Министерство путей сообщения российской федерации (мпс россии)
14 марта
2003 г.
N
ЦЭ>>
-936
УТВЕРЖДАЮ
Заместитель
Министра путей
сообщения Российской
Федерации
А.В.Храпатый
Инструкция по техническому обслуживанию и ремонту оборудования тяговых подстанций электрифицированных железных дорог
I.
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1.
Настоящая Инструкция устанавливает
порядок выполнения работ по техническому
обслуживанию и ремонту оборудования и
аппаратуры, используемых в устройствах
тягового электроснабжения электрифицированных
железных дорог, и распространяется на
действующие стационарные, передвижные
и резервные электроустановки с первичным
питающим напряжением до 220 кВ
включительно.
Настоящая
Инструкция устанавливает виды, объемы,
нормы, периодичность технического
обслуживания (ТО) и ремонта оборудования
электроустановок.
При
отсутствии в настоящей Инструкции
требований о периодичности и объемах
ТО или норм на испытания электрооборудования
следует руководствоваться указаниями
завода-изготовителя, а по окончании
гарантийного срока эксплуатации
электрооборудования — письменными
распоряжениями ответственного за
электрохозяйство дистанции электроснабжения
железной дороги.
1.2.
Лица, ответственные за эксплуатацию
электроустановки, границы обслуживания
и ответственности между персоналом
тяговой подстанции (ЭЧЭ), ремонтно-ревизионного
участка (РРУ), района контактной сети
(ЭЧК), района электроснабжения (ЭЧС) при
эксплуатации электроустановок
устанавливаются и утверждаются
начальником дистанции электроснабжения
железной дороги. Обязанности лиц,
ответственных за электрохозяйство,
устанавливаются должностными инструкциями,
которые должны соответствовать положениям
Правил
эксплуатации электроустановок
потребителей, утвержденных
Главгосэнергонадзором России 31 марта
1992 года.
1.3. На каждой
электроустановке должна быть техническая
документация, предусмотренная положениями
главы 1.8 Правил
эксплуатации электроустановок
потребителей.
1.4.
Оперативное техническое обслуживание
тяговых подстанций осуществляется в
соответствии с Инструкцией по оперативному
обслуживанию тяговых подстанций
электрифицированных железных дорог,
утвержденной МПС СССР 18 ноября 1991 г. N
<<ЦЭ>>
-4874.
Порядок
оперативного технического обслуживания
тяговых подстанций без дежурного
персонала, линейных устройств, постов
секционирования (ПС), пунктов параллельного
соединения (ППС), автотрансформаторных
пунктов питания (АТП), пунктов подготовки
к рейсу пассажирских поездов (ППП),
передвижных установок устанавливается
локальными инструкциями дистанций
электроснабжения железных дорог,
утверждаемыми начальником дистанции
электроснабжения железной дороги.
1.5.
При техническом обслуживании тяговых
подстанций без дежурного персонала
основными методами контроля технического
состояния электроустановки являются
осмотры и опробование коммутационной
аппаратуры и резервного оборудования,
периодичность которых устанавливается
начальником службы электроснабжения
железной дороги.
1.6.
Каждая электроустановка должна быть
укомплектована противопожарным
оборудованием и средствами защиты,
необходимыми приспособлениями для
безопасного выполнения работ и средствами
для оказания первой доврачебной
медицинской помощи. Перечень защитных
средств для каждой электроустановки
установлен Инструкцией по технике
безопасности при эксплуатации тяговых
подстанций и пунктов электропитания и
секционирования электрифицированных
железных дорог, утвержденной МПС России
17 октября 1996 г. N <<ЦЭ>>
-402.
1.7.
Распределительные устройства напряжением
выше 1000 В должны быть оборудованы:
блокировкой
от ошибочных действий персонала при
операциях с разъединителями, отделителями,
заземляющими ножами, выкатными тележками
комплектных распределительных устройств
(РУ);
блокировкой
ограждений, лестниц, дверей от
несанкционированного доступа персонала
к токоведущим частям, находящимся под
напряжением.
Электромагнитные
блокировочные устройства должны быть
постоянно опломбированы.
1.8.
Электромагнитные и механические
блокировки должны быть приняты в
эксплуатацию комиссией дистанции
электроснабжения железной дороги под
председательством главного инженера
дистанции электроснабжения железной
дороги и ежегодно проверяться при
проведении технической ревизии. Порядок
действий оперативного персонала при
неисправностях электромагнитных
блокировок предусмотрен Инструкцией
по технике безопасности при эксплуатации
тяговых подстанций и пунктов электропитания
и секционирования электрифицированных
железных дорог и Инструкцией по
оперативному обслуживанию тяговых
подстанций электрифицированных железных
дорог, а механических блокировок —
локальными инструкциями.
1.9.
Здания тяговых подстанций и закрытых
распределительных устройств должны
быть оборудованы противопожарной и
охранной сигнализацией.
1.10.
Эксплуатация фундаментов, опор,
металлоконструкций, прожекторных мачт
на тяговых подстанциях и линейных
электроустановках осуществляется в
порядке установленном МПС России.
1.11.
Приемка в эксплуатацию электроустановок
осуществляется в соответствии с
требованиями главы 1.3 Правил
эксплуатации электроустановок
потребителей и Правил
устройства электроустановок.
1.12.
При эксплуатации тягового электроснабжения
должны приниматься меры для предупреждения
или ограничения прямого или косвенного
воздействия на окружающую среду выбросов
загрязняющих веществ в окружающую
атмосферу и сбросов сточных вод,
трансформаторного масла в водные
объекты, снижения звукового
давления.
1.13. Техническое
обслуживание и виды ремонта
электроустановок.
1.13.1.
Настоящая Инструкция регламентирует
следующие виды технического обслуживания
и ремонта:
осмотр;
ремонт
по техническому состоянию;
текущий
ремонт;
межремонтные
испытания;
капитальный
ремонт.
ТО устройств
релейной защиты, автоматики и телемеханики
осуществляется в соответствии с разделами
7 и 8 настоящей Инструкции.
1.13.2.
Для каждой электроустановки должен
быть составлен годовой график
планово-предупредительного ремонта
(ППР), утверждаемый ответственным за
электрохозяйство дистанции электроснабжения
железной дороги, с указанием всех работ
независимо от исполнителя, предусматривающий
все необходимые виды ТО и текущего
ремонта (ТР), в соответствии с требованиями
нормативно-технической документации.
На
основании этого графика ответственные
за электрохозяйство подразделений
дистанции электроснабжения железной
дороги составляют месячные планы работ
и утверждают их у начальника дистанции
электроснабжения железной дороги или
его заместителя.
1.13.3.
Изменение периодичности ТО и ТР,
установленной настоящей Инструкцией,
ответственный за электрохозяйство
дистанции электроснабжения может
провести по согласованию со службой
электроснабжения железной дороги при
соответствующем техническом обосновании
и при:
отсутствии
отрицательной динамики результатов
испытаний, измерений, в сравнении с
предыдущими результатами испытаний,
измерений после капитального
ремонта;
для тяговых
подстанций слабозагруженных участков,
небольшом ежемесячном количестве
отключений выключателей, отсутствием
загрязнения;
учете
срока эксплуатации и состояния
оборудования, в том числе после
капитального ремонта.
1.13.4.
Результаты всех работ по ТО и ТР
оформляются протоколами, в которых
должны быть отражены все результаты
измерений и испытаний, предусмотренные
настоящей Инструкцией и Нормами испытания
электрооборудования и аппаратов
электроустановок потребителей приведенных
в приложении 1 к Правилам
эксплуатации электроустановок
потребителей.
1.13.5.
При неудовлетворительных результатах
испытаний, измерений ответственный за
электрохозяйство подразделения дистанции
электроснабжения или ответственный за
электрохозяйство дистанции электроснабжения
устанавливает исполнителей и сроки
выполнения ремонта неисправного
оборудования.
1.13.6.
Осмотры без отключения электроустановок
планируются в составе ППР как
самостоятельную составную часть ТО.
Результаты осмотра записываются в книгу
осмотров и неисправностей.
Сроки
устранения замечаний устанавливаются
ответственным за электрохозяйство
подразделения дистанции электроснабжения
железной дороги с учетом сроков ремонта
оборудования.
1.13.7.
Ремонт оборудования по техническому
состоянию выполняются в случае выявленных
при осмотрах неисправностей, угрожающих
нормальной работе оборудования, после
отказов в работе оборудования и устройств
релейной защиты и автоматики (РЗА),
повреждениях оборудования аварийными
токами, атмосферными и коммутационными
воздействиями, а так же при выработке
установленного механического и
коммутационного ресурса.
1.13.8.
ТР путем чистки, проверки, замены или
ремонта быстроизнашиваемых частей
обеспечивает поддержание оборудования
в работоспособном состоянии в период
до очередного планового ремонта.
1.13.9.
Межремонтные испытания выявляют скрытые
дефекты оборудования в период между
двумя капитальными ремонтами.
1.13.10.
Основное электрооборудование, прошедшее
капитальный ремонт, подлежит испытаниям
под нагрузкой в течении 24 часов. При
обнаружении дефектов капитальный ремонт
не считается законченным до их устранения
и вторичной проверки под нагрузкой так
же в течении 24 часов.
1.13.11.
Изменения в схемах первичной и вторичной
коммутации понизительных и тяговых
трансформаторов, фидеров контактной
сети постоянного и переменного тока
допускается только с разрешения
начальника службы электроснабжения
железной дороги, на остальных присоединениях
— с разрешения начальника дистанции
электроснабжения или ответственного
за электрохозяйство дистанции
электроснабжения железной дороги.
1.14.
Изменения однолинейных схем, сделанные
при ремонтах и модернизации оборудования,
заносятся в паспорт тяговой подстанции.
Изменения, внесенные в схемы вторичной
коммутации релейной защиты, управления
и автоматики, отражаются во всех
экземплярах принципиальных и монтажных
схем, при этом делается запись в журнале
релейной защиты подстанции и информируется
начальник и обслуживающий персонал
подстанции.
1.15. При
повреждении или отказах в работе
оборудования, проводится расследование
с составлением акта о повреждении на
тяговой подстанции. Лицо, ответственное
за эксплуатацию электроустановки
подразделения дистанции электроснабжения
железной дороги, в трехдневный срок
составляет акт повреждения и передает
его в дистанцию электроснабжения. После
разбора обстоятельств повреждения,
анализа правильности работы устройств
РЗА, автоматики, действий оперативного
персонала, определения виновных лиц,
разработки мер по недопущению подобных
повреждений материалы вместе с актом
направляют в службу электроснабжения
железной дороги.
Классификация
повреждений проводится в порядке,
установленном МПС России.
1.16.
ТО и ремонт оборудования, находящегося
на консервации в резерве, не введенного
или выведенного из работы проводится
в объемах и в сроки, установленные
ответственным за электрохозяйство
дистанции электроснабжения.
1.17.
Для коммутационного оборудования,
устройств РЗА и телемеханики ответственный
за электрохозяйство дистанции
электроснабжения железной дороги
устанавливает периодичность опробования
их работы с учетом отключений от защит
или оперативных переключений.
II.
ВЫПОЛНЕНИЕ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ
ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
НАПРЯЖЕНИЕМ
ВЫШЕ 1000
В
2.1.
Распределительные устройства.
При
осмотрах распределительных устройств
(РУ) и подстанций прове- ряются:
соответствие
собранной схемы нормально установленной
для каждого РУ;
состояние
помещений РУ электроустановок, исправность
окон и дверей, отсутствие течей в кровле
и междуэтажных перекрытиях, наличие и
исправность замков;
исправность
отопления, вентиляции, освещения
помещений РУ и сети заземления
электрооборудования;
состояние
кабельных каналов;
состояние
оборудования, ошиновки, контактных
соединений, кабельных муфт;
состояние
изоляции (запыленность, наличие трещин,
разрядов);
уровень,
температура и давление масла, отсутствие
течи в аппаратах;
отсутствие
течи в конденсаторах сглаживающих и
компенсирующих устройств;
наличие
пломб у счетчиков и реле;
исправность
системы общеподстанционной и охранной
сигнализации;
наличие
и состояние средств пожаротушения.
Осмотры
РУ проводятся в сроки, установленные в
приложении N 1 к настоящей Инструкции.
2.2.
Сборные и соединительные шины.
2.2.1.
При осмотре сборных и соединительных
шин проверяются:
общее
состояние шин;
положение
сигнализатора превышения температуры
в контактных соединениях.
2.2.2.
Ремонт сборных и соединительных шин по
техническому состоянию проводится при
обнаружении повреждений.
2.2.3.
ТР сборных и соединительных шин проводятся
по мере необходимости.
При
ТР выполняются:
удаление
пыли;
контроль затяжки
болтов контактных соединений и в узлах
крепления;
проверка
и восстановление термопленочных
индикаторов;
устранение
обнаруженных дефектов и
неисправностей.
2.2.4.
При межремонтных испытаниях сборных и
соединительных шин проводятся:
проверка
нагрева болтовых контактных соединений
сборных и соединительных шин закрытых
распределительных устройств;
измерение
переходного сопротивления болтовых
контактных соединений.
2.2.5.
Объем капитального ремонта сборных и
соединительных шин определяется
состоянием объектов и результатами
испытаний.
После
капитального ремонта, кроме проверки
нагрева и измерения переходного
сопротивления болтовых контактных
соединений, выполняется проверка
качества выполнения болтовых, сварных
и опрессованных контактных
соединений.
2.2.6.
Проверка нагрева болтовых контактных
соединений проводится при наибольшем
токе нагрузки с помощью стационарных
или переносных термоиндикаторов и
средств инфракрасной техники.
2.2.7.
Измерение переходного сопротивления
болтовых контактных соединений проводится
у шин на ток 1000 А и более, за которыми не
установлен термоиндикаторный контроль,
а также у контактных соединений открытых
РУ напряжением 35 кВ и выше. Сопротивление
участка шин в месте контактного соединения
не должно превышать сопротивление
участка шин такой же длины и сечения
более чем в 1,2 раза.
2.2.8.
Контактные опрессованные соединения
не должны иметь трещин, несимметричного
расположения стального стержня.
Швы
сварных соединений жестких шин не должны
иметь трещин, прожогов, кратеров,
непроваров, длиной более 10% длины
шва.
2.3. Подвесные и
опорные изоляторы.
2.3.1.
При осмотрах подвесных и опорных
изоляторов проверяется:
состояние
изоляторов (наличие сколов, трещин,
следов перекрытий, разрядов).
2.3.2.
Ремонт по техническому состоянию
подвесных и опорных изоляторов проводится
при обнаружении повреждений.
2.3.3.
ТР подвесных и опорных изоляторов
проводятся по мере необходимости.
При
ТР выполняются:
удаление
пыли с поверхности изоляторов;
очистка
загрязненных изоляторов;
проверка
исправности узлов крепления;
проверка
отсутствия сколов и трещин фарфора
изоляторов;
состояние
армировки изоляторов;
устранение
мелких дефектов и неисправностей
(восстановление эмалевых покрытий,
цементных швов).
2.3.4.
При межремонтных испытаниях подвесных
и опорных изоляторов проводятся:
измерение
сопротивления изоляции подвесных и
опорных многоэлементных
изоляторов;
испытание
повышенным напряжением промышленной
частоты:
а) одноэлементных
опорных изоляторов;
б)
многоэлементных опорных
изоляторов;
контроль
многоэлементных изоляторов с помощью
измерительной штанги или других средств
диагностики.
2.3.5. Объем
капитального ремонта подвесных и опорных
изоляторов определяется состоянием
объектов и результатами испытаний.
После
капитального ремонта проводятся
испытания согласно подпункту 2.3.4
настоящей Инструкции.
2.3.6.
Измерение сопротивления изоляции
изоляторов проводится мегомметром на
напряжение 2500 В. Сопротивление каждого
подвесного изолятора или каждого
элемента многоэлементного изолятора
должно быть не менее 300 МОм.
2.3.7.
Испытание изоляторов мегомметром и с
помощью измерительной штанги должно
проводиться при положительной температуре
окружающего воздуха.
2.3.8.
Вновь устанавливаемые многоэлементные
и подвесные изоляторы должны испытываться
повышенным напряжением 50кВ, прикладываемым
к каждому элементу изолятора.
2.3.9.
Испытания изоляторов повышенным
напряжением промышленной частоты
проводятся в течении одной
минуты.
2.3.10. Нормы
испытательного напряжения промышленной
частоты, распределения напряжения на
элементах многоэлементных опорных
изоляторов и изоляторах гирлянд приведены
в таблицах 18, 19 и 20 приложения 1.1 к Правилам
эксплуатации электроустановок
потребителей.
2.4.
Вводы и проходные изоляторы.
2.4.1.
При осмотре вводов и проходных изоляторов
проверяется:
отсутствие
механических повреждений;
отсутствие
искрений и потрескиваний;
уровень
и давление масла в маслонаполненных
вводах;
отсутствие
течей масла;
цвет
индикаторного силикагеля.
2.4.2.
Ремонт по техническому состоянию вводов
и проходных изоляторов проводится при
обнаружении повреждений.
2.4.3.
При ТР вводов и проходных изоляторов
выполняются:
проверка
состояния армировки;
очистка
поверхности фарфора от пыли;
проверка
уплотнений и отсутствие течей
масла;
проверка
контактных соединений;
проверка
давления в герметичных вводах;
доливка
трансформаторного масла;
проверка
цвета силикагеля в воздухоосушителе;
устранение
мелких дефектов и неисправностей.
2.4.4.
При межремонтных испытаниях вводов и
проходных изоляторов проводятся:
измерение
сопротивления изоляции;
измерение
тангенса угла диэлектрических потерь
тангенс дельта;
испытание
повышенным напряжением промышленной
частоты вводов и проходных изоляторов
до 35 кВ включительно;
испытание
масла из маслонаполненных вводов.
2.4.5.
Объем капитального ремонта вводов и
проходных изоляторов определяется
состоянием объектов и результатами
испытаний.
После
капитального ремонта проводят испытания,
указанные в подпункте 2.4.4 настоящей
Инструкции, а также проверка качества
уплотнений маслонаполненных
вводов.
2.4.6. Измерение
сопротивления изоляции проводится у
измерительной и последней обкладки
вводов с бумажно-масляной изоляцией
относительно соединительной втулки
мегомметром на напряжение 1000-2500 В,
которое должно быть не менее 500
МОм.
2.4.7. Измерение
тангенса угла диэлектрических потерь
тангенс дельта проводится у вводов и
проходных изоляторов с основной
бумажномасляной изоляцией.
Максимально-допустимые
тангенс дельта основной изоляции и
изоляции измерительных конденсаторов
вводов и проходных изоляторов указаны
в таблице 21 приложения 1.1 к Правилам
эксплуатации электроустановок
потребителей. Определение тангенса
угла диэлектрических потерь вводов
измерения должно проводиться при
напряжении 10 кВ между токоведущим
стержнем и измерительным выводом, а
также при напряжении 2,5 кВ между
измерительным выводом и соединительной
втулкой.
2.4.8. Для
заливки трансформаторного масла во
вводы, после их ремонта, должно применяться
масло с диэлектрической прочностью не
менее 50 кВ и тангенсом угла диэлектрических
потерь не более 0,3% при температуре 20
град. С.
2.4.9. Проверка
качества уплотнений проводится у
маслонаполненных изоляторов с
бумажно-масляной изоляцией на напряжение
110 кВ и выше.
2.4.10.
Дежурный персонал подстанции должен
иметь графики зависимости давления
масла от температуры в герметичных
вводах.
2.5. Разъединители,
отделители, короткозамыкатели.
2.5.1.
При осмотрах разъединителей,
короткозамыкателей и отделителей
проверяется
состояние:
изоляторов;
контактов;
приводов;
поддерживающих
конструкций;
заземлений.
2.5.2.
Ремонт разъединителей, короткозамыкателей
и отделителей по техническому состоянию
проводится при обнаружении
повреждений.
2.5.3. При
текущем ремонте разъединителей,
короткозамыкателей и отделителей
выполняются:
чистка
изоляторов;
проверка
и подтяжка болтовых контактов;
смена
изоляторов с нарушенной армировкой или
трещинами;
чистка,
шлифовка и смазка контактов;
чистка
и смазка трущихся частей;
чистка
привода и смазка трущихся
частей;
устранение
дефектов и неисправностей;
проверка
работы электроподогрева
приводов;
измерение
сопротивления изоляции вторичных цепей,
обмоток включающих и отключающих
катушек.
2.5.4. При
межремонтных испытаниях разъединителей,
короткозамыкателей и отделителей
контроль многоэлементных изоляторов
выполняется с помощью измерительной
штанги или других средств
диагностики.
2.5.5. При
капитальном ремонте разъединителей,
короткозамыкателей и отделителей
проводится:
полная
разборка всех узлов разъединителя,
отделителя, короткозамыкателя и их
приводов;
очистка от
старой смазки, промывка всех деталей и
узлов;
осмотр изоляторов,
восстановление цементных швов
армировки;
смазка
трущихся поверхностей разъединителей,
отделителей, короткозамыкателей и их
приводов;
регулировка
на одновременность включения трехполюсных
разъединителей и отделителей.
При
капитальном ремонте разъединителей,
короткозамыкателей и отделителей
проводятся испытания:
1)
измерение сопротивления изоляции:
поводков
и тяг, выполненных из органических
материалов;
многоэлементных
изоляторов;
вторичных
цепей, обмоток включающих и отключающих
катушек;
2) испытание
повышенным напряжением промышленной
частоты:
изоляции
разъединителей, отделителей,
короткозамыкателей;
изоляции
вторичных цепей и обмоток включающих
и отключающих катушек;
3)
контроль многоэлементных изоляторов
с помощью штанги или других средств
диагностики;
4) измерение
сопротивления постоянному
току:
контактов;
обмоток
включающих и отключающих катушек;
5)
измерение усилия вытягивания ножа из
неподвижного контакта разъединителя
или отделителя;
6)
проверка работы разъединителя,
короткозамыкателя или отделителя,
имеющего электрический и ручной
привод;
7) определение
времени движения подвижных частей
короткозамыкателей и отделителей.
2.5.6.
Измерение сопротивления постоянному
току контактов проводится у разъединителей
и отделителей на напряжение 35 кВ и выше,
а также у разъединителей на 600 А и более
всех напряжений.
Сопротивление
должно быть не более 150 % от исходных
(заводских) данных или значений,
приведенных в таблице 24 приложения 1.1
к Правилам эксплуатации электроустановок
потребителей.
Сопротивление
обмоток включающих и отключающих катушек
должно соответствовать заводским
данным.
2.5.7. Усилие
вытягивания ножа из неподвижного
контакта следует проводить у разъединителей
или отделителей, работающих при токах
более 90 % номинального значения, и должно
соответствовать данным таблицы 25
приложения 1.1 к Правилам эксплуатации
электроустановок потребителей.
2.5.8.
Проверка работы разъединителя,
короткозамыкателя и отделителя, имеющего
электрический привод, проводится путем
3-5 кратного включения и отключения при
номинальном напряжении оперативного
тока.
Минимальное
напряжение срабатывания катушек
отключения привода разъединителя,
отделителя и катушек включения
короткозамыкателя должно быть не менее
35% номинального, а напряжение их надежной
работы — не более 65% номинального.
2.5.9.
Время движения подвижных частей
определяется у короткозамыкателей при
включении, отделителей — при
отключении.
Время
движения подвижных частей не должно
отличаться от значений, приведенных в
таблице 26 приложения 1.1 к Правилам
эксплуатации электроустановок
потребителей, более чем на +- 10
%.
2.5.10. Для опорно-стержневых
изоляторов электрическое испытание не
обязательно.
2.6.
Выключатели масляные, вакуумные,
элегазовые.
2.6.1. При
осмотрах выключателей проверяются:
наличие
элегаза течеискателем в помещениях
элегазовых распределительных
устройств;
показания
приборов контроля давления элегаза или
целость мембран у герметичных (неразборных)
элегазовых выключателей;
внешнее
состояние выключателя и его
привода;
отсутствие
загрязнений, видимых сколов, трещин и
следов перекрытия изоляции;
уровень
и отсутствие течи масла;
исправность
заземлений;
работа
подогрева выключателя и привода в период
низких температур;
показания
счетчика числа аварийных
отключений.
2.6.2. Ремонт
выключателей по техническому состоянию
выполняется:
после
отказа в работе;
при
обнаружении течи масла из баков
выключателя;
у
маломасляных выключателей при обнаружении
течи масла из трещин или заделки
фарфора;
при нарушении
герметичности элегазовых
выключателей;
после
выработки механического или коммутационного
ресурса (таблицы 1, 2, 3, 4 настоящей
Инструкции).
Объем
работ и испытаний определяется характером
неисправности или повреждения.
Таблица
1. Механический ресурс масляных
выключателей.
|
N |
Тип |
Количество |
|
1 |
ВМТ-220, |
5300 |
Таблица
2. Коммутационный ресурс масляных
выключателей.
|
N |
Тип |
Коммутируемый |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
1. |
У-220 |
I I = Iном |
7 |
|
2. |
ВМТ-220, |
I I = Iном |
8 |
|
3. |
МКП-110 |
I I = Iном |
10 |
|
4. |
ВМУЭ-35 |
I I = Iном |
8 |
|
5. |
ВМК-35 |
I I = Iном |
10 |
|
6. |
МКП-35, |
I I = 0,41 Iном |
10 |
|
7 |
ВМУЭ-27,5 |
I I = Iном |
12 |
|
8 |
ВМК-27,5 |
I=3,5кА |
15 |
|
9 |
ВМО-35 |
I=3,5кА |
30 |
|
10 |
ВМПЭ-10-31,5, |
I I = (0,6 — 1) Iо.ном |
12 |
|
11 |
ВМГ-10, |
I |
6 |
|
12 |
ВМПЭ-10-20 |
I |
10 |
Примечания:
1) Iо. ном — номинальный ток отключения,
кА.
2) Коммутационный
ресурс для часто переключаемых
выключателей преобразовательных
агрегатов определяется числом коммутаций
рабочего тока и составляет для
металлокерамических контактов 1000
операций, для медных контактов — 250
операций.
При наличии
сумматоров — фиксаторов отключаемых
токов коммутационный ресурс определяется
по допустимому значению суммарного
коммутируемого тока
(таблица
3 настоящей Инструкции).
Таблица
3. Коммутационный ресурс масляных
выключателей по
суммарному
коммутируемому току
|
N |
Тип |
Суммарный |
|
1 |
ВМТ-220, |
190 |
Таблица
4. Механический и коммутационный ресурс
вакуумных
выключателей
|
N |
Тип |
Механический |
Коммутационная |
|
|
Коммутируемый |
Допустимое |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1 |
ВВЛ-35-16/630 |
20000 |
I |
20000 |
|
2 |
ВВФ-27,5/1250 |
20000 |
I |
10000 |
|
3 |
ВВК-27,5/1250 |
20000 |
I |
20000 |
|
4 |
ВВВ-10-2/320 |
50000 |
I |
50000 |
|
5 |
ВВТЭ-10-10/630 |
20000 |
I |
50 |
|
6 |
ВВТЭ-10-20/630 |
20000 |
I |
20000 |
|
7 |
ВВТЭ-10-12,5/630 |
40000 |
I |
40000 |
2.6.3.
При текущем ремонте выключателей
выполняются:
внешний
осмотр выключателя и привода;
протирка
изоляторов и наружных частей
выключателей;
проверка
исправности маслоуказательных
устройств;
проверка
герметичности элегазовых выключателей
течеискателем;
проверка
надежности контактных и механических
соединений;
проверка
исправности масляного и пружинного
буферов привода;
замена
смазки в доступных местах;
доливка
или замена трансформаторного масла
(при необходимости);
измерение
сопротивления изоляции вторичных цепей
и обмоток включающей и отключающей
катушек мегомметром 1000 В, которое должно
быть не ниже 1 МОм;
проверка
времени движения подвижных частей
выключателя, которое не должно отличаться
от паспортного более чем на +- 10
%;
опробование
трехкратным включением и отключением.
При
текущем ремонте масляных выключателей
типа ВМК и ВМУЭ, кроме указанных выше
работ выполняются:
осмотр
и чистка внутренних частей
выключателя;
зачистка
или замена контактов;
протирка
изолирующих тяг и внутренних поверхностей
опорных покрышек;
испытание
электрической прочности тяг напряжением
80 кВ переменного тока в течение 1 минуты
(при этом не должно быть перекрытий и
нагрева тяги);
промывка
основания выключателя маслом 2-3
раза;
заливка выключателя
сухим маслом.
2.6.4. При
межремонтных испытаниях выключателей,
кроме работ проводимых при текущем
ремонте, выполняются:
измерение
хода подвижной части, вжима или нажатия
контактов при включении, проверку
одновременности замыкания и размыкания
контактов, износа контактов;
проверка
действия механизма свободного расцепления
при включенном положении привода в
двух-трех промежуточных его положениях
и на границе зоны действия;
испытание
трансформаторного масла из баков
выключателей, которое должно отвечать
следующим требованиям:
а)
не содержать механических примесей по
визуальному определению;
б)
содержать взвешенный уголь не более 1
балла;
в) иметь кислотное
число не более 0,25 мг КОН;
г)
иметь снижение температуры вспышки не
более 5 град. С;
д) иметь
наименьшее пробивное напряжение 20 кВ
для выключателей до 15 кВ, 25 кВ для
выключателей от 15 до 35 кВ, 35 кВ для
выключателей от 60 до 220 кВ;
испытание
встроенных трансформаторов тока,
измерение сопротивления изоляции,
испытание изоляции повышенным напряжением,
определение погрешности.
2.6.5.
При капитальном ремонте выключателей
проводятся:
разборка
и ремонт всех узлов выключателя и
привода;
проверка
состояния пружин, болтов, гаек, шплинтов,
крышки, баков, предохранительных
клапанов, подъемных и выхлопных
устройств;
осмотр и
очистка внутренних частей
выключателей;
зачистка
подвижного и неподвижного контактов,
при необходимости их замена;
замена
камер и их деталей;
ремонт
сигнальных и блокировочных
контактов;
замена
резиновых уплотнений;
обновление
лакокрасочных покрытий;
заливка
выключателя сухим трансформаторным
маслом;
регулировка
выключателя и привода.
При
капитальном ремонте выключателей
проводятся испытания в объеме межремонтных
и дополнительно:
измерение
сопротивления изоляции подвижных и
направляющих частей выполненных из
органических материалов мегомметром
на напряжение
2500 В,
которое должно быть не менее 300 МОм для
выключателей на номинальное напряжение
3-10 кВ 1000 МОм для выключателей 15/150
кВ;
3000 МОм для
выключателей 220 кВ;
оценка
состояния внутрибаковой изоляции
выключателей 35 кВ и дугогасительных
устройств, которая подлежит сушке, если
ее исключение снижает тангенс дельта
вводов более, чем на 5 %;
испытание
изоляции повышенным напряжением
промышленной частоты в течение 1 минуты
(таблица 5 настоящей Инструкции);
Таблица
5. Испытательные напряжения промышленной
частоты
для выключателей
|
Класс кВ |
Испытательное |
|
|
фарфоровая |
другие |
|
|
3 |
24 |
22 |
|
6 |
32 |
29 |
|
10 |
42 |
38 |
|
15 |
55 |
50 |
|
20 |
65 |
59 |
|
27,5 |
72 |
— |
|
35 |
95 |
86 |
испытание
изоляции вторичных цепей и обмоток
включающей и отключающей катушек
напряжением 1000 В промышленной частоты
в течение одной минуты;
проверка
срабатывания при пониженном напряжении:
минимальное напряжение срабатывания
катушек отключения должно быть не менее
35 % номинального, напряжение их надежной
работы не более 65 %, напряжение надежной
работы контакторов включения — не более
80 % номинального;
испытание
выключателя 3-5 кратным опробованием
при напряжениях на зажимах катушек 110,
100, 90 и 80 % номинального.
2.6.6.
ТО выключателей, произведенных
иностранными организациями, выключателей
новых типов и выключателей, не указанных
в настоящей Инструкции, проводится в
соответствии с инструкциями
заводов-изготовителей.
При
отсутствии указаний о допустимых
отклонениях контролируемых параметров
они принимаются, как правило, в пределах
+- 10%.
2.6.7. Электроподогрев
приводов и полюсов (баков) выключателей
должен автоматически включаться при
понижении температуры окружающего
воздуха ниже указанной в инструкции по
эксплуатации выключателя, но обязательно
при температуре ниже минус 25 град.
С.
2.6.8. Перед вводом
вакуумного выключателя в эксплуатацию
проводится тренировка дугогасительных
вакуумных камер путем постепенного
повышения напряжения от нуля до
испытательного напряжения. При
возникновении пробоев в камере, при
напряжении менее испытательного,
делается выдержка до прекращения пробоев
и только после этого повышается напряжение
до испытательного.
2.6.9.
Испытание повышенным напряжением
вакуумных выключателей проводится
приложением испытательного напряжения
двумя степенями: до 1/3 от испытательного
напряжения — толчком и далее плавно со
скоростью
1 кВ в
секунду. После выдержки заданного
испытательного напряжения в течение
одной минуты за время около 5 секунд
плавно снижается напряжение до значения,
равного 1/3 или менее от испытательного,
после чего напряжение может быть
отключено. При этом не должно наблюдаться
пробоя или повреждения изоляции
(возникновение слабой кистевой короны
в воздухе допускается).
2.6.10.
Предварительная проверка износа
контактов дугогасительных камер
вакуумных выключателей типа ВВФ-27,5
проводится визуально через смотровые
лючки, расположенные на уровне траверсы
и специальной гайки.
При
уменьшении хода траверсы относительно
головки специальной гайки любой из
камер более чем на 2 мм проводится
тщательное измерение износа контактов
при снятых фарфоровых покрышках.
2.6.11.
Для разборных элегазовых выключателей
должна контролироваться влажность
элегаза первый раз — через неделю после
заполнения элегазом, а затем два раза
в год (зимой и летом).
Содержание
влаги определяется по измерениям
температуры точки росы, которая должна
быть не выше минус 50 град. С.
2.6.12.
Испытание трансформаторного масла из
баков выключателей проводится после
отключения короткого замыкания, мощностью
больше половины паспортного значения
разрывной мощности многообъемных
масляных выключателей, независимо от
напряжения и малообъемных масляных
выключателей напряжением 110 кВ и выше
на наличие взвешенного угля.
У
малообъемных выключателей напряжением
до 35 кВ масло не испытывается. Масло
заменяется свежим при капитальном
ремонте, а также после трехкратных
отключений короткого замыкания мощностью
больше половины паспортного значения
разрывной мощности масляного
выключателя.
2.7.
Быстродействующие выключатели постоянного
тока.
2.7.1. При осмотре
быстродействующих выключателей без
отключения проверяются:
внешнее
состояние выключателей и камер;
отсутствие
следов подгаров и перекрытий;
показания
счетчика числа аварийных
отключений;
исправность
заземления;
соответствие
сигнализации положению
выключателей;
нагрузка
по килоамперметру.
2.7.2.
Ремонт быстродействующих выключателей
по техническому состоянию
проводится:
после
отказа в работе или повреждении;
для
выключателей АБ-2/4 и ВАБ-43 с одним разрывом
— после 40 отключений;
для
выключателей с двумя разрывами (ВАБ-28)
или сдвоенных выключателей — после 80
отключений;
для
выключателей АБ-2/4, АБ-2/3, ВАБ-2 — при
уменьшении зазора д на 0,5 мм (таблица 8
настоящей Инструкции).
Для
выключателей ВАБ-43, ВАБ-49, установленных
на тяговых подстанциях, оборудованных
устройствами для шунтировки реакторов,
снабженными фиксаторами — сумматорами
коммутируемого тока, ремонт по техническому
состоянию выполняется через 1000 кА
отключенного тока с измерением параметров
(пункты 1 — 6 таблицы 9, таблица 10 настоящей
Инструкции) и сопоставлением их с
допустимыми в графе «до ремонта».
Объем
работ определяется по результатам
осмотра выключателей.
2.7.3.
При текущем ремонте быстродействующих
выключателей выполняются:
протирка
частей выключателей и изоляторов;
осмотр
вторичных цепей, заземлений,
реле;
проверка крепления
ошиновки и исправности диодов в цепях
держащих катушек;
измерение
лимитирующих зазоров и регулировка
зазора свободного расцепления;
осмотр
главных и дугогасительных
контактов;
осмотр
дугогасительных камер;
чистка
и ремонт камер (при необходимости);
смазка
трущихся частей и поверхности прилегания
якоря к сердечнику у зуба
защелки;
опробование
дистанционного управления и
автоматики.
