1	1	Частичный ремонт обмотки
32. Вентиляционные каналы обмотки ротора после посадки бандажей осматриваются и проверяются на проходимость	По пункту 16 таблицы		Частичный ремонт обмотки
33. Корпусная изоляция обмотки ротора совместно с токоподводами и контактными кольцами после посадки бандажей турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ	1,52,5U ном+ 0,6251,0	1	Частичный ремонт обмотки
ТГВ	1,5	1	Частичный ремонт обмотки
34. Обмотка ротора в холодном состоянии после посадки бандажей (измерение сопротивления постоянному току). Измеренное сопротивление сравнивается со значением предыдущего измерения	Отличие допускается до 2 %	-	Частичный ремонт обмотки
35. Обмотка ротора после посадки бандажей (измерение полного сопротивления)	По пункту 21 таблицы	-	Частичный ремонт обмотки
36. Вентиляционные каналы обмотки ротора до снятия бандажей (проверка на проходимость)	По пункту 16 таблицы	-	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	1,51,5U ном+ 0,9751,2	1	Ремонт в пределах лобовых частей обмотки и при переклиновке пазов
ТГВ	1,5	1	Ремонт в пределах лобовых частей обмотки и при переклиновке пазов
38. Вентиляционные каналы ротора перед посадкой бандажей (осмотр и проверка на проходимость)	По пункту 16 таблицы	-	Ремонт в пределах лобовых частей обмотки и при переклиновке пазов
39. Вентиляционные каналы роторов после посадки бандажей (проверка на проходимость)	По пункту 16 таблицы	-	Ремонт в пределах лобовых частей обмотки и при переклиновке пазов
40. Корпусная изоляция обмотки ротора совместно с изоляцией токоподводов и контактных колец после посадки бандажей	1	1	Ремонт в пределах лобовых частей обмотки и при переклиновке пазов
41. Обмотка ротора в холодном состоянии (измерение сопротивления постоянному току). Измеренное сопротивление сравнивается со значением предыдущего измерения	Отличие допускается до 2 %	-	Ремонт в пределах лобовых частей обмотки и при переклиновке пазов
42. Обмотка ротора после посадки бандажей (измерение полного сопротивления)	По пункту 21 таблицы	-	Ремонт в пределах лобовых частей обмотки и при переклиновке пазов
43. Обмотка ротора (измерение сопротивления изоляции до испытания изоляции повышенным напряжением и после испытания - мегаомметром на напряжение 1000 В)	По пункту 30 настоящих требований	-	Ремонт в пределах лобовых частей обмотки и при переклиновке пазов

При испытании витковой изоляции обмоток роторов импульсным напряжением его значение на выводах обмотки ротора не должно превышать испытательного напряжения изоляции обмотки ротора на корпус.

За номинальное напряжение обмотки ротора принимается напряжение на кольцах при номинальном режиме турбогенератора в установившемся тепловом состоянии.

Нормы испытаний неуказанных в таблице элементов, а также отдельных узлов при их раздельном ремонте принимаются по указаниям изготовителя.

3. 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 6.

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 6 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 П устанавливаются по согласованию с изготовителем, но не менее 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 6 (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 6, пункт 1) испытывается приложением напряжения к концам катушки в течение 5мин при температуре 120-130°С и давлении, равном 0,75 развиваемого при опрессовке изоляции.

Таблица 6. Пооперационные испытания 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
	от корпуса	4,0	4,5
	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
	от корпуса	3,5	4,0
	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	Полная замена обмотки ротора
5.	Изоляция обмотки ротора от корпуса в собранной машине после ремонта	2,5	3,0	Полная замена обмотки ротора
6.	Изоляция оставшейся части обмотки ротора:			Частичная замена обмотки ротора
	а) от корпуса	2,5	3,0
	б) витковая	2,0В на виток
7.	Изоляция обмотки от корпуса после соединения всех катушек между собой и с контактными кольцами	2,25	2,75	Частичная замена обмотки ротора
8.	Обмотка ротора в собранной машине после частичной замены изоляции	2,0	2,5	Частичная замена обмотки ротора

Приложение N 4
к требованиям к обеспечению
надежности электроэнергетических систем,
надежности и безопасности объектов
электроэнергетики и энергопринимающих
установок "Требования к объему и нормам
испытаний электрооборудования"

Таблица 1. 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 2. Испытательное напряжение промышленной частоты для изоляции машин постоянного тока.

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

Таблица 3. Норма отклонения значений сопротивления постоянному току.

Испытуемый элемент	Вид испытания	Норма	Примечание
1. Обмотки возбуждения	П, К	Значения сопротивления обмоток не должны отличаться от исходных значений более чем на 2%
2. Обмотка 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
3. Реостаты 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

Приложение N 5
к требованиям к обеспечению
надежности электроэнергетических систем,
надежности и безопасности объектов
электроэнергетики и энергопринимающих
установок "Требования к объему и нормам
испытаний электрооборудования"

Таблица 1. Допустимые значения сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции.

Испытуемый элемент	Вид измерения	Напряжение мегаомметра, В	Допустимое значение сопротивления изоляции, МОм, и коэффициента абсорбции	Примечание
1. Обмотка статора	П	2500/1000/ /500	В соответствии с указаниями таблицы 2
	К, Т		Для электродвигателей допустимые значения сопротивления изоляции R60 и коэффициент абсорбции определяются документацией изготовителей, документами по стандартизации	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 ротором на напряжение 3кВ и выше или мощностью более 1 МВт
	К, Т		-
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:

1. При Т измеряется, если для этого не требуется проведения демонтажных работ.

2. 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 2. 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 27 настоящих требований.
2. Мощность 5 МВт и ниже, напряжение выше 1 кВ, термореактивная изоляция	При температуре 10-30°С сопротивление изоляции не менее 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 5МВт включительно, а также двигатели меньшей мощности наружной установки с такой же изоляцией напряжением свыше 1 кВ	Не менее значений, указанных в таблице 3	Не менее 1,2
4. Двигатели с микалентной компаундированной изоляцией, напряжение свыше 1 кВ, мощность менее 1 МВт, кроме указанных в пункте 3 таблицы	Не менее значений, указанных в таблице 3	-
5. Напряжение ниже 1 кВ, все виды изоляции	Не менее 1,0 МОм при температуре 10-30°С	-

Таблица 3. Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции для электродвигателей.

Температура обмотки, °С	Сопротивление изоляции R 60, 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 4. Испытательные напряжения промышленной частоты для обмоток электродвигателя переменного тока.

Испытуемый элемент	Вид испытания	Мощность электродвигателя, кВт	Номинальное напряжение электродвигателя, кВ	Испытательное напряжение, кВ
1. Обмотка статора	П	Менее 1,0	Менее 1	0,8 (2U ном+0,5)
		От 1,0 и до 1000	Менее 1	0,8 (2U ном+1)
			Более 1	0,8 (2U ном+1), но не менее 1,2
		От 1000 и более	До 3,3 включительно	0,8 (2U ном+1)
		От 1000 и более	Более 3,3 до 6,6 включительно	0,8·2,5U ном
		От 1000 и более	Более 6,6	0,8 (U ном+3)
	К 1*(23)	40 и более, а также электродвигатели ответственных механизмов	0,4 и менее	1,0
			0,5	1,5
			0,66	1,7
			2,0	4,0
			3,0	5,0
			6,0	10,0
			10,0	16,0
		Менее 40	0,66 и менее	1,0
2. Обмотка ротора синхронных электродвигателей, предназначенных для непосредственного пуска, с обмоткой возбуждения, замкнутой на резистор или источник питания	П	-	-	8-кратное U ном системы возбуждения, но не менее 1,2 и не более 2,8
	К	-	-	1,0
3. Обмотка ротора электродвигателя с фазным ротором	П, К	-	-	1,5U р 2*(24), но не менее 1,0
4. Резистор цепи гашения поля синхронных двигателей.	П, К	-	-	2,0
5. Реостаты и пускорегулировочные резисторы.	П, К	-	-	1,5U р 3*(25), но не менее 1,0

Примечание:

По пунктам 1-3 таблицы - испытание двигателей напряжением до 1000 В при первичном вводе в эксплуатацию не проводится.