2.7.4. При
межремонтных испытаниях быстродействующих
выключателей проводятся:
измерение
сопротивления изоляции
мегомметром;
испытание
повышенным напряжением (таблица 6
настоящей Инструкции);
измерение
нажатия главных контактов;
измерение
нажатия дугогасительных
контактов;
измерение
лимитирующих зазоров и расстояний;
измерение
тока и напряжения держащей
катушки;
измерение
площади прилегания якоря к
магнитопроводу;
измерение
площади прилегания главных
контактов;
проверка
работы механизма свободного
расцепления;
проверка
токов уставки прямым током;
проверка
работы схемы управления;
проверка
работы автоматического повторного
включения (АПВ) и искателя коротких
замыканий (ИКЗ).
2.7.5.
При капитальном ремонте выключателей,
кроме работ, указанных в подпунктах
2.7.3 и 2.7.4 настоящей Инструкции
выполняются:
разборка
и ремонт узлов выключателей;
полная
разборка камер или их замена;
замена
контактов (при необходимости);
замена
смазки всех трущихся частей.
2.7.6.
Испытание быстродействующих выключателей
и реле РДШ производится повышенным
напряжением переменного тока в течение
одной минуты согласно таблицы 6 настоящей
Инструкции.
До начала
и во время испытаний должны быть приняты
меры, исключающие попадания высокого
напряжения в низковольтные и измерительные
цепи, путем их отключений и заземлений
(цепи датчиков тока и напряжения тепловой
защиты, телеизмерения).
При
испытании опорных изоляторов выводы
всех катушек выключателей должны быть
соединены с корпусом выключателя,
отсоединена сигнальная тяга, отведен
коммутатор от рамы выключателя или
отсоединены подходящие кабели, а
неподвижный контакт
зашунтирован.
Сопротивление
изоляции вторичных цепей измеряется
мегомметром на напряжение 1000 — 2500 В и
испытывается напряжением 1 кВ промышленной
частоты в течение одной минуты. В условиях
эксплуатации при наличии приборов
непрерывного контроля изоляции указанные
проверки могут не проводиться.
Сопротивление изоляции должно быть не
менее 1,0 МОм.
2.7.7. Токи
уставки выключателей и реле типа РДШ
проверяются прямым током. Косвенный
метод с помощью калибровочной катушки
можно применять только для проверки
стабильности уставок между их настройками
прямым током.
Для
обеспечения необходимой точности
настройки многоамперные агрегаты должны
иметь схему выпрямления тока, аналогичную
току выпрямительных агрегатов
подстанций.
При
калибровке токов уставок выключателей
от аккумуляторных батарей, опытных
агрегатов завода Всероссийского
электротехнического института (ВЭИ)
или аналогичных им, уставки увеличиваются
на 15 % для подстанций с шестипульсовыми
тяговыми выпрямителями.
2.7.8.
Минимальные токи короткого замыкания
определяются в порядке, установленном
МПС России. Значение указанных токов
проверяется на действующей подвеске
методом металлического короткого
замыкания. Измеренный ток должен быть
приведен к минимальному напряжению на
шинах 3,3 кВ и максимальной летней
температуре с учетом сопротивления
дуги. Опыты короткого замыкания
рекомендуется выполнять на ожидаемые
токи, соизмеримые с рабочими. Измерения
проводятся на одном питающем вводе и
одном работающем преобразователе.
Периодичность
измерений фактических токов короткого
замыкания — не реже одного раза в 5 лет,
а также в случаях изменения сечения
контактной подвески, мощности тяговых
подстанций, схем внешнего электроснабжения
и замены типа рельсов
2.7.9.
В случае выполнения вторых (уменьшенных)
уставок тип датчиков и их конструктивные
исполнения должны быть согласованы со
службой электроснабжения железной
дороги.
2.7.10. Сдвоенные
выключатели в ячейке фидера устанавливаются
таким образом, чтобы при отключенном
их положении под напряжением оставались
неподвижные контакты.
2.7.11.
Подключение диодов в цепях держащих
катушек, применяемых для обеспечения
правильной полярности, должно выполняться
пайкой. Места пайки покрываются
лаком.
2.7.12. Для измерения
токов фидеров контактной сети
килоамперметры
должны
быть установлены в ячейках 3,3 кВ. Для
измерения токов в схемах профподогрева
должен быть установлен килоамперметр
с нулем посередине.
2.7.13.
Фидерные выключатели должны иметь
однократное АПВ с выдержкой времени 5
— 12 с, для фидеров тяговых подстанций,
питающих главные пути с обращением
подвижного состава, оборудованного
минимальной защитой — 5 — 7 с.
Все
выключатели фидеров 3,3 кВ тяговых
подстанций должны быть оборудованы
ИКЗ, дающими запрет АПВ при устойчивом
коротком замыкании.
Уставку
ИКЗ выбирают из конкретных условий в
зависимости от нагрузки фидерной
зоны.
В целях надежного
исключения АПВ на короткое замыкание
величина уставки ИКЗ должна быть не
менее 10 Ом.
2.7.14. Для
исключения перебросов дуги на заземленные
конструкции должны быть выдержаны
расстояния, приведенные в таблице 7
настоящей Инструкции.
2.7.15.
Коммутатор и клеммная сборка выключателя
заключаются в металлический кожух,
который заземляется на внутренний
контур заземления подстанции (поста
секционирования, пункта параллельного
соединения, пункта отопления вагонов).
Сечение заземляющего проводника — не
менее 100 мм (в степени 2) по меди.
2.7.16.
После настройки всех механических и
электрических параметров выключателей
ВАБ-43, ВАБ-49 выполняются 20 контрольных
оперативных включений и отключений, а
для других выключателей — 10 таких
операций, после чего необходимо убедиться,
что все регулировочные параметры
остались неизменными.
2.7.17.
При применении тепловых защит контактной
сети следует руководствоваться
инструкциями заводов-изготовителей.
Таблица
6. Испытательные напряжения промышленной
частоты для изоляции быстродействующих
выключателей и реле РДШ
|
N |
Характер |
Норма |
||
|
АБ |
ВАБ-43 |
ВАБ-49 |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Испытания |
||||
|
1 |
включающей, |
10,5 |
10,5 |
— |
|
2 |
разомкнутыми |
10,5 |
10,5 |
12 |
|
3 |
то |
8,4 |
8,4 |
8,4 |
|
4 |
быстродействующим |
— |
10,5 |
— |
|
5 |
блок |
10,5 |
10,5 |
— |
|
6 |
разомкнутыми |
2,1 |
2,1 |
— |
|
7 |
опорными |
25 |
25 |
25 |
|
8 |
шиной |
15 |
— |
15 |
|
9 |
выводами |
2,1 |
— |
2,1 |
Таблица
7. Допустимые расстояния при установке
быстродействующих выключателей
|
Расстояние |
Типы |
||
|
АБ |
ВАБ |
ВАБ |
|
|
От |
|||
|
подвижного |
600 |
600 |
400 |
|
неподвижного |
400 |
700 |
400 |
|
боковой |
500 |
500 |
400 |
|
от |
1000 |
850 |
400 |
|
Между |
600 |
600 |
600 |
Таблица
8. Контролируемые параметры выключателей
ВАБ-2, АБ2/4, ВАБ-28
|
N п/п |
Показатели |
Характеристики |
||
|
ВАБ |
АБ |
ВАБ |
||
|
1 |
Расстояние |
19 |
19 |
9-10(в |
|
2 |
Контактное |
20 |
30 |
23 |
|
3 |
Зазор |
4 |
1,5 |
1,4 |
|
4 |
Зазор |
4 |
4 |
— |
Примечания:
1.
Дугогасительный контакт должен замыкаться
раньше главного на 2 мм.
2.
Зазор между толкателем и подвижным
контактом во включенном положении.
Таблица
9. Контролируемые параметры выключателей
типа ВАБ — 43 и пределы их допустимых
значений перед вводом в эксплуатацию
(после ремонта) и в процессе эксплуатации
(до ремонта)
|
N п/п |
Наименование |
Пределы |
|
|
после |
до |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
1 |
Нажатие |
32 |
25 |
|
2 |
Нажатие |
12 |
5 |
|
3 |
Провал |
2 |
0,5 |
|
4 |
Провал |
2,8 |
1,0 |
|
5 |
Зазор |
4,0 |
2 |
|
6 |
Зазор |
18 |
12 |
|
7 |
Зазор |
1 |
|
|
8 |
Суммарный |
1 |
|
|
9 |
Свободный |
1,5 |
|
|
10 |
Площадь |
70 |
|
|
11 |
Площадь |
70 |
|
|
12 |
Натяг |
30 |
|
|
13 |
Длина |
195 |
Таблица
10. Контролируемые параметры и зазоры
выключателей типа ВАБ — 49
|
N |
Наименование |
Предел |
|
1 |
Провал |
1,5 |
|
2 |
Провал |
1,5 |
|
3 |
Зазор |
2 |
|
4 |
Зазор |
1,5 |
|
5 |
Зазор |
2 |
|
6 |
Зазор |
17 |
|
7 |
Зазор |
4 |
|
8 |
Зазор |
3 |
|
9 |
Длина |
96 |
Примечание:
При регулировке зазоров дельта1, дельта2,
дельта3, дельта4 рекомендуется устанавливать
верхние пределы значений.
III.
ВЫПОЛНЕНИЕ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ
ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
3.1.
Трансформаторы систем тягового
электроснабжения.
Положения
настоящего раздела распространяются:
на
силовые трансформаторы, автотрансформаторы,
масляные реакторы (далее трансформаторы),
установленные на тяговых и трансформаторных,
подстанциях, фидерных зонах всех систем
тягового электроснабжения, электроснабжения
нетяговых потребителей, железнодорожных
узлов, линий автоблокировки;
на
измерительные трансформаторы тока и
напряжения;
3.1.1. При
осмотре трансформаторов систем тягового
электроснабжения, собственных нужд,
напряжения, тока, масляных реакторов
проверяются:
режим
работы, нагрузка по отношению к номинальной
мощности трансформатора;
соответствие
положения разъединителя в нейтрали
трансформатора заданному энергосистемой
режиму;
уровень масла
в расширителе и соответствие показаний
маслоуказателя или уровня наружной
температуры или показаниям термометра,
измеряющего температуру масла;
уровень
масла в негерметичных вводах и давление
масла — в герметичных;
состояние
изоляторов вводов (целость изоляции,
отсутствие загрязнения);
состояние
и отсутствие течи в местах уплотнения
разъемных элементов, баке, расширителе,
радиаторах, вентилях;
состояние
ошиновки, кабелей, отсутствие признаков
нагрева контактных соединений; отсутствие
ненормируемого тяжения проводов и
спусков к вводам в зимнее время;
состояние
рабочего и защитного заземлений;
соответствие
указателей положения устройства
регулирования напряжения под нагрузкой
(РПН) на трансформаторе и щите
управления;
целостность
корпусов пробивных предохранителей;
исправность
устройств сигнализации;
голубой
цвет контрольного силикагеля, состояние
термосифонных фильтров и влагопоглощающих
патронов;
целостность
стеклянной мембраны предохранительной
трубы;
отсутствие
неравномерного шума и потрескивания
внутри трансформатора;
состояние
маслосборных, маслоохлаждающих устройств,
фундаментов, маслоприемников,
трансформаторного помещения;
работа
обдува в летнее время, обогрева привода
РПН в зимнее время.
3.1.2.
Ремонты по техническому состоянию
силовых и измерительных трансформаторов
выполняются по результатам осмотров и
при выявлении неисправностей.
Объем
работ устанавливает лицо, ответственное
за электрохозяйство дистанции
электроснабжения железной дороги.
3.1.3.
Текущий ремонт измерительных
трансформаторов проводится по мере
необходимости.
3.1.4.
При текущем ремонте трансформаторов в
зависимости от мощности и первичного
напряжения проводится устранение
выявленных дефектов, поддающихся
устранению на месте:
проверка
маслоуказательных устройств;
чистка
маслоуказательных стекол (при наличии
резервных стекол), замена манометров
герметичных вводов;
подтяжка
болтовых соединений, уплотнений и
ошиновки;
протирка
изоляторов и очистка поверхности
бака;
доливка масла
в расширитель и маслонаполненные
вводы;
смена масла в
гидрозатворах маслонаполненных вводов
(при необходимости);
замена
неисправной стеклянной мембраны
предохранительной трубы;
проверка
состояния термосифонных фильтров и
замена сорбента в воздухоосушителях
(при необходимости) по результатам
анализа масла (или увеличении
влагосодержания);
проверка
состояния подшипников электродвигателей
и насосов систем охлаждения;
проверка
автоматики системы охлаждения;
текущий
ремонт систем охлаждения;
осмотр
пленочной защиты;
проверка
работы газового реле продувкой воздуха
давлением в 2 — 3 атмосферы, с действием
защиты на отключение масляного выключателя
(МВ) или включение короткозамыкателя;
проверка
состояния рабочего, защитного
заземления;
текущий
ремонт РПН;
текущий
ремонт вводов.
3.1.5.
При неудовлетворительных результатах
анализов трансформаторного масла
проводится восстановление характеристик
масла.
3.1.6. При текущем
ремонте масляных трансформаторов
выполняются
следующие
испытания:
измерение
сопротивления изоляции обмоток R(60) и
соотношения R(60)/R(15) мегомметром на
напряжение 2500 В;
проверка
состояния индикаторного силикагеля
воздухоосушительных
фильтров;
хроматографический
контроль трансформаторного
масла;
испытание
трансформаторного масла из бака
трансформаторов мощностью свыше 630
кВА;
испытание
трансформаторного масла из бака
контакторов РПН.
3.1.7.
При текущем ремонте сухих трансформаторов
выполняются:
3.1.7.1.
Измерение сопротивления изоляции
обмоток R(60) и соотношения
R(60)/R(15)
мегомметром на напряжение 2500 В.
Сопротивление изоляции сухих
трансформаторов при температуре 20-30
град. С должно быть для трансформаторов
с номинальным напряжением:
до
1 кВ (включительно) — не менее 100
МОм;
более 1 кВ до 6 кВ
(включительно) не менее 300 МОм;
более
6 кВ — не менее 500 МОм.
3.1.7.2.
Измерение изоляции стяжных шпилек,
бандажей, полубандажей, прессующих
колец:
относительно
активной стали и ярмовых балок;
ярмовых
балок относительно активной
стали;
электростатических
экранов относительно обмоток и
магнитопровода.
Измерение
проводится мегомметром на напряжение
1000/2500 В, сопротивление изоляции — не
менее 2,0 МОм, а сопротивление изоляции
ярмовых балок — не менее 0,5 МОм.
3.1.8.
При межремонтных испытаниях силовых
трансформаторов, находящихся в
эксплуатации, проводятся:
измерения
сопротивления изоляции R(60) всех обмоток
с определением отношения R(60)/R(15),
мегомметром на напряжение 2500 В до и
после ремонта;
измерения
тангенса угла диэлектрических потерь
(тангенс дельта) изоляции обмоток силовых
масляных трансформаторов напряжением
110 кВ и выше, мощностью свыше 1000 кВА.
Допустимые значения тангенс дельта для
трансформаторов, прошедших капитальный
ремонт, приведены в таблице 4 приложения
1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок
потребителей;
измерения
сопротивления обмоток постоянному току
на всех ответвлениях. Допускается
отличие не более +- 2 % от сопротивления
других фаз или предыдущих
измерений;
проверка
голубой окраски индикаторного силикагеля
воздухосушильных фильтров;
испытания
трансформаторного масла из трансформаторов
на соответствие показателям таблицы 8
приложения 1.1 к Правилам эксплуатации
электроустановок потребителей;
испытания
трансформаторного масла из баков
контакторов РПН, отделенного от масла
трансформаторов, после определенного
числа переключений и при снижении
пробивного напряжения ниже норм,
приведенных в подпункте 2.16 приложения
1 к Правилам эксплуатации электроустановок
потребителей;
испытания
вводов масляных трансформаторов
мощностью свыше
1000
кВА согласно положений пункта 10 приложения
1 к Правилам эксплуатации электроустановок
потребителей;
испытания
встроенных трансформаторов тока согласно
положений пунктов 19.1, 19.2, 19.3, 19.5 приложения
1 к Правилам эксплуатации электроустановок
потребителей.
3.1.9. При
межремонтных испытаниях измерительных
трансформаторов проводится:
измерения
сопротивления изоляции первичных
обмоток трансформаторов тока и напряжения
выше 1000 В мегомметром на напряжение
2500 В;
измерения
сопротивления изоляции вторичных
обмоток трансформаторов тока и напряжения
мегомметром на напряжение 1000
В;
измерения тангенса
угла диэлектрических потерь (тангенс
дельта) изоляции обмоток согласно таблиц
27 и 28 и положений пункта 19.2 приложения
1 к Правилам эксплуатации электроустановок
потребителей;
испытания
повышенным напряжением промышленной
частоты изоляции первичных обмоток
трансформаторов тока и напряжения до
35кВ проводятся с учетом данных таблицы
11 настоящей Инструкции;
Таблица
11. Одноминутное испытательное напряжение
50Гц для измерительных трансформаторов
тока и напряжения
|
Класс |
0,69 |
3 |
6 |
10 |
15 |
20 |
35 |
|
Фарфоровая |
1 |
24 |
32 |
42 |
55 |
65 |
95 |
|
Другие |
1 |
22 |
29 |
38 |
50 |
59 |
86 |
испытания
изоляции вторичных обмоток, мегомметром
на напряжение 2500 В в течение одной
минуты;
испытания
трансформаторного масла у измерительных
трансформаторов 35кВ и выше согласно
таблице 8 и положений пункта 19.5 приложения
1 к Правилам
эксплуатации электроустановок
потребителей.
3.1.10.
При капитальном ремонте трансформаторов
без смены обмоток выполняются:
вскрытие
трансформатора, осмотр сердечника;
ремонт
элементов выемной части без расшихтовки
железа и без замены обмоток, ремонт
отводов обмоток, ремонт
переключателей;
ремонт
расширителя, предохранительной трубы,
радиаторов, кранов, изоляторов,
маслоочистительных устройств;
проверка
системы опрессовки обмоток;
очистка
или замена масла;
смена
сорбента в фильтрах;
чистка
и окраска бака трансформатора и всех
его элементов;
проверка
контрольно-измерительных приборов,
устройств защиты, автоматики, сигнализации,
установленных на трансформаторе;
сушка,
подсушка изоляции;
ремонт
устройств регулирования
напряжения;
заварка
мест течи масла, замена резиновых
уплотнений;
проверка
систем охлаждения согласно заводских
инструкций;
испытания
в объеме межремонтных испытаний с учетом
мощности, первичного напряжения и
конструкции трансформаторов;
определение
погрешности трансформаторов тока и
напряжения, используемых для подключения
расчетных средств учета электрической
энергии;
измерение
сопротивления изоляции стяжных шпилек,
бандажей, полубандажей, прессующих
колец — относительно активной стали и
ярмовых балок; ярмовых балок — относительно
активной стали; электростатических
экранов — относительно обмоток и
магнитопровода. Измерение проводится
мегомметром на напряжение 2500 В,
сопротивление изоляции — не менее 2,0
МОм, а сопротивление изоляции ярмовых
балок — не менее 0,5 МОм;
определение
соотношения С(2)/С(50) для масляных
трансформаторов мощностью выше 1000 кВА.
Нормы соотношения С(2)/С(50) приведены в
таблице 5 приложения 1.1 к Правилам
эксплуатации электроустановок
потребителей;
определение
отношения дельта С/С для масляных
трансформаторов мощностью свыше 1000
кВА. Нормы соотношения дельта С/С
приведены в таблице 6 приложения 1.1 к
Правилам эксплуатации электроустановок
потребителей;
испытание
повышенным напряжением промышленной
частоты в течение 1 минуты изоляции
обмоток 35 кВ и ниже при капитальном
ремонте трансформатора со сменой
обмоток. Величина испытательного
напряжения приведена в таблице 7
приложения 1.1 к Правилам
эксплуатации электроустановок
потребителей. Для обмоток
тяговых и преобразовательных
трансформаторов напряжением 3,3 кВ
величина испытательного напряжения
устанавливается в соответствии с
таблицей 12 настоящей Инструкции.
Таблица
12. Одноминутные испытательные напряжения
переменного тока промышленной частоты
|
Детали |
Испытательное |
|
Вентильные Обмотки уравнительных реакторов |
15 15 15 По |
испытание
изоляции доступных стяжных шпилек,
прессующих колец и ярмовых балок
выпрямленным напряжением мегомметра
на напряжение 2500 В в течении одной
минуты.
3.1.11. После
проведения капитального ремонта без
замены обмоток и изоляции, заливки
маслом и проведения испытаний при
соблюдении длительности пребывания
активной части на воздухе, трансформаторы
могут быть включены без подсушки или
сушки при соответствии показателей
масла и изоляции данным таблицы 1
приложения 1.1 к Правилам
эксплуатации электроустановок
потребителей, определенных при
следующих испытаниях:
1)
трансформаторов до 35 кВ, мощностью до
10000 кВА, производимых посредством:
отбора
проб масла для сокращенного
анализа;
измерения
сопротивления изоляции R(60);
определения
отношения R(60)/R(15);
2)
трансформаторов до 35 кВ, мощностью более
10000 кВА, 110 кВ и выше всех мощностей,
производимых посредством:
отбора
проб масла для сокращенного
анализа;
измерения
сопротивления изоляции R60;
определения
отношения R(60)/R(15);
измерения
отношения дельта С/С у трансформаторов
110 кВ и выше;
измерения
тангенс дельта и С(2)/С(50) у трансформаторов
напряжением 110, 150, 220 кВ.
Порядок
включения сухих трансформаторов без
сушки определяется указаниями
завода-изготовителя.
3.1.12.
При капитальном ремонте трансформатора
с расшихтовкой стали сердечника и сменой
обмоток необходимо провести дополнительные
испытания и сравнить с имеющимися
заводскими данными (до ремонта):
данные
измерения тока и потерь холостого
хода;
данные измерения
тока, напряжения и потерь короткого
замыкания;
данные
испытания изоляции обмоток 35 кВ и ниже
маслонаполненных трансформаторов
повышенным напряжением промышленной
частоты;
данные снятия
круговой диаграммы РПН;
данные
проверки группы соединения обмоток
трехфазных трансформаторов;
данные
проверки коэффициента трансформации;
данные
фазировки трансформаторов;
данные
испытания трансформаторов толчком на
номинальное напряжение.
Трансформаторы,
прошедшие капитальный ремонт со сменой
обмоток или изоляции, подлежат сушке
независимо от результатов
испытаний.
3.1.13.
Аварийный вывод трансформаторов из
работы необходим при:
сильном
неравномерном шуме и потрескивании
внутри трансформатора;
постоянно
возрастающем нагреве трансформатора
при нормальных нагрузках и работе
устройств охлаждения;
выбросе
масла из расширителя или разрыве
стеклянной диафрагмы предохранительной
трубы;
неустранимой
течи масла с понижением его уровня ниже
контролируемого уровня;
неудовлетворительных
результатах лабораторных анализов
масла;
неудовлетворительных
результатах испытаний.
3.1.14.
Уровень масла в расширителе неработающего
трансформатора должен находиться на
отметке, соответствующей температуре
масла трансформатора в данный
момент.
3.1.15. При
срабатывании газового реле на сигнал
должен быть проведен осмотр трансформатора
и взят анализ газа из реле.
Если
газ в реле не горючий и признаки
повреждения трансформатора отсутствуют,
трансформатор может быть включен в
работу.
Продолжительность
работы трансформатора в этом случае
устанавливает ответственный за
электрохозяйство дистанции электроснабжения
железной дороги.
После
аварийного отключения трансформатора
с разрывом стеклянной диафрагмы
предохранительной трубы необходимо
немедленно восстановить герметичность
трансформатора.
3.1.16.
У всех трансформаторов, включенных в
работу без сушки, следует в течение
первого месяца их работы брать пробу
масла на анализ 3 раза в день — в течении
5 дней после включения, 2 раза в день — в
течении 2 последующих дней для измерения
пробивного напряжения и влагосодержания,
чтобы убедиться в отсутствии выделения
влаги из изоляции.
После
включения трансформатора должна быть
взята проба масла для определения
температуры вспышки масла и для проведения
хроматографического анализа.
3.1.17.
Сопротивление изоляции обмоток
трансформатора R(60), и тангенс угла
диэлектрических потерь тангенс дельта,
измеренные при температуре t(2) град. С
приводится к сопротивлению и тангенс
дельта при t1=20 град С по
формуле:
Rt(1)=Rt(2)*K(2),
МОм
тангенс дельта(t1)=
тангенс дельта(t2)*K1
где:
К(1) и К(2) приведены в таблице 13.
Таблица
13. Поправочные коэффициенты к значению
измеренного сопротивления и тангенс
дельта обмоток трансформаторов
|
Разность |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
10 |
15 |
20 |
25 |
30 |
|
Коэффициент |
1,04 |
1,08 |
1,13 |
1,17 |
1,22 |
1,28 |
1,34 |
1,50 |
1,84 |
2,25 |
2,75 |
3,40 |
|
Коэффициент |
1,03 |
1,06 |
1,09 |
1,12 |
1,15 |
1,18 |
1,21 |
1,31 |
1,51 |
1,75 |
2,00 |
2,30 |
Значение
К(1) и К(2) промежуточных значений
определяется умножением коэффициентов;
например, К(1) при дельта t=12 град. С
определяется К(12)=К(10)*К(2)=1,31.1,06=1,39
3.1.18.
Силикагель должен иметь равномерную
голубую окраску. Изменение окраски
зерен силикагеля на розовую свидетельствует
об увлажнении масла и необходимости
подсушки или сушки изоляции и
масла.
3.1.19. В
трансформаторах мощностью до 630 кВ*А с
термосифонными фильтрами проба масла
не отбирается. При неудовлетворительных
характеристиках изоляции проводятся
работы по восстановлению изоляции,
замене масла в трансформаторах и
силикагеля в термосифонных
фильтрах.
3.1.20. У
измерительных трансформаторов напряжения,
однофазных трансформаторов ОМ 6, 10, 27,5
кВ, трехфазных трансформаторов, питающих
потребителей I категории надежности,
перед установкой измеряется ток холостого
хода и сравнивается с паспортным
значением.
3.1.21.
Трансформаторы, контролируемые
хроматографическим методом.
Результаты
хроматографического метода контроля
масла силовых и преобразовательных
трансформаторов, вводов напряжением
35-220 кВ является основанием для ремонта
по техническому состоянию. В зависимости
от результатов диагностирования
допускается изменять состав работ и их
периодичность.
Для
трансформаторов, контролируемых
хроматографическим методом, вместо
капитального ремонта проводится текущий
ремонт, состав которого определен в
пункте 3.6 настоящей Инструкции.
Периодичность
отбора пробы масла на анализ, из
трансформаторов и вводов, контролируемых
хроматографическим методом, приведена
в приложении N 2 к настоящей
Инструкции.
3.2. Осмотры
трансформаторов выполняются в соответствии
с подпунктом 3.1.1 настоящей
Инструкции.
3.3. При
межремонтных испытаниях трансформаторов,
контролируемых хроматографическим
методом, проводятся следующие испытания:
измерение сопротивления обмоток
постоянному току на всех ответвлениях
— при наличии признаков повреждения по
результатам хроматографического
анализа. Допускается различие +- 2 % от
сопротивления других фаз или результатов
предыдущих измерений;
хроматографический
контроль масла трансформатора и
вводов;
испытания
трансформаторного масла из
трансформаторов;
испытание
трансформаторного масла из баков
контакторов устройств РПН;
испытание
трансформаторного масла из негерметичных
маслонаполненных вводов;
измерение
сопротивления изоляции измерительной
и последней обкладок вводов с
бумажно-масляной изоляцией относительно
соединительной втулки мегомметром на
напряжение 2500 В. Сопротивление изоляции
должно быть не менее 500 МОм;
измерение
тангенса угла диэлектрических потерь
вводов, масло которых не контролируется
хроматографическим методом;
испытание
встроенных трансформаторов тока
путем:
1) измерения
сопротивления изоляции;
2)
испытания повышенным напряжением;
3)
определения погрешности.
3.4.
Текущий ремонт трансформаторов
выполняется в порядке, приведенном в
подпункте 3.1.4 настоящей Инструкции.
3.5.
Перед проведением среднего ремонта
трансформаторов проводятся следующие
испытания:
хроматографический
анализ газов, растворенных в масле
трансформатора;
хроматографический
анализ газов, растворенных в масле
вводов;
испытание
трансформаторного масла из
трансформатора;
испытание
трансформаторного масла из бака
контакторов РПН;
определение
отношения С(2)/С(50), дельта С/С;
измерение
сопротивления обмоток постоянному
току;
измерение потерь
тока холостого хода;
испытание
вводов;
снятие круговой
диаграммы РПН и проверка работы
переключающего устройства;
определение
газосодержания масла в трансформаторах
с пленочной защитой.
3.6.
При текущем ремонте трансформаторов,
кроме работ, перечисленных в подпункте
3.1.4 настоящей Инструкции,
выполняются:
замена
или ремонт дефектных комплектующих
узлов (маслоохладителей, вводов, резиновых
уплотнений, регуляторов
напряжения);
проверка
линейных защит и схем автоматики
управления трансформатора;
внутренний
осмотр и очистка расширителя;
очистка
и покраска бака трансформатора;
ревизия
азотной или пленочной защиты
масла;
подсушка или
сушка изоляции в соответствии с нормами
испытания трансформатора, приведенными
в пункте 2.1 приложения 1 к Правилам
эксплуатации электроустановок
потребителей.
3.7.
При положительных результатах испытаний
и измерений и при отсутствии необходимости
нарушать герметичность трансформатора
при других работах, указанных в подпункте
3.1.4 и пункте 3.6 настоящей Инструкции,
текущий ремонт считается завершенным.
3.8.
Подсушка проводится при незначительных
(поверхностных) увлажнениях изоляции,
а так же в следующих случаях:
при
наличии признаков увлажнения масла или
нарушения герметичности;
при
превышении допустимого времени пребывания
активной части на воздухе в
разгерметизированном состоянии, но не
более, чем в 2 раза;
при
несоответствии характеристики изоляции
нормам.
3.9. Сушка
изоляции трансформаторов напряжением
110 кВ и выше без масла проводится:
если
на активной части или в баке трансформатора
обнаружены следы воды;
если
индикаторный силикагель изменил
цвет;
если продолжительность
пребывания активной части на воздухе
более чем вдвое превышает нормативное
время;
при
неудовлетворительных результатах
подсушки.
3.10. Если
была проведена разгерметизация
трансформатора, то после выполнения
всех ремонтных работ должны быть вновь
проведены испытания и измерения.
3.11.
Показателями для вывода трансформатора,
контролируемого хроматографическим
методом, в капитальный ремонт с выемкой
активной части или подъемом колокола
являются:
развивающееся
повреждение элементов трансформатора,
выявленное по результатам хроматографического
анализа, испытаний и измерений, но
неустранимое при среднем
ремонте;
аварийное
повреждение трансформатора.
3.12.
После капитального ремонта проводятся
испытания и измерения в объеме указанном
в пункте 2 приложения 1 к Правилам
эксплуатации электроустановок
потребителей.
IV.
ВЫПОЛНЕНИЕ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ
ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ
ПОЛУПРОВОДНИКОВЫХ
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ
4.1.
При осмотре полупроводникового
преобразователя проверяются:
соответствие
положения аппаратуры управления и
сигнальных указателей режиму
преобразователя;
отсутствие
постороннего шума, треска, разрядов в
шкафах преобразователя, цепях сопротивлений
и конденсаторов (RC);
состояние
разрядников;
плавность
работы вентиляторов и масляных насосов,
степень нагрева подшипников, отсутствие
вибрации;
показания
всех регистрирующих приборов.
4.2.
Ремонт по техническому состоянию
проводится:
после
срабатывания защит преобразователя и
аварийного его отключения;
после
аварийного отключения инвертора при
токе опрокидывания более трехкратного
номинального значения или при трех
отключениях с меньшими токами.
Объем
работ определяется характером отказа
или повреждения.
4.3.
При текущем ремонте полупроводниковых
преобразователей выполняются:
проверка
заземления конструкции и аппаратов,
земляного реле;
осмотр
разрядников, очистка от пыли и проверка
регистраторов срабатывания;
проверка
контактных соединений, крепления шин,
изоляторов вентилей, визуальную проверка
охладителей таблеточных вентилей,
исправность шунтирующих элементов;
очистка
от пыли элементов преобразовательных
секций, изоляторов, вентиляционных
каналов;
опробование
действия встроенных в секцию специальных
защит и устройств контроля, блокировок
безопасности;
замена
дефектных вентилей, резисторов,
конденсаторов;
общая
проверка системы охлаждения (вентилятора,
насоса, смазки двигателей, ветрового
реле);
проверка
низковольтной аппаратуры;
у
выпрямительно-инверторных секций —
проверка осциллографом параметров
импульсов управления на тиристорах и
проверку формы кривых напряжения на
контрольных выводах шкафа
управления.
4.4. При
межремонтных испытаниях преобразователей
проводятся:
проверка
целостности и электрической прочности
вентилей (распределение обратного
напряжения между последовательно
соединенными вентилями);
измерение
сопротивления изоляции между стяжными
шпильками и радиаторами вентилей и
других токоведущих элементов по отношению
к заземленным конструкциям (измеренное
мегомметром на напряжение 2500 В должно
быть не менее 10 МОм);
проверка
работоспособности встроенной защиты
от неравномерности распределения
тока;
проверка работы
защиты от пробоя вентилей (выполняется
под напряжением);
измерение
сопротивления изоляции цепей вторичной
коммутации между собой и относительно
заземленных конструкций (измеренное
мегомметром 1000 В должно быть не менее
5 МОм);
проверка действия
защит, устройств автоматики и
управления;
проверка
распределения тока между параллельными
ветвями тиристоров или диодов (разброс
не должен превышать 10% от среднего
значения тока через ветвь, а для
таблеточных диодов — 15%);
измерение
пробивного напряжения и тока утечки
(проводимости) разрядников, исправность
их регистраторов срабатывания;
проверка
осевого усилия сжатия таблеточных
вентилей (проверяют при превышении
нормы разброса тока по параллельным
ветвям);
измерение
внутреннего теплового сопротивления
штыревых вентилей с помощью измерителя
тепловых сопротивлений вентилей (ИТСВ);
значения сопротивлений не должны
превышать значений, приведенных в
таблице 14 настоящей Инструкции;
Таблица
14. Допустимые значения тепловых
сопротивлений штыревых вентилей
|
Суточная |
Браковочные |
||
|
поочередно |
поочередно |
параллельно |
|
|
До |
0,50 |
— |
— |
|
60-80 |
0,45 |
0,50 |
— |
|
90-100 |
0,30 |
0,45 |
0,50 |
|
120-140 |
0,20 |
0,40 |
0,45 |
|
150-170 |
— |
0,30 |
0,40 |
|
180-200 |
— |
0,20 |
0,35 |
проверка
электрической прочности изоляции
токоведущих элементов относительно
заземленных конструкций повышенным
напряжением промышленной частоты в
течение одной минуты (испытательное
напряжение для мостовых схем — 12 кВ, для
нулевых схем — 15 кВ, цепи вторичной
коммутации — 2 кВ);
измерение
скорости охлаждающего воздуха между
ребрами охладителей на выходе воздушного
потока (должна быть не менее 8
м/с);
измерение
индуктивности помехозащитных и
ограничивающих реакторов;
высоковольтные
испытания шкафа сопротивлений и
конденсаторов RС (испытательное напряжение
промышленной частоты для проходных
изоляторов — 24 кВ в течение одной минуты,
27 кВ — для обкладок конденсаторов
относительно корпуса и 10 кВ между
обкладками в течение времени не более
10 с, постоянное напряжение 15 кВ — для
проводов ПС и сопротивлений в течение
одной минуты).
4.5.
Капитальный ремонт
преобразователей.
Капитальный
ремонт преобразователей с разборкой,
ремонтом и заменой неисправных элементов
проводится по результатам испытаний и
общему состоянию преобразователя.
Испытание проводится в соответствии с
пунктом 4.4 настоящей Инструкции.
4.6.
Целостность вентилей выпрямителей без
элементов, шунтирующих вентили,
определяется устройством диагностирования
полупроводников типа УДП импульсным
напряжением, равным 0,8 напряжения класса
вентилей. При этом показания прибора в
процессе проверки не должны отличаться
от указанного значения более чем на +
10 %.
При наличии
шунтирующих элементов измеряется
распределение напряжения между
последовательно соединенными тиристорами
или диодами.
Разброс
не должен превышать 20 % от среднего
значения.
У таблеточных
вентилей измеряется импульсный обратный
ток. Величина тока при температуре 140
град. С не должна превышать: у диодов
В2-320-20 мА, В-500-300 мА; у диодов ДЛ-133-500
импульсный и обратный ток, измеренный
при температуре 25 град. С, должен быть
не более 2 мА.
4.7.
Поврежденные охладители таблеточных
вентилей (тепловые трубки) ремонту не
подлежат и должны быть заменены
исправными.
4.8. Осевое
усилие при затягивании гаек таблеточных
вентилей должно быть не более 24000 Н (+-
2400 Н).
4.9. При необходимости
установки выпрямителя типа ВТПЕД в
помещении следует учитывать, что объем
помещения должен быть больше 1200 куб. м.
V.
ВЫПОЛНЕНИЕ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ
ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ
СГЛАЖИВАЮЩИХ
УСТРОЙСТВ
5.1.
При осмотре сглаживающего устройства
(СУ) проверяются:
исправность
ограждений, запоров, блокировок;
отсутствие
трещин на изоляторах, выпучивания стенок
конденсаторов и следов стекания
масла;
тепловое
состояние реакторов;
показания
измерительных приборов.
5.2.
Объем ремонта по техническому состоянию
СУ определяется характером неисправности
или повреждения.
5.3.
При текущем ремонте СУ выполняются:
проверка
состояния контактов, отсутствие касания
между витками реакторов, прочности
крепления катушек индуктивности,
целостности заземляющих устройств;
очистка
поверхности изоляторов, корпусов
конденсаторов, реактора, аппаратуры и
каркасов от пыли;
проверка
целостности плавких вставок, цепи
разряда конденсаторов, отсутствия
замыкания между зажимами, корпусом
конденсаторов, изоляции катушек
индуктивности, соединительных проводов
мегомметром на напряжение 2500 В.
5.4.
При межремонтных испытаниях сглаживающего
устройства выполняются:
измерение
мегомметром на напряжение 2500 В
сопротивления изоляции конденсаторов
(между выводами и между выводами и
корпусом), катушек индуктивности и
соединительных проводов;
измерение
емкости конденсаторов;
измерение
индуктивности реактора
(реакторов);
настройка
резонансных контуров;
испытание
трансформатора тока;
измерение
сопротивления соединительных
проводов;
высоковольтные
испытания конденсаторов, катушек
индуктивности, соединительных
проводов;
высоковольтные
испытания изоляторов разъединителей,
высоковольтных предохранителей, опорных
изоляторов реактора.
5.5.
Капитальный ремонт сглаживающего
устройства проводят по результатам
испытаний и состоянию элементов СУ.
Испытания проводятся в соответствии с
пунктом 5.4 настоящей Инструкции.
5.6.
Ошиновка элементов СУ должна быть
выполнена гибкими медными шинами.
Сопротивление соединительных проводов
(включая сопротивление переходных
контактов) не должно превышать 0,01
Ом.
5.7. Для защиты
устройств проводной связи от влияния
тяговой сети электрических железных
дорог постоянного тока на тяговых
подстанциях железных дорог должны
применяться двухзвенные
резонансно-апериодические сглаживающие
фильтры.
На тяговых
подстанциях железных дорог с
двенадцатипульсовыми выпрямителями
рекомендуется применение однозвенных
апериодических или резонансно-апериодических
СУ с индуктивностью реактора не менее
4,5 мГн, емкостью параллельной части
250-400 мкФ — при коэффициенте несимметрии
питающих напряжений альфа (и) в диапазоне
от 0 до 2 % и 600 мкФ — при би больше 2 %.
Резонансный контур на 100 Гц обязателен
при альфа (и) больше 1%.
5.8.
Для снижения помех в высокочастотных
каналах связи на всех тяговых подстанциях
между плюсовой шиной и наружным контуром
заземления подстанции включается
конденсатор емкостью не менее 10
мкФ.
5.9. Контроль за
током, протекающим через параллельную
часть однозвенного (первого звена
двухзвенного) СУ, осуществляется с
помощью амперметра и реле, срабатывающих
на сигнал с выдержкой времени не более
1 с в случае превышения тока 60 А (на
подстанциях с альфа (и) меньше 2 %) или 80
А (на подстанциях с альфаи (и) больше 2
%, а также на всех подстанциях с управляемыми
преобразователями).
5.10.
Настройка резонансного контура 100 Гц
СУ подстанций с двенадцатипульсовыми
преобразователями проводится один раз
в 4 года. Настройка двухзвенных СУ с
магнитосвязанными реакторами проводится
с учетом наличия взаимоиндукции между
реакторами. Резонансные контуры
настраиваются при полной или частичной
замене катушек индуктивности или
конденсаторов и при значительном
увеличении помех в устройствах связи.
В остальных случаях проверяется
настройка. При настройке резонансных
контуров определяются величины L и C.
Рекомендуется использовать значения
произведения L х C для каждого резонансного
контура в зависимости от частоты
приведенной в таблице 15 настоящей
Инструкции.
Таблица
15. Значения произведения L х C для
резонансных контуров в зависимости от
частоты
|
Частота |
100 |
200 |
300 |
400 |
600 |
900 |
1200 |
|
L |
2535,6 |
633,8 |
281,5 |
158,5 |
70,4 |
31,3 |
17,6 |
5.11.
Реакторы и катушки индуктивности СУ
испытываются повышенным выпрямленным
напряжением 6,6 кВ в течение одной минуты.
При этом напряжение прикладывается:
между
токоведущей частью катушки и заземленным
фланцем изолятора, если катушки выполнены
из голого провода и их каркас крепится
на изоляторах;
между
токоведущей частью катушки и заземленной
конструкцией, на которой крепится брус,
если катушки выполнены из изолированного
провода и крепятся на деревянных
брусьях.
Опорные
изоляторы реакторов испытываются один
раз в 8 лет.
5.12. Подавать
напряжение на СУ перед вводом его в
работу следует от контактной сети.
VI.
ВЫПОЛНЕНИЕ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ
ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ
УСТРОЙСТВА
КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И
УЛУЧШЕНИЯ
КАЧЕСТВА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
6.1.
При осмотре устройства компенсации
реактивной мощности и улучшения качества
электрической энергии
проверяются:
исправность
ограждений, запоров, блокировок и
заземлений;
отсутствие
трещин на изоляторах, выпучивания стенок
конденсаторов и следов вытекания
пропитывающей жидкости;
уровень
масла и отсутствие течи масла в масляном
реакторе;
исправность
контактов (визуально), отсутствие их
нагрева;
отсутствие
посторонних предметов в бетонном
реакторе;
наличие и
исправность защитных средств и средств
тушения пожара;
температура
окружающего воздуха.
При
осмотре фильтрокомпенсирующих установок
(ФКУ) оперативно-ремонтным персоналом,
показания щитовых приборов с записью
в книгу осмотров и неисправностей,
проверяются:
величины
токов по каждой фазе батареи;
напряжение
на шинах 10 кВ;
напряжение
небаланса на ФКУ (не более 8 В);
показания
счетчика реактивной энергии;
число
включений вакуумного выключателя за
каждые сутки.
6.2. Ремонт
устройств компенсации реактивной
мощности и улучшения качества электрической
энергии по техническому состоянию
проводится:
после
срабатывания защит установки и ее
аварийного отключения;
по
результатам осмотров и выявлении
неисправностей.
Объем
работ определяется характером
неисправности или повреждения
ФКУ.
6.3. При текущем
ремонте устройства компенсации реактивной
мощности и улучшения качества электрической
энергии проводятся:
проверка
исправности контактов в токоведущих и
заземляющих цепях;
ликвидация
незначительных просачиваний пропитывающей
жидкости конденсаторов (подпайка мягким
припоем мест со следами просачивания,
включая места установки проходных
изоляторов);
очистка
поверхности изоляторов, корпусов,
конденсаторов, аппаратуры и каркасов
от пыли, протирка опорных и подвесных
изоляторов;
замена
дефектных конденсаторов;
восстановление
лакокрасочных покрытий
конденсаторов;
опробование
устройств автоматики, блокировок,
релейной защиты и действия приводов
выключателей и разъединителей;
удаление
травы или снега с территории
установки;
проверка
отсутствия замыкания витков бетонных
реакторов, следов перекрытий по
бетону;
проверка
мегомметром на напряжение 2500 В (отсутствия
замыкания между зажимами и
корпусом).
6.4. При
межремонтных испытаниях устройства
компенсации реактивной мощности и
улучшения качества электрической
энергии проводятся:
измерение
мегомметром на напряжение 2500 В
сопротивления изоляции
конденсаторов;
измерение
мегомметром на напряжение 2500 В изоляции
стенок бетонного реактора;
испытание
повышенным напряжением конденсаторов
(при вводе в эксплуатацию и после
капитального ремонта);
измерение
емкости батареи в целом;
проверка
распределения напряжения между
последовательно соединенными рядами
конденсаторов;
измерение
индуктивности реакторов;
проверка
частоты настройки контура
(установки);
испытание
шунтирующего разрядника устройства
продольной компенсации (УПК);
испытание
повышенным напряжением опорных, проходных
и подвесных изоляторов.
6.5.
Необходимость капитального ремонта
устройства компенсации реактивной
мощности и улучшения качества электрической
энергии определяется его состоянием и
результатами испытаний. После проведения
капитального ремонта проводятся
испытания в порядке предусмотренном в
пункте 6.4 настоящей Инструкции.
6.6.
Эксплуатация конденсаторных установок
запрещается при:
повреждении
фарфоровых проходных изоляторов вводов
конденсаторов;
наличии
капельной течи пропитывающей жидкости
конденсаторов (банки с пятнами
пропитывающей жидкости);
вспучивании
стенок конденсаторов;
температуре
окружающего воздуха выше 40 град.
С;
неравномерности
загрузки фаз трехфазной установки более
чем на 10 % по фазам.
Запрещается
включение установки при температуре
окружающего воздуха ниже минус 40 град.
С, если перерыв в работе составил более
одного часа.
6.7. Батарея
конденсаторов должна располагаться на
изолированных платформах подвесного
или наземного исполнения. Расстояния
между соседними конденсаторами должны
быть не менее 100 мм, таблички с техническими
данными — доступны для визуального
осмотра оперативным или ремонтным
персоналом.
6.8. Емкость
конденсаторов одного ряда и всей батареи
определяется методом амперметра —
вольтметра. Индуктивность дросселя,
включаемого при измерениях последовательно
с конденсаторами, должна быть не менее
20 мГн при измерениях емкости ряда
конденсаторов или батареи в целом и не
менее 100 мГн — при измерении емкости
отдельного элемента.
Фактическая
емкость, определенная при температуре
15-35 град. С, не должна отличаться от
паспортных данных более, чем на +- 10
%.
6.9. Емкость конденсаторов
каждого ряда не должна отличаться от
средней емкости ряда более чем на
5%.
6.10. Измерение
сопротивления изоляции бетонных
реакторов проводится мегомметром на
напряжение 2500 В между любым из выводов
реактора и проводником, соединяющим
все верхние фланцы опорных изоляторов.
Сопротивление изоляции реакторов на
подстанциях переменного тока должно
быть не менее 10 МОм. При сопротивлении
изоляции меньше 10 МОм необходимо
проводить сушку реакторов.
6.11.
Контуры третьей и пятой гармоник
компенсирующих устройств подстанций
переменного тока настраиваются
соответственно на частоты 135-142 и 230-240
Гц, а контур ФКУ подстанций постоянного
тока — на частоту 230-245 Гц.
6.12.
На подстанциях постоянного тока при
подключении реакторов РБСГ -10-2х630-0,56,
ФКУ-10кВ следует соблюдать одинаковое
направление тока в каждой фазе. При
подключении реактора используются
только верхние выводы (маркировка Л2)
или только нижние (маркировка М2), средние
выводы не используются.
6.13.
Для исключения перенапряжений на
конденсаторах ФКУ должны быть приняты
меры, предотвращающие повторные
перекрытия между контактами высоковольтных
выключателей.
6.14.
Ошиновка конденсаторов ФКУ должна быть
выполнена гибкими медными шинами с
залуженными наконечниками. Сопротивление
соединительных проводов (включая
переходной контакт) не должно быть более
0,01 Ом.
VII.
ВЫПОЛНЕНИЕ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ
ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ
УСТРОЙСТВ
РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ
В
соответствии с настоящим разделом
проводится ТО и ТР РЗА высоковольтных
линий ВЛ — 6 -10 кВ, 35, 110, 154, 220 кВ; сборных
шин тяговых подстанций; трансформаторов
всех присоединений подстанции; фидеров
контактной сети 27,5 кВ, 2х25 кВ, фидеров
питания нетяговых потребителей и
автоблокировки, линий продольного
электроснабжения; защиты от замыкания
на землю в РУ — 3,3кВ; аппаратуры вторичных
цепей тяговых подстанций, ПС, ППС, АТП,
ППП, включая цепи устройств дистанционного
управления; цепей управления и
сигнализации.
7.1. ТО
устройств релейной защиты и автоматики,
находящейся в эксплуатации,
включает:
технические
осмотры;
опробования;
профилактический
контроль;
тестовый
контроль для устройств на микроэлектронной
базе;
профилактическое
восстановление (ремонт).
7.2.
Перед включением вновь смонтированных
устройств, после реконструкции действующих
устройств РЗА, связанной с установкой
новой аппаратуры, после монтажа новых
вторичных цепей проводится их проверка
как при новом включении. Одновременно
проверяются все вторичные цепи,
измерительные трансформаторы и приводы
коммутационных аппаратов, относящиеся
к устройствам РЗА. Виды и объем выполняемых
работ при новом включении устройств
РЗА определен в приложении N 3 к настоящей
Инструкции.
7.3. Включение
новых и реконструированных устройств
РЗА, проверка которых выполнялась
организацией, не входящей в систему МПС
России, проводится только после приемки
устройств РЗА комиссией под председательством
ответственного за электрохозяйство
дистанции электроснабжения железной
дороги.
7.4. Профилактическое
восстановление РЗА проводится для
проверки:
исправности
аппаратуры и цепей релейной защиты и
автоматики;
соответствия
уставок реле заданным;
восстановления
наименее надежных элементов устройств
(реле времени, реле прямого действия,
индукционных токовых реле).
7.5.
Для каждого присоединения электроустановок
тяговой подстанции должен быть установлен
цикл технического обслуживания (период
эксплуатации между двумя ближайшими
профилактическими восстановлениями)
устройств РЗА. Цикл ТО для устройств
РЗА, расположенных в помещениях
I
категории (сухие отапливаемые помещения)
может составлять 6 или 12 лет.
Цикл
ТО для устройств РЗА, расположенных в
помещениях II категории (ячейки комплектных
распределительных устройств наружной
установки, комплектных трансформаторных
подстанций, помещения с большим диапазоном
колебания температур и небольшой
вибрацией) может составлять 3 или 6
лет.
7.6. Периодичность
проведения ТО устройств РЗА утверждает
ответственный за электрохозяйство
дистанции электроснабжения железной
дороги, руководствуясь категорией
помещений (таблица 16 настоящей Инструкции).
Таблица
16. Периодичность проведения технического
обслуживания
устройств
релейной защиты и автоматики тяговых
подстанций
|
Присоединения |
Место |
Цикл обслуживания, |
Количество |
||||||||||||||
|
0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
||
|
Потребителей систему |
В |
12 |
Н |
К1 |
О |
О |
О |
К |
О |
О |
О |
К |
О |
В |
О |
О |
|
|
Потребителей |
В |
6 |
Н |
К1 |
О |
К |
О |
В |
О |
К |
О |
К |
О |
В |
О |
К |
|
|
В |
6 |
Н |
К1 |
О |
К |
О |
В |
О |
К |
О |
К |
О |
В |
О |
К |
||
|
В |
3 |
Н |
К1 |
К |
К |
В |
О |
К |
В |
О |
К |
В |
О |
К |
В |
Примечания:
1. Н — проверка (наладка) при новом
включении; К1 — первый профилактический
контроль; К — профилактический контроль;
В — профилактическое восстановление; О
— опробование;
2. В
таблице указаны обязательные опробования.
Если при проведении опробования или
профилактического контроля выявлен
отказ устройства или его элементов, то
производится устранение причины,
вызвавшей отказ, и при необходимости в
зависимости от характера отказа —
профилактическое восстановление.
3.
Количество опробований в году, квартале,
месяце устанавливает ответственный за
электрохозяйство дистанции электроснабжения
железной дороги при утверждении годового
планово-предупредительного ремонта
электроустановки.
7.7.
В целях совмещения проведения
профилактического контроля и
профилактического восстановления
средств РЗА с ТР основного оборудования
тяговой подстанции железной дороги,
допускается перенос запланированного
вида ТО на срок до одного года. При этом
должны быть проведены дополнительные
опробования.
7.8. Срок
службы устройств РЗА составляет 20 — 25
лет в зависимости от условий эксплуатации,
и может быть продлен при удовлетворительном
состоянии аппаратуры и изоляции
соединительных проводов и сокращении
цикла ТО.
7.9. Первый
профилактический контроль устройств
РЗА должен проводиться через 10 — 18 месяцев
после включения их в работу.
7.10.
В необходимых случаях проводится
внеочередная проверка или послеаварийная
проверка по указаниям ответственного
за электрохозяйство дистанции
электроснабжения железной дороги.
7.11.
ТО устройств сигнализации, блокировок,
дистанционного управления проводится
с периодичностью, установленной для
соответствующих устройств РЗА.
7.12.
Технические осмотры устройств релейной
защиты и автоматики.
7.12.1.
Оперативный (оперативно-ремонтный)
персонал тяговой подстанции железной
дороги проверяет при сдаче-приеме
смены:
состояние
сигнальных ламп, кнопок, клеммных сборок,
испытательных блоков;
соответствие
положения накладок, переключателей,
испытательных блоков, зафиксированных
в карте положения накладок и испытательных
блоков;
показания
приборов сложных защит линий и оборудования
РУ напряжением 35-220 кВ.
7.12.2.
Оперативно-ремонтный персонал бригады
релейной защиты РРУ проверяет по
утвержденному годовому графику, но не
реже двух раз в год:
состояние
аппаратуры РЗА, испытательных
блоков;
состояние
клеммных сборок, затяжку болтов,
отсутствие отсоединенных неизолированных
концов кабелей и проводов;
наличие
бирок на проводах и кабелях РЗА и надписей
на них;
положения
накладок режиму работы и сопоставление
с данными журнала релейной
защиты;
соответствие
уставок предохранителей, установленных
в цепях РЗА.
7.12.3.
Начальник тяговой подстанции железной
дороги осматривает устройства РЗА,
положение накладок, состояние кабелей,
наличие бирок два раза в год, весной и
осенью.
7.13. Опробование
устройств релейной защиты и
автоматики.
Периодическое
опробование РЗА является проверкой
работоспособности наименее надежных
элементов устройств РЗА: реле времени
с часовым механизмом, технологических
датчиков, приводов коммутационных
аппаратов (исполнительных
механизмов).
7.13.1.
Опробование с действием защиты на
отключение выключателей проводится
работниками РРУ не реже одного раза в
год.
7.13.2. Срабатывание
устройства РЗА с действием защиты на
сигнал или на отключение выключателей
в период за 3 месяца до намеченного срока
может быть засчитано за проведение
очередного опробования, при этом срок
следующего опробования устройства РЗА
не изменяется.
7.13.3.
Периодичность проведения опробований
или тестового контроля каждого
присоединения РУ 0,4-35 кВ определяется
местными условиями, утверждается
ответственным за электрохозяйство
дистанции электроснабжения железной
дороги.
7.13.4. Опробование
проводится при напряжении оперативного
тока равном 0,8 номинального
значения.
Опробование
состоит из двух частей:
опробование
устройства с действием на выходные реле
и на сигнал;
опробование
действия выходных реле на коммутационную
аппаратуру.
7.13.5. После
проверки положения накладок и других
оперативных элементов о проведении
опробования устройства РЗА и возможности
оставления его в работе должна быть
сделана запись в журнале релейной
защиты.
7.14. Профилактический
контроль РЗА включает:
7.14.1.
Подготовительные работы:
подготовка
необходимой документации: схем,
инструкций, паспортов-протоколов, карт
уставок защит, программ, рабочих
тетрадей;
подготовка
испытательных устройств, измерительных
приборов, инструмента, соединительных
проводов;
7.14.2. При
внешнем осмотре устройства РЗА проводится
очистка от пыли, осмотр состояния
аппаратуры и монтажа, осмотр выходных
реле при снятых кожухах.
7.14.3.
Измерение сопротивления изоляции цепей
РЗА следует проводить мегомметром на
напряжение 1000 В в каждой группе
электрически не связанных цепей вторичных
соединений относительно земли и между
собой (тока, напряжения, оперативного
тока, сигнализации, блокировки, жилами
кабеля газовой защиты, между жилами
кабеля от трансформаторов напряжения
до автоматов или предохранителей).
Сопротивление изоляции должно быть не
менее 1,0 МОм.
Элементы,
не рассчитанные на испытательное
напряжение 1000 В, исключаются из схемы
испытаний.
Испытание
изоляции цепей до 24 В не проводится.
7.14.4.
Измерение сопротивления изоляции цепей
24 В и ниже устройств РЗА на микроэлектронной
базе проводится в соответствии с
указаниями заводов-изготовителей. При
отсутствии таких указаний проверяется
отсутствие замыкания этих цепей на
землю омметром на напряжение до 15
В.
7.14.5. Комплексная
проверка устройств РЗА и сигнализации
проводится при номинальном напряжении
оперативного тока и подаче на устройство
параметров аварийного режима от
постороннего источника питания к
полностью собранным цепям устройств и
закрытых кожухах реле.
Для
защит с зависимой характеристикой
следует снять четыре точки характеристики;
для дифференциальных защит ток поочередно
подать в каждое из плеч защит; на
ступенчатые защиты подать параметры
аварийного режима, соответствующие
одной точке каждой зоны и одной точке
вне зоны срабатывания последней
ступени.
Ток и
напряжение, соответствующие аварийному
режиму, подаются на все ступени и все
фазы (или все комбинации фаз) проверяемого
устройства. Ток или напряжение, подаваемое
на защиты максимального тока и минимального
напряжения, должно обеспечивать надежное
срабатывание реле.
7.14.6.
Проверка действия выходных реле на
коммутационный аппарат.
Следует
провести проверку исправности цепи
отключения (включения) действием на
коммутационный аппарат от выходных
реле и восстановление цепей связи
проверяемого устройства с другими
устройствами.
7.14.7.
Проверка устройств рабочим током и
напряжением осуществляется путем
проверки обтекания током токовых цепей
проверяемого устройства и наличия
напряжения на проверяемом
устройстве.
7.14.8.
Тестовый контроль РЗА проводится для
устройств на микроэлектронной базе в
соответствии с инструкцией
завода-изготовителя. При проведении
профилактического контроля тестовый
контроль проводится после проверки
рабочим током и напряжением.
7.14.9.
При подготовке устройств РЗА к включению
выполняются:
1) проверка
положения указательных реле, испытательных
блоков, накладок, рубильников, кнопок,
сигнальных ламп и других оперативных
элементов;
2) запись
в журнале по релейной защите о результатах
проверки, состоянии проверенных устройств
и о возможности включения их в
работу.
7.14.10.
Профилактический контроль устройств
РЗА считается завершенным, если при их
комплексной проверке не выявлены
отступления параметров уставок реле,
превышающих допустимые значения. В
случае обнаружения превышений и
отступлений, необходимо приступить к
профилактическому восстановлению
устройств РЗА.
7.15.
Профилактическое восстановление
(ремонт) устройств релейной защиты и
автоматики.
При
профилактическом восстановлении
выполняются:
подготовка
исполнительных схем, паспортов-протоколов,
рабочих тетрадей, карт уставок защит,
технологических карт; испытательной
установки, измерительных приборов,
соединительных проводов, запчастей и
инструмента;
выверка
принципиальных и монтажных схем устройств
РЗА присоединения, о чем руководитель
бригады РЗА делает запись и расписывается
на исполнительной схеме.
7.15.1.
При внешнем осмотре РЗА
проверяются:
надежность
крепления панели, аппаратуры на
панели;
отсутствие
механических повреждений аппаратуры,
состояние изоляции выводов реле и другой
аппаратуры;
отсутствие
пыли и грязи на кожухах аппаратуры и
рядах выводов;
состояние
изоляции проводов и кабелей, надежность
контактных соединений на рядах зажимов,
ответвлениях от шин, шпильках реле,
испытательных блоков, резисторах, а
также надежность паек;
состояние
уплотнения дверей шкафов, кожухов
выводов на вторичной стороне трансформаторов
тока и напряжения;
состояние
электромагнитов управления и блок-контактов
коммутационной аппаратуры;
состояние
заземления цепей вторичных
соединений;
наличие
и правильность надписей на панелях и
аппаратуре, наличие маркировки кабелей,
жил кабелей и проводов.
7.15.2.
Предварительная проверка заданных
уставок защит РЗА.
В
целях определения работоспособности
элементов и допустимого отклонения
параметров срабатывания от заданных
уставок устройств РЗА проверку необходимо
проводить при закрытых кожухах реле и
крышках автоматов.
Если
при проверке уставок параметры
срабатывания выходят за пределы
допустимых отклонений, проводится
анализ причин отклонения и при
необходимости разборка, восстановление
или замена аппаратуры.
7.15.3.
При внутреннем осмотре устройств РЗА
проводится:
проверка
и чистка механической части аппаратуры
(релейной и коммутационной);
проверка
состояния уплотнения кожухов, крышек
и целости стекол;
проверка
целости деталей реле и устройств,
правильности их установки и надежности
крепления;
очистка
от пыли и посторонних предметов;
проверка
надежности контактных соединений,
пайки;
проверка затяжки
болтов, стягивающих сердечники
трансформаторов, дросселей;
проверка
состояния контактных поверхностей и
дугогасительных камер;
проверка
надежности работы механизма управления
включением и отключением от
руки.
7.15.4. Проверка
электрических характеристик РЗА
проводится:
в объеме,
соответствующем профилактическому
восстановлению элементов, которые не
подвергались разборке;
в
объеме, соответствующем новому включению
в случае разборки или замены
элементов.
7.15.5.
Измерение и испытание изоляции устройств
в полной схеме следует проводить при
закрытых кожухах, крышках, дверцах.
До
и после испытания электрической прочности
изоляции необходимо проводить измерение
сопротивления изоляции мегомметром на
напряжение 1000 В относительно земли
каждой из групп электрически не связанных
цепей вторичных соединений (цепи одного
выключателя, одного устройства РЗА,
цепей сигнализации, цепи газового
реле).
Объект считается
выдержавшим испытание, если сопротивление
изоляции составляет не менее 1
МОм.
Испытание
электрической прочности изоляции
необходимо проводить напряжением 1000 В
переменного тока в течение одной минуты
относительно земли.
7.15.6.
Комплексная проверка устройств релейной
защиты и автоматики.
Проверку
следует проводить при номинальном
напряжении оперативного тока при подаче
на устройство параметров аварийного
режима от постороннего источника и
полностью собранных цепях устройства
при закрытых кожухах реле (необходимо
предусматривать надежное размыкание
выходных цепей), с действием «на
сигнал».
При
комплексной проверке необходимо
проводить измерение полного времени
действия каждой из ступеней устройства
и проверять правильность действия
сигнализации.
Ток и
напряжение, соответствующие аварийному
режиму, необходимо подавать на все
ступени и фазы (или все комбинации фаз)
проверяемого устройства. При этом они
должны соответствовать следующим
параметрам:
а) для
защит максимального действия — 0,9 и 1,1
уставки срабатывания для контроля
несрабатывания защиты в первом и
срабатывания во втором случаях; для
контроля времени действия — ток или
напряжение, равные 1,3 уставки срабатывания.
Для защит с зависимой характеристикой
необходимо проверять четыре точки
характеристики. Для токовых направленных
защит требуется подавать номинальное
напряжение с фазой, обеспечивающей
срабатывание реле направления мощности.
Для дифференциальных защит ток подается
поочередно в каждое из плеч защиты;
б)
для защит минимального действия — 1,1 и
0,9 уставки срабатывания для контроля
несрабатывания защиты в первом и
срабатывания во втором случаях; для
контроля времени действия — ток или
напряжение, равное 0,8 уставки
срабатывания.
Для
дистанционных защит временную
характеристику следует снимать для
сопротивлений, равных 0, 0,9Z(1), 1,1 Z(1), 0,9
Z(2), 1,1 Z(2), 0,9 Z(3) и 1,1 Z(3). Регулировка выдержки
времени в первой ступени (при необходимости)
проводится при сопротивлении 0,5
Z(1).
Следует проверять
правильность поведения устройств при
имитации всех возможных видов короткого
замыкания (КЗ) в зоне и вне зоны действия
устройств.
7.15.7. Проверка
действия проверяемого устройства на
коммутационную аппаратуру и восстановление
связей с другими устройствами:
подготовка
цепей отключения и включения при заданных
уставках, действия выходного реле
проверяемого устройства на коммутационный
аппарат при номинальном напряжении
оперативного тока.
проверка
отсутствия сигналов и подсоединение
цепей связи к другим устройствам,
находящимися в работе на рядах выводов
проверяемого устройства.
После
проверки действия проверяемого устройства
на коммутационные аппараты и выставления
уставок работы во всех его цепях не
проводятся.
7.15.8.
Проверка устройства РЗА рабочим током
и напряжением.
Проверка
рабочим током и напряжением является
окончательной проверкой схемы переменного
тока и напряжения, правильности включения
и поведения устройств.
Перед
проверкой устройств рабочим током и
напряжением требуется провести:
осмотр
всех реле и других аппаратов, рядов
зажимов и перемычек на них;
установку
накладок, переключателей, испытательных
блоков и других оперативных элементов
в положениях, при которых включается
воздействие проверяемого устройства
на другие устройства и коммутационные
аппараты;
проверку
целости и правильность сборки токовых
цепей от нагрузочных устройств.
Проверку
рабочим током и напряжением устройств
РЗА необходимо проводить в следующей
последовательности:
1)
проверка исправности и правильности
подключения цепей напряжения измерением
на ряде выводов линейных и фазных
напряжений и напряжения нулевой
последовательности и проверкой фазировки
цепей напряжения проверяемого
присоединения;
2)
проверка исправности токовых цепей
измерением вторичных токов нагрузки в
фазах и в нулевом проводе, а для
направленных защит проводится снятие
векторной диаграммы;
3)
проверка правильности работы и небалансов
фильтров тока и напряжения прямой,
обратной и нулевой последовательностей;
4)
проверка правильности включения реле
направления мощности и реле
сопротивления;
5)
проверка правильности сборки токовых
цепей дифференциальных защит измерением
токов (напряжений) небаланса.
7.15.9.
При подготовке устройств РЗА к включению
проводится:
повторный
осмотр реле, режим работы которых
изменялся при проверке рабочим током
и напряжением;
проверка
положения флажков указательных реле,
испытательных блоков, накладок,
рубильников, кнопок, сигнальных ламп,
а также перемычек на рядах выводов;
запись
в журнале релейной защиты о результатах
проверки устройств РЗА, состоянии
проверенных устройств и о возможности
включения их в работу;
заполнение
паспортов-протоколов устройств
РЗА.
7.16. Проверка
устройств РЗА при новом включении
(наладка) проводится в соответствии с
приложением N 3 к настоящей Инструкции.
По
результатам проверки выдаются паспорта
— протоколы устройств РЗА.
7.17.
Технические указания по ведению
документации устройств РЗА.
7.17.1.
Расчет уставок всех видов защит и
автоматики проводится работниками
специализированных проектных организаций
федерального железнодорожного
транспорта.
7.17.2. В
процессе эксплуатации допускается
проводить перерасчет уставок защит
фидеров контактной сети, линий
автоблокировок (АБ), продольного
электроснабжения (ПЭ), «два провода-рельс»
(ДПР) и железнодорожных потребителей
персоналом дистанции электроснабжения
железной дороги.
Уставки
защит фидеров контактной сети постоянного
и переменного тока, фидеров АБ, ПЭ и ДПР
утверждаются службой электроснабжения
железной дороги.
7.17.3.
Режим работы устройств автоматики
определяется и утверждается ответственным
за электрохозяйство дистанции
электроснабжения железной
дороги.
7.17.4. Фидеры
основного питания устройств сигнализации,
централизации, блокировки (СЦБ) должны
быть оборудованы АПВ и автоматическим
включением резерва (АВР), резервного
питания — АПВ.
При
периодических опробованиях защит этих
фидеров одновременно должна проверяться
работоспособность устройств АПВ и АВР
с замером времени перехода устройств
СЦБ с основного на резервное питание,
которое не должно превышать 1,3
секунды.
7.17.5. На каждой
тяговой подстанции должна быть карта
положений накладок и испытательных
блоков, по которой оперативным персоналом
при приеме-сдаче смены проверяется
фактическое положение накладок и
блоков.
7.17.6. Время
отключения тока короткого замыкания
защитой без выдержки времени не должно
превышать 90 мс на линиях постоянного
тока и 140 мс на линиях переменного
тока.
7.17.7. При проверке
защиты от замыкания на землю в РУ-3,3 кВ
от нагрузочного устройства измеряется
распределение тока по реле и вычисляется
ток утечки с внутреннего контура помимо
реле при имитации короткого замыкания
в трех различных точках РУ (в середине
и по краям РУ).
Разность
тока нагрузочного устройства и суммарного
тока двух реле (ток утечки) не должна
превышать 10%, в исключительных случаях,
по разрешению службы электроснабжения
железной дороги, не более 30%.
Уставка
каждого реле земляной защиты должна
быть 150 — 200 А.
Для
предотвращения ложной работы реле
земляной защиты от перетекания блуждающих
токов необходимо объединить общей шиной
точки подключения реле к внешнему
контуру.
7.17.8. Работа
в цепях РЗА без выверенных исполнительных
схем запрещается. Изменения и дополнения
вносятся в схемы первичной и вторичной
коммутации, однолинейные схемы
электроустановки в соответствии с
настоящей Инструкцией.
Выверка
исполнительных схем проводится при
новом включении и профилактическом
восстановлении устройств РЗА, что
подтверждается под-писью на схеме
руководителя бригады РЗА ремонтно-ревизионного
участка (РРУ).
7.17.9.
Оперативные цепи защит от замыкания на
землю в РУ-3,3кВ
присоединяются
через отдельные предохранители
непосредственно к шинам аккумуляторной
батареи до главных предохранителей.
7.17.10.
На каждой тяговой подстанции должен
быть заведен журнал релейной защиты, в
котором записываются результаты
осмотров, опробований, профилактического
контроля и восстановления устройств
РЗА.
На каждое
присоединение тяговой подстанции должен
быть паспорт-протокол РЗА.
7.17.11.
В бригадах РЗА РРУ должна быть рабочая
тетрадь, в которой последовательно
ведутся записи выполняемых работ и
результаты замеров, проверок, испытаний
устройств РЗА, на основании которых
даются заключения в журнале релейной
защиты о работоспособности РЗА и
заполняются паспорта-протоколы.
7.17.12.
Регистрация результатов при ТО устройств
РЗА проводится в паспортах-протоколах
устройств, присоединений и в журналах
релейной защиты.
Паспорт-протокол
РЗА устройства, присоединения включает
в себя:
общую часть,
содержащую паспортные данные реле,
элементов, устройств;
уставки
защиты;
протоколы
проверок и испытаний каждого реле,
элемента или устройства, произведенных
при новом включении;
отдельные
листы регистрации результатов первого
и каждого последующего профилактического
контроля РЗА;
отдельные
листы регистрации результатов
профилактического восстановления.
При
профилактическом восстановлении
устройств РЗА эксплуатационный персонал
выполняет работы и сравнивает их
результаты с результатами предыдущих
проверок, отраженных в паспортах-протоколах,
с учетом допустимых значений максимальных
отклонений уставок устройств РЗА.
Результаты профилактического
восстановления, наличие или отсутствие
изменений фиксируются в паспорте-протоколе
РЗА устройства, присоединения и журнале
релейной защиты тяговой подстанции
железной дороги или района электроснабжения
железной дороги.