Таблица 5. 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

Приложение N 6
к требованиям к обеспечению
надежности электроэнергетических систем,
надежности и безопасности объектов
электроэнергетики и энергопринимающих
установок "Требования к объему и нормам
испытаний электрооборудования"

1. Испытания электродвигателей с жесткими катушками или со стержнями при полной смене обмоток.

Испытания стали статора электродвигателей мощностью 40 кВт и выше проводятся перед укладкой обмотки в соответствии с пунктом 39 настоящих требований. При этом, если изготовителем не указываются более высокие 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.

Измерение сопротивления изоляции обмоток 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 1 - 3 приложения N5 к настоящим требованиям.

Испытательное напряжение промышленной частоты при полной смене обмотки статора принимается согласно таблице 1.

Продолжительность приложения испытательного напряжения 1 мин.

Таблица 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*(26) перед укладкой 2*(27)	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 электродвига-телей, не имеющих выводов каждой фазы отдельно, допускается проводить испытание всей обмотки относительно корпуса	- 3*(28)	5,0	7,0	13,0	21,0	7,0	15,0	23

Испытательные напряжения витковой изоляции после укладки новой обмотки или новых катушек принимаются по таблице 2.

Продолжительность испытаний 3-10 с.

Таблица 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:

Междувитковое испытательное напряжение определяется как частное от деления значений, указанных в столбце 2, на число витков в катушке. 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.

Испытательные напряжения витковой изоляции катушек до укладки их в пазы должны быть выбраны по документам по стандартизации, по проектной документации, в соответствии с которыми изготовлены катушки. Испытательные напряжения витковой изоляции катушек после их укладки не должны превышать 8 % этого значения. Допускается снижение испытательного напряжения по сравнению со значением, указанным в таблицы 2, если это необходимо для выполнения данного условия.

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 изготовителя, но должны составлять не менее 50 % значений, указанных в таблице 2.

Измеренное значение сопротивления обмоток постоянному току не должно отличаться от нормированного (таблица 1 приложения N 2 к настоящим требованиям) более чем на 3 % для электродвигателей напряжением до 0,5 кВ включительно и более чем на 2 % для остальных электродвигателей.

Испытание на нагревание электродвигателей мощностью 200 кВт и выше напряжением свыше 1000 В проводится после полной смены обмотки статора, а также после реконструкции системы охлаждения. По результатам испытания оценивается соответствие нагревов требованиям документов по стандартизации и документации изготовителя и определяется наибольшая температура обмотки статора, допустимая в эксплуатации.

2. Испытания электродвигателей при полной смене всыпных обмоток.

Измерение сопротивления изоляции обмоток проводится мегаомметром на напряжение 500 или 1000 В (таблица 1 приложения N5 к настоящим требованиям).

Допустимые значения сопротивления изоляции обмоток указаны в таблице 2 приложения N5 к настоящим требованиям

Испытательное напряжение промышленной частоты при полной смене обмотки статора принимается согласно таблице 3.

Таблица 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	2U ном+1,0, но не менее 1,5	2U ном+1,0, но не менее 1,5

Измеренное значение сопротивления обмоток постоянному току не должно отличаться от нормированного более чем на 3 %.

3. Испытание электродвигателей с жесткими катушками или со стержнями при частичной смене обмоток.

Измерение сопротивления изоляции обмоток 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 таблице 1 приложения N2 к настоящим требованиям.

Испытательное напряжение промышленной частоты при частичной смене обмотки статора электродвигателей принимается согласно таблице 4.

Таблица 4. Испытательное напряжение промышленной частоты обмотки статора электродвигателей при частичной смене обмотки статора.

Испытуемый элемент	Испытательное напряжение, кВ
1. Оставшаяся часть обмотки	2U ном
2. Запасные катушки (секции, стержни) перед закладкой в электродвигатель	2,25U ном+2,0
3. То же после закладки в пазы перед соединением со старой частью обмотки	2U ном+1,0
4. Главная изоляция обмотки полностью собранного электродвигателя	1,7U ном
5. Витковая изоляция	По таблице 2

Измеренное значение сопротивления обмоток постоянному току не должно отличаться от нормированного (таблица 3 приложения N 2 к настоящим требованиям) 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 5.

При частичной смене обмотки после соединения, пайки и бандажировки значение испытательного напряжения принимается равным 1,5Uном, но не менее 1 кВ.

Продолжительность испытательного напряжения 1 мин.

Таблица 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	2U ном+3,0
2. Стержни обмотки после закладки в пазы, но до соединения	2U ном+2,0
3. Обмотка после соединения, пайки и бандажировки	2U р+1,0
4. Контактные кольца до соединения с обмоткой	2U р+2,2
5. Оставшаяся часть обмотки после выемки заменяемых катушек (секций, стержней)	2U р, но не менее 1,2
6. Вся обмотка после присоединения новых катушек секций, стержней	1,7U р, но не менее 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 7
к требованиям к обеспечению
надежности электроэнергетических систем,
надежности и безопасности объектов
электроэнергетики и энергопринимающих
установок "Требования к объему и нормам
испытаний электрооборудования"

Таблица 1. Испытательные напряжения промышленной частоты электрооборудования классов напряжения до 35 кв с нормальной и облегченной изоляцией для электрооборудования, разработанного до 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, вводы, конденсаторы связи, экранированные токопроводы, сборные шины, КРУ и КТП
	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	5,0/3,0	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)

Примечание:

1. Если при изготовлении электрооборудование было испытано напряжением, отличающимся от указанного, испытательные напряжения при П 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 2. 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 эксплуата-ции
					Фарфоровая изоляция	Другие виды изоляции
До 0,69	5 (3)/ 5	4,5 / 4,5	4,3 / 4,3	-	1	-	-
3	18 / 10	9,0 / 16,2	8,5 / 15,3	10 / 20 [12 / 23]	24,0	9 / 18	10 / 20
6	20 / 25	18,0 / 22,5	17,0 /21,3	20 (28) 1*(29)/ 28 [23 / 32]	32,0 (37,0)	18 (25,2) 2*(30) / 25,2	20 (28) 3*(31) / 28
10	28 / 35	25,2 / 31,5	23,8 / 29,8	28 (38) 4*(32)/ 38 [32 / 45]	42,0 (48,0)	25,2 (34,2) 5*(33) /34,2	28 (38) 6*(34) / 38
15	38 / 45	34,2 / 40,5	32,3 / 38,3	38 (50) 7*(35)/ 50 [45 / 60]	55,0 (63,0)	34,2 (45) / 45	38 (50) 8*(36) / 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 / 120]	95,0 (120,0)	72 / 85,5	80 / 95

Примечание:

1. Значение в скобках - для электрооборудования с облегченной изоляцией.

2. Испытательные напряжения, указанные в виде дроби: в числителе - значения для электрооборудования с нормальной изоляцией и с облегченной изоляцией; в знаменателе - для электрооборудования с нормальной изоляцией.

3. Знак "-" означает, что значения испытательных напряжений не нормированы.

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

5. 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 3. Пробивное напряжение масла контактора устройств РПН.

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
MIII-500Y	30	50
MI-1502, MI-1503	40	60
RI-2002	40	60
RIII-1200Y	40	60

Приложение N 8
к требованиям к обеспечению
надежности электроэнергетических систем,
надежности и безопасности объектов
электроэнергетики и энергопринимающих
установок "Требования к объему и нормам
испытаний электрооборудования"

Тепловизионный контроль электрооборудования и воздушных линий электропередачи

1. Периодичность тепловизионного контроля (далее - ТВК) электрооборудования и ВЛ определяется с учетом опыта эксплуатации, режима работы, внешних и других факторов.