7.17.13.
При отсутствии протоколов нового
включения устройств РЗА за основу
принимаются результаты (протоколы)
последнего профилактического
восстановления.
7.17.14.
При отсутствии протоколов нового
включения бригада РЗА проводит проверку
устройств РЗА по полной программе нового
включения.
7.17.15. Журнал
релейной защиты должен быть пронумерован,
прошнурован, скреплен печатью дистанции
электроснабжения железной дороги и
храниться на тяговой подстанции или в
районе электроснабжения железной
дороги. Копии паспортов-протоколов
хранятся в РРУ.
В
журнале релейной защиты фиксируются:
записи
о результатах проверки, состоянии
проверенных устройств и готовности
включения их в работу при новом
включении;
записи о
результатах профилактического
восстановления, выявленных отклонениях
параметров уставок срабатывания от
заданных, изменениях или замене элементов
устройств РЗА и возможности включения
устройств РЗА в работу;
записи
о результатах профилактического контроля
в соответствии с пунктом 7.14 настоящей
Инструкции, в том числе с указанием
величины измеренного сопротивления
после испытания напряжением 1000 В, 50 Гц
изоляции:
а) относительно
земли;
б) между
отдельными группами электрически не
связанных цепей вторичных соединений
(тока, напряжения, оперативного тока,
сигнализации);
в) между
жилами кабеля газовой защиты;
г)
между жилами кабеля от трансформатора
напряжения (ТН) до автоматов или
предохранителей;
записи
о величине первичного тока нагрузочного
приспособления, вызвавшего срабатывание
защиты на отключение коммутационного
оборудования, и возможности включения
устройств РЗА в работу;
записи
о результатах проведения периодического
осмотра и опробование устройств
РЗА;
записи о проведении
внеочередных и послеаварийных
проверках.
Результаты
проверок, изменений уставок подписывает
руководитель бригады РЗА РРУ. Начальник
тяговой подстанции железной дороги
знакомится с этими записями и организовывает
ознакомление под роспись всего причастного
персонала.
VIII.
ВЫПОЛНЕНИЕ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ
ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ
УСТРОЙСТВ
ТЕЛЕМЕХАНИКИ
8.1.
При техническом обслуживании устройств
телемеханики проводятся:
проверка
при новом включении (наладка);
технические
осмотры;
опробование;
профилактический
контроль;
профилактическое
восстановление.
8.2.
Проверка устройств телемеханики при
новом включении проводится при вводе
новой системы телемеханики персоналом
специализированной наладочной организации
федерального железнодорожного транспорта
или бригадой телемехаников
ремонтно-ревизионного участка дистанции
электроснабжения железной дороги на
основании инструкции
завода-изготовителя.
8.3.
При техническом осмотре устройств
телемеханики проверяются:
наличие
основного и резервного напряжения на
стойке телемеханики;
переход
стойки на резервное питание и
обратно;
нагрев блоков
на стойке.
8.4. При
опробовании устройств телемеханики
выполняются:
проверка
работы телеуправления (ТУ) с диспетчерского
пункта (энергодиспетчером или персоналом
группы телемеханики) посылкой двух или
трех подтверждающих команд на все
контролируемые пункты;
проверка
работы телесигнализации (ТС) на
диспетчерском пункте квитированием
двух или трех ключей телесигнализации.
8.5.
При проведении работ по профилактическому
контролю устройств телемеханики
выполняются:
внешний
осмотр;
проверка
предохранителей основного и резервного
питания, соответствие их номинальным
значениям уставок;
проверка
разъемных соединений всех
блоков;
проверка
монтажных соединений жгутов и разъемов,
прочность пайки;
контроль
целостности заземления экранированных
проводов;
чистка
контактов;
осмотр
модулей;
удаление
пыли, затяжка крепежных деталей, осмотр
крепления трансформаторов, дросселей,
конденсаторов в блоке питания;
измерение
уровней напряжений поверенным
комбинированным прибором;
проверка
действия автоматических устройств
подключения резервного питания и
контроль за работой устройств, которые
выполняются при временном отключении
основного питания устройств телемеханики
и наблюдении за значением и допустимыми
отклонениями напряжения резервного
питания;
чистка
контактов выходных реле
телемеханики;
проверка
работы ТУ и ТС подачей команд на включение
и отключение управляемых объектов с
диспетчерского пункта.
8.6.
Профилактическое восстановление
устройств телемеханики позволяет
предотвратить вероятные повреждения
элементов устройств телемеханики,
провести оценку статистических данных
о неисправностях элементов в условиях
эксплуатации, проанализировать причины
и характер возникающих повреждений.
8.7.
При профилактическом восстановлении
устройств телемеханики
выполняются:
проверка
всех креплений;
контроль
исправности переключателей, тумблеров,
кнопок, арматуры предохранителей;
проверка
наличия и целостности защитных
заземлений;
испытания
изоляции цепей стоек, панелей и
блоков;
проверка
отсутствия потенциала на корпусе блока,
стойки;
профилактические
испытания и измерения параметров
диодов;
контроль
исправности блока питания, предусматривающий
измерения всех напряжений и профилактические
испытания элементов, и проверку пульсации
выпрямленного напряжения и стабилизации
напряжения на выходе при изменении
напряжения на входе в диапазоне 170-250
В;
проверка исполнительных
электромеханических реле в блоке стойки
телемеханики, в процессе которой проводят
очистку от пыли, проверку механического
состояния, измерение контактных нажатий,
измерение сопротивления изоляции,
измерение электрических характеристик
реле, совместную проверку действия
защитно-приемной аппаратуры телеуправления,
проверку целостности стеклянных колб
и измерение тока срабатывания герконовых
реле;
ревизия выходных
реле объектов ТУ с проверкой и регулировкой
тока срабатывания и контактов;
испытание
изоляции цепей телемеханики мегомметром
на напряжение 1000 В;
испытание
аппаратуры в граничных режимах
питания;
измерение и
регулировку уровней сигналов в каналах
связи;
проверка
совместной работы аппаратуры диспетчерского
и контролируемого пунктов.
8.8.
Восстановление устройств телемеханики
до исправного состояния предусматривает
оперативный поиск и точное установление
места, характера и причины повреждения,
ремонт или замену поврежденного модуля,
блока на исправный, послеаварийную
проверку действия устройства.
8.9.
Виды и периодичность технического
обслуживания устройств телемеханики
приведена в таблице 17 настоящей
Инструкции.
Таблица
17. Виды и периодичность технического
обслуживания устройств телемеханики
|
N |
Вид |
Периодичность |
|
1 |
Осмотр |
ежедневно |
|
2 |
Опробование |
ежедневно |
|
3 |
Профилактический |
1 |
|
4 |
Профилактическое |
1 |
Примечание:
периодичность технического обслуживания
устройств телемеханики может быть
изменена ответственным за электрохозяйство
дистанции электроснабжения железной
дороги на основании указаний
завода-изготовителя.
8.10.
Периодичность осмотров частотных
каналов телемеханики определяется
локальными инструкциями дистанции
электроснабжения железной дороги по
ТО (в зависимости от вида системы, срока
службы, наличия диагностических приборов,
систем).
8.11. Работниками
группы телемеханики дистанций
электроснабжения железной дороги
совместно с работниками дистанции
сигнализации и связи составляются
структурные схемы уровней сигналов
(ТУ, ТС, телеблокировки).
8.12.
При нарушении работы каналов связи
ТУ-ТС энергодиспетчер уведомляет о
повреждении диспетчера дистанции
сигнализации и связи. Работники дистанций
электроснабжения совместно с работниками
дистанции сигнализации и связи проводят
соответствующее расследование и
устранение повреждений.
8.13.
Дополнительное опробование устройств
телемеханики проводится энергодиспетчером
накануне отключений, связанных с
предоставлением продолжительных «окон»
в движении поездов.
IX.
ВЫПОЛНЕНИЕ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ
ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ
ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПОДСТАНЦИИ
9.1.
Распределительные устройства
электроустановок собственных нужд
подстанции.
9.1.1. При
осмотре РУ напряжением до 1000 В проверяются
состояние аппаратов, контактных
соединений, изоляторов, кабельных
заделок, предохранителей, заземлений,
отсутствие замыканий на землю в цепях
постоянного и переменного тока.
9.1.2.
Ремонт по техническому состоянию
отдельных аппаратов или их присоединений
к шинам выполняется в объеме текущего
ремонта.
9.1.3. При
текущем ремонте выполняются:
очистка
аппаратуры, изоляторов, предохранителей
от пыли;
восстановление
надписей, бирок кабелей;
зачистка
и шлифовка подгоревших контактов или
их замена;
подтяжка
контактных соединений.
9.1.4.
При испытаниях выполняются:
замер
сопротивления изоляции шин и каждого
присоединения мегомметром на напряжение
1000 В. Сопротивление изоляции должно
быть не менее 0,5 МОм;
испытание
изоляции напряжением переменного тока
1000 В в течение 1 минуты или мегомметром
на напряжение 2500 В;
проверка
действия максимальных и минимальных
расцепителей автоматических
выключателей;
проверка
работы контакторов, пускателей на
пониженном напряжении оперативного
тока (включение — 90%, отключение — 80%
U(ном));
замер сопротивления
петли «фаза — ноль» или тока короткого
замыкания для сетей с заземленной
нейтралью.
9.1.5. При
капитальном ремонте кроме работ,
указанных в подпункте 9.1.3 настоящей
Инструкции, выполняются:
разборка
с заменой отдельных аппаратов или их
дефектных деталей;
испытания
в соответствии с подпунктом 9.1.4 настоящей
Инструкции.
9.2.
Аккумуляторные батареи электроустановок
собственных нужд.
9.2.1.
При осмотре аккумуляторных батарей
(АБ) проверяются:
целостность
банок, уровень электролита, высоту
осадка (шлама);
состояние
помещения, стеллажей, наличие необходимых
приборов и принадлежностей;
напряжение
и плотность электролита в контрольных
элементах.
9.2.2. Ремонт
по техническому состоянию отдельных
аккумуляторных банок выполняется в
объеме ТР.
9.2.3. При ТР
выполняются:
проверка
качества электролита, состояние пластин
с их заменой (при необходимости);
замена
сепараторов при необходимости и удаление
шлама;
очистка
окислившихся поверхностей и смазку их
вазелином.
9.2.4. При
испытаниях АБ выполняются:
замер
напряжения, плотности и температуры
электролита элементов;
химический
анализ электролита;
измерение
сопротивления изоляции батареи;
проверка
емкости отформованной батареи.
9.2.5.
Капитальный ремонт АБ с полной или
частичной заменой основных деталей
проводится по результатам испытаний и
состоянию АБ.
9.2.6. АБ
должны обеспечивать на шинах оперативного
тока в нормальных эксплуатационных
условиях напряжение на 5 % выше номинального
напряжения низковольтных аппаратов.
Подзарядное устройство должно обеспечивать
стабилизацию этого напряжения в пределах
указанных изготовителями АБ.
9.2.7.
Устройство контроля за состоянием
изоляции шин постоянного тока должно
действовать на сигнал при снижении
сопротивления изоляции одного из полюсов
до 20 кОм в сети 220 В и 10 кОм в сети 110 В.
При замыкании на землю необходимо
немедленно принимать меры к поиску и
устранению повреждения.
9.2.8.
Температура в помещении с аккумуляторными
батареями в холодное время на уровне
расположения аккумуляторов должна быть
не ниже 10 град. С. Для тяговых подстанций
железных дорог без постоянного дежурного
персонала должно осуществляться
автоматическое поддержание заданной
температуры. Если батареи выбраны только
при расчете на включение и отключение
выключателей, то нижний предел температуры
должен быть не ниже 0 град. С.
9.2.9.
В процессе обслуживания кислотной АБ
анализ электролита проводится не реже
одного раза в 3 года по пробам, взятым
из контрольных элементов. При контрольном
разряде пробы электролита отбирают в
конце разряда. Для доливки применяется
дистиллированная вода, проверенная на
отсутствие хлора и железа.
9.2.10.
Кислотные АБ, работающие по методу
«заряд — разряд», подвергаются
уравнительному заряду (перезаряду)
одного раз в 3 месяца напряжением 2,3 —
2,35 В на элемент до достижения установившегося
значения плотности электролита во всех
элементах 1,2 — 1,21 г/куб. см Продолжительность
дозаряда зависит от состояния батарей,
но должна составлять не менее 6 часов.
За время уравнительного заряда необходимо
сообщить батарее не менее трехкратной
номинальной емкости.
Заряд
и разряд батареи допускается током не
выше максимального, гарантированного
для АБ. Температура электролита в конце
заряда должна быть не выше 40 град. С.
Проверка работоспособности батареи по
падению напряжения при толчковых токах
проводится при разряде длительностью
не более чем 5 секунд с максимальным для
подстанции рабочим током. При этом
напряжение на элементе не должно
снижаться более чем на 0,4 В по сравнению
с предыдущим (до толчка) режимом.
9.2.11.
Перед началом заряда АБ включается
приточно-вытяжная вентиляция, которая
отключается после полного удаления
газа, но не ранее чем через 1,5 часа после
окончания заряда. При работе по методу
постоянного подзаряда действие вентиляции
определяется локальной инструкцией
дистанции электроснабжения железной
дороги.
9.2.12. Эксплуатация
кислотной АБ, работающей по методу
постоянного подзаряда, осуществляется
без тренировочных разрядов и уравнительных
перезарядов. Дозаряд батареи проводится
один раз в 3 месяца напряжением 2,3 В на
элемент до достижения установившегося
значения плотности электролита во всех
элементах 1,2 — 1,21 г/куб. см.
9.2.13.
Напряжение в конце разряда (через 3-10
часов после заряда) не должно снижаться
до уровня менее 1,8 В на элемент.
9.2.14.
Расстояние между поверхностью осадка
(шлама) и нижним краем положительной
пластины должно быть не менее 10
мм.
9.2.15. Герметизированные
кислотные и щелочные АБ, а также
конденсаторные накопители электроэнергии
обслуживаются по инструкциям заводов
— изготовителей.
9.3.
Электродвигатели и генераторы.
9.3.1.
При осмотре электродвигателей и
генераторов проверяются:
отсутствие
вибрации и шума;
отсутствие
повышенного нагрева корпуса и
подшипников;
исправность
заземления;
исправность
щеточного узла (при наличии) и
вентиляции.
9.3.2. Ремонт
по техническому состоянию выполняется
в объеме ТР.
9.3.3. При
ТР выполняются:
чистка
и продувка обмоток;
проверка
состояния подшипников и замена
смазки;
замена щеток
(при необходимости).
9.3.4.
При испытаниях электродвигателей и
генераторов выполняются:
измерение
сопротивления изоляции обмоток
мегомметром на напряжение 1000 В.
Сопротивление изоляции должно быть не
менее 0,5 МОм;
измерение
неравномерности воздушного зазора
между статором и ротором.
9.3.5.
Капитальный ремонт двигателей и
генераторов проводится по их техническому
состоянию и результатам испытаний.
9.4.
Электрическое освещение и отопление
подстанции.
9.4.1. При
осмотре освещения и отопления
проверяются:
состояние
проводки;
исправность
выключателей, предохранителей;
состояние
заземления, зануления.
9.4.2.
Ремонт по техническому состоянию
отдельного оборудования выполняется
в объеме ТР.
9.4.3. При
ТР выполняются:
очистка
от пыли коммутационной и защитной
аппаратуры, щитков, сборок распаячных
коробок, электропечей и
светильников;
зачистка
контактов электрических выключателей,
переключателей, предохранителей;
замена
изоляторов, роликов, участков проводки
с поврежденной изоляцией;
проверка
исправности аварийного освещения.
9.4.4.
При испытаниях цепей освещения и
отопления выполняются:
измерение
сопротивления изоляции мегомметром на
напряжение 1000 В;
испытание
изоляции повышенным напряжением или
мегомметром на напряжение 2500 В;
замер
освещенности в контрольных точках и
уровень общей освещенности
помещения.
9.4.5. При
капитальном ремонте выполняется полная
замена оборудования и проводки освещения
и отопления. Основанием для капитального
ремонта служат их состояние и результаты
испытаний.
X.
ВЫПОЛНЕНИЕ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ
ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ УСТРОЙСТВ ЗАЩИТЫ
ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
10.1.
Положения настоящего раздела
распространяются на устройства защиты
тяговых подстанций от перенапряжений:
разрядники вентильные и трубчатые,
ограничители перенапряжения (ОПН) и
разрядные устройства.
10.2.
При осмотрах вентильных разрядников и
ограничителей перенапряжения
проверяются:
внешнее
состояние (отсутствие загрязнений,
видимых повреждений);
исправность
подводящих шин и заземлений;
целость
предохранителей;
состояние
указателей срабатывания и показания
их счетчиков.
10.3. При
осмотрах трубчатых разрядников с земли
проверяются:
положение
разрядника на опоре и величина внешнего
искрового промежутка;
положение
указателя срабатывания на каждой фазе
(если он имеется);
состояние
поверхности изолирующей части разрядника
(наличие ожогов и оплавлений от
электрической дуги, загрязнения);
состояние
электродов и арматуры;
состояние
заземляющей проводки.
10.4.
При верховых осмотрах трубчатых
разрядников проверяются:
длина
внешнего искрового промежутка;
состояние
поверхности изолирующей части
разрядника;
наличие
трещин в толще трубок (у разрядников из
винипласта);
надежность
крепления разрядника к конструкции
опоры и прочность заделки дугогасительной
трубки в обойме;
наличие
сильных оплавлений на металлических
обоймах трубки или электродах внешнего
искрового промежутка;
состояние
заземляющих спусков;
положение
указателя срабатывания.
10.5.
При осмотрах разрядных устройств с
отключением разъединителя
проверяются:
показания
регистратора срабатывания;
отсутствие
загрязнений, видимых повреждений
изоляторов;
состояние
контактных соединений;
состояние
элементов разрядного устройства и блока
защиты;
исправность
заземления.
10.6. Ремонт
по техническому состоянию производится
по результатам осмотров и выявлении
неисправностей.
10.7.
При ТР вентильных разрядников и
ограничителей перенапряжения
проводятся:
запись
показаний счетчика регистратора
срабатываний;
очистка
от загрязнений;
очистка
дугогасящих колец у разрядников типа
РВПК, РВБК, РБК;
целостность
защитных покрышек, отсутствие сдвигов
и смещение фланцев, состояние цементных
швов и их покрытия, состояние
предохранительных клапанов;
состояние
экранных колец;
состояние
опорных изоляторов и изоляторов
оттяжек;
исправность
заземляющих шин и заземлений;
проверка
всех креплений;
проверка
состояния и правильность действия
регистраторов срабатывания;
замена
перегоревших плавких вставок;
восстановление
покрытия цементных швов, окраски фланцев
и присоединяющих шин;
измерение
сопротивления элемента
разрядника;
измерение
сопротивления иммитатора;
измерение
сопротивления изоляции изолирующих
оснований у разрядника с регистраторами
срабатывания.
10.8. При
ТР трубчатых разрядников производится
верховой осмотр и выполняется:
протирка
от загрязнений;
устранение
выявленных дефектов и
неисправностей;
регулировка
внешнего искрового промежутка;
проверка
расположения зон выхлопа.
10.9.
При ТР разрядных устройств
проводится:
протирка
изоляторов и элементов разрядного
устройства;
проверка
контактных соединений;
проверка
действия защиты от пробоя
тиристоров;
измерение
сопротивления изоляции.
10.10.
При межремонтных испытаниях вентильных
разрядников и ОПН выполняются:
измерение
сопротивления элемента
разрядника;
измерение
сопротивления имитатора;
измерение
сопротивления изоляции изолирующих
оснований разрядников с регистраторами
срабатывания;
измерение
тока проводимости;
измерение
пробивных напряжений при промышленной
частоте только у разрядников, не имеющих
шунтирующих сопротивлений;
10.11.
При межремонтных испытаниях трубчатых
разрядников выполняются:
проверка
состояния поверхности разрядника;
измерение
внешнего искрового промежутка;
проверка
расположения зон выхлопа.
10.12.
При межремонтных испытаниях разрядных
устройств выполняются:
проверка
целостности диодов и тиристоров;
проверка
действия защиты от пробоя
тиристоров;
измерение
сопротивления изоляции;
испытание
повышенным напряжением промышленной
частоты;
измерение
напряжения открытия тиристоров каждой
ветви.
10.13. Объем
капитального ремонта вентильных
разрядников, ограничителей перенапряжений,
трубчатых разрядников и разрядных
устройств определяется их состоянием
и результатами испытаний, на основании
которых устанавливается целесообразность
выполнения капитального ремонта или
их замены.
После
завершения капитальных ремонтов
выполняются следующие испытания:
а)
для вентильных разрядников и ОПН в
объемах, указанных в пункте 10.10 настоящей
Инструкции. Ремонт со вскрытием вентильных
разрядников и ОПН должен проводиться
в специализированных мастерских;
б)
для трубчатых разрядников:
измерение
внутреннего диаметра канала
разрядника;
измерение
внутреннего искрового промежутка;
в)
для разрядных устройств в объемах,
указанных в пункте 10.12 настоящей
Инструкции.
10.14.
Разрядники типа РМБВ, РМВУ и РВКУ к
фидерам постоянного тока 3,3 кВ подключаются
через роговый разрядник, используемый
в качестве предохранителя. Расстояние
между рогами 30(в степени +2) мм. Диаметр
плавкой вставки из медной проволоки
0,4/0,6 мм.
Разрядник
типа РВКУ-3,3Б01 и ОПН подключается через
плавкую вставку, состоящую из двух
медных проволок диаметром 0,68/0,7 мм каждая
(применяющихся в проводах МГ-50, МГ-70,
МГ-95).
10.15. Сопротивление
разрядника или его элемента, ОПН на
напряжение 3,3кВ и выше измеряется
мегомметром на напряжение 2500 В, а на
напряжение до 3 кВ мегомметром на
напряжение 1000 В. Их сопротивление не
должно отличаться более чем на 30 % от
результатов, приведенных в паспорте
или полученных в результате предыдущих
измерений в эксплуатации.
У
имитатора сопротивление изоляции
проверяется мегомметром на напряжение
1000 В. Сопротивление должно отличаться
не более чем на 50 % от результатов
предыдущих измерений.
Измерение
сопротивления основания проводится
мегомметром на напряжение 1000-2500 В. Его
величина должна быть не менее 1
МОм.
10.16. Испытания
вентильных разрядников и ОПН должны
проводиться при положительных температурах
окружающего воздуха.
При
испытаниях внутри помещений для получения
определенных температурных режимов
разрядники и ОПН должны быть выдержаны
в помещении не менее 4 часов в летний
период и не менее 10 часов в зимний.
Если
измерение тока проводимости (утечка)
проводится при температурах, резко
отличающихся от 20 град. С, то в результат
измерения следует вносить поправку —
уменьшать измеренное значение тока
утечки на 0,3 % на каждый градус повышения
температуры выше 20 град.С и увеличивать
на 0,3 % на каждый градус понижения
температуры ниже 20 град. С.
Для
уменьшения пульсации выпрямленного
напряжения при измерении тока утечки
вентильных разрядников должны применяться
эталонные сглаживающие конденсаторы,
величина их емкости указана в инструкциях
завода-изготовителя.
Значения
допустимых токов проводимости и пробивные
напряжения вентильных разрядников
указаны в таблице 18 настоящей
Инструкции.
Величина
токов проводимости ОПН, замеренная
микроамперметром, не должна отличаться
более чем на 20% от значений, указанных
заводом-изготовителем в паспорте.
10.17.
Измерение пробивных напряжений проводится
только у вентильных разрядников, не
имеющих шунтирующих сопротивлений.
Оценка
состояния разрядника проводится путем
сопоставления измеренных значений
пробивных напряжений с предельно
допустимыми значениями, приведенными
в паспорте разрядника или в таблице 18
настоящей Инструкции допустимых токов
проводимости и пробивных напряжений
вентильного разрядника.
10.18.
Вентильные разрядники и ОПН бракуются
при неудовлетворительном внешнем
состоянии (сколы и глубокие трещины
защитных рубашек, разрушении армировочных
швов, открытые или смещенные
предохранительные клапаны) или по
результатам испытаний.
10.19.
Трубчатые разрядники бракуются при
неудовлетворительном состоянии
поверхности изолирующей трубки или при
увеличении внутреннего диаметра канала
дугогасящей трубки более чем на 40% от
первоначального значения.
10.20.
Сопротивление изоляции разрядного
устройства проверяется между закороченными
выводами и корпусом устройства мегомметром
на напряжение 2500 В. Сопротивление должно
быть не менее 50 МОм.
Испытательное
напряжение 12 кВ переменного тока
промышленной частоты в течение одной
минуты прикладывается между закороченными
выводами и корпусом устройства.
10.21.
Напряжение открытия тиристоров проводится
на каждой ветви разрядного устройства
и должно быть в диапазоне 0,9/1,0 кВ при
температуре окружающей среды 20+-10 град.
С.
Таблица
18. Допустимые токи проводимости и
пробивные напряжения вентильных
разрядников
|
Тип |
Значение выпрямленного |
Ток (утечки), |
Пробивное |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
РВП-6, |
6,0 |
6,0 |
16,0-19,0 |
|
РВП-10, |
10,0 |
6,0 |
26,0-30,5 |
|
РВО-35 |
42,0 |
70-130 |
78,0-98,0 |
|
РВС-15 |
16,0 |
450-620 |
38,0-48,0 |
|
РВС-15* |
16,0 |
200-340 |
38,0-48,0 |
|
РВС-20 |
20,0 |
450-620 |
49,0-60,5 |
|
РВС-20* |
20,0 |
200-340 |
49,0-60,5 |
|
РВС-33 |
32,0 |
450-620 |
78,0-98,0 |
|
РВС-35 |
32,0 |
450-620 |
78,0-98,0 |
|
РВС-35* |
32,0 |
200-340 |
78,0-98,0 |
|
РВМ-6 |
6,0 |
120-220 |
26,0-30,5 |
|
РВМ-10 |
10,0 |
200-280 |
25,0-30,0 |
|
РВМ-15 |
15,0 |
500-700 |
35,0-43,0 |
|
РВМ-20 |
24,0 |
500-700 |
47,0-56,0 |
|
РМВУ-3,3 |
4,0 |
70-130 |
10,5-13,0 |
|
РМБВ-3,3 |
4,0 |
350-620 |
10,0-11,5 |
|
РВПК-3,3 |
4,0 |
5 |
7,5-8,5 |
|
РВВМ-3 |
4,0 |
400-620 |
7,5-9,5 |
|
РВКУ-3,3 |
4,0 |
170-220 |
5,3-6,0 |
|
РВКУ-3,3 |
4,0 |
170-220 |
5,0-6,0 |
|
РВКУ-3,3 |
4,0 |
170-220 |
6,0-7,1 |
|
РВКУ-1,65 |
2,0 |
не |
4,0-4,6 |
|
РВКУ-1,65 |
2,0 |
не |
3,4-4,0 |
*
Разрядники для сетей с изолированной
нейтралью и компенсацией емкостного
тока замыкания на землю, выпущенные
после 1975 г.
XI.
ВЫПОЛНЕНИЕ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ
ОБСЛУЖИВАНИЮ И
РЕМОНТУ
ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ
11.1.
На каждое находящееся в эксплуатации
заземляющее устройство должен быть
составлен паспорт, содержащий схему
заземления, основные технические данные,
сведения о результатах проверки его
состояния, характере проведенных
ремонтов и изменениях, внесенных в
данное устройство.
11.2.
Порядок заземления электроустановок
и конструктивное выполнение заземляющих
устройств приведены в Инструкции по
заземлению устройств электроснабжения
на электрифицированных железных дорогах,
утвержденной МПС России от 10 июня 1993 г.
N <<ЦЭ>>
-191.
11.3. При
осмотре заземляющего устройства
проверяются:
отсутствие
коррозии и механических повреждений
заземляющей проводки;
состояние
стыковых соединений (особенно
болтовых);
отсутствие
нагрева заземляющих проводников;
состояние
пробивных предохранителей в
электроустановках напряжением до 1кВ;
искровых промежутков, короткозамыкателей
или диодношунтовых заземлителей в цепи
отсоса постоянного тока 3,3 кВ;
состояние
отличительной окраски.
11.4.
Ремонт по техническому состоянию
проводится по результатам осмотров и
выявлении неисправностей.
11.5.
При ТР заземляющего устройства
выполняются:
определение
степени воздействия коррозии на
заземляющие проводники;
проверка
отсутствия нагрева рабочих
заземлений;
проверка
стыковых соединений с затяжкой болтов
в ослабленных болтовых соединениях;
замена
неисправных элементов заземляющей
проводки;
обновление
отличительной окраски;
проверка
коррозионного состояния элементов
заземляющего устройства, находящихся
в земле;
измерение
сопротивления заземляющего
устройства;
измерение
удельного сопротивления грунта;
проверка
наличия цепи между заземлителями и
заземляемыми элементами;
проверка
состояния пробивных предохранителей
в электроустановках напряжением до 1
кВ, искровых промежутков, короткозамыкателей
(ПКЗ-73) или дренажно-шунтовых заземлителей
(ПДШЗ) в цепи отсоса 3,3 кВ.
11.6.
При межремонтных испытаниях
выполняются:
проверка
напряжения прикосновения (в
электроустановках, выполненных по
нормам на напряжение прикосновения);
проверка
коррозионного состояния элементов
заземляющего устройства, находящихся
в земле;
проверка
сопротивления заземляющего
устройства;
измерение
удельного сопротивления грунта;
проверка
цепи фаза-нуль в электроустановках
напряжением до 1 кВ с глухозаземленной
нейтралью.
11.7. Объем
капитального ремонта определяется по
состоянию заземляющих устройств и
результатам испытаний. После капитального
ремонта проводятся испытания, указанные
в пункте 11.6 настоящей Инструкции,
проверка наличия цепи между заземлителями
и заземляемыми элементами, и состояния
пробивных предохранителей, искровых
промежутков, ПКЗ-73 и ПДШЗ.
11.8.
При проверке коррозионного состояния
элементов заземляющего устройства,
находящихся в земле, проверка в первую
очередь проводится вблизи нейтралей
силовых трансформаторов, мест заземления
короткозамыкателей, разрядников,
ограничителей перенапряжений, в местах
выхода из зданий и в местах, где заземлители
наиболее подвержены коррозии (контрольные
точки). Взятые на учет контрольные точки
проверяются не реже одного раза в 5
лет.
11.9. После вскрытия
грунта качество неразъемных соединений
и целость элементов проверяется визуально
и простукиванием молотка. Оценка степени
коррозионного износа проводится
выборочно путем измерения характерных
размеров заземлителя штангенциркулем
после удаления с его поверхности
продуктов коррозии. Элемент заземлителя
должен быть заменен, если коррозией
разрушено более 50 % его сечения.
11.10.
При проверке наличия цепи между
заземлителями и заземляемыми элементами
контактные соединения проверяются
осмотром, простукиванием молотка, а
также измерением переходных сопротивлений
мостами, микроамперметрами и по методу
амперметр-вольтметра. При массовых
измерениях применяются измерители
сопротивлений МС-07, МС-08, а также приборы
ЭКО-200 или ЭКЗ-01. Значение сопротивления
контактов не нормируется.
11.11.
Измерение напряжения прикосновения
проводится в контрольных точках, в
которых эти величины определены расчетом
при проектировании. Под длительностью
воздействия напряжения понимается
суммарное время действия релейной
защиты и собственного времени отключения
выключателя.
11.12.
Проверка состояния пробивных
предохранителей искровых промежутков
заключается в проверке целости изоляции
резьбовых соединений и крепления,
качества заземления, состояния поверхности
электродов и слюдяных прокладок. У
собранных пробивных предохранителей
и искровых промежутков проверяются
сопротивление изоляции и пробивные
напряжения.
11.13.
Измерение удельного сопротивления
грунта проводится при необходимости
определения сопротивления заземляющего
устройства.
11.14.
Измерение сопротивления заземляющих
устройств и удельного сопротивления
грунта должны проводиться в периоды
наименьшей проводимости почвы.
11.15.
Сопротивление заземляющего устройства
определяется умножением измеренного
значения на поправочные коэффициенты.
Поправочные коэффициенты для средней
полосы Российской Федерации приведены
в таблице 40 приложения 1.1 к Правилам
эксплуатации электроустановок
потребителей. Для других районов
Российской Федерации следует
руководствоваться поправочными
коэффициентами, установленными
региональными управлениями государственного
энергетического надзора Минэнерго
России.
11.16. Внеочередные
проверки сопротивления заземляющих
устройств проводятся после их ремонта
или реконструкции.
11.17.
При профилактических испытаниях
короткозамыкателя ПКЗ-73 выполняются:
замер
сопротивления изоляции между корпусом
и неподвижным контактом мегомметра на
напряжение 2500 В, которое должно быть не
менее 10 МОм и мегомметром на напряжение
1000 В между корпусом и цепями управления,
которое должно быть также не менее 10
МОм.
испытание
напряжением 8 кВ переменного тока
промышленной частоты в течение одной
минуты, приложенным между корпусом и
неподвижным контактом, 2 кВ — между
корпусом и вторичными цепями.
11.18.
Проверка и испытание дренажно-шунтовых
заземлителей типа ПДШЗ выполняются в
соответствии с инструкциями завода —
изготовителя.
11.19. Для
контроля за состоянием пробивных и
искровых промежутков на тяговых
подстанциях железных дорог должны быть
смонтированы схемы непрерывного
автоматического контроля (сигнализация)
за их повреждениями.
XII.
ВЫПОЛНЕНИЕ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ
ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ
СРЕДСТВ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЙ
12.1.
На дистанциях электроснабжения железной
дороги должен быть организован контроль
за состоянием и применением средств
измерений и соблюдением требований
нормативных актов в области
метрологии.
12.2.
Дистанции электроснабжения железных
дорог могут быть аккредитованы на право
проведения калибровочных работ в
порядке, установленном Госстандартом
России, при условии оснащения помещениями,
эталонными средствами и методиками
калибровки определенных средств
измерений и наличии специалистов,
прошедших обучение и получивших
свидетельство на право проведения этих
работ.
12.3. Все средства
измерений, находящиеся в эксплуатации,
должны иметь поверочное клеймо
(калибровочный знак), свидетельство о
поверке (сертификат о калибровке) и
запись в эксплуатационных
документах.
12.4.
Неисправные средства измерений, средства
с истекшим сроком поверки или калибровки,
а также не имеющие поверочного клейма
или калибровочного знака (свидетельства
или сертификата) должны быть изъяты из
эксплуатации.
12.5.
Персонал, обслуживающий электрооборудование,
обязан осуществлять контроль за
исправностью средств измерений.
12.6.
Осмотр средств измерений осуществляется
при осмотре оборудования и перед
использованием переносных приборов.
При этом обращается внимание:
на
наличие и целость пломб;
на
отсутствие механических повреждений,
следов перегрева, копоти на стекле;
на
прочность крепления;
на
соответствие показаний заданному режиму
работы.
12.7. О всех
нарушениях в работе средств измерений
персонал обязан немедленно сообщить
лицу, ответственному за метрологическое
обеспечение дистанции электроснабжения
железной дороги.
12.8.
Замена измерительных трансформаторов
в цепи расчетных счетчиков может
проводиться только в присутствии
представителя энергоснабжающей
организации или по ее уведомлении.
12.9.
Замена и установка расчетных счетчиков
может проводиться только в присутствии
представителей энергоснабжающей
организациии и потребителя.
XIII.
ВЫПОЛНЕНИЕ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ
ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ
ОТСАСЫВАЮЩИХ
ЛИНИЙ
13.1.
Требования настоящего раздела
распространяются на отсасывающие линии
постоянного тока напряжением 3,3 кВ и
27,5 кВ переменного тока.
13.2.
При осмотрах отсасывающей линии (отсоса)
проверяются:
отсутствие
обрывов отдельных проволок и набросов
на провода;
чистота
трассы (отсутствие деревьев, угрожающих
падением на линию и касающихся ветвями
проводов);
состояние
контактных соединений;
состояние
кабелей и кабельных разделок;
места
присоединения отсасывающих линий к
рельсовой цепи и к
дроссель-трансформатору;
состояние
дроссель-трансформаторов, обслуживаемых
дистанциями электроснабжения железных
дорог, мест присоединения их к
рельсам;
изоляция от
земли проводов отсоса.
13.3.
Текущие и капитальные ремонты воздушных
отсасывающих линий проводятся по мере
необходимости в зависимости от их
состояния.
13.4. При
наличии кабельных вставок текущие
ремонты отсасывающих линий проводятся
один раз в 3 года, а капитальные ремонты
— по мере необходимости в зависимости
от их состояния и результатов
испытаний.
13.5. Испытания
отсасывающих линий и дроссель-трансформаторов
заключаются в проверке сопротивления
изоляции мегомметром.
13.6.
Измерение сопротивления изоляции
проводится два раза в год, а также после
текущего или капитального ремонтов,
мегомметром на напряжение 1000 В.
Сопротивление изоляции отсасывающей
линии должно быть не менее 0,5 МОм.
13.7.
Измерение сопротивления изоляции
отсасывающей линии переменного тока
не требуется. Измерение сопротивления
изоляции отсасывающей линии постоянного
тока проводится с отключением РУ-3,3 кВ
без отсоединения его от минус
шины.
13.8. Виды и объемы
ремонтов и испытаний и сроки их выполнения
для дроссель-трансформаторов, специально
установленных для подключения отсасывающих
линий постоянного и переменного тока,
предусмотрены Инструкцией по защите
железнодорожных подземных сооружений
от коррозии блуждающими токами,
утвержденной МПС России 9 октября 1997 г.
N <<ЦЭ>>
-518, и Инструкцией
по техническому обслуживанию устройств
сигнализации, централизации и блокировки
(СЦБ), утвержденной МПС России
20 декабря 1999 г. N ЦШ-720.
XIV.
ВЫПОЛНЕНИЕ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ
ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ
ДИСТАНЦИОННОГО
УПРАВЛЕНИЯ РАЗЪЕДИНИТЕЛЯМИ КОНТАКТНОЙ
СЕТИ
14.1.
При осмотре моторных приводов, дистанционно
управляемых разъединителей
проверяются:
внешнее
и внутреннее состояние привода;
надежность
крепления шарниров тяг и частей
привода;
состояние
контактов на зажимах клеммника с
подтяжкой винтов (при
необходимости);
состояние
вводного кабеля;
соответствие
положения разъединителя сигнализации
на щите управления (пульте);
наличие
и состояние заземления, изолирующих
прокладок между приводом и опорой на
участках железных дорог электрифицированных
на постоянном токе;
наличие
надписи с диспетчерским обозначением
привода.
14.2. При осмотре
пультов управления моторными приводами
проверяются:
состояние
переключателей, кнопок;
наличие
сигнализации и ее соответствие положению
разъединителя;
наличие
надписи с диспетчерским
обозначением;
состояние
разрядников;
состояние
изолировочного трансформатора.
14.3.
При осмотре воздушных и кабельных линий
устройств дистанционного управления
(ДУ) проверяются:
состояние
проводов и изоляторов воздушных линий
(ВЛ);
расстояние до
высоковольтных линий и заземленных
частей;
состояние
муфт и соединений в клеммных
ящиках.
14.4. Ремонт по
техническому состоянию оборудования
ДУ выполняется в объеме текущего
ремонта.
14.5. При текущем
ремонте выполняются:
чистка
приводов, пультов управления, клеммных
сборок, ящиков, муфт;
подтяжка
всех контактных соединений;
зачистка
коллектора двигателя, проверка нажатия
щеток;
удаление старой
и нанесение новой смазки в
приводе;
проверка
работы и регулировка конечных выключателей
(пакетников) блокировки крышки
привода;
обновление
надписей на приводе;
проверка
состояния предохранителей,
разрядников;
проверка
состояния изолировочного
трансформатора;
трехкратное
опробование действия привода с проверкой
исполнения команд на месте установки
разъединителя.
14.6.
При испытаниях устройств ДУ, проводимых
совместно с текущим ремонтом,
выполняются:
измерение
потребляемого приводом тока;
измерение
напряжения на зажимах двигателя во
время переключений;
измерение
сопротивления изоляции двигателя
привода и корпуса привода относительно
тела опоры, линии, пультов управления,
изолировочного трансформатора;
проверка
действия защиты от самопроизвольных
переключений с проверкой реле
защиты;
замеры усилия,
развиваемого на выходе привода (при
необходимости).
14.7.
Капитальный ремонт устройств ДУ с полной
разборкой приводов и заменой при
необходимости отдельных элементов
проводится с учетом их состояния, по
результатам испытаний.
14.8.
В цепях управления приводов предусматриваются
защиты:
от коротких
замыканий;
от
перегрузок;
от
самопроизвольных переключений при
нарушении изоляции управляющих
проводов;
от
перенапряжений.
14.9.
Питание цепей дистанционного управления
должно осуществляться через изолировочный
трансформатор.
14.10.
Сопротивление изоляции обмоток
трансформатора относительно его корпуса
должно быть не менее 0,5 МОм.
14.11.
Сопротивление изоляции корпуса двигателя
относительно корпуса привода проверяется
мегомметром на напряжение 2500 В;
сопротивление изо-ляции обмоток
двигателей относительно его корпуса —
мегомметром на напряжение 1000 В. Указанные
сопротивления должны быть не менее 0,5
МОм.
14.12. Осмотр и
ремонт выходных реле телемеханики в
пультах управления, защит устройства
ДУ выполняются в сроки и объемах,
предусмотренных разделом 8 настоящей
Инструкции.
XV.
ВЫПОЛНЕНИЕ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ
ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ
КАБЕЛЬНЫХ
ЛИНИЙ 0,4 — 35 КВ
15.1.
При осмотре трассы кабельной линии
проверяется:
соблюдение
Правил охраны электрических сетей
напряжением до 1000 вольт, утвержденных
постановлением Совета Министров СССР
11 сентября 1972 г. N 667 и Правил охраны
электрических сетей напряжением свыше
1000 вольт, утвержденных постановлением
Совета Министров СССР 26 марта 1984 г. N 255
работниками дистанции электроснабжения
железных дорог, отсутствие производства
земляных работ или складирования грузов
на трассе кабеля;
наличие
и состояние опознавательных знаков
трассы кабельной линии;
наличие
на концевых муфтах бирок с указанием
наименования линии, длины, сечения,
напряжения линии;
состояние
концевых муфт.
15.2.
Внеочередные (внеплановые) осмотры
кабельных линий должны проводиться:
в
период паводков, после ливней;
после
отключения кабельных линий (КЛ) релейной
защитой.
15.3. Ремонт
по техническому состоянию производится
по результатам осмотров и выявлении
неисправностей.
15.4.
При ТР КЛ проводится:
определение
целости жил и фазировки;
испытание
повышенным выпрямленным напряжением
кабелей выше 1000 В (кроме резиновых 3 — 10
кВ);
измерение
сопротивления изоляции резиновых
кабелей 3 — 10 кВ.
15.5.
При межремонтных испытаниях кабелей
выполняются:
измерение
сопротивления изоляции кабелей 3-10 кВ
с резиновой изоляцией;
контроль
осушения вертикальных участков;
контроль
осушения вертикальных участков кабелей
20 — 35 кВ путем измерения и сопоставления
температур нагрева оболочки в разных
точках;
измерение и
определение опасных блуждающих токов
в соответствии с пунктом 6.7 приложения
1 к Правилам эксплуатации электроустановок
потребителей и Инструкции по защите
железнодорожных подземных сооружений
от коррозии блуждающими токами;
определение
химической коррозии при коррозийном
повреждении кабелей и отсутствии
сведений о коррозионных условиях
трассы;
измерение
нагрузки, в том числе в период максимальной
нагрузки;
измерение
температуры кабелей на участках трассы,
где имеется опасность перегрева
кабелей;
проверка
срабатывания защиты линии до 1000 В с
заземленной нейтралью непосредственным
измерением тока однофазного короткого
замыкания на корпус у металлических
концевых заделок и сравнением его с
номинальным током защитного аппарата
линии с учетом коэффициентов.
15.6.
Капитальный ремонт КЛ выполняется по
состоянию и результатам испытаний.
После
капитального ремонта проводится:
определение
целости жил и фазировки после окончания
монтажа, перемонтажа муфт или отсоединения
жил кабеля;
измерение
сопротивления изоляции кабелей
напряжением до 1000 В мегомметром на
напряжение 2500 В. Сопротивление изоляции
должно быть не менее 0,5 МОм;
испытание
кабелей напряжением выше 1000 В повышенным
выпрямленным напряжением 5 U(ном) в
течение 5 минут с измерением сопротивления
изоляции мегомметром на напряжение
2500 В до и после испытания, согласно
таблице 16 приложения 1.1 к Правилам
эксплуатации электроустановок
потребителей (кроме кабелей 3 — 10 кВ с
резиновой изоляцией);
кабели
3-10кВ с резиновой изоляцией испытываются
2 U(ном) в течение 5 минут;
определение
сопротивления заземлений у металлических
концевых заделок на линиях всех
напряжений, кроме линий до 1000 В с
заземленной нейтралью, согласно положений
пункта 24.3 Приложения 1 к Правилам
эксплуатации электроустановок
потребителей;
измерение
токораспределения по кабельным линиям
при параллельном включении КЛ из
одножильных кабелей трехфазного
напряжения. Измерение производится в
жилах, металлических оболочках и броне
с помощью токовых клещей. Допускаемая
неравномерность не более 10 %;
проверка
срабатывания защиты линии до 1000 В с
заземленной нейтралью.
15.7.
При высоковольтных испытаниях выпрямленным
напряжением в условиях эксплуатации
ток утечки кабелей 6 кВ не должен превышать
0,2 мА при испытательном напряжении 36
кВ, а кабелей 10 кВ при напряжении 50 кВ —
0,5 мА. Максимально допустимые значения
коэффициента асимметрии (Imax/Imin) при
измерении тока утечки высоковольтных
кабелей 6 и 10 кВ равен 8, для кабелей 20 кВ
— 100 кВ — 1,5 мА — 10, для кабелей 35 кВ-140 кВ-1,8
мА-10.
15.8. Установившееся
значение тока утечки и коэффициент
асимметрии при максимальном испытательном
напряжении сравнивается с результатом
предыдущего испытания, обе цифры
указываются в протоколе.
15.9.
Допускается не производить испытания
кабелей на напряжение 2 — 35 кВ (кроме
электроснабжения электроприемников I
категории надежности):
КЛ
длиной до 100 м, которые являются выводами
из РУ на ВЛ и состоят из двух параллельных
кабелей;
КЛ со сроком
эксплуатации более 15 лет, на которых
удельное число отказов из-за электрических
пробоев составляет 30 и более отказов
на 100 км в год;
КЛ,
подлежащих реконструкции или выводу
из работы в ближайшие
5
лет.
15.10. Допускается
изменение периодичности испытаний и
величин испытательных напряжений
кабельных линий на напряжение 6-10кВ при
соответствующем техническом основании
для:
КЛ со сроком
эксплуатации более 15 лет при числе
соединительных муфт 10 и более на 1 км
длины;
КЛ на напряжение
6 — 10 кВ со сроком эксплуатации более 15
лет, на которых смонтированы концевые
заделки только типов КВВ и КВБ.
Изменение
сроков периодичности и величин
испытательных напряжений оформляется
распоряжением ответственного за
электрохозяйство дистанции электроснабжения
железных дорог.
15.11.
Осмотр кабельных муфт напряжением выше
1000 В должен проводиться при каждом
осмотре электрооборудования
электроустановки.
15.12.
Образцы поврежденных кабелей и
поврежденные кабельные муфты при
электрическом пробое изоляции в работе
или при профилактических испытаниях
должны подвергаться лабораторным
исследованиям для установления причин
повреждения и разработки мероприятий
по предупреждению повреждения кабелей
и кабельных муфт.
XVI.
ВЫПОЛНЕНИЕ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ
ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ
ПОСТОВ
СЕКЦИОНИРОВАНИЯ, ПУНКТОВ
ПАРАЛЛЕЛЬНОГО
СОЕДИНЕНИЯ,
АВТОТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПУНКТОВ
ПИТАНИЯ,
ПУНКТОВ
ПОДГОТОВКИ К РЕЙСУ ПАССАЖИРСКИХ ПОЕЗДОВ,
ПУНКТОВ
ГРУППИРОВКИ
СТАНЦИЙ СТЫКОВАНИЯ,
ДИЗЕЛЬ-ГЕНЕРАТОРОВ,
ПЕРЕДВИЖНЫХ
ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ, ПЕРЕДВИЖНЫХ УСТАНОВОК
16.1.
Осмотры, текущие и капитальные ремонты,
испытания электрооборудования постов
секционирования, пунктов параллельного
соединения, автотрансформаторных
пунктов питания, пунктов подготовки к
рейсу пассажирских поездов, пунктов
группировки станций стыкования,
передвижных тяговых подстанций,
передвижных установок проводят в объемах
и в сроки, установленные для соответствующего
оборудования тяговых подстанций железных
дорог. Для пунктов подготовки пассажирских
поездов текущий ремонт и испытания
проводятся перед началом отопительного
сезона.
Порядок и
сроки осуществления технического
обслуживания дизель-генераторов изложены
в приложении N 4 к настоящей
Инструкции.
16.2. Порядок
перевозки, места расположения, схемы
подключения, порядок обслуживания и
включения в работу передвижных тяговых
подстанций, передвижных установок
продольной компенсации, передвижных
установок фильтрокомпенсирующих,
передвижных установок реактивной
компенсации устанавливается начальником
дистанции электроснабжения железной
дороги.
Инструкция
по техническому обслуживанию и ремонту
оборудования тяговых подстанций, пунктов
питания и секционирования электрифицированных
железных дорог, утвержденная МПС России
30 июня 1992 г. N <<ЦЭ-39,
признается утратившей силу.
Приложение
N 1
к Инструкции по техническому
обслуживанию
и ремонту
оборудования тяговых
подстанций
электрифицированных
железных
дорог
Утверждаю
Заместитель Министра
путей сообщения
Российской Федерации
А.В.ХРАПАТЫЙ
14 марта 2003 г. N ЦЭ-936
ИНСТРУКЦИЯ
ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ОБОРУДОВАНИЯ
ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ ЭЛЕКТРИФИЦИРОВАННЫХ
ЖЕЛЕЗНЫХ ДОРОГ
I. Общие положения
1.1. Настоящая Инструкция устанавливает порядок выполнения работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и аппаратуры, используемых в устройствах тягового электроснабжения электрифицированных железных дорог, и распространяется на действующие стационарные, передвижные и резервные электроустановки с первичным питающим напряжением до 220 кВ включительно.
Настоящая Инструкция устанавливает виды, объемы, нормы, периодичность технического обслуживания (ТО) и ремонта оборудования электроустановок.
При отсутствии в настоящей Инструкции требований о периодичности и объемах ТО или норм на испытания электрооборудования следует руководствоваться указаниями завода-изготовителя, а по окончании гарантийного срока эксплуатации электрооборудования — письменными распоряжениями ответственного за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги.
1.2. Лица, ответственные за эксплуатацию электроустановки, границы обслуживания и ответственности между персоналом тяговой подстанции (ЭЧЭ), ремонтно-ревизионного участка (РРУ), района контактной сети (ЭЧК), района электроснабжения (ЭЧС) при эксплуатации электроустановок устанавливаются и утверждаются начальником дистанции электроснабжения железной дороги. Обязанности лиц, ответственных за электрохозяйство, устанавливаются должностными инструкциями, которые должны соответствовать положениям Правил эксплуатации электроустановок потребителей, утвержденных Главгосэнергонадзором России 31 марта 1992 года.
1.3. На каждой электроустановке должна быть техническая документация, предусмотренная положениями главы 1.8 Правил эксплуатации электроустановок потребителей.
1.4. Оперативное техническое обслуживание тяговых подстанций осуществляется в соответствии с Инструкцией по оперативному обслуживанию тяговых подстанций электрифицированных железных дорог, утвержденной МПС СССР 18 ноября 1991 г. N ЦЭ-4874.
Порядок оперативного технического обслуживания тяговых подстанций без дежурного персонала, линейных устройств, постов секционирования (ПС), пунктов параллельного соединения (ППС), автотрансформаторных пунктов питания (АТП), пунктов подготовки к рейсу пассажирских поездов (ППП), передвижных установок устанавливается локальными инструкциями дистанций электроснабжения железных дорог, утверждаемыми начальником дистанции электроснабжения железной дороги.
1.5. При техническом обслуживании тяговых подстанций без дежурного персонала основными методами контроля технического состояния электроустановки являются осмотры и опробование коммутационной аппаратуры и резервного оборудования, периодичность которых устанавливается начальником службы электроснабжения железной дороги.
1.6. Каждая электроустановка должна быть укомплектована противопожарным оборудованием и средствами защиты, необходимыми приспособлениями для безопасного выполнения работ и средствами для оказания первой доврачебной медицинской помощи. Перечень защитных средств для каждой электроустановки установлен Инструкцией по технике безопасности при эксплуатации тяговых подстанций и пунктов электропитания и секционирования электрифицированных железных дорог, утвержденной МПС России 17 октября 1996 г. N ЦЭ-402.
1.7. Распределительные устройства напряжением выше 1000 В должны быть оборудованы:
блокировкой от ошибочных действий персонала при операциях с разъединителями, отделителями, заземляющими ножами, выкатными тележками комплектных распределительных устройств (РУ);
блокировкой ограждений, лестниц, дверей от несанкционированного доступа персонала к токоведущим частям, находящимся под напряжением.
Электромагнитные блокировочные устройства должны быть постоянно опломбированы.
1.8. Электромагнитные и механические блокировки должны быть приняты в эксплуатацию комиссией дистанции электроснабжения железной дороги под председательством главного инженера дистанции электроснабжения железной дороги и ежегодно проверяться при проведении технической ревизии. Порядок действий оперативного персонала при неисправностях электромагнитных блокировок предусмотрен Инструкцией по технике безопасности при эксплуатации тяговых подстанций и пунктов электропитания и секционирования электрифицированных железных дорог и Инструкцией по оперативному обслуживанию тяговых подстанций электрифицированных железных дорог, а механических блокировок — локальными инструкциями.
1.9. Здания тяговых подстанций и закрытых распределительных устройств должны быть оборудованы противопожарной и охранной сигнализацией.
1.10. Эксплуатация фундаментов, опор, металлоконструкций, прожекторных мачт на тяговых подстанциях и линейных электроустановках осуществляется в порядке, установленном МПС России.
1.11. Приемка в эксплуатацию электроустановок осуществляется в соответствии с требованиями главы 1.3 Правил эксплуатации электроустановок потребителей и Правил устройства электроустановок.
1.12. При эксплуатации тягового электроснабжения должны приниматься меры для предупреждения или ограничения прямого или косвенного воздействия на окружающую среду выбросов загрязняющих веществ в окружающую атмосферу и сбросов сточных вод, трансформаторного масла в водные объекты, снижения звукового давления.
1.13. Техническое обслуживание и виды ремонта электроустановок.
1.13.1. Настоящая Инструкция регламентирует следующие виды технического обслуживания и ремонта:
осмотр;
ремонт по техническому состоянию;
текущий ремонт;
межремонтные испытания;
капитальный ремонт.
ТО устройств релейной защиты, автоматики и телемеханики осуществляется в соответствии с разделами 7 и 8 настоящей Инструкции.
1.13.2. Для каждой электроустановки должен быть составлен годовой график планово-предупредительного ремонта (ППР), утверждаемый ответственным за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги, с указанием всех работ независимо от исполнителя, предусматривающий все необходимые виды ТО и текущего ремонта (ТР), в соответствии с требованиями нормативно-технической документации.
На основании этого графика ответственные за электрохозяйство подразделений дистанции электроснабжения железной дороги составляют месячные планы работ и утверждают их у начальника дистанции электроснабжения железной дороги или его заместителя.
1.13.3. Изменение периодичности ТО и ТР, установленной настоящей Инструкцией, ответственный за электрохозяйство дистанции электроснабжения может провести по согласованию со службой электроснабжения железной дороги при соответствующем техническом обосновании и при:
отсутствии отрицательной динамики результатов испытаний, измерений, в сравнении с предыдущими результатами испытаний, измерений после капитального ремонта;
для тяговых подстанций слабозагруженных участков, небольшом ежемесячном количестве отключений выключателей, отсутствием загрязнения;
учете срока эксплуатации и состояния оборудования, в том числе после капитального ремонта.
1.13.4. Результаты всех работ по ТО и ТР оформляются протоколами, в которых должны быть отражены все результаты измерений и испытаний, предусмотренные настоящей Инструкцией и нормами испытания электрооборудования и аппаратов электроустановок потребителей, приведенными в приложении 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей.
1.13.5. При неудовлетворительных результатах испытаний, измерений ответственный за электрохозяйство подразделения дистанции электроснабжения или ответственный за электрохозяйство дистанции электроснабжения устанавливает исполнителей и сроки выполнения ремонта неисправного оборудования.
1.13.6. Осмотры без отключения электроустановок планируются в составе ППР как самостоятельная составная часть ТО. Результаты осмотра записываются в книгу осмотров и неисправностей.
Сроки устранения замечаний устанавливаются ответственным за электрохозяйство подразделения дистанции электроснабжения железной дороги с учетом сроков ремонта оборудования.
1.13.7. Ремонт оборудования по техническому состоянию выполняется в случае выявленных при осмотрах неисправностей, угрожающих нормальной работе оборудования, после отказов в работе оборудования и устройств релейной защиты и автоматики (РЗА), повреждениях оборудования аварийными токами, атмосферными и коммутационными воздействиями, а также при выработке установленного механического и коммутационного ресурса.
1.13.8. ТР путем чистки, проверки, замены или ремонта быстроизнашиваемых частей обеспечивает поддержание оборудования в работоспособном состоянии в период до очередного планового ремонта.
1.13.9. Межремонтные испытания выявляют скрытые дефекты оборудования в период между двумя капитальными ремонтами.
1.13.10. Основное электрооборудование, прошедшее капитальный ремонт, подлежит испытаниям под нагрузкой в течение 24 часов. При обнаружении дефектов капитальный ремонт не считается законченным до их устранения и вторичной проверки под нагрузкой также в течение 24 часов.
1.13.11. Изменения в схемах первичной и вторичной коммутации понизительных и тяговых трансформаторов, фидеров контактной сети постоянного и переменного тока допускаются только с разрешения начальника службы электроснабжения железной дороги, на остальных присоединениях — с разрешения начальника дистанции электроснабжения или ответственного за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги.
1.14. Изменения однолинейных схем, сделанные при ремонтах и модернизации оборудования, заносятся в паспорт тяговой подстанции. Изменения, внесенные в схемы вторичной коммутации релейной защиты, управления и автоматики, отражаются во всех экземплярах принципиальных и монтажных схем, при этом делается запись в журнале релейной защиты подстанции и информируется начальник и обслуживающий персонал подстанции.
1.15. При повреждении или отказах в работе оборудования проводится расследование с составлением акта о повреждении на тяговой подстанции. Лицо, ответственное за эксплуатацию электроустановки подразделения дистанции электроснабжения железной дороги, в трехдневный срок составляет акт повреждения и передает его в дистанцию электроснабжения. После разбора обстоятельств повреждения, анализа правильности работы устройств РЗА, автоматики, действий оперативного персонала, определения виновных лиц, разработки мер по недопущению подобных повреждений материалы вместе с актом направляют в службу электроснабжения железной дороги.
Классификация повреждений проводится в порядке, установленном МПС России.
1.16. ТО и ремонт оборудования, находящегося на консервации в резерве, не введенного или выведенного из работы, проводится в объемах и в сроки, установленные ответственным за электрохозяйство дистанции электроснабжения.
1.17. Для коммутационного оборудования, устройств РЗА и телемеханики ответственный за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги устанавливает периодичность опробования их работы с учетом отключений от защит или оперативных переключений.
II. Выполнение работ по техническому обслуживанию
и ремонту электрических распределительных устройств
напряжением выше 1000 В
2.1. Распределительные устройства
При осмотрах распределительных устройств (РУ) и подстанций проверяются:
соответствие собранной схемы нормально установленной для каждого РУ;
состояние помещений РУ электроустановок, исправность окон и дверей, отсутствие течей в кровле и междуэтажных перекрытиях, наличие и исправность замков;
исправность отопления, вентиляции, освещения помещений РУ и сети заземления электрооборудования;
состояние кабельных каналов;
состояние оборудования, ошиновки, контактных соединений, кабельных муфт;
состояние изоляции (запыленность, наличие трещин, разрядов);
уровень, температура и давление масла, отсутствие течи в аппаратах;
отсутствие течи в конденсаторах сглаживающих и компенсирующих устройств;
наличие пломб у счетчиков и реле;
исправность системы общеподстанционной и охранной сигнализации;
наличие и состояние средств пожаротушения.
Осмотры РУ проводятся в сроки, установленные в Приложении N 1 к настоящей Инструкции.
2.2. Сборные и соединительные шины
2.2.1. При осмотре сборных и соединительных шин проверяются:
общее состояние шин;
положение сигнализатора превышения температуры в контактных соединениях.
2.2.2. Ремонт сборных и соединительных шин по техническому состоянию проводится при обнаружении повреждений.
2.2.3. ТР сборных и соединительных шин проводится по мере необходимости.
При ТР выполняются:
удаление пыли;
контроль затяжки болтов контактных соединений и в узлах крепления;
проверка и восстановление термопленочных индикаторов;
устранение обнаруженных дефектов и неисправностей.
2.2.4. При межремонтных испытаниях сборных и соединительных шин проводятся:
проверка нагрева болтовых контактных соединений сборных и соединительных шин закрытых распределительных устройств;
измерение переходного сопротивления болтовых контактных соединений.
2.2.5. Объем капитального ремонта сборных и соединительных шин определяется состоянием объектов и результатами испытаний.
После капитального ремонта, кроме проверки нагрева и измерения переходного сопротивления болтовых контактных соединений, выполняется проверка качества выполнения болтовых, сварных и опрессованных контактных соединений.
2.2.6. Проверка нагрева болтовых контактных соединений проводится при наибольшем токе нагрузки с помощью стационарных или переносных термоиндикаторов и средств инфракрасной техники.
2.2.7. Измерение переходного сопротивления болтовых контактных соединений проводится у шин на ток 1000 А и более, за которыми не установлен термоиндикаторный контроль, а также у контактных соединений открытых РУ напряжением 35 кВ и выше. Сопротивление участка шин в месте контактного соединения не должно превышать сопротивление участка шин такой же длины и сечения более чем в 1,2 раза.
2.2.8. Контактные опрессованные соединения не должны иметь трещин, несимметричного расположения стального стержня.
Швы сварных соединений жестких шин не должны иметь трещин, прожогов, кратеров, непроваров длиной более 10% длины шва.
2.3. Подвесные и опорные изоляторы
2.3.1. При осмотрах подвесных и опорных изоляторов проверяется:
состояние изоляторов (наличие сколов, трещин, следов перекрытий, разрядов).
2.3.2. Ремонт по техническому состоянию подвесных и опорных изоляторов проводится при обнаружении повреждений.
2.3.3. ТР подвесных и опорных изоляторов проводится по мере необходимости.
При ТР выполняются:
удаление пыли с поверхности изоляторов;
очистка загрязненных изоляторов;
проверка исправности узлов крепления;
проверка отсутствия сколов и трещин фарфора изоляторов;
состояние армировки изоляторов;
устранение мелких дефектов и неисправностей (восстановление эмалевых покрытий, цементных швов).
2.3.4. При межремонтных испытаниях подвесных и опорных изоляторов проводятся:
измерение сопротивления изоляции подвесных и опорных многоэлементных изоляторов;
испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
а) одноэлементных опорных изоляторов;
б) многоэлементных опорных изоляторов;
контроль многоэлементных изоляторов с помощью измерительной штанги или других средств диагностики.
2.3.5. Объем капитального ремонта подвесных и опорных изоляторов определяется состоянием объектов и результатами испытаний.
После капитального ремонта проводятся испытания согласно подпункту 2.3.4 настоящей Инструкции.
2.3.6. Измерение сопротивления изоляции изоляторов проводится мегомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление каждого подвесного изолятора или каждого элемента многоэлементного изолятора должно быть не менее 300 МОм.
2.3.7. Испытание изоляторов мегомметром и с помощью измерительной штанги должно проводиться при положительной температуре окружающего воздуха.
2.3.8. Вновь устанавливаемые многоэлементные и подвесные изоляторы должны испытываться повышенным напряжением 50 кВ, прикладываемым к каждому элементу изолятора.
2.3.9. Испытания изоляторов повышенным напряжением промышленной частоты проводятся в течение одной минуты.
2.3.10. Нормы испытательного напряжения промышленной частоты, распределения напряжения на элементах многоэлементных опорных изоляторов и изоляторах гирлянд приведены в таблицах 18, 19 и 20 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей.
2.4. Вводы и проходные изоляторы
2.4.1. При осмотре вводов и проходных изоляторов проверяется:
отсутствие механических повреждений;
отсутствие искрений и потрескиваний;
уровень и давление масла в маслонаполненных вводах;
отсутствие течей масла;
цвет индикаторного силикагеля.
2.4.2. Ремонт по техническому состоянию вводов и проходных изоляторов проводится при обнаружении повреждений.
2.4.3. При ТР вводов и проходных изоляторов выполняются:
проверка состояния армировки;
очистка поверхности фарфора от пыли;
проверка уплотнений и отсутствие течей масла;
проверка контактных соединений;
проверка давления в герметичных вводах;
доливка трансформаторного масла;
проверка цвета силикагеля в воздухоосушителе;
устранение мелких дефектов и неисправностей.
2.4.4. При межремонтных испытаниях вводов и проходных изоляторов проводятся:
измерение сопротивления изоляции;
измерение тангенса угла диэлектрических потерь tg дельта;
испытание повышенным напряжением промышленной частоты вводов и проходных изоляторов до 35 кВ включительно;
испытание масла из маслонаполненных вводов.
2.4.5. Объем капитального ремонта вводов и проходных изоляторов определяется состоянием объектов и результатами испытаний.
После капитального ремонта проводят испытания, указанные в подпункте 2.4.4 настоящей Инструкции, а также проверка качества уплотнений маслонаполненных вводов.
2.4.6. Измерение сопротивления изоляции проводится у измерительной и последней обкладки вводов с бумажно-масляной изоляцией относительно соединительной втулки мегомметром на напряжение 1000 — 2500 В, которое должно быть не менее 500 МОм.
2.4.7. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tg дельта проводится у вводов и проходных изоляторов с основной бумажно-масляной изоляцией.
Максимально допустимые tg дельта основной изоляции и изоляции измерительных конденсаторов вводов и проходных изоляторов указаны в таблице 21 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей. Определение тангенса угла диэлектрических потерь вводов измерения должно проводиться при напряжении 10 кВ между токоведущим стержнем и измерительным выводом, а также при напряжении 2,5 кВ между измерительным выводом и соединительной втулкой.
2.4.8. Для заливки трансформаторного масла во вводы, после их ремонта, должно применяться масло с диэлектрической прочностью не менее 50 кВ и тангенсом угла диэлектрических потерь не более 0,3% при температуре 20 °С.
2.4.9. Проверка качества уплотнений проводится у маслонаполненных изоляторов с бумажно-масляной изоляцией на напряжение 110 кВ и выше.
2.4.10. Дежурный персонал подстанции должен иметь графики зависимости давления масла от температуры в герметичных вводах.
2.5. Разъединители, отделители, короткозамыкатели
2.5.1. При осмотрах разъединителей, короткозамыкателей и отделителей проверяется состояние:
изоляторов;
контактов;
приводов;
поддерживающих конструкций;
заземлений.
2.5.2. Ремонт разъединителей, короткозамыкателей и отделителей по техническому состоянию проводится при обнаружении повреждений.
2.5.3. При текущем ремонте разъединителей, короткозамыкателей и отделителей выполняются:
чистка изоляторов;
проверка и подтяжка болтовых контактов;
смена изоляторов с нарушенной армировкой или трещинами;
чистка, шлифовка и смазка контактов;
чистка и смазка трущихся частей;
чистка привода и смазка трущихся частей;
устранение дефектов и неисправностей;
проверка работы электроподогрева приводов;
измерение сопротивления изоляции вторичных цепей, обмоток включающих и отключающих катушек.
2.5.4. При межремонтных испытаниях разъединителей, короткозамыкателей и отделителей контроль многоэлементных изоляторов выполняется с помощью измерительной штанги или других средств диагностики.
2.5.5. При капитальном ремонте разъединителей, короткозамыкателей и отделителей проводится:
полная разборка всех узлов разъединителя, отделителя, короткозамыкателя и их приводов;
очистка от старой смазки, промывка всех деталей и узлов;
осмотр изоляторов, восстановление цементных швов армировки;
смазка трущихся поверхностей разъединителей, отделителей, короткозамыкателей и их приводов;
регулировка на одновременность включения трехполюсных разъединителей и отделителей.
При капитальном ремонте разъединителей, короткозамыкателей и отделителей проводятся испытания:
1) измерение сопротивления изоляции:
поводков и тяг, выполненных из органических материалов;
многоэлементных изоляторов;
вторичных цепей, обмоток включающих и отключающих катушек;
2) испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
изоляции разъединителей, отделителей, короткозамыкателей;
изоляции вторичных цепей и обмоток включающих и отключающих катушек;
3) контроль многоэлементных изоляторов с помощью штанги или других средств диагностики;
4) измерение сопротивления постоянному току:
контактов;
обмоток включающих и отключающих катушек;
5) измерение усилия вытягивания ножа из неподвижного контакта разъединителя или отделителя;
6) проверка работы разъединителя, короткозамыкателя или отделителя, имеющего электрический и ручной привод;
7) определение времени движения подвижных частей короткозамыкателей и отделителей.
2.5.6. Измерение сопротивления постоянному току контактов проводится у разъединителей и отделителей на напряжение 35 кВ и выше, а также у разъединителей на 600 А и более всех напряжений.
Сопротивление должно быть не более 150% от исходных (заводских) данных или значений, приведенных в таблице 24 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей.
Сопротивление обмоток включающих и отключающих катушек должно соответствовать заводским данным.
2.5.7. Усилие вытягивания ножа из неподвижного контакта следует проводить у разъединителей или отделителей, работающих при токах более 90% номинального значения, и должно соответствовать данным таблицы 25 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей.
2.5.8. Проверка работы разъединителя, короткозамыкателя и отделителя, имеющего электрический привод, проводится путем 3 — 5-кратного включения и отключения при номинальном напряжении оперативного тока.
Минимальное напряжение срабатывания катушек отключения привода разъединителя, отделителя и катушек включения короткозамыкателя должно быть не менее 35% номинального, а напряжение их надежной работы — не более 65% номинального.
2.5.9. Время движения подвижных частей определяется у короткозамыкателей при включении, отделителей — при отключении.
Время движения подвижных частей не должно отличаться от значений, приведенных в таблице 26 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей, более чем на +/- 10%.
2.5.10. Для опорно-стержневых изоляторов электрическое испытание не обязательно.
2.6. Выключатели масляные, вакуумные, элегазовые
2.6.1. При осмотрах выключателей проверяются:
наличие элегаза течеискателем в помещениях элегазовых распределительных устройств;
показания приборов контроля давления элегаза или целость мембран у герметичных (неразборных) элегазовых выключателей;
внешнее состояние выключателя и его привода;
отсутствие загрязнений, видимых сколов, трещин и следов перекрытия изоляции;
уровень и отсутствие течи масла;
исправность заземлений;
работа подогрева выключателя и привода в период низких температур;
показания счетчика числа аварийных отключений.
2.6.2. Ремонт выключателей по техническому состоянию выполняется:
после отказа в работе;
при обнаружении течи масла из баков выключателя;
у маломасляных выключателей при обнаружении течи масла из трещин или заделки фарфора;
при нарушении герметичности элегазовых выключателей;
после выработки механического или коммутационного ресурса (таблицы 1, 2, 3, 4 настоящей Инструкции).
Объем работ и испытаний определяется характером неисправности или повреждения.