2. При анализе результатов ТВК должна осуществляться оценка выявленного дефекта.

3. 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 (отношению измеренного превышения температуры контактного соединения к превышению температуры, измеренному на целом участке шины (провода), отстоящем от контактного соединения на расстоянии не менее 1 м);

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 настоящего приложения.

4. Предельные значения температуры нагрева и ее превышения приведены в таблице. Для контактов и болтовых контактных соединений (далее - КС) нормативами таблицы следует пользоваться при токах нагрузки (0,6-1,0) I _ном после соответствующего пересчета. Пересчет превышения измеренного значения температуры к нормированному осуществляется исходя из соотношения:

где:

Т _ном - соответствующее превышение температуры (разности между измеренной температурой нагрева и температурой окружающего воздуха) при I _ном;

Т _раб - превышение температуры, измеренное при I _раб;

I _раб - рабочий ток нагрузки электрооборудования в момент измерения;

I _ном - номинальный ток нагрузки электрооборудования.

ТВК электрооборудования и токоведущих частей ВЛ проводится при токах нагрузки 0,3·I _ном и выше. Допускается проведение ТВК электрооборудования при токах нагрузки ниже 0,3·I _ном.

Таблица N 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 3кВ 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 сшитого 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/-	-

Примечание:

Данные, приведенные в таблице, применяют в том случае, если для конкретных видов оборудования в документах по стандартизации или документации изготовителя не установлены иные нормы.

5. Для контактов, болтовых КС и спиральной арматуры ВЛ при токах нагрузки 0,3-0,6·I _ном первичная оценка проводится по абсолютным значениям температур с учетом таблицы. В случае отсутствия критических абсолютных температур нагрева, оценка их состояния проводится по расчетной избыточной температуре (превышению измеренной температуры контролируемого узла над температурой аналогичных узлов других фаз, находящихся в одинаковых условиях). В качестве норматива используется значение температуры, пересчитанное на 0,5·I _ном.

6. Пересчет измеренного значения температуры к нормированному осуществляется исходя из соотношения:

где:

Т _0,5 - соответствующее превышение температуры при I _ном;

Т _раб - превышение температуры, измеренное при 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 0,5·I _ном различают следующие степени неисправности:

избыточная температура до 30°С - начальная степень неисправности, которая должна контролироваться с принятием мер по ее устранению;

избыточная температура более 30°С - развившийся дефект, должны приниматься меры по устранению неисправности.

Достижение и превышение наибольших допустимых температурных значений, приведенных в таблице, требует немедленного устранения.

7. Оценку состояния сварных и выполненных обжатием КС необходимо проводить по избыточной температуре или коэффициенту дефектности. Применения расчётных соотношений, приведённых к более высокой нагрузке, должно оцениваться как развившийся дефект.

8. При оценке теплового состояния токоведущих частей различают следующие степени неисправности исходя из приведенных значений коэффициента дефектности:

не более 1,2 - начальная степень неисправности, которая должна контролироваться;

1,2-1,5 - развившийся дефект, должны быть приняты меры по устранению неисправности;

более 1,5 - аварийный дефект, требует немедленного устранения.

9. Периодичность проведения тепловизионного контроля:

генераторы - в сроки, указанные в пункте 40 настоящих требований;

силовые трансформаторы - в сроки, указанные в пункте 113 настоящих требований;

электрооборудование распределительных устройств:

на напряжение 35 кВ и ниже - 1 раз в 3 года;

на напряжение 110 кВ и выше - ежегодно.

распределительные устройства всех классов напряжения при усиленном загрязнении электрооборудования - ежегодно;

вновь вводимое в эксплуатацию электрооборудование распределительных устройств - в первый год ввода в эксплуатацию;

вновь вводимые в эксплуатацию ВЛ 35 кВ и выше - во второй год эксплуатации;

ВЛ 35 кВ и выше, работающие с предельными токовыми нагрузками, работающие в условиях больших ветровых и гололедных нагрузок - по результатам осмотров;

остальные ВЛ 35 кВ и выше - не реже 1 раза в 6 лет;

ВЛ напряжением 20 кВ и ниже - по результатам осмотров.

10. Внеочередной ТВК электрооборудования распределительных устройст всех классов напряжения проводится после сверхнормативных ветровых нагрузок, КЗ на шинах распределительных устройств, землетрясения, сверхнормативного образования гололеда.

11. Наряду с ТВК средств внешней опорной и подвесной изоляции, проводов и линейной арматуры ВЛ классов напряжения 6 кВ и выше допускается применять ультрафиолетовый контроль.

Приложение N 9
к требованиям к обеспечению
надежности электроэнергетических систем,
надежности и безопасности объектов
электроэнергетики и энергопринимающих
установок "Требования к объему и нормам
испытаний электрооборудования"

Таблица 1. Допустимые сопротивления изоляции маслонаполненных электромагнитных трансформаторов тока.

Класс напряжения, кВ	Допустимые сопротивления изоляции, МОм, не менее
	Основная изоляция	Измерительный вывод	Наружные слои	Вторичные обмотки 1*(37)	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:

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

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

Таблица 2. 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 установленного в документации изготовителя, но не более 0,8. Не более 150 % от значения измеренного при П, но не более 1,0.

Примечание:

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

Таблица 3. 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

Таблица 4. Допустимые сопротивления изоляции трансформаторов напряжения.

Класс напряжения, кВ	Допустимые сопротивления изоляции, МОм, не менее
	Основная изоляция	Вторичные обмотки 2*(38)	Связующие обмотки
3-35	100	50 (1)	1
110-500	300	50 (1)	1

Приложение N 10
к требованиям к обеспечению
надежности электроэнергетических систем,
надежности и безопасности объектов
электроэнергетики и энергопринимающих
установок "Требования к объему и нормам
испытаний электрооборудования"

Таблица 1. 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 1*(39)
	6000	300 2*(40)
МГГ-10	3150	18; 240 3*(41)
	4000	14; 240 4*(42)
	5000	12; 240 5*(43)
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 6*(44)
	1000	45/40 7*(45)
	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 8*(46)
ВМТ-220	-	115/85 9*(47)
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

Таблица 2. 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	2,30,3/2,40,3	2,6/3,9	0,3	0,12
МГ-10	2,20,2/1,80,3	-/2,4	0,75	0,135
МГ-20	2,00,3/1,80,3	-/2,3	0,8	0,155
МГГ-10-45УЗ	2,30,3/2,50,2	2,6/3,6	0,4	0,12
MГГ-10-5000-63УЗ	3,00,3/2,50,2	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	4,50,5/3,40,4	5,0/5,0	0,3	0,1
ВМП-10П	4,50,4/3,50,3	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+0,3/2,50,2	-	0,075	0,05
ВК-10-20-1600	3,20,3/2,30,2	-	0,075	0,05
ВК-10-31,5-630 (1000)	4,2+0,4/2,50,2	-	0,075	0,05
ВК-10-31,5-1600	4,0+0,4/2,30,2	-	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+0,4/2,50,2	-	0,3	0,07
ВКЭ-10-20-1600	3,8+0,4/2,30,2	-	0,3	0,07
ВКЭ-10-31,5-630 (1000)	4,0+0,4/2,50,2	-	0,3	0,07
ВКЭ-10-31,5-1600	3,8+0,4/2,30,2	-	0,3	0,07
С-35-630 с приводом ШПЭ-12	2,70,3/1,00,2	3,0-0,3/1,60,2	0,34	0,05
С-35-630 с приводом ПП-67	2,70,3/10,2	3,0-0,3/1,60,2	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	1,80,3/1,10,2	2,10,3/2,7 0,2	0,35	0,12
ВТД-35	2,20,3/1,10,2	2,50,2/3,1 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	6,00,2/5,30,2	-	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	3,70,4/3,3 0,4	0,750,85	0,06
МКП-110-5 сприводом ШПЭ-44	2,20,3/1,40,2	3,03,3/3,2 0,4	0,40,5	0,055
МКП-110М с приводом ШПЭ-31	2,00,3/1,50,2	3,20,4/2,7 0,4	0,050,06	0,05
МКП-110М с приводом ШПЭ-33	2,30,3/1,50,2	3,30,4/3,7 0,4	0,6	0,05
МКП-220	2,73,0/1,50,2	4,00,4/3,2 0,4	0,60,7	0,03

Таблица 3. 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	Наименьшее срабатывания указывается изготовителем	Номинальное	3
3. ВО	Наименьшее срабатывания указывается изготовителем	Номинальное	2
4. Включение	Наименьшее рабочее	Номинальное	3
5. Отключение	Наименьшее рабочее	Номинальное	3
6. ВО	Наименьшее рабочее	Номинальное	2
7. Включение	Номинальное	Номинальное	3
8. Отключение	Номинальное	Номинальное	3
9. ОВ	Номинальное	Номинальное	2
10. Включение	Наибольшее рабочее	0,7 номинального	2
11. Отключение	Наибольшее рабочее	0,7 номинального	2
12. ВО	Наибольшее рабочее	Номинальное	2
13. ОВО	Наибольшее рабочее	Номинальное	2
14. ОВО	Наименьшее для АПВ	Номинальное	2

Примечание:

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

Таблица 4. Допустимые значения сопротивлений постоянному току элементов КРУ.

Измеряемый элемент 1*(48) 0	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 400А - 75мкОм;
	для контактов на 630А - 60мкОм;
	для контактов на 1000А - 50мкОм;
	для контактов на 1600А - 40мкОм;
	для контактов на 2000А и выше - 33мкОм
2. Связь заземления выдвижного элемента с корпусом	Не более 0,1Ом

Таблица 5. Допустимый расход смеси газов на утечки.

Температура окружающей среды, С	Допустимый расход на утечки, F p.
+40 и +50	3 F p
20 2	F p
-5 /-10 /-15 /-25 /-30/-40	3 F p
-50	6 F p
- 60	10 F p

Приложение N 11
к требованиям к обеспечению
надежности электроэнергетических систем,
надежности и безопасности объектов
электроэнергетики и энергопринимающих
установок "Требования к объему и нормам
испытаний электрооборудования"

Таблица. 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	Измеряется мегаомметром на напряжение 500-1000 В 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

Приложение N 12
к требованиям к обеспечению
надежности электроэнергетических систем,
надежности и безопасности объектов
электроэнергетики и энергопринимающих
установок "Требования к объему и нормам
испытаний электрооборудования"

Таблица 1. 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	30%
РВМ-6	100	250
РВМ-10	170	450
РВМ-15	600	2000
РВМ-20	1000	10000
РВМ-35 (2-х элементный)	600	2000
РВРД-3	95	200	В пределах значений, указанных в столбцах 2 и 3 таблицы
РВРД-6	210	940
РВРД-10	770	5000
Элемент разрядника РВМГ			60%
110М	400	2500
150M	400	2500
220М	400	2500
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%

Таблица 2. 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*(49)	16	200	340
РВС-20	20	450	620
РВС-20*(50)	20	200	340
РВС-33	32	450	620
РВС-35	32	450	620
РВС-35*(51)	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 РВМ-35	28 32	500 500	700 700
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

Таблица 3. Допустимые токи проводимости ограничителей перенапряжений

Токи проводимости ограничителей перенапряжений при рабочем напряжении
Класс пропускной способности ограничителя перенапряжений	Ток пропускной способности ограничителя перенапряжений, А	Ток проводимости при температуре 20 °С, мА
		Значение, при котором необходимо ставить вопрос о замене ограничителя	Предельное значение, при котором ОПН должен быть выведен из работы
1	до 400	0,6	0,9
2	от 401 до 700	0,9	1,2
3	от 701 до 1100	1,2	1,6
4	от 1101 до 1600	1,6	2,0
5	от 1601 до 2100	2,0	2,5
	более 2101	2,5	3,5

Таблица 4. Допустимые токи проводимости ограничителей перенапряжений наиболее распространенных типов, выпущенных до 2008 года.

Токи проводимости ограничителей перенапряжений при переменном напряжении частоты 50 Гц
Тип ограничителя перенапряжений	Максимальное длительное рабочее напряжение ограничителя, кВ	Ток проводимости при температуре 20 °С, мА
		Значение, при котором необходимо ставить вопрос о замене ограничителя	Предельное значение, при котором ОПН должен быть выведен из работы
ОПН-110У1	73	1,0	1,2
ОПН-1-110ХЛ4	73	2,0	2,5
ОПН-110ПН	73	0,9	1,2
ОПН-150У1	100	1,2	1,5
ОПН-150ПН	100	1,1	1,5
ОПН-220У1	146	1,4	1,8
ОПН-1-220ХЛ4	146	2,0	2,5
ОПН-220ПН	146	1,3	1,8
ОПН-330	210	2,4	3,0
ОПН-330ПН	210	2,2	3,0
ОПН-500У1	303	4,5	5,5
ОПН-500ПН	303	3,4	4,5
ОПН-750	455	6,0	7,2
ОПНО-750	455	4,5	5,5

Таблица 5. Технические данные трубчатых разрядников

Тип разрядника	Номинальное напряжение, кВ	Ток отключения, кA	Внешний искровой промежуток, мм	Начальный диаметр дугогаси-тельного 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	1502	-
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	1502	-
		0,2-1	25	10	13,7	2252	-
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	2502	-
		1-5	130	10	15,7	2002	-
		2-10	130	16	20,4	2202	-
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	4502	-
110		1-5	450	20	25	4502	-

Таблица 6. 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

Приложение N 13
к требованиям к обеспечению
надежности электроэнергетических систем,
надежности и безопасности объектов
электроэнергетики и энергопринимающих
установок "Требования к объему и нормам
испытаний электрооборудования"

Таблица 1. 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 (C 1) и изоляция конденсатора ПИН (С 2);	-	0,7/1,5	0,6/1,2	0,6/1,0
последние слои изоляции (С 3).	-	1,2/3,0	1,0/2,0	0,8/1,5
Твердая изоляция ввода с масляным заполнением 1*(52):
основная изоляция (C 1).	1,0/1,5	1,0/1,5	-	-
Бумажно-бакелитовая изоляция ввода с мастичным заполнением:
основная изоляция (C 1)	3,0/9,0	-	-	-
RIP - изоляция вводов 2*(53): основная изоляция (С 1)	1/1,2	0,7/1,2

Примечание:

1. В числителе указаны значения tg изоляции при П, в знаменателе - в процессе эксплуатации.

2. Уменьшение tg основной изоляции герметичного ввода по сравнению с результатами предыдущих измерений на tg (%) 0,3 является условием для проведения дополнительных испытаний, 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 год от предыдущих испытаний необходимо получить рекомендации изготовителя.

3. Нормируются значения tg, приведенные к температуре 20 С. Приведение проводится в соответствии с документацией изготовителя вводов.

4. Знак "-" означает отсутствие предельного значения.

5. Для высоковольтных вводов c другими видами основной изоляции в соответствии с документацией изготовителя.

Таблица 2. 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.