Таблица 1
МЕХАНИЧЕСКИЙ РЕСУРС МАСЛЯНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
┌───┬─────────────────────────┬──────────────────────────────────┐
│ N │ Тип выключателя │ Количество циклов │
│п/п│ │ «включено-отключено» (ВО) │
├───┼─────────────────────────┼──────────────────────────────────┤
│1 │ВМТ-220, ВМТ-110 │ 5300 │
│2 │МКП-110 │ 500 │
│3 │ВМК и ВМУЭ 27,5; 35 │ 2000 │
│4 │ВМП-10 │ 2500 │
│5 │ВМГ-10, ВКЭ-10 │ 2000 │
│6 │ВМПЭ-10 │ 500 │
└───┴─────────────────────────┴──────────────────────────────────┘
Таблица 2
КОММУТАЦИОННЫЙ РЕСУРС МАСЛЯНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
┌───┬─────────────────────┬──────────────────────────┬───────────┐
│ N │ Тип выключателя │ Коммутируемый ток │Количество │
│п/п│ │ │ операций │
├───┼─────────────────────┼──────────────────────────┼───────────┤
│ 1 │ 2 │ 3 │ 4 │
├───┼─────────────────────┼──────────────────────────┼───────────┤
│1 │У-220 │I = (0,6 — 1) Iо.ном │7 │
│ │ │I = (0,3 — 0,6) Iо.ном │13 │
│ │ │I = Iном │100 │
├───┼─────────────────────┼──────────────────────────┼───────────┤
│2 │ВМТ-220, ВМТ-110 │I = (0,6 — 1) Iо.ном │8 │
│ │ │I = (0,3 — 0,6) Iо.ном │18 │
│ │ │I = Iном │400 │
├───┼─────────────────────┼──────────────────────────┼───────────┤
│3 │МКП-110 │I = (0,6 — 1) Iо.ном │10 │
│ │ │I = (0,3 — 0,6) Iо.ном │14 │
│ │ │I = Iном │140 │
├───┼─────────────────────┼──────────────────────────┼───────────┤
│4 │ВМУЭ-35 │I = (0,6 — 1) Iо.ном │8 │
│ │ │I = (0,3 — 0,6) Iо.ном │12 │
│ │ │I = Iном │300 │
├───┼─────────────────────┼──────────────────────────┼───────────┤
│5 │ВМК-35 │I = (0,6 — 1) Iо.ном │10 │
│ │ │I = (0,3 — 0,6) Iо.ном │15 │
│ │ │I = Iном │250 │
├───┼─────────────────────┼──────────────────────────┼───────────┤
│6 │МКП-35, ВМД-35 │I = (0,6 — 1) Iо.ном │10 │
│ │ │I = (0,3 — 0,6) Iо.ном │15 │
│ │ │I = 0,41Iном │20 │
├───┼─────────────────────┼──────────────────────────┼───────────┤
│7 │ВМУЭ-27,5 │I = (0,6 — 1) Iо.ном │12 │
│ │ │I = (0,3 — 0,6) Iо.ном │21 │
│ │ │I = Iном │300 │
├───┼─────────────────────┼──────────────────────────┼───────────┤
│8 │ВМК-27,5 │I = 3,5 кА │15 │
├───┼─────────────────────┼──────────────────────────┼───────────┤
│9 │ВМО-35 │I = 3,5 кА │30 │
├───┼─────────────────────┼──────────────────────────┼───────────┤
│10 │ВМПЭ-10-31,5, │I = (0,3 — 0,6) Iо.ном │12 │
│ │ВКЭ-10-31,5 │I = (0,6 — 1) Iо.ном │7 │
├───┼─────────────────────┼──────────────────────────┼───────────┤
│11 │ВМГ-10, ВМГ-133, │I = (0,6 — 1) Iо.ном │6 │
│ │ВМП-10 │I = (0,4 — 0,6) Iо.ном │10 │
│ │ │I = (0,2 — 0,4) Iо.ном │15 │
│ │ │I = (0,1 — 0,2) Iо.ном │30 │
├───┼─────────────────────┼──────────────────────────┼───────────┤
│12 │ВМПЭ-10-20, │I = (0,6 — 1) Iо.ном │10 │
│ │ВКЭ-10-20 │I = (0,3 — 0,6) Iо.ном │17 │
└───┴─────────────────────┴──────────────────────────┴───────────┘
Примечания. 1. Iо.ном — номинальный ток отключения, кА.
2. Коммутационный ресурс для часто переключаемых выключателей преобразовательных агрегатов определяется числом коммутаций рабочего тока и составляет для металлокерамических контактов 1000 операций, для медных контактов — 250 операций.
При наличии сумматоров — фиксаторов отключаемых токов коммутационный ресурс определяется по допустимому значению суммарного коммутируемого тока (таблица 3 настоящей Инструкции).
Таблица 3
КОММУТАЦИОННЫЙ РЕСУРС МАСЛЯНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
ПО СУММАРНОМУ КОММУТИРУЕМОМУ ТОКУ
┌───┬──────────────────────────┬─────────────────────────────────┐
│ N │ Тип выключателя │ Суммарный коммутируемый ток, кА │
│п/п│ │ │
├───┼──────────────────────────┼─────────────────────────────────┤
│1 │ВМТ-220, ВМТ-110 │190 │
│2 │МКП-110 │200 │
│3 │ВМУЭ-35, ВМУЭ-27,5 │200 │
│4 │ВМО-35 │100 │
│5 │ВМК-35, ВМК-27,5 │80 │
│6 │ВМП-10, ВМГ-10 │120 │
│7 │ВМПЭ-10 │150 │
└───┴──────────────────────────┴─────────────────────────────────┘
Таблица 4
МЕХАНИЧЕСКИЙ И КОММУТАЦИОННЫЙ РЕСУРС
ВАКУУМНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
┌────┬────────────────┬──────────────┬───────────────────────────┐
│ N │Тип выключателя │ Механический │ Коммутационная │
│п/п │ │ресурс циклов │ износостойкость │
│ │ │ ├───────────────┬───────────┤
│ │ │ │ коммутируемый │допустимое │
│ │ │ │ ток │количество │
│ │ │ │ │циклов │
│ │ │ │ │(«включено-│
│ │ │ │ │отключено»)│
├────┼────────────────┼──────────────┼───────────────┼───────────┤
│ 1 │ 2 │ 3 │ 4 │ 5 │
├────┼────────────────┼──────────────┼───────────────┼───────────┤
│1 │ВВЛ-35-16/630 │20000 │I = Iо.ном │20000 │
│ │ │ │I = Iном │50 │
├────┼────────────────┼──────────────┼───────────────┼───────────┤
│2 │ВВФ-27,5/1250 │20000 │I = Iо.ном │10000 │
│ │ │ │I = Iном │30 │
├────┼────────────────┼──────────────┼───────────────┼───────────┤
│3 │ВВК-27,5/1250 │20000 │I = Iном │20000 │
│ │ │ │I = 1,3Iном │1500 │
│ │ │ │I = 8Iном │300 │
│ │ │ │I = Iо.ном │45 │
├────┼────────────────┼──────────────┼───────────────┼───────────┤
│4 │ВВВ-10-2/320 │50000 │I = Iо.ном │50000 │
│ │ │ │I = 0,45Iо.ном │500 │
│ │ │ │I = Iном │10 │
├────┼────────────────┼──────────────┼───────────────┼───────────┤
│5 │ВВТЭ-10-10/630 │20000 │I = Iном │50 │
│ │ВВТП-1 0-10/630 │ │I = 0,6Iо.ном │30 │
├────┼────────────────┼──────────────┼───────────────┼───────────┤
│6 │ВВТЭ-10-20/630 │20000 │I = Iном │20000 │
│ │1000 │ │I = Iо.ном │50 │
│ │ВВТП-10-20/630 │ │ │ │
│ │1000 │ │I = 0,5Iо.ном │30 │
├────┼────────────────┼──────────────┼───────────────┼───────────┤
│7 │ВВТЭ-10-12,5/630│ 40000 │I = Iном │40000 │
│ │ │ │I = Iном │20000 │
└────┴────────────────┴──────────────┴───────────────┴───────────┘
2.6.3. При текущем ремонте выключателей выполняются:
внешний осмотр выключателя и привода;
протирка изоляторов и наружных частей выключателей;
проверка исправности маслоуказательных устройств;
проверка герметичности элегазовых выключателей течеискателем;
проверка надежности контактных и механических соединений;
проверка исправности масляного и пружинного буферов привода;
замена смазки в доступных местах;
доливка или замена трансформаторного масла (при необходимости);
измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток включающей и отключающей катушек мегомметром 1000 В, которое должно быть не ниже 1 МОм;
проверка времени движения подвижных частей выключателя, которое не должно отличаться от паспортного более чем на +/- 10%;
опробование трехкратным включением и отключением.
При текущем ремонте масляных выключателей типа ВМК и ВМУЭ, кроме указанных выше работ, выполняются:
осмотр и чистка внутренних частей выключателя;
зачистка или замена контактов;
протирка изолирующих тяг и внутренних поверхностей опорных покрышек;
испытание электрической прочности тяг напряжением 80 кВ переменного тока в течение 1 минуты (при этом не должно быть перекрытий и нагрева тяги);
промывка основания выключателя маслом 2 — 3 раза;
заливка выключателя сухим маслом.
2.6.4. При межремонтных испытаниях выключателей, кроме работ, проводимых при текущем ремонте, выполняются:
измерение хода подвижной части, вжима или нажатия контактов при включении, проверка одновременности замыкания и размыкания контактов, износа контактов;
проверка действия механизма свободного расцепления при включенном положении привода в двух-трех промежуточных его положениях и на границе зоны действия;
испытание трансформаторного масла из баков выключателей, которое должно отвечать следующим требованиям:
а) не содержать механических примесей по визуальному определению;
б) содержать взвешенный уголь не более 1 балла;
в) иметь кислотное число не более 0,25 мг КОН;
г) иметь снижение температуры вспышки не более 5 °С;
д) иметь наименьшее пробивное напряжение 20 кВ для выключателей до 15 кВ, 25 кВ для выключателей от 15 до 35 кВ, 35 кВ для выключателей от 60 до 220 кВ;
испытание встроенных трансформаторов тока, измерение сопротивления изоляции, испытание изоляции повышенным напряжением, определение погрешности.
2.6.5. При капитальном ремонте выключателей проводятся:
разборка и ремонт всех узлов выключателя и привода;
проверка состояния пружин, болтов, гаек, шплинтов, крышки, баков, предохранительных клапанов, подъемных и выхлопных устройств;
осмотр и очистка внутренних частей выключателей;
зачистка подвижного и неподвижного контактов, при необходимости их замена;
замена камер и их деталей;
ремонт сигнальных и блокировочных контактов;
замена резиновых уплотнений;
обновление лакокрасочных покрытий;
заливка выключателя сухим трансформаторным маслом;
регулировка выключателя и привода.
При капитальном ремонте выключателей проводятся испытания в объеме межремонтных и дополнительно:
измерение сопротивления изоляции подвижных и направляющих частей, выполненных из органических материалов, мегомметром на напряжение 2500 В, которое должно быть не менее 300 МОм для выключателей на номинальное напряжение 3 — 10 кВ, 1000 МОм для выключателей 15 — 150 кВ, 3000 МОм для выключателей 220 кВ;
оценка состояния внутрибаковой изоляции выключателей 35 кВ и дугогасительных устройств, которая подлежит сушке, если ее исключение снижает tg дельта вводов более чем на 5%;
испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты в течение 1 минуты (таблица 5 настоящей Инструкции);
испытание изоляции вторичных цепей и обмоток включающей и отключающей катушек напряжением 1000 В промышленной частоты в течение одной минуты;
проверка срабатывания при пониженном напряжении: минимальное напряжение срабатывания катушек отключения должно быть не менее 35% номинального, напряжение их надежной работы — не более 65%, напряжение надежной работы контакторов включения — не более 80% номинального;
испытание выключателя 3 — 5-кратным опробованием при напряжениях на зажимах катушек 110, 100, 90 и 80% номинального.
Таблица 5
ИСПЫТАТЕЛЬНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ ЧАСТОТЫ
ДЛЯ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
┌──────────────────────┬─────────────────────────────────────────┐
│ Класс изоляции, кВ │ Испытательное напряжение, кВ │
│ ├────────────────────┬────────────────────┤
│ │ фарфоровая изоляция│другие виды изоляции│
├──────────────────────┼────────────────────┼────────────────────┤
│ 3 │ 24 │ 22 │
│ 6 │ 32 │ 29 │
│ 10 │ 42 │ 38 │
│ 15 │ 55 │ 50 │
│ 20 │ 65 │ 59 │
│ 27,5 │ 72 │ — │
│ 35 │ 95 │ 86 │
└──────────────────────┴────────────────────┴────────────────────┘
2.6.6. ТО выключателей, произведенных иностранными организациями, выключателей новых типов и выключателей, не указанных в настоящей Инструкции, проводится в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей.
При отсутствии указаний о допустимых отклонениях контролируемых параметров они принимаются, как правило, в пределах +/- 10%.
2.6.7. Электроподогрев приводов и полюсов (баков) выключателей должен автоматически включаться при понижении температуры окружающего воздуха ниже указанной в инструкции по эксплуатации выключателя, но обязательно при температуре ниже минус 25 °С.
2.6.8. Перед вводом вакуумного выключателя в эксплуатацию проводится тренировка дугогасительных вакуумных камер путем постепенного повышения напряжения от нуля до испытательного напряжения. При возникновении пробоев в камере, при напряжении менее испытательного, делается выдержка до прекращения пробоев и только после этого повышается напряжение до испытательного.
2.6.9. Испытание повышенным напряжением вакуумных выключателей проводится приложением испытательного напряжения двумя степенями: до 1/3 от испытательного напряжения — толчком и далее плавно со скоростью 1 кВ в секунду. После выдержки заданного испытательного напряжения в течение одной минуты за время около 5 секунд плавно снижается напряжение до значения, равного 1/3 или менее от испытательного, после чего напряжение может быть отключено. При этом не должно наблюдаться пробоя или повреждения изоляции (возникновение слабой кистевой короны в воздухе допускается).
2.6.10. Предварительная проверка износа контактов дугогасительных камер вакуумных выключателей типа ВВФ-27,5 проводится визуально через смотровые лючки, расположенные на уровне траверсы и специальной гайки.
При уменьшении хода траверсы относительно головки специальной гайки любой из камер более чем на 2 мм проводится тщательное измерение износа контактов при снятых фарфоровых покрышках.
2.6.11. Для разборных элегазовых выключателей должна контролироваться влажность элегаза: первый раз — через неделю после заполнения элегазом, а затем два раза в год (зимой и летом).
Содержание влаги определяется по измерениям температуры точки росы, которая должна быть не выше минус 50 °С.
2.6.12. Испытание трансформаторного масла из баков выключателей проводится после отключения короткого замыкания мощностью больше половины паспортного значения разрывной мощности многообъемных масляных выключателей, независимо от напряжения и малообъемных масляных выключателей напряжением 110 кВ и выше на наличие взвешенного угля.
У малообъемных выключателей напряжением до 35 кВ масло не испытывается. Масло заменяется свежим при капитальном ремонте, а также после трехкратных отключений короткого замыкания мощностью больше половины паспортного значения разрывной мощности масляного выключателя.
2.7. Быстродействующие выключатели постоянного тока
2.7.1. При осмотре быстродействующих выключателей без отключения проверяются:
внешнее состояние выключателей и камер;
отсутствие следов подгаров и перекрытий;
показания счетчика числа аварийных отключений;
исправность заземления;
соответствие сигнализации положению выключателей;
нагрузка по килоамперметру.
2.7.2. Ремонт быстродействующих выключателей по техническому состоянию проводится:
после отказа в работе или повреждения;
для выключателей АБ-2/4 и ВАБ-43 с одним разрывом — после 40 отключений;
для выключателей с двумя разрывами (ВАБ-28) или сдвоенных выключателей — после 80 отключений;
для выключателей АБ-2/4, АБ-2/3, ВАБ-2 — при уменьшении зазора дельта на 0,5 мм (таблица 8 настоящей Инструкции).
Для выключателей ВАБ-43, ВАБ-49, установленных на тяговых подстанциях, оборудованных устройствами для шунтировки реакторов, снабженными фиксаторами — сумматорами коммутируемого тока, ремонт по техническому состоянию выполняется через 1000 кА отключенного тока с измерением параметров (пункты 1 — 6 таблицы 9, таблица 10 настоящей Инструкции) и сопоставлением их с допустимыми в графе «до ремонта».
Объем работ определяется по результатам осмотра выключателей.
2.7.3. При текущем ремонте быстродействующих выключателей выполняются:
протирка частей выключателей и изоляторов;
осмотр вторичных цепей, заземлений, реле;
проверка крепления ошиновки и исправности диодов в цепях держащих катушек;
измерение лимитирующих зазоров и регулировка зазора свободного расцепления;
осмотр главных и дугогасительных контактов;
осмотр дугогасительных камер;
чистка и ремонт камер (при необходимости);
смазка трущихся частей и поверхности прилегания якоря к сердечнику у зуба защелки;
опробование дистанционного управления и автоматики.
2.7.4. При межремонтных испытаниях быстродействующих выключателей проводятся:
измерение сопротивления изоляции мегомметром;
испытание повышенным напряжением (таблица 6 настоящей Инструкции);
измерение нажатия главных контактов;
измерение нажатия дугогасительных контактов;
измерение лимитирующих зазоров и расстояний;
измерение тока и напряжения держащей катушки;
измерение площади прилегания якоря к магнитопроводу;
измерение площади прилегания главных контактов;
проверка работы механизма свободного расцепления;
проверка токов уставки прямым током;
проверка работы схемы управления;
проверка работы автоматического повторного включения (АПВ) и искателя коротких замыканий (ИКЗ).
2.7.5. При капитальном ремонте выключателей, кроме работ, указанных в подпунктах 2.7.3 и 2.7.4 настоящей Инструкции, выполняются:
разборка и ремонт узлов выключателей;
полная разборка камер или их замена;
замена контактов (при необходимости);
замена смазки всех трущихся частей.
2.7.6. Испытание быстродействующих выключателей и реле РДШ производится повышенным напряжением переменного тока в течение одной минуты согласно таблице 6 настоящей Инструкции.
Таблица 6
ИСПЫТАТЕЛЬНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ ЧАСТОТЫ
ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ БЫСТРОДЕЙСТВУЮЩИХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ И РЕЛЕ РДШ
|
N п/п |
Характер испытаний |
Норма в кВ |
||
|
АБ-2/4 АБ-2/3 ВАБ-28 |
ВАБ-43 |
ВАБ-49 |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Испытания между: |
||||
|
1 |
включающей, держащей катушками и быстродействующим приводом |
10,5 |
10,5 |
— |
|
2 |
разомкнутыми главными контактами при открытой камере |
10,5 |
10,5 |
12 |
|
3 |
то же при закрытой камере |
8,4 |
8,4 |
8,4 |
|
4 |
быстродействующим приводом и «землей» |
— |
10,5 |
— |
|
5 |
блок-контактами и быстродействующим приводом |
10,5 |
10,5 |
— |
|
6 |
разомкнутыми блок-контактами |
— |
2,1 |
2,1 |
|
7 |
опорными изоляторами и «землей» |
25 |
25 |
25 |
|
8 |
шиной главного тока реле РДШ и контактами реле |
15 |
— |
15 |
|
9 |
выводами калибровочной катушки и шиной реле РДШ или быстродействующим приводом выключателя |
2,1 |
— |
2,1 |
До начала и во время испытаний должны быть приняты меры, исключающие попадание высокого напряжения в низковольтные и измерительные цепи, путем их отключений и заземлений (цепи датчиков тока и напряжения тепловой защиты, телеизмерения).
При испытании опорных изоляторов выводы всех катушек выключателей должны быть соединены с корпусом выключателя, отсоединена сигнальная тяга, отведен коммутатор от рамы выключателя или отсоединены подходящие кабели, а неподвижный контакт зашунтирован.
Сопротивление изоляции вторичных цепей измеряется мегомметром на напряжение 1000 — 2500 В и испытывается напряжением 1 кВ промышленной частоты в течение одной минуты. В условиях эксплуатации при наличии приборов непрерывного контроля изоляции указанные проверки могут не проводиться. Сопротивление изоляции должно быть не менее 1,0 МОм.
2.7.7. Токи уставки выключателей и реле типа РДШ проверяются прямым током. Косвенный метод с помощью калибровочной катушки можно применять только для проверки стабильности уставок между их настройками прямым током.
Для обеспечения необходимой точности настройки многоамперные агрегаты должны иметь схему выпрямления тока, аналогичную току выпрямительных агрегатов подстанций.
При калибровке токов уставок выключателей от аккумуляторных батарей, опытных агрегатов завода Всероссийского электротехнического института (ВЭИ) или аналогичных им уставки увеличиваются на 15% для подстанций с шестипульсовыми тяговыми выпрямителями.
2.7.8. Минимальные токи короткого замыкания определяются в порядке, установленном МПС России. Значение указанных токов проверяется на действующей подвеске методом металлического короткого замыкания. Измеренный ток должен быть приведен к минимальному напряжению на шинах 3,3 кВ и максимальной летней температуре с учетом сопротивления дуги. Опыты короткого замыкания рекомендуется выполнять на ожидаемые токи, соизмеримые с рабочими. Измерения проводятся на одном питающем вводе и одном работающем преобразователе.
Периодичность измерений фактических токов короткого замыкания — не реже одного раза в 5 лет, а также в случаях изменения сечения контактной подвески, мощности тяговых подстанций, схем внешнего электроснабжения и замены типа рельсов.
2.7.9. В случае выполнения вторых (уменьшенных) уставок тип датчиков и их конструктивные исполнения должны быть согласованы со службой электроснабжения железной дороги.
2.7.10. Сдвоенные выключатели в ячейке фидера устанавливаются таким образом, чтобы при отключенном их положении под напряжением оставались неподвижные контакты.
2.7.11. Подключение диодов в цепях держащих катушек, применяемых для обеспечения правильной полярности, должно выполняться пайкой. Места пайки покрываются лаком.
2.7.12. Для измерения токов фидеров контактной сети килоамперметры должны быть установлены в ячейках 3,3 кВ. Для измерения токов в схемах профподогрева должен быть установлен килоамперметр с нулем посередине.
2.7.13. Фидерные выключатели должны иметь однократное АПВ с выдержкой времени 5 — 12 с, для фидеров тяговых подстанций, питающих главные пути с обращением подвижного состава, оборудованного минимальной защитой, — 5 — 7 с.
Все выключатели фидеров 3,3 кВ тяговых подстанций должны быть оборудованы ИКЗ, дающими запрет АПВ при устойчивом коротком замыкании.
Уставку ИКЗ выбирают из конкретных условий в зависимости от нагрузки фидерной зоны.
В целях надежного исключения АПВ на короткое замыкание величина уставки ИКЗ должна быть не менее 10 Ом.
2.7.14. Для исключения перебросов дуги на заземленные конструкции должны быть выдержаны расстояния, приведенные в таблице 7 настоящей Инструкции.
Таблица 7
ДОПУСТИМЫЕ РАССТОЯНИЯ
ПРИ УСТАНОВКЕ БЫСТРОДЕЙСТВУЮЩИХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
|
Расстояние в мм (не менее) |
Типы выключателей |
||
|
АБ-2/3 АБ-2/4 ВАБ-28 |
ВАБ-43 |
ВАБ-49 |
|
|
От камеры до заземленных частей со стороны: |
|||
|
подвижного контакта |
600 |
600 |
400 |
|
неподвижного контакта |
400 |
700 |
400 |
|
боковой стороны |
500 |
500 |
400 |
|
от верха камеры |
1000 |
850 |
400 |
|
Между выключателями |
600 |
600 |
600 |
2.7.15. Коммутатор и клеммная сборка выключателя заключаются в металлический кожух, который заземляется на внутренний контур заземления подстанции (поста секционирования, пункта параллельного соединения, пункта отопления вагонов). Сечение заземляющего проводника — не менее 100 кв. мм по меди.
2.7.16. После настройки всех механических и электрических параметров выключателей ВАБ-43, ВАБ-49 выполняются 20 контрольных оперативных включений и отключений, а для других выключателей — 10 таких операций, после чего необходимо убедиться, что все регулировочные параметры остались неизменными.
2.7.17. При применении тепловых защит контактной сети следует руководствоваться инструкциями заводов-изготовителей.
Таблица 8
КОНТРОЛИРУЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
ВАБ-2, АБ-2/4, ВАБ-28
|
N п/п |
Показатели |
Характеристики выключателей |
||
|
ВАБ-2 |
АБ-2/4 |
ВАБ-28 |
||
|
1 |
Расстояние между главными контактами при отключенном положении выключателей, мм |
19 — 21 |
19 — 21 |
9 — 10 <*> |
|
2 |
Контактное нажатие, кГс |
20 — 25 |
30 — 35 |
23 — 25 |
|
3 |
Зазор дельта, мм |
4 — 5 |
1,5 — 2,5 |
1,4 — 2 <**> |
|
4 |
Зазор свободного расцепления, мм |
4 |
4 |
— |
———————————
<*> Дугогасительный контакт должен замыкаться раньше главного на 2 мм.
<**> Зазор между толкателем и подвижным контактом во включенном положении.
Таблица 9
КОНТРОЛИРУЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ
ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ ТИПА ВАБ-43 И ПРЕДЕЛЫ ИХ ДОПУСТИМЫХ
ЗНАЧЕНИЙ ПЕРЕД ВВОДОМ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ (ПОСЛЕ РЕМОНТА)
И В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ (ДО РЕМОНТА)
|
N п/п |
Наименование параметров |
Пределы допустимых значений |
|
|
после ремонта |
до ремонта |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
1 |
Нажатие главных контактов, кГс |
32 — 36 |
25 — 45 |
|
2 |
Нажатие дугогасительных контактов, кГс |
12 — 14 |
5 — 20 |
|
3 |
Провал главного контакта (дельта1), мм |
2 — 2,4 |
0,5 — 3,0 |
|
4 |
Провал дугогасительного контакта (дельта2), мм |
2,8 — 3,0 |
1,0 — 3,5 |
|
5 |
Зазор между дугогасительным контактом и рогом (дельта6) в предвключенном положении, мм |
4,0 — 4,5 |
2 — 5 |
|
6 |
Зазор между главными контактами (дельта7), мм |
18 — 20 |
12 — 26 |
|
7 |
Зазор между подвижным контактом и упором (дельта8), мм |
1 — 4 |
|
|
8 |
Суммарный зазор между шейками оси и тор- цами пазов в рычаге якоря (дельта3), мм |
1 — 8 |
|
|
9 |
Свободный ход тяги блок-контактов (дельта10), мм |
1,5 — 2,5 |
|
|
10 |
Площадь прилегания главных контактов, % |
70 |
|
|
11 |
Площадь прилегания якоря к магнитопроводу, % |
70 |
|
|
12 |
Натяг отключающих пружин, кГс |
30 — 50 |
|
|
13 |
Длина отключающих пружин во включенном положении выключателя, мм |
195 — 205 |
Таблица 10
КОНТРОЛИРУЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ И ЗАЗОРЫ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
ТИПА ВАБ-49
|
N п/п |
Наименование параметров |
Предел допус- тимых значений |
|
1 |
Провал дугогасительного контакта (дельта1), мм |
1,5 — 2,5 |
|
2 |
Провал главных контактов (дельта2), мм |
1,5 — 2,5 |
|
3 |
Зазор между верхним концом дугогасительного контакта и рогом (дельта3), мм |
2 — 6 |
|
4 |
Зазор между корпусом блок-контактов и рычагом переключения (дельта4), мм |
1,5 — 2 |
|
5 |
Зазор между упором и подвижным контактом (дельта5) |
2 — 4 |
|
6 |
Зазор между главными контактами, мм |
17 — 25 |
|
7 |
Зазор между дугогасительным контактом и рогом в предвключенном положении, мм |
4 — 6 |
|
8 |
Зазор между концом рога и крайней пластиной дугогасительного блока камеры (дельта), мм |
3 — 6 |
|
9 |
Длина контактных пружин (L) во включенном положении, мм |
96 — 100 |
Примечание. При регулировке зазоров дельта1, дельта2, дельта3, дельта4 рекомендуется устанавливать верхние пределы значений.
III. Выполнение работ по техническому обслуживанию
и ремонту трансформаторов
3.1. Трансформаторы систем тягового электроснабжения.
Положения настоящего раздела распространяются:
на силовые трансформаторы, автотрансформаторы, масляные реакторы (далее — трансформаторы), установленные на тяговых и трансформаторных подстанциях, фидерных зонах всех систем тягового электроснабжения, электроснабжения нетяговых потребителей, железнодорожных узлов, линий автоблокировки;
на измерительные трансформаторы тока и напряжения.
3.1.1. При осмотре трансформаторов систем тягового электроснабжения, собственных нужд, напряжения, тока, масляных реакторов проверяются:
режим работы, нагрузка по отношению к номинальной мощности трансформатора;
соответствие положения разъединителя в нейтрали трансформатора заданному энергосистемой режиму;
уровень масла в расширителе и соответствие показаний маслоуказателя или уровня наружной температуры или показаниям термометра, измеряющего температуру масла;
уровень масла в негерметичных вводах и давление масла — в герметичных;
состояние изоляторов вводов (целость изоляции, отсутствие загрязнения);
состояние и отсутствие течи в местах уплотнения разъемных элементов, баке, расширителе, радиаторах, вентилях;
состояние ошиновки, кабелей, отсутствие признаков нагрева контактных соединений; отсутствие ненормируемого тяжения проводов и спусков к вводам в зимнее время;
состояние рабочего и защитного заземлений;
соответствие указателей положения устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) на трансформаторе и щите управления;
целостность корпусов пробивных предохранителей;
исправность устройств сигнализации;
голубой цвет контрольного силикагеля, состояние термосифонных фильтров и влагопоглощающих патронов;
целостность стеклянной мембраны предохранительной трубы;
отсутствие неравномерного шума и потрескивания внутри трансформатора;
состояние маслосборных, маслоохлаждающих устройств, фундаментов, маслоприемников, трансформаторного помещения;
работа обдува в летнее время, обогрева привода РПН в зимнее время.
3.1.2. Ремонты по техническому состоянию силовых и измерительных трансформаторов выполняются по результатам осмотров и при выявлении неисправностей.
Объем работ устанавливает лицо, ответственное за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги.
3.1.3. Текущий ремонт измерительных трансформаторов проводится по мере необходимости.
3.1.4. При текущем ремонте трансформаторов в зависимости от мощности и первичного напряжения проводится устранение выявленных дефектов, поддающихся устранению на месте:
проверка маслоуказательных устройств;
чистка маслоуказательных стекол (при наличии резервных стекол), замена манометров герметичных вводов;
подтяжка болтовых соединений, уплотнений и ошиновки;
протирка изоляторов и очистка поверхности бака;
доливка масла в расширитель и маслонаполненные вводы;
смена масла в гидрозатворах маслонаполненных вводов (при необходимости);
замена неисправной стеклянной мембраны предохранительной трубы;
проверка состояния термосифонных фильтров и замена сорбента в воздухоосушителях (при необходимости) по результатам анализа масла (или увеличении влагосодержания);
проверка состояния подшипников электродвигателей и насосов систем охлаждения;
проверка автоматики системы охлаждения;
текущий ремонт систем охлаждения;
осмотр пленочной защиты;
проверка работы газового реле продувкой воздуха давлением в 2 — 3 атмосферы, с действием защиты на отключение масляного выключателя (МВ) или включение короткозамыкателя;
проверка состояния рабочего, защитного заземления;
текущий ремонт РПН;
текущий ремонт вводов.
3.1.5. При неудовлетворительных результатах анализов трансформаторного масла проводится восстановление характеристик масла.
3.1.6. При текущем ремонте масляных трансформаторов выполняются следующие испытания:
измерение сопротивления изоляции обмоток R60 и соотношения R60 / R15 мегомметром на напряжение 2500 В;
проверка состояния индикаторного силикагеля воздухоосушительных фильтров;
хроматографический контроль трансформаторного масла;
испытание трансформаторного масла из бака трансформаторов мощностью свыше 630 кВА;
испытание трансформаторного масла из бака контакторов РПН.
3.1.7. При текущем ремонте сухих трансформаторов выполняются:
3.1.7.1. Измерение сопротивления изоляции обмоток R60 и соотношения R60 / R15 мегомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температуре 20 — 30 °C должно быть для трансформаторов с номинальным напряжением:
до 1 кВ (включительно) — не менее 100 МОм;
более 1 кВ до 6 кВ (включительно) — не менее 300 МОм;
более 6 кВ — не менее 500 МОм.
3.1.7.2. Измерение изоляции стяжных шпилек, бандажей, полубандажей, прессующих колец:
относительно активной стали и ярмовых балок;
ярмовых балок относительно активной стали;
электростатических экранов относительно обмоток и магнитопровода.
Измерение проводится мегомметром на напряжение 1000 — 2500 В, сопротивление изоляции — не менее 2,0 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок — не менее 0,5 МОм.
3.1.8. При межремонтных испытаниях силовых трансформаторов, находящихся в эксплуатации, проводятся:
измерения сопротивления изоляции R60 всех обмоток с определением отношения R60 / R15, мегомметром на напряжение 2500 В до и после ремонта;
измерения тангенса угла диэлектрических потерь (tg дельта) изоляции обмоток силовых масляных трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, мощностью свыше 1000 кВА. Допустимые значения tg дельта для трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведены в таблице 4 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей;
измерения сопротивления обмоток постоянному току на всех ответвлениях. Допускается отличие не более +/- 2% от сопротивления других фаз или предыдущих измерений;
проверка голубой окраски индикаторного силикагеля воздухосушильных фильтров;
испытания трансформаторного масла из трансформаторов на соответствие показателям таблицы 8 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей;
испытания трансформаторного масла из баков контакторов РПН, отделенного от масла трансформаторов, после определенного числа переключений и при снижении пробивного напряжения ниже норм, приведенных в подпункте 2.16 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей;
испытания вводов масляных трансформаторов мощностью свыше 1000 кВА согласно положениям пункта 10 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей;
испытания встроенных трансформаторов тока согласно положениям пунктов 19.1, 19.2, 19.3, 19.5 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей.
3.1.9. При межремонтных испытаниях измерительных трансформаторов проводятся:
измерения сопротивления изоляции первичных обмоток трансформаторов тока и напряжения выше 1000 В мегомметром на напряжение 2500 В;
измерения сопротивления изоляции вторичных обмоток трансформаторов тока и напряжения мегомметром на напряжение 1000 В;
измерения тангенса угла диэлектрических потерь (tg дельта) изоляции обмоток согласно таблицам 27 и 28 и положениям пункта 19.2 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей;
испытания повышенным напряжением промышленной частоты изоляции первичных обмоток трансформаторов тока и напряжения до 35 кВ проводятся с учетом данных таблицы 11 настоящей Инструкции;
испытания изоляции вторичных обмоток мегомметром на напряжение 2500 В в течение одной минуты;
испытания трансформаторного масла у измерительных трансформаторов 35 кВ и выше согласно таблице 8 и положениям пункта 19.5 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей.
Таблица 11
ОДНОМИНУТНОЕ ИСПЫТАТЕЛЬНОЕ НАПРЯЖЕНИЕ 50 ГЦ
ДЛЯ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ
|
Класс напряже- ния, кВ |
0,69 |
3 |
6 |
10 |
15 |
20 |
35 |
|
Фарфоровая изоляция |
1 |
24 |
32 |
42 |
55 |
65 |
95 |
|
Другие виды изоляции |
1 |
22 |
29 |
38 |
50 |
59 |
86 |
3.1.10. При капитальном ремонте трансформаторов без смены обмоток выполняются:
вскрытие трансформатора, осмотр сердечника;
ремонт элементов выемной части без расшихтовки железа и без замены обмоток, ремонт отводов обмоток, ремонт переключателей;
ремонт расширителя, предохранительной трубы, радиаторов, кранов, изоляторов, маслоочистительных устройств;
проверка системы опрессовки обмоток;
очистка или замена масла;
смена сорбента в фильтрах;
чистка и окраска бака трансформатора и всех его элементов;
проверка контрольно-измерительных приборов, устройств защиты, автоматики, сигнализации, установленных на трансформаторе;
сушка, подсушка изоляции;
ремонт устройств регулирования напряжения;
заварка мест течи масла, замена резиновых уплотнений;
проверка систем охлаждения согласно заводским инструкциям;
испытания в объеме межремонтных испытаний с учетом мощности, первичного напряжения и конструкции трансформаторов;
определение погрешности трансформаторов тока и напряжения, используемых для подключения расчетных средств учета электрической энергии;
измерение сопротивления изоляции стяжных шпилек, бандажей, полубандажей, прессующих колец — относительно активной стали и ярмовых балок; ярмовых балок — относительно активной стали; электростатических экранов — относительно обмоток и магнитопровода. Измерение проводится мегомметром на напряжение 2500 В, сопротивление изоляции — не менее 2,0 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок — не менее 0,5 МОм;
определение соотношения С2 / С50 для масляных трансформаторов мощностью выше 1000 кВА. Нормы соотношения С2 / С50 приведены в таблице 5 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей;
определение отношения ДЕЛЬТА С / С для масляных трансформаторов мощностью свыше 1000 кВА. Нормы соотношения ДЕЛЬТА С / С приведены в таблице 6 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей;
испытание повышенным напряжением промышленной частоты в течение 1 минуты изоляции обмоток 35 кВ и ниже при капитальном ремонте трансформатора со сменой обмоток. Величина испытательного напряжения приведена в таблице 7 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей. Для обмоток тяговых и преобразовательных трансформаторов напряжением 3,3 кВ величина испытательного напряжения устанавливается в соответствии с таблицей 12 настоящей Инструкции;
испытание изоляции доступных стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок выпрямленным напряжением мегомметра на напряжение 2500 В в течение одной минуты.