Приложение N 14
к требованиям к обеспечению
надежности электроэнергетических систем,
надежности и безопасности объектов
электроэнергетики и энергопринимающих
установок "Требования к объему и нормам
испытаний электрооборудования"

Таблица 1. 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, мм 2/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 1г масла, не более	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0.01
3	Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не менее	135	135	135	135	140	135
4	Содержание механических примесей	Отс.	Отс.	Отс.	Отс.	Отс.	Отс.
5	Температура застывания, °С, не более	-45	-45	-45	-45	-45	-45
6	Испытание коррозионного воздействия на пластинки из меди марки M1К или М2	Выдерживает	Выдерживает	Выдерживает	Выдерживает	Выдерживает	Выдерживает
7	Тангенс угла диэлектрических потерь,%, не более при 90 °С	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0.5
8	Плотность при 20°С*(54), кг/м 3, не более	895	895	885	895	895	895
9	Стабильность против окисления:
	масса летучих кислот, мг КОН на 1г 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 1г масла, не более	0,10	0,10	0,15	0,10	0,10	0,10
10	Стабильность против окисления, индукционный период, ч, не менее	150	150	150	-	-	-
11	Содержание серы, %, не более	-	-	0,45	-	-	-
12	Наличие коррозионной серы	Отс.	Отс.	Отс.	Отс.	Отс.	Отс.
13	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
14	Внешний вид	Чистое, прозрачное, свободное от видимых частиц загрязнения и осадков, желтого или светло коричневого цвета

Примечание:

1. При наличии разночтений приоритетным являются требования изготовителя масла.

2. "Отс." - обозначает отсутствие, "-"- обозначает, что значение показателя не нормируется изготовителем масла.

Таблица 2. Требования к качеству свежих масел, подготовленных к заливке в 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 15кВ включительно	30	25
		свыше 15кВ до 35кВ включительно	35	30
		свыше 35В до 150кВ включительно	60	55
		свыше 150кВ до 500кВ включительно	65	60
		750кВ	70	65
2	Кислотное число, мг КОН/г масла, не более*(55)	Электрооборудование:
		до 35кВ включительно	0,02	0,02
		свыше 35кВ	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*(56)	Трансформаторы с пленочной или азотной защитой, герметичные маслонаполненные вводы, герметичные измерительные трансформаторы	0,001 (10)	0,001 (10)
		Силовые и измерительные трансформаторы без специальных защит масла, негерметичные маслонаполненные вводы Масляные баковые выключатели	0,0015 (15) 0,0003 (30)	0,0015 (15) 0,0003 (30)
5	Содержание механических примесей, %, (класс промышленной чистоты, не более)	Электрооборудование до 35кВ включительно	Отсутствие (10)	Отсутствие (11)	Класс промышленной чистоты определяется по значению класса фракции с наибольшим значением.
		Масляные выключатели вне зависимости от класса напряжения	Отсутствие (12)	Отсутствие (12)
	Класс промышленной чистоты, не более	Электрооборудование свыше 35кВ до 750кВ включительно	8	9
6	Тангенс угла диэлектрических потерь при 90 °С, %, не более*(57)	Силовые и измерительные трансформаторы 35кВ	1,7	2,0	Проба масла дополнительной обработке не подвергается.
		Силовые и измерительные трансформаторы свыше 35кВ до 750кВ включительно, маслонаполненные вводы 35кВ и выше	0,5	0,7
7	Содержание антиокислительной присадки АГИДОЛ-1 (2,6-дитретбутил-4-метилфенол или ионол), % массы, не менее	Силовые и измерительные трансформаторы 35кВ и выше, маслонаполненные вводы 110кВ и выше	0,20	Снижение не более чем на 10% от исходного значения до залива
8	Температура застывания, °С, не более	Электрооборудование, заливаемое специальным маслом (арктическим)	-60	-60
9	Газосодержание, % объёма, не более	Трансформаторы с пленочной защитой, герметичные маслонаполненные вводы	0,5	1,0	Норма до залива не является браковочной, определение обязательно.
10	Стабильность против окисления:	Силовые и измерительные трансформаторы, маслонаполненные вводы 110кВ 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

Таблица 3. Требования к качеству регенерированных и очищенных масел, подготовленных к заливке в электрооборудование после его ремонта5*(58)

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 15кВ включительно	30	25
		свыше 15кВ до 35кВ включительно	35	30
		свыше 35кВ до 150кВ включительно	60	55
		свыше 150кВ до 500кВ включительно	65	60
		750 кВ	70	65
2	Кислотное число, мг КОН/г масла, не более 6*(59)	Силовые трансформаторы до 35кВ включительно	0,05	0,05
		Силовые и измерительные трансформаторы свыше 35кВ до 500кВ включительно	0,02	0,02
		Силовые и измерительные трансформаторы свыше 500кВ до 750кВ включительно	0,01	0,01
3	Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не менее	Силовые трансформаторы до 35кВ включительно	130	130	При применении специального масла для выключателей значение данного показателя опреде-ляется стандартом на марку масла.
		Силовые и измерительные трансформаторы свыше 35кВ до 750кВ включительно	135	135
4	Влагосодержание, % массы (мг/кг, г/т), не более 7*(60)	Трансформаторы с пленочной или азотной защитой, герметичные измерительные трансформаторы	0,001 (10)	0,001 (10)
		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 35кВ включительно	Отсутствие (10)	Отсутствие (11)
		Масляные выключатели вне зависимости класса напряжения	Отсутствие (12)	Отсутствие (12)
	Класс промышленной чистоты, не более	Электрооборудование свыше 35кВ до 750кВ включительно	8	9	Класс промышленной чистоты определяется по значению класса фракции с наибольшим значением (по "худшей" фракции).
6	Тангенс угла диэлектрических потерь при 90C, %, не более	Силовые трансформаторы до 35кВ 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 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.
8	Температура застывания, °С, не более	Электрооборудование, заливаемое специальным маслом (арктическим)	-60	-60
9	Газосодержание, % объёма, не более	Трансформаторы с пленочной защитой, герметичные маслонаполненные вводы	2	4	Значение данного показателя до залива не является браковочным, определение обязательно.
10	Стабильность против окисления:	Силовые и измерительные трансформаторы 110 кВ и выше			Условия процесса: 130°С, 3ч, 50мл/мин О 2. 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	-
11	Содержание серы, %, не более	Электрооборудование:			Определение необходимотолько для смесей масел и регенерированных масел.
		до 35кВ включительно	0,60	0,60
		свыше 35кВ до 500кВ включительно	0,35	0,35
		свыше 500кВ до 750кВ включительно	0,30	0,30

Таблица 4. Требования к качеству эксплуатационных масел.

Номер пункта	Показатель качества масла	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	0,10	0,25	Для масел, полученных способом гидрокрекинга без добавки других масел, значение показателя качества масла составляет соответственно 0,05 и 0,15
3	Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не менее	Силовые и измерительные трансформаторы, негерметичные маслонаполненные вводы	130	125
4	Влагосодержание: % 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)
		Силовые и измерительные трансформаторы без специальных защит масла, негерметичные маслонаполненные вводы, масляные выключатели	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
7	Содержание антиокислительной присадки АГИДОЛ-1 (2,6-дитретбутил-4-метилфенол или ионол), % массы, не менее 8*(61)	Силовые и измерительные трансформаторы 35 кВ и выше, маслонаполненные вводы 110 кВ и выше	0,1	-
8	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 49 значения, ограничивающего область нормального состояния.
9	Газосодержание, % объёма, не более	Трансформаторы с пленочной защитой герметичные маслонаполненные вводы	2	4

Примечание:

1. Испытание масла по пункту 3 настоящей таблицы может не проводиться, если с требуемой периодичностью проводится анализ растворенных в масле газов.

2. Для масляных выключателей испытания по пункту 4 и 5 настоящей таблицы дополнительно выполняют при достижении значения, ограничивающего область нормального состояния, по пункту 1 таблицы.

Приложение N 15
к требованиям к обеспечению
надежности электроэнергетических систем,
надежности и безопасности объектов
электроэнергетики и энергопринимающих
установок "Требования к объему и нормам
испытаний электрооборудования"

Таблица 1. Значения сопротивления изоляции для контроля аппаратов, вторичных цепей и электропроводки на напряжение до 1000 В.

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 разъединителей 1*(62)	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 ниже 2*(63)	500	0,5
5. Электропроводки, в том числе осветительные сети 3*(64)	1000	0,5
6. Распределительные устройства*(65), щиты и токопроводы	1000-2500	0,5

Таблица 2. Значения напряжения срабатывания и количество операций при проверке работы контакторов и автоматов.

Операция	Напряжение на шинах оперативного тока	Количество операций
Включение	0,85U ном	5
Отключение	0,8 U ном	5

Приложение N 16
к требованиям к обеспечению
надежности электроэнергетических систем,
надежности и безопасности объектов
электроэнергетики и энергопринимающих
установок "Требования к объему и нормам
испытаний электрооборудования"

Таблица 1. Предельно допустимые содержания примесей в электролите, предназначенном для заполнения аккумуляторных батарей

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.

Таблица 2. Сопротивление изоляции аккумуляторной батареи в эксплуатации.

Напряжение батареи, В	24	48	60	110	220
Сопротивление изоляции, кОм	15	25	30	50	100

Приложение N 17
к требованиям к обеспечению
надежности электроэнергетических систем,
надежности и безопасности объектов
электроэнергетики и энергопринимающих
установок "Требования к объему и нормам
испытаний электрооборудования"

Таблица 1. Наибольшие допустимые сопротивления заземляющих устройств

Вид электроустановки	Характеристика заземляемого объекта	Характеристика заземляющего устройства		Сопротивление, Ом
1. Электроустановки напряжением выше 1кВ, кроме ВЛ*(66)	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 1кВ	Искусственный заземлитель вместе с подсоединенными естественными заземлителями		250/I, но не более 10
	Электроустановка сети с изолированной нейтралью при использовании заземляющего устройства для электроустановки до 1кВ	Искусственный заземлитель с подсоединенными естественными заземлителями		125/I, при этом должны быть выполнены требования к заземлению установки до 1кВ
	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. Электроустановки напряжением до 1кВ с глухозаземленной нейтралью, кроме ВЛ 2*(67)	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 1кВ 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:
		трехфазный	однофазный
		660	380	15
		380	220	30
		220	127	60
3. ВЛ напряжением выше 1 кВ 3*(68)	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;		10 5)
		более 100 до 500;		15 5)
		более 500 до 1000;		20 5)
		более 1000 до 5000;		30 5)
		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;		30 4*(69)
		более 100		0,3 5*(70)
4. ВЛ напряжением до 1 кВ 6*(71)	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:
		трехфазный	однофазный
		660	380	5
		380	220	10
		220	127	20
		Заземлитель каждого из повторных заземлений при напряжении источника, В:
		трехфазный	одн-фазный
		660	380	15
		380	220	30
		220	127	60

Примечание:

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.

Таблица 2. 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
Перемен-ный 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 таблице, соответствуют отпускающим (переменным) и неболевым (постоянным) токам.

Таблица 3. 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

Приложение N 18
к требованиям к обеспечению
надежности электроэнергетических систем,
надежности и безопасности объектов
электроэнергетики и энергопринимающих
установок "Требования к объему и нормам
испытаний электрооборудования"

Таблица 1. 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

Примечание:

Требования к значению и длительности испытательного выпрямленного напряжения к жилам кабелей с резиновой изоляцией не распространяются на кабели с изоляцией из ЭПР.

Таблица 2. 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, (I max/I min)
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	В соответствии с документацией изготовителя	В соответствии с документацией изготовителя
150	347
220	510
330	670
500	865

Таблица 3. Значение испытательного переменного напряжения для КЛ напряжением 110-500 кВ с изоляцией из СПЭ.

Класс напряжения, кВ	Уровень испытательного напряжения, кВ
	При П, К	При М
110	128 кВ	128 кВ независимо от срока эксплуатации
220	180 кВ	180 кВ для кабелей со сроком эксплуатации до 5 лет; 152 кВ для кабелей со сроком эксплуатации более 5 лет;
330	250 кВ	250 кВ независимо от срока эксплуатации
500	320 кВ	320 кВ независимо от срока эксплуатации

Таблица 4. 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, проводится в соответствии с требованиями изготовителя.

Таблица 5. Тангенс угла диэлектрических потерь масла и изоляционной жидкости (при 100С), %, не более, для кабелей на напряжение, кВ.

Срок работы кабельных линий	110	150-220	330-500
При вводе в работу (в числителе указано значение для масел марок С-220 и 5-РА, в знаменателе - для МН-3, МН-4 и ПМС)	0,5/0,8	0,5/0,8	0,5/-
В эксплуатации в течение:
первых 10лет	3,0	2,0	2,0
более 10 до 20лет	5,0	3,0	-
свыше 20лет	5,0	5,0	-

Приложение N 19
к требованиям к обеспечению
надежности электроэнергетических систем,
надежности и безопасности объектов
электроэнергетики и энергопринимающих
установок "Требования к объему и нормам
испытаний электрооборудования"

Таблица 1. Предельные отклонения на расположение сборных фундаментов опор ВЛ напряжением 35 - 750кВ.

Наименование	Свободностоящие опоры	Опоры с оттяжками
Расстояние между осями фундаментов в плане, мм	20	50
Разность вертикальных отметок верха фундаментов, мм	20	20
Смещение центра фундамента в плане, мм	-	50
Зазор между опорной плитой ствола опоры и фундаментом, мм	Не допускается	-

Таблица 2. Значения отклонений положения опор и их элементов на ВЛ 35-750кВ, 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, мм):	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, мм):
до 15 м	L/150	L/150	-
более 15 м	L/250	L/250	-

Таблица 3. 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 (Н до 30 м)	Н/140	-	-
2. Вертикальные прогибы (кривизна) траверс (L длина траверсы, мм): 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	-	-
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	-	-
3. Горизонтальные прогибы (кривизна) траверс (L длина траверсы, мм):
относительно длины консоли для опор:
промежуточных;	Не норми-руется	Не нормируется	-	Не норми-руется
концевых;	Не норми-руется	Не нормируется	-	-
для анкерных и угловых анкерных;	Не нормируется	Не нормируется	-	-
переходных	L/50	L/70	-	-
опор ОРУ (вдоль проводов).	L/50	L/70	-	-
относительно длины пролета траверсы для опор:
промежуточных;	Не норми-руется	Не нормируется	-	Не норми-руется
концевых;	Не норми-руется	Не нормируется	-	-
для анкерных и угловых анкерных;	Не норми-руется	Не нормируется	-	-
переходных;	L/150	L/200	-	-
опор ОРУ (вдоль проводов)	L/50	L/200	-	-

Таблица 4. Значения прогибов и размеров дефектов железобетонных стоек и приставок.

Измеряемый параметр	Предельное значение параметра
	Стадия "П"	Стадия "М"
1. Центрифугированные стойки опор и приставки для ВЛ 35-750 кВ:
Искривление стойки опоры	В соответствии с ГОСТ 22687.0-85	100 мм
Раскрытие продольных и поперечных трещин бетона стойки с напряженной стержневой арматурой (ширина)	В соответствии с ГОСТ 22687.0-85	0,5 мм
Раскрытие продольных и поперечных трещин бетона на стойках с напряженной арматурой из стального каната	В соответствии с ГОСТ 22687.0-85	В соответствии с ГОСТ 22687.0-85
Сквозное отверстие в бетоне стойки или скол бетона с обнажением продольной арматуры (площадь сечения)	В соответствии с ГОСТ 22687.0-85	100 см 2
2. Вибрированные стойки и приставки для опор ВЛ 0,38-35кВ:
Отклонение верха стойки от вертикального положения с учетом угла поворота в грунте (при отсутствии ветра и гололеда)	150 мм	300 мм
Отклонение от предусмотренного проектом расстояния между стойкой и основанием опоры анкерного типа с подкосом	15 %	15 %
Раскрытие продольных и поперечных трещин (ширина)	В соответствии с ГОСТ 13015-2012	0,5 мм
Скол бетона с обнажением продольной арматуры (площадь)	В соответствии с ГОСТ 13015-2012	100 см 2

Примечание:

1. ГОСТ 22687.0-85 "Стойки железобетонные центрифугированные для опор высоковольтных линий электропередачи. Технические условия (с Изменением N 1)" (введен с 01.01.1986 постановлением Государственного комитета СССР по делам строительства от 25.10.1984 N 180)

2. ГОСТ 13015-2012 "Изделия бетонные и железобетонные для строительства. Общие технические требования. Правила приемки, маркировки, транспортирования и хранения" (приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 27.12.2012 N 2072-ст введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 01.01.2014).