Таблица 12
ОДНОМИНУТНЫЕ ИСПЫТАТЕЛЬНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ
ПЕРЕМЕННОГО ТОКА ПРОМЫШЛЕННОЙ ЧАСТОТЫ
┌───────────────────────────────────┬────────────────────────────┐
│ Детали и узлы трансформаторов │Испытательное напряжение, кВ│
├───────────────────────────────────┼────────────────────────────┤
│Вентильные обмотки по отношению к │ │
│корпусу и другим обмоткам: │ │
│нулевые схемы выпрямления │15 │
│мостовые схемы выпрямления: │ │
│шестипульсовые │15 │
│двенадцатипульсовые │12 │
│Обмотки уравнительных реакторов по │15 │
│отношению к корпусу │ │
│Ветви уравнительного реактора по │По заводским инструкциям, │
│отношению друг к другу │но ниже 9 кВ │
└───────────────────────────────────┴────────────────────────────┘
3.1.11. После проведения капитального ремонта без замены обмоток и изоляции, заливки маслом и проведения испытаний при соблюдении длительности пребывания активной части на воздухе трансформаторы могут быть включены без подсушки или сушки при соответствии показателей масла и изоляции данным таблицы 1 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей, определенных при следующих испытаниях:
1) трансформаторов до 35 кВ, мощностью до 10000 кВА, производимых посредством:
отбора проб масла для сокращенного анализа;
измерения сопротивления изоляции R60;
определения отношения R60 / R15;
2) трансформаторов до 35 кВ, мощностью более 10000 кВА, 110 кВ и выше всех мощностей, производимых посредством:
отбора проб масла для сокращенного анализа;
измерения сопротивления изоляции R60;
определения отношения R60 / R15;
измерения отношения ДЕЛЬТА С / С у трансформаторов 110 кВ и выше;
измерения tg дельта и С2 / С50 у трансформаторов напряжением 110, 150, 220 кВ.
Порядок включения сухих трансформаторов без сушки определяется указаниями завода-изготовителя.
3.1.12. При капитальном ремонте трансформатора с расшихтовкой стали сердечника и сменой обмоток необходимо провести дополнительные испытания и сравнить с имеющимися заводскими данными (до ремонта):
данные измерения тока и потерь холостого хода;
данные измерения тока, напряжения и потерь короткого замыкания;
данные испытания изоляции обмоток 35 кВ и ниже маслонаполненных трансформаторов повышенным напряжением промышленной частоты;
данные снятия круговой диаграммы РПН;
данные проверки группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов;
данные проверки коэффициента трансформации;
данные фазировки трансформаторов;
данные испытания трансформаторов толчком на номинальное напряжение.
Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт со сменой обмоток или изоляции, подлежат сушке независимо от результатов испытаний.
3.1.13. Аварийный вывод трансформаторов из работы необходим при:
сильном неравномерном шуме и потрескивании внутри трансформатора;
постоянно возрастающем нагреве трансформатора при нормальных нагрузках и работе устройств охлаждения;
выбросе масла из расширителя или разрыве стеклянной диафрагмы предохранительной трубы;
неустранимой течи масла с понижением его уровня ниже контролируемого уровня;
неудовлетворительных результатах лабораторных анализов масла;
неудовлетворительных результатах испытаний.
3.1.14. Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора должен находиться на отметке, соответствующей температуре масла трансформатора в данный момент.
3.1.15. При срабатывании газового реле на сигнал должен быть проведен осмотр трансформатора и взят анализ газа из реле.
Если газ в реле не горючий и признаки повреждения трансформатора отсутствуют, трансформатор может быть включен в работу.
Продолжительность работы трансформатора в этом случае устанавливает ответственный за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги.
После аварийного отключения трансформатора с разрывом стеклянной диафрагмы предохранительной трубы необходимо немедленно восстановить герметичность трансформатора.
3.1.16. У всех трансформаторов, включенных в работу без сушки, следует в течение первого месяца их работы брать пробу масла на анализ 3 раза в день — в течение 5 дней после включения, 2 раза в день — в течение 2 последующих дней для измерения пробивного напряжения и влагосодержания, чтобы убедиться в отсутствии выделения влаги из изоляции.
После включения трансформатора должна быть взята проба масла для определения температуры вспышки масла и для проведения хроматографического анализа.
3.1.17. Сопротивление изоляции обмоток трансформатора R60 и тангенс угла диэлектрических потерь tg дельта, измеренные при температуре t2 °C, приводятся к сопротивлению и tg дельта при t1 = 20 °C по формуле:
Rt1 = Rt2 x K2, МОм;
tg дельтаt1 = tg дельтаt2 x K1,
где К1 и К2 приведены в таблице 13.
Таблица 13
ПОПРАВОЧНЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ
К ЗНАЧЕНИЮ ИЗМЕРЕННОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ И tg ДЕЛЬТА
ОБМОТОК ТРАНСФОРМАТОРОВ
|
Разность температур ДЕЛЬТА t = t2 — t1 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
10 |
15 |
20 |
25 |
30 |
|
Коэффициент перерасчета R60, K2 |
1,04 |
1,08 |
1,13 |
1,17 |
1,22 |
1,28 |
1,34 |
1,50 |
1,84 |
2,25 |
2,75 |
3,40 |
|
Коэффициент перерасчета tg дельта, K1 |
1,03 |
1,06 |
1,09 |
1,12 |
1,15 |
1,18 |
1,21 |
1,31 |
1,51 |
1,75 |
2,00 |
2,30 |
Значение K1 и K2 промежуточных значений определяется умножением коэффициентов; например, K1 при ДЕЛЬТА t = 12 °C определяется: K12 = K10 x K2 = 1,31 x 1,06 = 1,39.
3.1.18. Силикагель должен иметь равномерную голубую окраску. Изменение окраски зерен силикагеля на розовую свидетельствует об увлажнении масла и необходимости подсушки или сушки изоляции и масла.
3.1.19. В трансформаторах мощностью до 630 кВА с термосифонными фильтрами проба масла не отбирается. При неудовлетворительных характеристиках изоляции проводятся работы по восстановлению изоляции, замене масла в трансформаторах и силикагеля в термосифонных фильтрах.
3.1.20. У измерительных трансформаторов напряжения, однофазных трансформаторов ОМ 6, 10, 27,5 кВ, трехфазных трансформаторов, питающих потребителей I категории надежности, перед установкой измеряется ток холостого хода и сравнивается с паспортным значением.
3.1.21. Трансформаторы, контролируемые хроматографическим методом.
Результаты хроматографического метода контроля масла силовых и преобразовательных трансформаторов, вводов напряжением 35 — 220 кВ являются основанием для ремонта по техническому состоянию. В зависимости от результатов диагностирования допускается изменять состав работ и их периодичность.
Для трансформаторов, контролируемых хроматографическим методом, вместо капитального ремонта проводится текущий ремонт, состав которого определен в пункте 3.6 настоящей Инструкции.
Периодичность отбора пробы масла на анализ из трансформаторов и вводов, контролируемых хроматографическим методом, приведена в Приложении N 2 к настоящей Инструкции.
3.2. Осмотры трансформаторов выполняются в соответствии с подпунктом 3.1.1 настоящей Инструкции.
3.3. При межремонтных испытаниях трансформаторов, контролируемых хроматографическим методом, проводятся следующие испытания:
измерение сопротивления обмоток постоянному току на всех ответвлениях — при наличии признаков повреждения по результатам хроматографического анализа. Допускается различие +/- 2% от сопротивления других фаз или результатов предыдущих измерений;
хроматографический контроль масла трансформатора и вводов;
испытания трансформаторного масла из трансформаторов;
испытание трансформаторного масла из баков контакторов устройств РПН;
испытание трансформаторного масла из негерметичных маслонаполненных вводов;
измерение сопротивления изоляции измерительной и последней обкладок вводов с бумажно-масляной изоляцией относительно соединительной втулки мегомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление изоляции должно быть не менее 500 МОм;
измерение тангенса угла диэлектрических потерь вводов, масло которых не контролируется хроматографическим методом;
испытание встроенных трансформаторов тока путем:
1) измерения сопротивления изоляции;
2) испытания повышенным напряжением;
3) определения погрешности.
3.4. Текущий ремонт трансформаторов выполняется в порядке, приведенном в подпункте 3.1.4 настоящей Инструкции.
3.5. Перед проведением среднего ремонта трансформаторов проводятся следующие испытания:
хроматографический анализ газов, растворенных в масле трансформатора;
хроматографический анализ газов, растворенных в масле вводов;
испытание трансформаторного масла из трансформатора;
испытание трансформаторного масла из бака контакторов РПН;
определение отношения С2 / С50, ДЕЛЬТА С / С;
измерение сопротивления обмоток постоянному току;
измерение потерь тока холостого хода;
испытание вводов;
снятие круговой диаграммы РПН и проверка работы переключающего устройства;
определение газосодержания масла в трансформаторах с пленочной защитой.
3.6. При текущем ремонте трансформаторов, кроме работ, перечисленных в подпункте 3.1.4 настоящей Инструкции, выполняются:
замена или ремонт дефектных комплектующих узлов (маслоохладителей, вводов, резиновых уплотнений, регуляторов напряжения);
проверка линейных защит и схем автоматики управления трансформатора;
внутренний осмотр и очистка расширителя;
очистка и покраска бака трансформатора;
ревизия азотной или пленочной защиты масла;
подсушка или сушка изоляции в соответствии с нормами испытания трансформатора, приведенными в пункте 2.1 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей.
3.7. При положительных результатах испытаний и измерений и при отсутствии необходимости нарушать герметичность трансформатора при других работах, указанных в подпункте 3.1.4 и пункте 3.6 настоящей Инструкции, текущий ремонт считается завершенным.
3.8. Подсушка проводится при незначительных (поверхностных) увлажнениях изоляции, а также в следующих случаях:
при наличии признаков увлажнения масла или нарушения герметичности;
при превышении допустимого времени пребывания активной части на воздухе в разгерметизированном состоянии, но не более чем в 2 раза;
при несоответствии характеристики изоляции нормам.
3.9. Сушка изоляции трансформаторов напряжением 110 кВ и выше без масла проводится:
если на активной части или в баке трансформатора обнаружены следы воды;
если индикаторный силикагель изменил цвет;
если продолжительность пребывания активной части на воздухе более чем вдвое превышает нормативное время;
при неудовлетворительных результатах подсушки.
3.10. Если была проведена разгерметизация трансформатора, то после выполнения всех ремонтных работ должны быть вновь проведены испытания и измерения.
3.11. Показателями для вывода трансформатора, контролируемого хроматографическим методом, в капитальный ремонт с выемкой активной части или подъемом колокола являются:
развивающееся повреждение элементов трансформатора, выявленное по результатам хроматографического анализа, испытаний и измерений, но неустранимое при среднем ремонте;
аварийное повреждение трансформатора.
3.12. После капитального ремонта проводятся испытания и измерения в объеме, указанном в пункте 2 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей.
IV. Выполнение работ по техническому обслуживанию
и ремонту полупроводниковых преобразователей
4.1. При осмотре полупроводникового преобразователя проверяются:
соответствие положения аппаратуры управления и сигнальных указателей режиму преобразователя;
отсутствие постороннего шума, треска, разрядов в шкафах преобразователя, цепях сопротивлений и конденсаторов (RC);
состояние разрядников;
плавность работы вентиляторов и масляных насосов, степень нагрева подшипников, отсутствие вибрации;
показания всех регистрирующих приборов.
4.2. Ремонт по техническому состоянию проводится:
после срабатывания защит преобразователя и аварийного его отключения;
после аварийного отключения инвертора при токе опрокидывания более трехкратного номинального значения или при трех отключениях с меньшими токами.
Объем работ определяется характером отказа или повреждения.
4.3. При текущем ремонте полупроводниковых преобразователей выполняются:
проверка заземления конструкции и аппаратов, земляного реле;
осмотр разрядников, очистка от пыли и проверка регистраторов срабатывания;
проверка контактных соединений, крепления шин, изоляторов вентилей, визуальная проверка охладителей таблеточных вентилей, исправность шунтирующих элементов;
очистка от пыли элементов преобразовательных секций, изоляторов, вентиляционных каналов;
опробование действия встроенных в секцию специальных защит и устройств контроля, блокировок безопасности;
замена дефектных вентилей, резисторов, конденсаторов;
общая проверка системы охлаждения (вентилятора, насоса, смазки двигателей, ветрового реле);
проверка низковольтной аппаратуры;
у выпрямительно-инверторных секций — проверка осциллографом параметров импульсов управления на тиристорах и проверку формы кривых напряжения на контрольных выводах шкафа управления.
4.4. При межремонтных испытаниях преобразователей проводятся:
проверка целостности и электрической прочности вентилей (распределение обратного напряжения между последовательно соединенными вентилями);
измерение сопротивления изоляции между стяжными шпильками и радиаторами вентилей и других токоведущих элементов по отношению к заземленным конструкциям (измеренное мегомметром на напряжение 2500 В должно быть не менее 10 МОм);
проверка работоспособности встроенной защиты от неравномерности распределения тока;
проверка работы защиты от пробоя вентилей (выполняется под напряжением);
измерение сопротивления изоляции цепей вторичной коммутации между собой и относительно заземленных конструкций (измеренное мегомметром 1000 В должно быть не менее 5 МОм);
проверка действия защит, устройств автоматики и управления;
проверка распределения тока между параллельными ветвями тиристоров или диодов (разброс не должен превышать 10% от среднего значения тока через ветвь, а для таблеточных диодов — 15%);
измерение пробивного напряжения и тока утечки (проводимости) разрядников, исправность их регистраторов срабатывания;
проверка осевого усилия сжатия таблеточных вентилей (проверяют при превышении нормы разброса тока по параллельным ветвям);
измерение внутреннего теплового сопротивления штыревых вентилей с помощью измерителя тепловых сопротивлений вентилей (ИТСВ); значения сопротивлений не должны превышать значений, приведенных в таблице 14 настоящей Инструкции;
проверка электрической прочности изоляции токоведущих элементов относительно заземленных конструкций повышенным напряжением промышленной частоты в течение одной минуты (испытательное напряжение для мостовых схем — 12 кВ, для нулевых схем — 15 кВ, цепи вторичной коммутации — 2 кВ);
измерение скорости охлаждающего воздуха между ребрами охладителей на выходе воздушного потока (должна быть не менее 8 м/с);
измерение индуктивности помехозащитных и ограничивающих реакторов;
высоковольтные испытания шкафа сопротивлений и конденсаторов RC (испытательное напряжение промышленной частоты для проходных изоляторов — 24 кВ в течение одной минуты, 27 кВ — для обкладок конденсаторов относительно корпуса и 10 кВ между обкладками в течение времени не более 10 с, постоянное напряжение 15 кВ — для проводов ПС и сопротивлений в течение одной минуты).
Таблица 14
ДОПУСТИМЫЕ ЗНАЧЕНИЯ ТЕПЛОВЫХ СОПРОТИВЛЕНИЙ
ШТЫРЕВЫХ ВЕНТИЛЕЙ
|
Суточная переработка электроэнергии на тягу, тыс.кВт.ч |
Браковочные значения тепловых сопротивлений вентилей, °С/Вт, при режимах работы агрегатов |
||
|
поочередно без автоматического включения и от- ключения резерва |
поочередно с ав- томатическим включением и от- ключением резерва |
параллельно |
|
|
До 50 |
0,50 |
— |
— |
|
60 — 80 |
0,45 |
0,50 |
— |
|
90 — 100 |
0,30 |
0,45 |
0,50 |
|
120 — 140 |
0,20 |
0,40 |
0,45 |
|
150 — 170 |
— |
0,30 |
0,40 |
|
180 — 200 |
— |
0,20 |
0,35 |
4.5. Капитальный ремонт преобразователей.
Капитальный ремонт преобразователей с разборкой, ремонтом и заменой неисправных элементов проводится по результатам испытаний и общему состоянию преобразователя. Испытание проводится в соответствии с пунктом 4.4 настоящей Инструкции.
4.6. Целостность вентилей выпрямителей без элементов, шунтирующих вентили, определяется устройством диагностирования полупроводников типа УДП импульсным напряжением, равным 0,8 напряжения класса вентилей. При этом показания прибора в процессе проверки не должны отличаться от указанного значения более чем на +10%.
При наличии шунтирующих элементов измеряется распределение напряжения между последовательно соединенными тиристорами или диодами.
Разброс не должен превышать 20% от среднего значения.
У таблеточных вентилей измеряется импульсный обратный ток. Величина тока при температуре 140 °С не должна превышать: у диодов В2-320 — 20 мА, В-500 — 300 мА; у диодов ДЛ-133-500 импульсный и обратный ток, измеренный при температуре 25 °С, должен быть не более 2 мА.
4.7. Поврежденные охладители таблеточных вентилей (тепловые трубки) ремонту не подлежат и должны быть заменены исправными.
4.8. Осевое усилие при затягивании гаек таблеточных вентилей должно быть не более 24000 Н (+/- 2400 Н).
4.9. При необходимости установки выпрямителя типа ВТПЕД в помещении следует учитывать, что объем помещения должен быть больше 1200 куб. м.
V. Выполнение работ по техническому обслуживанию
и ремонту сглаживающих устройств
5.1. При осмотре сглаживающего устройства (СУ) проверяются:
исправность ограждений, запоров, блокировок;
отсутствие трещин на изоляторах, выпучивания стенок конденсаторов и следов стекания масла;
тепловое состояние реакторов;
показания измерительных приборов.
5.2. Объем ремонта по техническому состоянию СУ определяется характером неисправности или повреждения.
5.3. При текущем ремонте СУ выполняются:
проверка состояния контактов, отсутствие касания между витками реакторов, прочности крепления катушек индуктивности, целостности заземляющих устройств;
очистка поверхности изоляторов, корпусов конденсаторов, реактора, аппаратуры и каркасов от пыли;
проверка целостности плавких вставок, цепи разряда конденсаторов, отсутствия замыкания между зажимами, корпусом конденсаторов, изоляции катушек индуктивности, соединительных проводов мегомметром на напряжение 2500 В.
5.4. При межремонтных испытаниях сглаживающего устройства выполняются:
измерение мегомметром на напряжение 2500 В сопротивления изоляции конденсаторов (между выводами и между выводами и корпусом), катушек индуктивности и соединительных проводов;
измерение емкости конденсаторов;
измерение индуктивности реактора (реакторов);
настройка резонансных контуров;
испытание трансформатора тока;
измерение сопротивления соединительных проводов;
высоковольтные испытания конденсаторов, катушек индуктивности, соединительных проводов;
высоковольтные испытания изоляторов разъединителей, высоковольтных предохранителей, опорных изоляторов реактора.
5.5. Капитальный ремонт сглаживающего устройства проводят по результатам испытаний и состоянию элементов СУ. Испытания проводятся в соответствии с пунктом 5.4 настоящей Инструкции.
5.6. Ошиновка элементов СУ должна быть выполнена гибкими медными шинами. Сопротивление соединительных проводов (включая сопротивление переходных контактов) не должно превышать 0,01 Ом.
5.7. Для защиты устройств проводной связи от влияния тяговой сети электрических железных дорог постоянного тока на тяговых подстанциях железных дорог должны применяться двухзвенные резонансно-апериодические сглаживающие фильтры.
На тяговых подстанциях железных дорог с двенадцатипульсовыми выпрямителями рекомендуется применение однозвенных апериодических или резонансно-апериодических СУ с индуктивностью реактора не менее 4,5 мГн, емкостью параллельной части 250 — 400 мкФ — при коэффициенте несимметрии питающих напряжений альфаи в диапазоне от 0 до 2% и 600 мкФ — при альфаи больше 2%. Резонансный контур на 100 Гц обязателен при альфаи больше 1%.
5.8. Для снижения помех в высокочастотных каналах связи на всех тяговых подстанциях между плюсовой шиной и наружным контуром заземления подстанции включается конденсатор емкостью не менее 10 мкФ.
5.9. Контроль за током, протекающим через параллельную часть однозвенного (первого звена двухзвенного) СУ, осуществляется с помощью амперметра и реле, срабатывающих на сигнал с выдержкой времени не более 1 с в случае превышения тока 60 А (на подстанциях с альфаи меньше 2%) или 80 А (на подстанциях с альфаи больше 2%, а также на всех подстанциях с управляемыми преобразователями).
5.10. Настройка резонансного контура 100 Гц СУ подстанций с двенадцатипульсовыми преобразователями проводится один раз в 4 года. Настройка двухзвенных СУ с магнитосвязанными реакторами проводится с учетом наличия взаимоиндукции между реакторами. Резонансные контуры настраиваются при полной или частичной замене катушек индуктивности или конденсаторов и при значительном увеличении помех в устройствах связи. В остальных случаях проверяется настройка. При настройке резонансных контуров определяются величины L и С. Рекомендуется использовать значения произведения L x С для каждого резонансного контура в зависимости от частоты, приведенной в таблице 15 настоящей Инструкции.
Таблица 15
ЗНАЧЕНИЯ ПРОИЗВЕДЕНИЯ L X С ДЛЯ РЕЗОНАНСНЫХ КОНТУРОВ
В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ЧАСТОТЫ
|
Частота контура, Гц |
100 |
200 |
300 |
400 |
600 |
900 |
1200 |
|
L x С, мГн x мкФ |
2535,6 |
633,8 |
281,5 |
158,5 |
70,4 |
31,3 |
17,6 |
5.11. Реакторы и катушки индуктивности СУ испытываются повышенным выпрямленным напряжением 6,6 кВ в течение одной минуты. При этом напряжение прикладывается:
между токоведущей частью катушки и заземленным фланцем изолятора, если катушки выполнены из голого провода и их каркас крепится на изоляторах;
между токоведущей частью катушки и заземленной конструкцией, на которой крепится брус, если катушки выполнены из изолированного провода и крепятся на деревянных брусьях.
Опорные изоляторы реакторов испытываются один раз в 8 лет.
5.12. Подавать напряжение на СУ перед вводом его в работу следует от контактной сети.
VI. Выполнение работ по техническому обслуживанию
и ремонту устройства компенсации реактивной мощности
и улучшения качества электрической энергии
6.1. При осмотре устройства компенсации реактивной мощности и улучшения качества электрической энергии проверяются:
исправность ограждений, запоров, блокировок и заземлений;
отсутствие трещин на изоляторах, выпучивания стенок конденсаторов и следов вытекания пропитывающей жидкости;
уровень масла и отсутствие течи масла в масляном реакторе;
исправность контактов (визуально), отсутствие их нагрева;
отсутствие посторонних предметов в бетонном реакторе;
наличие и исправность защитных средств и средств тушения пожара;
температура окружающего воздуха.
При осмотре фильтрокомпенсирующих установок (ФКУ) оперативно-ремонтным персоналом, показания щитовых приборов с записью в книгу осмотров и неисправностей, проверяются:
величины токов по каждой фазе батареи;
напряжение на шинах 10 кВ;
напряжение небаланса на ФКУ (не более 8 В);
показания счетчика реактивной энергии;
число включений вакуумного выключателя за каждые сутки.
6.2. Ремонт устройств компенсации реактивной мощности и улучшения качества электрической энергии по техническому состоянию проводится:
после срабатывания защит установки и ее аварийного отключения;
по результатам осмотров и выявлении неисправностей.
Объем работ определяется характером неисправности или повреждения ФКУ.
6.3. При текущем ремонте устройства компенсации реактивной мощности и улучшения качества электрической энергии проводятся:
проверка исправности контактов в токоведущих и заземляющих цепях;
ликвидация незначительных просачиваний пропитывающей жидкости конденсаторов (подпайка мягким припоем мест со следами просачивания, включая места установки проходных изоляторов);
очистка поверхности изоляторов, корпусов, конденсаторов, аппаратуры и каркасов от пыли, протирка опорных и подвесных изоляторов;
замена дефектных конденсаторов;
восстановление лакокрасочных покрытий конденсаторов;
опробование устройств автоматики, блокировок, релейной защиты и действия приводов выключателей и разъединителей;
удаление травы или снега с территории установки;
проверка отсутствия замыкания витков бетонных реакторов, следов перекрытий по бетону;
проверка мегомметром на напряжение 2500 В (отсутствия замыкания между зажимами и корпусом).
6.4. При межремонтных испытаниях устройства компенсации реактивной мощности и улучшения качества электрической энергии проводятся:
измерение мегомметром на напряжение 2500 В сопротивления изоляции конденсаторов;
измерение мегомметром на напряжение 2500 В изоляции стенок бетонного реактора;
испытание повышенным напряжением конденсаторов (при вводе в эксплуатацию и после капитального ремонта);
измерение емкости батареи в целом;
проверка распределения напряжения между последовательно соединенными рядами конденсаторов;
измерение индуктивности реакторов;
проверка частоты настройки контура (установки);
испытание шунтирующего разрядника устройства продольной компенсации (УПК);
испытание повышенным напряжением опорных, проходных и подвесных изоляторов.
6.5. Необходимость капитального ремонта устройства компенсации реактивной мощности и улучшения качества электрической энергии определяется его состоянием и результатами испытаний. После проведения капитального ремонта проводятся испытания в порядке, предусмотренном в пункте 6.4 настоящей Инструкции.
6.6. Эксплуатация конденсаторных установок запрещается при:
повреждении фарфоровых проходных изоляторов вводов конденсаторов;
наличии капельной течи пропитывающей жидкости конденсаторов (банки с пятнами пропитывающей жидкости);
вспучивании стенок конденсаторов;
температуре окружающего воздуха выше 40 °С;
неравномерности загрузки фаз трехфазной установки более чем на 10% по фазам.
Запрещается включение установки при температуре окружающего воздуха ниже минус 40 °С, если перерыв в работе составил более одного часа.
6.7. Батарея конденсаторов должна располагаться на изолированных платформах подвесного или наземного исполнения. Расстояния между соседними конденсаторами должны быть не менее 100 мм, таблички с техническими данными — доступны для визуального осмотра оперативным или ремонтным персоналом.
6.8. Емкость конденсаторов одного ряда и всей батареи определяется методом амперметра-вольтметра. Индуктивность дросселя, включаемого при измерениях последовательно с конденсаторами, должна быть не менее 20 мГн при измерениях емкости ряда конденсаторов или батареи в целом и не менее 100 мГн — при измерении емкости отдельного элемента.
Фактическая емкость, определенная при температуре 15 — 35 °С, не должна отличаться от паспортных данных более чем на +/- 10%.
6.9. Емкость конденсаторов каждого ряда не должна отличаться от средней емкости ряда более чем на 5%.
6.10. Измерение сопротивления изоляции бетонных реакторов проводится мегомметром на напряжение 2500 В между любым из выводов реактора и проводником, соединяющим все верхние фланцы опорных изоляторов. Сопротивление изоляции реакторов на подстанциях переменного тока должно быть не менее 10 МОм. При сопротивлении изоляции меньше 10 МОм необходимо проводить сушку реакторов.
6.11. Контуры третьей и пятой гармоник компенсирующих устройств подстанций переменного тока настраиваются соответственно на частоты 135 — 142 и 230 — 240 Гц, а контур ФКУ подстанций постоянного тока — на частоту 230 — 245 Гц.
6.12. На подстанциях постоянного тока при подключении реакторов РБСГ-10-2×630-0,56, ФКУ-10кВ следует соблюдать одинаковое направление тока в каждой фазе. При подключении реактора используются только верхние выводы (маркировка Л2) или только нижние (маркировка М2), средние выводы не используются.
6.13. Для исключения перенапряжений на конденсаторах ФКУ должны быть приняты меры, предотвращающие повторные перекрытия между контактами высоковольтных выключателей.
6.14. Ошиновка конденсаторов ФКУ должна быть выполнена гибкими медными шинами с залуженными наконечниками. Сопротивление соединительных проводов (включая переходной контакт) не должно быть более 0,01 Ом.
VII. Выполнение работ по техническому обслуживанию
и ремонту устройств релейной защиты и автоматики
В соответствии с настоящим разделом проводится ТО и ТР РЗА высоковольтных линий ВЛ — 6 — 10 кВ, 35, 110, 154, 220 кВ; сборных шин тяговых подстанций; трансформаторов всех присоединений подстанции; фидеров контактной сети 27,5 кВ, 2 x 25 кВ, фидеров питания нетяговых потребителей и автоблокировки, линий продольного электроснабжения; защиты от замыкания на землю в РУ-3,3 кВ; аппаратуры вторичных цепей тяговых подстанций, ПС, ППС, АТП, ППП, включая цепи устройств дистанционного управления; цепей управления и сигнализации.
7.1. ТО устройств релейной защиты и автоматики, находящейся в эксплуатации, включает:
технические осмотры;
опробования;
профилактический контроль;
тестовый контроль для устройств на микроэлектронной базе;
профилактическое восстановление (ремонт).
7.2. Перед включением вновь смонтированных устройств, после реконструкции действующих устройств РЗА, связанной с установкой новой аппаратуры, после монтажа новых вторичных цепей проводится их проверка, как при новом включении. Одновременно проверяются все вторичные цепи, измерительные трансформаторы и приводы коммутационных аппаратов, относящиеся к устройствам РЗА. Виды и объем выполняемых работ при новом включении устройств РЗА определены в Приложении N 3 к настоящей Инструкции.
7.3. Включение новых и реконструированных устройств РЗА, проверка которых выполнялась организацией, не входящей в систему МПС России, проводится только после приемки устройств РЗА комиссией под председательством ответственного за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги.
7.4. Профилактическое восстановление РЗА проводится для проверки:
исправности аппаратуры и цепей релейной защиты и автоматики;
соответствия уставок реле заданным;
восстановления наименее надежных элементов устройств (реле времени, реле прямого действия, индукционных токовых реле).
7.5. Для каждого присоединения электроустановок тяговой подстанции должен быть установлен цикл технического обслуживания (период эксплуатации между двумя ближайшими профилактическими восстановлениями) устройств РЗА. Цикл ТО для устройств РЗА, расположенных в помещениях I категории (сухие отапливаемые помещения), может составлять 6 или 12 лет. Цикл ТО для устройств РЗА, расположенных в помещениях II категории (ячейки комплектных распределительных устройств наружной установки, комплектных трансформаторных подстанций, помещения с большим диапазоном колебания температур и небольшой вибрацией), может составлять 3 или 6 лет.
7.6. Периодичность проведения ТО устройств РЗА утверждает ответственный за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги, руководствуясь категорией помещений (таблица 16 настоящей Инструкции).
Таблица 16
ПЕРИОДИЧНОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ
ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
И АВТОМАТИКИ ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ
|
Присое- динения |
Место установки устройств релейной защиты и автома- тики |
Цикл техни- ческого обслу- жива- ния, лет |
Количество лет эксплуатации |
|||||||||||||
|
0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
|
|
Потреби- телей электро- энергии, не вхо- дящих в систему МПС Рос- сии |
В помеще- ниях I категории (вариант 1) |
12 |
Н |
К1 |
О |
О |
О |
К |
О |
О |
О |
К |
О |
В |
О |
О |
|
Потреби- телей электро- энергии железных дорог |
В помеще- ниях I категории (вариант 2) |
6 |
Н |
К1 |
О |
К |
О |
В |
О |
К |
О |
К |
О |
В |
О |
К |
|
В помеще- ниях II категории (вариант 1) |
6 |
Н |
К1 |
О |
К |
О |
В |
О |
К |
О |
К |
О |
В |
О |
К |
|
|
В помеще- ниях II категории (вариант 2) |
3 |
Н |
К1 |
К |
К |
В |
О |
К |
В |
О |
К |
В |
О |
К |
В |
Примечания. 1. Н — проверка (наладка) при новом включении; К1 — первый профилактический контроль; К — профилактический контроль; В — профилактическое восстановление; О — опробование.
2. В таблице указаны обязательные опробования. Если при проведении опробования или профилактического контроля выявлен отказ устройства или его элементов, то производится устранение причины, вызвавшей отказ, и при необходимости в зависимости от характера отказа — профилактическое восстановление.
3. Количество опробований в году, квартале, месяце устанавливает ответственный за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги при утверждении годового планово-предупредительного ремонта электроустановки.
7.7. В целях совмещения проведения профилактического контроля и профилактического восстановления средств РЗА с ТР основного оборудования тяговой подстанции железной дороги допускается перенос запланированного вида ТО на срок до одного года. При этом должны быть проведены дополнительные опробования.
7.8. Срок службы устройств РЗА составляет 20 — 25 лет в зависимости от условий эксплуатации и может быть продлен при удовлетворительном состоянии аппаратуры и изоляции соединительных проводов и сокращении цикла ТО.
7.9. Первый профилактический контроль устройств РЗА должен проводиться через 10 — 18 месяцев после включения их в работу.
7.10. В необходимых случаях проводится внеочередная проверка или послеаварийная проверка по указаниям ответственного за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги.
7.11. ТО устройств сигнализации, блокировок, дистанционного управления проводится с периодичностью, установленной для соответствующих устройств РЗА.
7.12. Технические осмотры устройств релейной защиты и автоматики.
7.12.1. Оперативный (оперативно-ремонтный) персонал тяговой подстанции железной дороги проверяет при сдаче-приеме смены:
состояние сигнальных ламп, кнопок, клеммных сборок, испытательных блоков;
соответствие положения накладок, переключателей, испытательных блоков, зафиксированных в карте положения накладок и испытательных блоков;
показания приборов сложных защит линий и оборудования РУ напряжением 35 — 220 кВ.
7.12.2. Оперативно-ремонтный персонал бригады релейной защиты РРУ проверяет по утвержденному годовому графику, но не реже двух раз в год:
состояние аппаратуры РЗА, испытательных блоков;
состояние клеммных сборок, затяжку болтов, отсутствие отсоединенных неизолированных концов кабелей и проводов;
наличие бирок на проводах и кабелях РЗА и надписей на них;
положения накладок режиму работы и сопоставление с данными журнала релейной защиты;
соответствие уставок предохранителей, установленных в цепях РЗА.
7.12.3. Начальник тяговой подстанции железной дороги осматривает устройства РЗА, положение накладок, состояние кабелей, наличие бирок два раза в год, весной и осенью.
7.13. Опробование устройств релейной защиты и автоматики.
Периодическое опробование РЗА является проверкой работоспособности наименее надежных элементов устройств РЗА: реле времени с часовым механизмом, технологических датчиков, приводов коммутационных аппаратов (исполнительных механизмов).
7.13.1. Опробование с действием защиты на отключение выключателей проводится работниками РРУ не реже одного раза в год.
7.13.2. Срабатывание устройства РЗА с действием защиты на сигнал или на отключение выключателей в период за 3 месяца до намеченного срока может быть засчитано за проведение очередного опробования, при этом срок следующего опробования устройства РЗА не изменяется.
7.13.3. Периодичность проведения опробований или тестового контроля каждого присоединения РУ 0,4 — 35 кВ определяется местными условиями, утверждается ответственным за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги.
7.13.4. Опробование проводится при напряжении оперативного тока, равном 0,8 номинального значения.
Опробование состоит из двух частей:
опробование устройства с действием на выходные реле и на сигнал;
опробование действия выходных реле на коммутационную аппаратуру.
7.13.5. После проверки положения накладок и других оперативных элементов о проведении опробования устройства РЗА и возможности оставления его в работе должна быть сделана запись в журнале релейной защиты.
7.14. Профилактический контроль РЗА включает:
7.14.1. Подготовительные работы:
подготовка необходимой документации: схем, инструкций, паспортов-протоколов, карт уставок защит, программ, рабочих тетрадей;
подготовка испытательных устройств, измерительных приборов, инструмента, соединительных проводов.