Приложение N 20
к требованиям к обеспечению
надежности электроэнергетических систем,
надежности и безопасности объектов
электроэнергетики и энергопринимающих
установок "Требования к объему и нормам
испытаний электрооборудования"

Таблица 1. Нормы сопротивления изоляции электрооборудования систем возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов при испытании повышенным напряжением.

Испытуемый объект	Измерение сопротивления изоляции			Испытание повышенным напряжением		Примечание
	Вид 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: силовые токоведущие цепи преобразователей, связанные с тиристорами защитные цепи, вторичные обмотки выходных трансформаторов системы управления и т.д.; примыкающие к преобразователям отключенные разъединители (СТС), первичные обмотки трансформаторов собственных нужд (СТС). В системах с водяным охлаждением тиристорных преобразователей вода при испытаниях отсутствует	П, К	2500	5	П	0,8 испыта-тельного напряжения изготовителя тиристорного преобразова-теля, но не менее 0,8 испытатель-ного напряжения изготовителя для обмотки ротора	Относительно корпуса и соединенных с ним вторичных цепей тиристорного преобразователя (первичных обмоток импульсных трансформаторов системы управления тиристорами (далее СУТ), блок-контактов силовых предохранителей, вторичных обмоток трансформаторов делителей тока и т.д.), примыкающих к тиристорному преобразователю силовых элементов схемы (вторичных обмоток трансформаторов собственных нужд в СТС, другой стороны разъединителей в СТС ряда модификаций). Тиристоры (аноды, катоды, управляющие электроды) при испытаниях должны быть закорочены, а блоки СУТ выдвинуты из разъемов
2. Тиристорный преобразователь в цепи возбуждения возбудителя системы БСВ: силовые токоведущие части, тиристоры и связанные с ними цепи (пункт 1 таблицы). Тиристорный преобразователь в цепи возбуждения ВГ системы СТН	П, К	1000	5	П	0,8 испытательного напряжения изготовителя тиристорного преобразователя, но не менее 0,8 испытатель-ного напряжения обмотки возбуждения обращенного генератора или ВГ	Относительно корпуса и соединенных с ним вторичных цепей тиристорного преобразователя, не связанных с силовыми цепями, см. пункт 1. При испытаниях тиристорный преобразователь 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:
обмотки статора	П, К	2500	Согласно пункту 30 настоящих требований	П	0,8 испытательного напряжения изготовителя обмотки статора ВГ, но не менее 0,8 испытательного напряжения изготовителя для обмотки ротора главного генератора	Относительно корпуса и между обмотками (фазами)
обмотки возбуждения	П, К	1000	Согласно пункту 30 настоящих требований	П	0,8 испытательного напряжения изготовителя обмотки возбуждения ВГ	Относительно корпуса
5. Индукторный генератор в системе ВЧ возбуждения:
рабочие обмотки (три фазы) и обмотка последовательного возбуждения	П, К	1000	5	П	0,8 испытательного напряжения изготовителя обмоток, но не менее 0,8 испытательного напряжения обмотки ротора генератора	Относительно корпуса и соединенных с ним обмоток независимого возбуждения, между обмотками
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 испыта-тельного напряжения изготовителя	Каждая фаза относительно других, соединенных с корпусом
7. Обращенный генератор совместно с вращающимся преобразователем в системе БСВ:
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
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 пунктам 93 и 94 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	Согласно пунктам 93 и 94 настоящих требований	П	0,8 испытательного напряжения изготовителя обмоток трансформатора; вторичные обмотки для БСВ и ВГ - не менее 1,2 кВ
		1000 - вторичная обмотка
9. Последовательные трансформаторы в системах СТС	П, К	2500	2500 - первичная обмотка	П	0,8 испытательного напряжения изготовителя обмоток	Относительно корпуса и между обмотками
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:
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	Относительно "земли" и между фазами
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):
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 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, по пункту 11 таблицы): 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"

Таблица 2. Нормы сопротивления изоляции электрооборудования и аппаратуры, входящих в состав ТПУ, при испытании повышенным напряжением.

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, 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 тиристорного преобразователя, 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 тиристорному преобразователю силовых элементов схемы (вторичных обмоток трансформаторов собственных нужд).
В системах с водяным охлаждением тиристорного преобразователя 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 30 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	1,0кВ	Относительно корпуса
при заполненной водой (с удельным сопротивлением не менее 75кОмсм) системе охлаждения тиристорного преобразователя	П, К, Т, М	1000	0,150	П	1,0кВ	Блоки системы управления тиристорами выдвинуты
5. Силовые цепи возбуждения генератора без обмотки ротора (после выключателя ввода возбуждения или разъединителей постоянного тока): устройство АГП, разрядник, силовой резистор, шинопроводы.	П, К	1000	1,0	П, К	0,8 испытательного напряжения изготовителя ротора	Относительно "земли"

Таблица 3. Нормы сопротивления изоляции агрегатов изменения скорости механизмов собственных нужд при испытании повышенным напряжением.

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 6кВ.	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 0,4кВ.	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 6кВ	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 0,4кВ	П, К	1000	10	П, К	0,8 испытательного напряжения изготовителя обмоток дросселя	Относительно корпуса
5. Силовой инвертор из управляемых ключей на 6кВ.	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 0,4кВ.	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.

Таблица 4. Нормы сопротивления изоляции статических установок для потребления и выдачи реактивной мощности при испытании повышенным напряжением.

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, 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 тиристорного преобразователя, но не менее 0,8 испытательного напряжения изготовителя для обмотки ротора	Относительно корпуса и соединенных с ним вторичных цепей тиристорного преобразователя (первичных обмоток импульсных трансформаторов СУТ, блок-контактов силовых предохранителей, вторичных обмоток трансформаторов делителей тока и т.д.), примыкающих к тиристорному преобразователю 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	Относительно "земли" и между фазами

-------------------------------------------

*(1) 1 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.

*(2) 2 Для концевых выводов, испытанных изготовителем вместе с изоляцией обмотки статора.

*(3) 3 Для концевых выводов, испытанных изготовителем вместе с изоляцией обмотки статора

*(4) 4 Для резервных концевых выводов перед установкой на турбогенератор.

*(5) 5 Для концевых выводов, испытанных изготовителем вместе с изоляцией обмотки статора.

*(6) 6 Для резервных концевых выводов перед установкой на турбогенератор.

*(7) 7 При наличии соответствующей аппаратуры среднеквадратичное значение виброскорости при П и К не должно превышать 2,8 мм·с-1 по вертикальной и поперечной осям и 4,5 мм·с-1 - по продольной оси. При М вибрация не должна быть более 4,5 мм·с-1.

8 При наличии соответствующей аппаратуры среднеквадратичное значение виброскорости при П и К не должно превышать 2,8 мм·с-1 по вертикальной и поперечной осям и 4,5 мм·с-1 - по продольной оси. При М вибрация не должна быть более 4,5 мм·с-1.

*(8) 9 При наличии соответствующей аппаратуры среднеквадратичное значение виброскорости при П и К не должно превышать 2,8 мм·с-1 по вертикальной и поперечной осям и 4,5 мм·с-1 - по продольной оси. При М вибрация не должна быть более 4,5 мм·с-1.

*(9) 

*(10) 10 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.

*(11) Вибрация частотой 100 Гц, приведенная к номинальному режиму.

*(12) Кроме турбогенераторов, для которых документами по стандартизации установлено иное испытательное напряжение (не менее 1,25Uн).

*(13) Кроме турбогенераторов, для которых документами стандартизации установлено иное испытательное напряжение (не менее 1,25Uн).

*(14) Кроме турбогенераторов, для которых докуменатми по стандартизации установлено иное испытательное напряжение (не менее 1,25Uн).

*(15) Кроме турбогенераторов, для которых докуменатми по стандартизации установлено иное испытательное напряжение (не менее 1,25Uн).

*(16) Если срок эксплуатации обмотки свыше 10 лет, но профилактические испытания ее проводятся напряжением 1,7 Uном, то принимается испытательное напряжение 1,7 Uном.

*(17) При полной замене изоляции обмотки ротора изоляция токоподводов заменяется только в том случае, если она не выдержала испытаний по пунктам 1 и 2 или геометрические размеры не соответствуют конструкторской документации.

*(18) 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.

*(19) 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 %.

*(20) По завершении ремонта измеряется сопротивление обмотки постоянному току по пункту 32 настоящих требований.

*(21) По завершении ремонта измеряется сопротивление обмотки постоянному току по пункту 32 настоящих требований.

*(22) 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 %.

*(23) 1 Испытание необходимо проводить сразу после останова электродвигателя до его очистки от загрязнения (при наличии конструктивной возможности).

*(24) 2 Uр - напряжение на кольцах при разомкнутом неподвижном роторе и полном напряжении на статоре.

*(25) 3 Uр - напряжение на кольцах при разомкнутом неподвижном роторе и полном напряжении на статоре.

*(26) 1 Если стержни или катушки изолированы микалентной без компаундирования изоляцией, то испытательное напряжение, указанное в пункте 1 и 2, может быть снижено на 5 %.

*(27) 2 Если катушки или стержни после изготовления были испытаны данным напряжением, то при повторных испытаниях перед укладкой допускается снизить испытательное напряжение на 1 кВ

*(28) 3 Испытательное напряжение устанавливается равным 2Uном+1 кВ, но не менее 1,5 кВ.

*(29) 1 Для опорных изоляторов

*(30) 2 Для опорных изоляторов

*(31) 3 Для опорных изоляторов

*(32) 4 Для опорных изоляторов

*(33) 5 Для опорных изоляторов

*(34) 6 Для опорных изоляторов

*(35) 7 Для опорных изоляторов

*(36) 8 Для опорных изоляторов

*(37) 1 Сопротивления изоляции вторичных обмоток приведены: без скобок - при отключенных вторичных цепях, в скобках - с подключенными вторичными цепями.

*(38) 2 Сопротивления изоляции вторичных обмоток приведены: без скобок - при отключенных вторичных цепях; в скобках - совместно с подключенными вторичными цепями.

*(39) 1 Сопротивление дугогасительных контактов.

*(40) 2 Сопротивление дугогасительных контактов.

*(41) 3 Сопротивление дугогасительных контактов.

*(42) 4 Сопротивление дугогасительных контактов.

*(43) 5 Сопротивление дугогасительных контактов.

*(44) 6 В числителе указаны данные для выключателей на номинальный ток отключения 20 кА, в знаменателе - на 31,5 кА.

*(45) 7 В числителе указаны данные для выключателей на номинальный ток отключения 20 кА, в знаменателе - на 31,5 кА.

*(46) 8 В числителе указано сопротивление дугогасительного устройства для выключателей на номинальный ток отключения 25 кА, в знаменателе - на 40 кА.

*(47) 9 В числителе указано сопротивление дугогасительного устройства для выключателей на номинальный ток отключения 25 кА, в знаменателе - на 40 кА.

*(48) 10 Измерение выполняется, если позволяет конструкция КРУ.

*(49) Разрядники для сетей с изолированной нейтралью и компенсацией емкостного тока замыкания на землю, выпущенные после 1975 г.

*(50) Разрядники для сетей с изолированной нейтралью и компенсацией емкостного тока замыкания на землю, выпущенные после 1975 г.

*(51) Разрядники для сетей с изолированной нейтралью и компенсацией емкостного тока замыкания на землю, выпущенные после 1975 г.

*(52) 1 Согласно документации изготовителя

*(53) 2 Согласно документации изготовителя

*(54) При измерении плотности при 15 °С, нормируемое значение устанавливается требованиями документов по стандартизации, технических условий или спецификации соответствия изготовителя масла.

*(55) Влагосодержание в силовых и измерительных трансформаторах без специальных защит масла, негерметичных маслонаполненных вводах по 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).

*(56) Влагосодержание в силовых и измерительных трансформаторах без специальных защит масла, негерметичных маслонаполненных вводах 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).

*(57) 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 значение кислотного числа не более 0,02 мг КОН/г, при полном соответствии остальных показателей качества требованиям таблицы.

*(58) 5 Применение регенерированных и очищенных эксплуатационных масел для заливки высоковольтных вводов после ремонта не допускается, данное электрооборудование заливается после ремонта свежими маслами, отвечающими требованиям таблицы 2.

*(59) 6 Для силовых трансформаторов до 220 кВ включительно, заливаемых после ремонта очищенным маслом марки ТКп или ТСп (ТСО), которое ранее эксплуатировалось в данных трансформаторах, допускается применять указанные масла и их смеси со свежим маслом, если значение кислотного числа составляет не более 0,05 мг КОН/ г масла при полном соответствии остальных показателей качества требованиям таблицы.

*(60) 7 Для силовых трансформаторов до 220 кВ включительно, заливаемых после ремонта очищенным маслом марки ТКп или ТСп (ТСО), которое ранее эксплуатировалось в данных трансформаторах, допускается применять указанные масла и их смеси со свежим маслом, если значение кислотного числа составляет не более 0,05 мг КОН/ г масла при полном соответствии остальных показателей качества требованиям таблицы.

*(61) 8 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 таблицы требуемая периодичность определения содержания антиокислительной присадки не менее 1 раза в 2 года.

*(62) 1 Измерение проводится со всеми присоединёнными аппаратами (катушки приводов, контакторы, пускатели, автоматические выключатели, реле, приборы, вторичные обмотки трансформаторов тока и напряжения и т. п.).

*(63) 2 Должны быть приняты меры для предотвращения повреждения устройств, в особенности, микропроцессорных, микроэлектронных и полупроводниковых элементов.

*(64) 3 Сопротивление изоляции измеряется между каждым проводом и землей, а также между каждыми двумя проводами.

*(65) 4 Измеряется сопротивление изоляции каждой секции распределительного устройства.

*(66) Для электроустановок выше 1кВ при удельном сопротивлении грунта более 500 Ом·м допускается увеличение сопротивления в 0,002 раз, но не более десятикратного.

*(67) 2 Для электроустановок выше 1кВ при удельном сопротивлении грунта более 500 Ом·м допускается увеличение сопротивления в 0,002 раз, но не более десятикратного.

*(68) 3 Сопротивление заземлителей опор ВЛ на подходах к подстанциям должно соответствовать требованиям нормативных документов.

*(69) 4 Для опор высотой более 50 м на участках ВЛ, защищенных тросами, сопротивление заземлителей должно быть в 2 раза меньше приведенных в таблице.

*(70) 5 Для опор высотой более 50 м на участках ВЛ, защищенных тросами, сопротивление заземлителей должно быть в 2 раза меньше приведенных в таблице.

*(71) 6 Для установок и ВЛ напряжением до 1кВ при удельном сопротивлении грунта более 100 Омм допускается увеличение указанных выше норм в 0,01 раз, но не более десятикратного.

ГАРАНТ:

См. Сводный отчет, загруженный при публикации проекта