7.14.2. При внешнем осмотре устройства РЗА проводится очистка от пыли, осмотр состояния аппаратуры и монтажа, осмотр выходных реле при снятых кожухах.
7.14.3. Измерение сопротивления изоляции цепей РЗА следует проводить мегомметром на напряжение 1000 В в каждой группе электрически не связанных цепей вторичных соединений относительно земли и между собой (тока, напряжения, оперативного тока, сигнализации, блокировки, жилами кабеля газовой защиты, между жилами кабеля от трансформаторов напряжения до автоматов или предохранителей). Сопротивление изоляции должно быть не менее 1,0 МОм.
Элементы, не рассчитанные на испытательное напряжение 1000 В, исключаются из схемы испытаний.
Испытание изоляции цепей до 24 В не проводится.
7.14.4. Измерение сопротивления изоляции цепей 24 В и ниже устройств РЗА на микроэлектронной базе проводится в соответствии с указаниями заводов-изготовителей. При отсутствии таких указаний проверяется отсутствие замыкания этих цепей на землю омметром на напряжение до 15 В.
7.14.5. Комплексная проверка устройств РЗА и сигнализации проводится при номинальном напряжении оперативного тока и подаче на устройство параметров аварийного режима от постороннего источника питания к полностью собранным цепям устройств и закрытых кожухах реле.
Для защит с зависимой характеристикой следует снять четыре точки характеристики; для дифференциальных защит ток поочередно подать в каждое из плеч защит; на ступенчатые защиты подать параметры аварийного режима, соответствующие одной точке каждой зоны и одной точке вне зоны срабатывания последней ступени.
Ток и напряжение, соответствующие аварийному режиму, подаются на все ступени и все фазы (или все комбинации фаз) проверяемого устройства. Ток или напряжение, подаваемое на защиты максимального тока и минимального напряжения, должно обеспечивать надежное срабатывание реле.
7.14.6. Проверка действия выходных реле на коммутационный аппарат.
Следует провести проверку исправности цепи отключения (включения) действием на коммутационный аппарат от выходных реле и восстановление цепей связи проверяемого устройства с другими устройствами.
7.14.7. Проверка устройств рабочим током и напряжением осуществляется путем проверки обтекания током токовых цепей проверяемого устройства и наличия напряжения на проверяемом устройстве.
7.14.8. Тестовый контроль РЗА проводится для устройств на микроэлектронной базе в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. При проведении профилактического контроля тестовый контроль проводится после проверки рабочим током и напряжением.
7.14.9. При подготовке устройств РЗА к включению выполняются:
1) проверка положения указательных реле, испытательных блоков, накладок, рубильников, кнопок, сигнальных ламп и других оперативных элементов;
2) запись в журнале по релейной защите о результатах проверки, состоянии проверенных устройств и о возможности включения их в работу.
7.14.10. Профилактический контроль устройств РЗА считается завершенным, если при их комплексной проверке не выявлены отступления параметров уставок реле, превышающих допустимые значения. В случае обнаружения превышений и отступлений необходимо приступить к профилактическому восстановлению устройств РЗА.
7.15. Профилактическое восстановление (ремонт) устройств релейной защиты и автоматики.
При профилактическом восстановлении выполняются:
подготовка исполнительных схем, паспортов-протоколов, рабочих тетрадей, карт уставок защит, технологических карт; испытательной установки, измерительных приборов, соединительных проводов, запчастей и инструмента;
выверка принципиальных и монтажных схем устройств РЗА присоединения, о чем руководитель бригады РЗА делает запись и расписывается на исполнительной схеме.
7.15.1. При внешнем осмотре РЗА проверяются:
надежность крепления панели, аппаратуры на панели;
отсутствие механических повреждений аппаратуры, состояние изоляции выводов реле и другой аппаратуры;
отсутствие пыли и грязи на кожухах аппаратуры и рядах выводов;
состояние изоляции проводов и кабелей, надежность контактных соединений на рядах зажимов, ответвлениях от шин, шпильках реле, испытательных блоков, резисторах, а также надежность паек;
состояние уплотнения дверей шкафов, кожухов выводов на вторичной стороне трансформаторов тока и напряжения;
состояние электромагнитов управления и блок-контактов коммутационной аппаратуры;
состояние заземления цепей вторичных соединений;
наличие и правильность надписей на панелях и аппаратуре, наличие маркировки кабелей, жил кабелей и проводов.
7.15.2. Предварительная проверка заданных уставок защит РЗА.
В целях определения работоспособности элементов и допустимого отклонения параметров срабатывания от заданных уставок устройств РЗА проверку необходимо проводить при закрытых кожухах реле и крышках автоматов.
Если при проверке уставок параметры срабатывания выходят за пределы допустимых отклонений, проводится анализ причин отклонения и при необходимости разборка, восстановление или замена аппаратуры.
7.15.3. При внутреннем осмотре устройств РЗА проводятся:
проверка и чистка механической части аппаратуры (релейной и коммутационной);
проверка состояния уплотнения кожухов, крышек и целости стекол;
проверка целости деталей реле и устройств, правильности их установки и надежности крепления;
очистка от пыли и посторонних предметов;
проверка надежности контактных соединений, пайки;
проверка затяжки болтов, стягивающих сердечники трансформаторов, дросселей;
проверка состояния контактных поверхностей и дугогасительных камер;
проверка надежности работы механизма управления включением и отключением от руки.
7.15.4. Проверка электрических характеристик РЗА проводится:
в объеме, соответствующем профилактическому восстановлению элементов, которые не подвергались разборке;
в объеме, соответствующем новому включению в случае разборки или замены элементов.
7.15.5. Измерение и испытание изоляции устройств в полной схеме следует проводить при закрытых кожухах, крышках, дверцах.
До и после испытания электрической прочности изоляции необходимо проводить измерение сопротивления изоляции мегомметром на напряжение 1000 В относительно земли каждой из групп электрически не связанных цепей вторичных соединений (цепи одного выключателя, одного устройства РЗА, цепей сигнализации, цепи газового реле).
Объект считается выдержавшим испытание, если сопротивление изоляции составляет не менее 1 МОм.
Испытание электрической прочности изоляции необходимо проводить напряжением 1000 В переменного тока в течение одной минуты относительно земли.
7.15.6. Комплексная проверка устройств релейной защиты и автоматики.
Проверку следует проводить при номинальном напряжении оперативного тока при подаче на устройство параметров аварийного режима от постороннего источника и полностью собранных цепях устройства при закрытых кожухах реле (необходимо предусматривать надежное размыкание выходных цепей), с действием «на сигнал».
При комплексной проверке необходимо проводить измерение полного времени действия каждой из ступеней устройства и проверять правильность действия сигнализации.
Ток и напряжение, соответствующие аварийному режиму, необходимо подавать на все ступени и фазы (или все комбинации фаз) проверяемого устройства. При этом они должны соответствовать следующим параметрам:
а) для защит максимального действия — 0,9 и 1,1 уставки срабатывания для контроля несрабатывания защиты в первом и срабатывания во втором случаях; для контроля времени действия — ток или напряжение, равные 1,3 уставки срабатывания. Для защит с зависимой характеристикой необходимо проверять четыре точки характеристики. Для токовых направленных защит требуется подавать номинальное напряжение с фазой, обеспечивающей срабатывание реле направления мощности. Для дифференциальных защит ток подается поочередно в каждое из плеч защиты;
б) для защит минимального действия — 1,1 и 0,9 уставки срабатывания для контроля несрабатывания защиты в первом и срабатывания во втором случаях; для контроля времени действия — ток или напряжение, равное 0,8 уставки срабатывания.
Для дистанционных защит временную характеристику следует снимать для сопротивлений, равных 0, 0,9Z1, 1,1Z1, 0,9Z2, 1,1Z2, 0,9Z3 и 1,1Z3. Регулировка выдержки времени в первой ступени (при необходимости) проводится при сопротивлении 0,5Z1.
Следует проверять правильность поведения устройств при имитации всех возможных видов короткого замыкания (КЗ) в зоне и вне зоны действия устройств.
7.15.7. Проверка действия проверяемого устройства на коммутационную аппаратуру и восстановление связей с другими устройствами:
подготовка цепей отключения и включения при заданных уставках, действия выходного реле проверяемого устройства на коммутационный аппарат при номинальном напряжении оперативного тока;
проверка отсутствия сигналов и подсоединение цепей связи к другим устройствам, находящимся в работе на рядах выводов проверяемого устройства.
После проверки действия проверяемого устройства на коммутационные аппараты и выставления уставок работы во всех его цепях не проводятся.
7.15.8. Проверка устройства РЗА рабочим током и напряжением.
Проверка рабочим током и напряжением является окончательной проверкой схемы переменного тока и напряжения, правильности включения и поведения устройств.
Перед проверкой устройств рабочим током и напряжением требуется провести:
осмотр всех реле и других аппаратов, рядов зажимов и перемычек на них;
установку накладок, переключателей, испытательных блоков и других оперативных элементов в положениях, при которых включается воздействие проверяемого устройства на другие устройства и коммутационные аппараты;
проверку целости и правильность сборки токовых цепей от нагрузочных устройств.
Проверку рабочим током и напряжением устройств РЗА необходимо проводить в следующей последовательности:
1) проверка исправности и правильности подключения цепей напряжения измерением на ряде выводов линейных и фазных напряжений и напряжения нулевой последовательности и проверкой фазировки цепей напряжения проверяемого присоединения;
2) проверка исправности токовых цепей измерением вторичных токов нагрузки в фазах и в нулевом проводе, а для направленных защит проводится снятие векторной диаграммы;
3) проверка правильности работы и небалансов фильтров тока и напряжения прямой, обратной и нулевой последовательностей;
4) проверка правильности включения реле направления мощности и реле сопротивления;
5) проверка правильности сборки токовых цепей дифференциальных защит измерением токов (напряжений) небаланса.
7.15.9. При подготовке устройств РЗА к включению проводится:
повторный осмотр реле, режим работы которых изменялся при проверке рабочим током и напряжением;
проверка положения флажков указательных реле, испытательных блоков, накладок, рубильников, кнопок, сигнальных ламп, а также перемычек на рядах выводов;
запись в журнале релейной защиты о результатах проверки устройств РЗА, состоянии проверенных устройств и о возможности включения их в работу;
заполнение паспортов-протоколов устройств РЗА.
7.16. Проверка устройств РЗА при новом включении (наладка) проводится в соответствии с Приложением N 3 к настоящей Инструкции.
По результатам проверки выдаются паспорта-протоколы устройств РЗА.
7.17. Технические указания по ведению документации устройств РЗА.
7.17.1. Расчет уставок всех видов защит и автоматики проводится работниками специализированных проектных организаций федерального железнодорожного транспорта.
7.17.2. В процессе эксплуатации допускается проводить перерасчет уставок защит фидеров контактной сети, линий автоблокировок (АБ), продольного электроснабжения (ПЭ), «два провода — рельс» (ДПР) и железнодорожных потребителей персоналом дистанции электроснабжения железной дороги.
Уставки защит фидеров контактной сети постоянного и переменного тока, фидеров АБ, ПЭ и ДПР утверждаются службой электроснабжения железной дороги.
7.17.3. Режим работы устройств автоматики определяется и утверждается ответственным за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги.
7.17.4. Фидеры основного питания устройств сигнализации, централизации, блокировки (СЦБ) должны быть оборудованы АПВ и автоматическим включением резерва (АВР), резервного питания — АПВ.
При периодических опробованиях защит этих фидеров одновременно должна проверяться работоспособность устройств АПВ и АВР с замером времени перехода устройств СЦБ с основного на резервное питание, которое не должно превышать 1,3 секунды.
7.17.5. На каждой тяговой подстанции должна быть карта положений накладок и испытательных блоков, по которой оперативным персоналом при приеме-сдаче смены проверяется фактическое положение накладок и блоков.
7.17.6. Время отключения тока короткого замыкания защитой без выдержки времени не должно превышать 90 мс на линиях постоянного тока и 140 мс на линиях переменного тока.
7.17.7. При проверке защиты от замыкания на землю в РУ-3,3 кВ от нагрузочного устройства измеряется распределение тока по реле и вычисляется ток утечки с внутреннего контура помимо реле при имитации короткого замыкания в трех различных точках РУ (в середине и по краям РУ).
Разность тока нагрузочного устройства и суммарного тока двух реле (ток утечки) не должна превышать 10%, в исключительных случаях, по разрешению службы электроснабжения железной дороги, не более 30%.
Уставка каждого реле земляной защиты должна быть 150 — 200 А.
Для предотвращения ложной работы реле земляной защиты от перетекания блуждающих токов необходимо объединить общей шиной точки подключения реле к внешнему контуру.
7.17.8. Работа в цепях РЗА без выверенных исполнительных схем запрещается. Изменения и дополнения вносятся в схемы первичной и вторичной коммутации, однолинейные схемы электроустановки в соответствии с настоящей Инструкцией.
Выверка исполнительных схем проводится при новом включении и профилактическом восстановлении устройств РЗА, что подтверждается подписью на схеме руководителя бригады РЗА ремонтно-ревизионного участка (РРУ).
7.17.9. Оперативные цепи защит от замыкания на землю в РУ-3,3 кВ присоединяются через отдельные предохранители непосредственно к шинам аккумуляторной батареи до главных предохранителей.
7.17.10. На каждой тяговой подстанции должен быть заведен журнал релейной защиты, в котором записываются результаты осмотров, опробований, профилактического контроля и восстановления устройств РЗА.
На каждое присоединение тяговой подстанции должен быть паспорт-протокол РЗА.
7.17.11. В бригадах РЗА РРУ должна быть рабочая тетрадь, в которой последовательно ведутся записи выполняемых работ и результаты замеров, проверок, испытаний устройств РЗА, на основании которых даются заключения в журнале релейной защиты о работоспособности РЗА и заполняются паспорта-протоколы.
7.17.12. Регистрация результатов при ТО устройств РЗА проводится в паспортах-протоколах устройств, присоединений и в журналах релейной защиты.
Паспорт-протокол РЗА устройства, присоединения включает в себя:
общую часть, содержащую паспортные данные реле, элементов, устройств;
уставки защиты;
протоколы проверок и испытаний каждого реле, элемента или устройства, произведенных при новом включении;
отдельные листы регистрации результатов первого и каждого последующего профилактического контроля РЗА;
отдельные листы регистрации результатов профилактического восстановления.
При профилактическом восстановлении устройств РЗА эксплуатационный персонал выполняет работы и сравнивает их результаты с результатами предыдущих проверок, отраженных в паспортах-протоколах, с учетом допустимых значений максимальных отклонений уставок устройств РЗА. Результаты профилактического восстановления, наличие или отсутствие изменений фиксируются в паспорте-протоколе РЗА устройства, присоединения и журнале релейной защиты тяговой подстанции железной дороги или района электроснабжения железной дороги.
7.17.13. При отсутствии протоколов нового включения устройств РЗА за основу принимаются результаты (протоколы) последнего профилактического восстановления.
7.17.14. При отсутствии протоколов нового включения бригада РЗА проводит проверку устройств РЗА по полной программе нового включения.
7.17.15. Журнал релейной защиты должен быть пронумерован, прошнурован, скреплен печатью дистанции электроснабжения железной дороги и храниться на тяговой подстанции или в районе электроснабжения железной дороги. Копии паспортов-протоколов хранятся в РРУ.
В журнале релейной защиты фиксируются:
записи о результатах проверки, состоянии проверенных устройств и готовности включения их в работу при новом включении;
записи о результатах профилактического восстановления, выявленных отклонениях параметров уставок срабатывания от заданных, изменениях или замене элементов устройств РЗА и возможности включения устройств РЗА в работу;
записи о результатах профилактического контроля в соответствии с пунктом 7.14 настоящей Инструкции, в том числе с указанием величины измеренного сопротивления после испытания напряжением 1000 В, 50 Гц изоляции:
а) относительно земли;
б) между отдельными группами электрически не связанных цепей вторичных соединений (тока, напряжения, оперативного тока, сигнализации);
в) между жилами кабеля газовой защиты;
г) между жилами кабеля от трансформатора напряжения (ТН) до автоматов или предохранителей;
записи о величине первичного тока нагрузочного приспособления, вызвавшего срабатывание защиты на отключение коммутационного оборудования, и возможности включения устройств РЗА в работу;
записи о результатах проведения периодического осмотра и опробование устройств РЗА;
записи о проведении внеочередных и послеаварийных проверок.
Результаты проверок, изменений уставок подписывает руководитель бригады РЗА РРУ. Начальник тяговой подстанции железной дороги знакомится с этими записями и организовывает ознакомление под роспись всего причастного персонала.
VIII. Выполнение работ по техническому обслуживанию
и ремонту устройств телемеханики
8.1. При техническом обслуживании устройств телемеханики проводятся:
проверка при новом включении (наладка);
технические осмотры;
опробование;
профилактический контроль;
профилактическое восстановление.
8.2. Проверка устройств телемеханики при новом включении проводится при вводе новой системы телемеханики персоналом специализированной наладочной организации федерального железнодорожного транспорта или бригадой телемехаников ремонтно-ревизионного участка дистанции электроснабжения железной дороги на основании инструкции завода-изготовителя.
8.3. При техническом осмотре устройств телемеханики проверяются:
наличие основного и резервного напряжения на стойке телемеханики;
переход стойки на резервное питание и обратно;
нагрев блоков на стойке.
8.4. При опробовании устройств телемеханики выполняются:
проверка работы телеуправления (ТУ) с диспетчерского пункта (энергодиспетчером или персоналом группы телемеханики) посылкой двух или трех подтверждающих команд на все контролируемые пункты;
проверка работы телесигнализации (ТС) на диспетчерском пункте квитированием двух или трех ключей телесигнализации.
8.5. При проведении работ по профилактическому контролю устройств телемеханики выполняются:
внешний осмотр;
проверка предохранителей основного и резервного питания, соответствие их номинальным значениям уставок;
проверка разъемных соединений всех блоков;
проверка монтажных соединений жгутов и разъемов, прочность пайки;
контроль целостности заземления экранированных проводов;
чистка контактов;
осмотр модулей;
удаление пыли, затяжка крепежных деталей, осмотр крепления трансформаторов, дросселей, конденсаторов в блоке питания;
измерение уровней напряжений поверенным комбинированным прибором;
проверка действия автоматических устройств подключения резервного питания и контроль за работой устройств, которые выполняются при временном отключении основного питания устройств телемеханики и наблюдении за значением и допустимыми отклонениями напряжения резервного питания;
чистка контактов выходных реле телемеханики;
проверка работы ТУ и ТС подачей команд на включение и отключение управляемых объектов с диспетчерского пункта.
8.6. Профилактическое восстановление устройств телемеханики позволяет предотвратить вероятные повреждения элементов устройств телемеханики, провести оценку статистических данных о неисправностях элементов в условиях эксплуатации, проанализировать причины и характер возникающих повреждений.
8.7. При профилактическом восстановлении устройств телемеханики выполняются:
проверка всех креплений;
контроль исправности переключателей, тумблеров, кнопок, арматуры предохранителей;
проверка наличия и целостности защитных заземлений;
испытания изоляции цепей стоек, панелей и блоков;
проверка отсутствия потенциала на корпусе блока, стойки;
профилактические испытания и измерения параметров диодов;
контроль исправности блока питания, предусматривающий измерения всех напряжений и профилактические испытания элементов, и проверку пульсации выпрямленного напряжения и стабилизации напряжения на выходе при изменении напряжения на входе в диапазоне 170 — 250 В;
проверка исполнительных электромеханических реле в блоке стойки телемеханики, в процессе которой проводят очистку от пыли, проверку механического состояния, измерение контактных нажатий, измерение сопротивления изоляции, измерение электрических характеристик реле, совместную проверку действия защитно-приемной аппаратуры телеуправления, проверку целостности стеклянных колб и измерение тока срабатывания герконовых реле;
ревизия выходных реле объектов ТУ с проверкой и регулировкой тока срабатывания и контактов;
испытание изоляции цепей телемеханики мегомметром на напряжение 1000 В;
испытание аппаратуры в граничных режимах питания;
измерение и регулировку уровней сигналов в каналах связи;
проверка совместной работы аппаратуры диспетчерского и контролируемого пунктов.
8.8. Восстановление устройств телемеханики до исправного состояния предусматривает оперативный поиск и точное установление места, характера и причины повреждения, ремонт или замену поврежденного модуля, блока на исправный, послеаварийную проверку действия устройства.
8.9. Виды и периодичность технического обслуживания устройств телемеханики приведены в таблице 17 настоящей Инструкции.
Таблица 17
ВИДЫ И ПЕРИОДИЧНОСТЬ
ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ УСТРОЙСТВ ТЕЛЕМЕХАНИКИ
|
N п/п |
Вид техобслуживания |
Периодичность |
|
1 |
Осмотр диспетчерского пункта |
ежедневно |
|
2 |
Опробование с диспетчерского пункта |
ежедневно |
|
3 |
Профилактический контроль |
1 раз в год |
|
4 |
Профилактическое восстановление |
1 раз в 3 года |
Примечание. Периодичность технического обслуживания устройств телемеханики может быть изменена ответственным за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги на основании указаний завода-изготовителя.
8.10. Периодичность осмотров частотных каналов телемеханики определяется локальными инструкциями дистанции электроснабжения железной дороги по ТО (в зависимости от вида системы, срока службы, наличия диагностических приборов, систем).
8.11. Работниками группы телемеханики дистанций электроснабжения железной дороги совместно с работниками дистанции сигнализации и связи составляются структурные схемы уровней сигналов (ТУ, ТС, телеблокировки).
8.12. При нарушении работы каналов связи ТУ — ТС энергодиспетчер уведомляет о повреждении диспетчера дистанции сигнализации и связи. Работники дистанций электроснабжения совместно с работниками дистанции сигнализации и связи проводят соответствующее расследование и устранение повреждений.
8.13. Дополнительное опробование устройств телемеханики проводится энергодиспетчером накануне отключений, связанных с предоставлением продолжительных «окон» в движении поездов.
IX. Выполнение работ по техническому обслуживанию
и ремонту электроустановок собственных нужд подстанции
9.1. Распределительные устройства электроустановок собственных нужд подстанции
9.1.1. При осмотре РУ напряжением до 1000 В проверяются состояние аппаратов, контактных соединений, изоляторов, кабельных заделок, предохранителей, заземлений, отсутствие замыканий на землю в цепях постоянного и переменного тока.
9.1.2. Ремонт по техническому состоянию отдельных аппаратов или их присоединений к шинам выполняется в объеме текущего ремонта.
9.1.3. При текущем ремонте выполняются:
очистка аппаратуры, изоляторов, предохранителей от пыли;
восстановление надписей, бирок кабелей;
зачистка и шлифовка подгоревших контактов или их замена;
подтяжка контактных соединений.
9.1.4. При испытаниях выполняются:
замер сопротивления изоляции шин и каждого присоединения мегомметром на напряжение 1000 В. Сопротивление изоляции должно быть не менее 0,5 МОм;
испытание изоляции напряжением переменного тока 1000 В в течение 1 минуты или мегомметром на напряжение 2500 В;
проверка действия максимальных и минимальных расцепителей автоматических выключателей;
проверка работы контакторов, пускателей на пониженном напряжении оперативного тока (включение — 90%, отключение — 80% Uном);
замер сопротивления петли «фаза-ноль» или тока короткого замыкания для сетей с заземленной нейтралью.
9.1.5. При капитальном ремонте, кроме работ, указанных в подпункте 9.1.3 настоящей Инструкции, выполняются:
разборка с заменой отдельных аппаратов или их дефектных деталей;
испытания в соответствии с подпунктом 9.1.4 настоящей Инструкции.
9.2. Аккумуляторные батареи электроустановок собственных нужд
9.2.1. При осмотре аккумуляторных батарей (АБ) проверяются:
целостность банок, уровень электролита, высота осадка (шлама);
состояние помещения, стеллажей, наличие необходимых приборов и принадлежностей;
напряжение и плотность электролита в контрольных элементах.
9.2.2. Ремонт по техническому состоянию отдельных аккумуляторных банок выполняется в объеме ТР.
9.2.3. При ТР выполняются:
проверка качества электролита, состояние пластин с их заменой (при необходимости);
замена сепараторов при необходимости и удаление шлама;
очистка окислившихся поверхностей и смазка их вазелином.
9.2.4. При испытаниях АБ выполняются:
замер напряжения, плотности и температуры электролита элементов;
химический анализ электролита;
измерение сопротивления изоляции батареи;
проверка емкости отформованной батареи.
9.2.5. Капитальный ремонт АБ с полной или частичной заменой основных деталей проводится по результатам испытаний и состоянию АБ.
9.2.6. АБ должны обеспечивать на шинах оперативного тока в нормальных эксплуатационных условиях напряжение на 5% выше номинального напряжения низковольтных аппаратов. Подзарядное устройство должно обеспечивать стабилизацию этого напряжения в пределах, указанных изготовителями АБ.
9.2.7. Устройство контроля за состоянием изоляции шин постоянного тока должно действовать на сигнал при снижении сопротивления изоляции одного из полюсов до 20 кОм в сети 220 В и 10 кОм в сети 110 В. При замыкании на землю необходимо немедленно принимать меры к поиску и устранению повреждения.
9.2.8. Температура в помещении с аккумуляторными батареями в холодное время на уровне расположения аккумуляторов должна быть не ниже 10 °С. Для тяговых подстанций железных дорог без постоянного дежурного персонала должно осуществляться автоматическое поддержание заданной температуры. Если батареи выбраны только при расчете на включение и отключение выключателей, то нижний предел температуры должен быть не ниже 0 °С.
9.2.9. В процессе обслуживания кислотной АБ анализ электролита проводится не реже одного раза в 3 года по пробам, взятым из контрольных элементов. При контрольном разряде пробы электролита отбирают в конце разряда. Для доливки применяется дистиллированная вода, проверенная на отсутствие хлора и железа.
9.2.10. Кислотные АБ, работающие по методу «заряд-разряд», подвергаются уравнительному заряду (перезаряду) один раз в 3 месяца напряжением 2,3 — 2,35 В на элемент до достижения установившегося значения плотности электролита во всех элементах 1,2 — 1,21 г/куб. см. Продолжительность дозаряда зависит от состояния батарей, но должна составлять не менее 6 часов. За время уравнительного заряда необходимо сообщить батарее не менее трехкратной номинальной емкости.
Заряд и разряд батареи допускается током не выше максимального, гарантированного для АБ. Температура электролита в конце заряда должна быть не выше 40 °С. Проверка работоспособности батареи по падению напряжения при толчковых токах проводится при разряде длительностью не более чем 5 секунд с максимальным для подстанции рабочим током. При этом напряжение на элементе не должно снижаться более чем на 0,4 В по сравнению с предыдущим (до толчка) режимом.
9.2.11. Перед началом заряда АБ включается приточно-вытяжная вентиляция, которая отключается после полного удаления газа, но не ранее чем через 1,5 часа после окончания заряда. При работе по методу постоянного подзаряда действие вентиляции определяется локальной инструкцией дистанции электроснабжения железной дороги.
9.2.12. Эксплуатация кислотной АБ, работающей по методу постоянного подзаряда, осуществляется без тренировочных разрядов и уравнительных перезарядов. Дозаряд батареи проводится один раз в 3 месяца напряжением 2,3 В на элемент до достижения установившегося значения плотности электролита во всех элементах 1,2 — 1,21 г/куб. см.
9.2.13. Напряжение в конце разряда (через 3 — 10 часов после заряда) не должно снижаться до уровня менее 1,8 В на элемент.
9.2.14. Расстояние между поверхностью осадка (шлама) и нижним краем положительной пластины должно быть не менее 10 мм.
9.2.15. Герметизированные кислотные и щелочные АБ, а также конденсаторные накопители электроэнергии обслуживаются по инструкциям заводов-изготовителей.
9.3. Электродвигатели и генераторы
9.3.1. При осмотре электродвигателей и генераторов проверяются:
отсутствие вибрации и шума;
отсутствие повышенного нагрева корпуса и подшипников;
исправность заземления;
исправность щеточного узла (при наличии) и вентиляции.
9.3.2. Ремонт по техническому состоянию выполняется в объеме ТР.
9.3.3. При ТР выполняются:
чистка и продувка обмоток;
проверка состояния подшипников и замена смазки;
замена щеток (при необходимости).
9.3.4. При испытаниях электродвигателей и генераторов выполняются:
измерение сопротивления изоляции обмоток мегомметром на напряжение 1000 В. Сопротивление изоляции должно быть не менее 0,5 МОм;
измерение неравномерности воздушного зазора между статором и ротором.
9.3.5. Капитальный ремонт двигателей и генераторов проводится по их техническому состоянию и результатам испытаний.
9.4. Электрическое освещение и отопление подстанции
9.4.1. При осмотре освещения и отопления проверяются:
состояние проводки;
исправность выключателей, предохранителей;
состояние заземления, зануления.
9.4.2. Ремонт по техническому состоянию отдельного оборудования выполняется в объеме ТР.
9.4.3. При ТР выполняются:
очистка от пыли коммутационной и защитной аппаратуры, щитков, сборок распаячных коробок, электропечей и светильников;
зачистка контактов электрических выключателей, переключателей, предохранителей;
замена изоляторов, роликов, участков проводки с поврежденной изоляцией;
проверка исправности аварийного освещения.
9.4.4. При испытаниях цепей освещения и отопления выполняются:
измерение сопротивления изоляции мегомметром на напряжение 1000 В;
испытание изоляции повышенным напряжением или мегомметром на напряжение 2500 В;
замер освещенности в контрольных точках и уровень общей освещенности помещения.
9.4.5. При капитальном ремонте выполняется полная замена оборудования и проводки освещения и отопления. Основанием для капитального ремонта служат их состояние и результаты испытаний.
X. Выполнение работ по техническому обслуживанию
и ремонту устройств защиты от перенапряжений
10.1. Положения настоящего раздела распространяются на устройства защиты тяговых подстанций от перенапряжений: разрядники вентильные и трубчатые, ограничители перенапряжения (ОПН) и разрядные устройства.
10.2. При осмотрах вентильных разрядников и ограничителей перенапряжения проверяются:
внешнее состояние (отсутствие загрязнений, видимых повреждений);
исправность подводящих шин и заземлений;
целость предохранителей;
состояние указателей срабатывания и показания их счетчиков.
10.3. При осмотрах трубчатых разрядников с земли проверяются:
положение разрядника на опоре и величина внешнего искрового промежутка;
положение указателя срабатывания на каждой фазе (если он имеется);
состояние поверхности изолирующей части разрядника (наличие ожогов и оплавлений от электрической дуги, загрязнения);
состояние электродов и арматуры;
состояние заземляющей проводки.
10.4. При верховых осмотрах трубчатых разрядников проверяются:
длина внешнего искрового промежутка;
состояние поверхности изолирующей части разрядника;
наличие трещин в толще трубок (у разрядников из винипласта);
надежность крепления разрядника к конструкции опоры и прочность заделки дугогасительной трубки в обойме;
наличие сильных оплавлений на металлических обоймах трубки или электродах внешнего искрового промежутка;
состояние заземляющих спусков;
положение указателя срабатывания.
10.5. При осмотрах разрядных устройств с отключением разъединителя проверяются:
показания регистратора срабатывания;
отсутствие загрязнений, видимых повреждений изоляторов;
состояние контактных соединений;
состояние элементов разрядного устройства и блока защиты;
исправность заземления.
10.6. Ремонт по техническому состоянию производится по результатам осмотров и выявлении неисправностей.
10.7. При ТР вентильных разрядников и ограничителей перенапряжения проводятся:
запись показаний счетчика регистратора срабатываний;
очистка от загрязнений;
очистка дугогасящих колец у разрядников типа РВПК, РВБК, РБК;
целостность защитных покрышек, отсутствие сдвигов и смещение фланцев, состояние цементных швов и их покрытия, состояние предохранительных клапанов;
состояние экранных колец;
состояние опорных изоляторов и изоляторов оттяжек;
исправность заземляющих шин и заземлений;
проверка всех креплений;
проверка состояния и правильность действия регистраторов срабатывания;
замена перегоревших плавких вставок;
восстановление покрытия цементных швов, окраски фланцев и присоединяющих шин;
измерение сопротивления элемента разрядника;
измерение сопротивления имитатора;
измерение сопротивления изоляции изолирующих оснований у разрядника с регистраторами срабатывания.
10.8. При ТР трубчатых разрядников производится верховой осмотр и выполняется:
протирка от загрязнений;
устранение выявленных дефектов и неисправностей;
регулировка внешнего искрового промежутка;
проверка расположения зон выхлопа.
10.9. При ТР разрядных устройств проводятся:
протирка изоляторов и элементов разрядного устройства;
проверка контактных соединений;
проверка действия защиты от пробоя тиристоров;
измерение сопротивления изоляции.
10.10. При межремонтных испытаниях вентильных разрядников и ОПН выполняются:
измерение сопротивления элемента разрядника;
измерение сопротивления имитатора;
измерение сопротивления изоляции изолирующих оснований разрядников с регистраторами срабатывания;
измерение тока проводимости;
измерение пробивных напряжений при промышленной частоте только у разрядников, не имеющих шунтирующих сопротивлений.
10.11. При межремонтных испытаниях трубчатых разрядников выполняются:
проверка состояния поверхности разрядника;
измерение внешнего искрового промежутка;
проверка расположения зон выхлопа.
10.12. При межремонтных испытаниях разрядных устройств выполняются:
проверка целостности диодов и тиристоров;
проверка действия защиты от пробоя тиристоров;
измерение сопротивления изоляции;
испытание повышенным напряжением промышленной частоты;
измерение напряжения открытия тиристоров каждой ветви.
10.13. Объем капитального ремонта вентильных разрядников, ограничителей перенапряжений, трубчатых разрядников и разрядных устройств определяется их состоянием и результатами испытаний, на основании которых устанавливается целесообразность выполнения капитального ремонта или их замены.
После завершения капитальных ремонтов выполняются следующие испытания:
а) для вентильных разрядников и ОПН в объемах, указанных в пункте 10.10 настоящей Инструкции. Ремонт со вскрытием вентильных разрядников и ОПН должен проводиться в специализированных мастерских;
б) для трубчатых разрядников:
измерение внутреннего диаметра канала разрядника;
измерение внутреннего искрового промежутка;
в) для разрядных устройств в объемах, указанных в пункте 10.12 настоящей Инструкции.
10.14. Разрядники типа РМБВ, РМВУ и РВКУ к фидерам постоянного
тока 3,3 кВ подключаются через роговый разрядник, используемый в
+2
качестве предохранителя. Расстояние между рогами 30 мм. Диаметр
плавкой вставки из медной проволоки 0,4 — 0,6 мм.
Разрядник типа РВКУ-3,3Б01 и ОПН подключается через плавкую вставку, состоящую из двух медных проволок диаметром 0,68 — 0,7 мм каждая (применяющихся в проводах МГ-50, МГ-70, МГ-95).
10.15. Сопротивление разрядника или его элемента, ОПН на напряжение 3,3 кВ и выше измеряется мегомметром на напряжение 2500 В, а на напряжение до 3 кВ мегомметром на напряжение 1000 В. Их сопротивление не должно отличаться более чем на 30% от результатов, приведенных в паспорте или полученных в результате предыдущих измерений в эксплуатации.
У имитатора сопротивление изоляции проверяется мегомметром на напряжение 1000 В. Сопротивление должно отличаться не более чем на 50% от результатов предыдущих измерений.
Измерение сопротивления основания проводится мегомметром на напряжение 1000 — 2500 В. Его величина должна быть не менее 1 МОм.
10.16. Испытания вентильных разрядников и ОПН должны проводиться при положительных температурах окружающего воздуха.
При испытаниях внутри помещений для получения определенных температурных режимов разрядники и ОПН должны быть выдержаны в помещении не менее 4 часов в летний период и не менее 10 часов в зимний.
Если измерение тока проводимости (утечка) проводится при температурах, резко отличающихся от 20 °С, то в результат измерения следует вносить поправку — уменьшать измеренное значение тока утечки на 0,3% на каждый градус повышения температуры выше 20 °С и увеличивать на 0,3% на каждый градус понижения температуры ниже 20 °С.
Для уменьшения пульсации выпрямленного напряжения при измерении тока утечки вентильных разрядников должны применяться эталонные сглаживающие конденсаторы, величина их емкости указана в инструкциях завода-изготовителя.
Значения допустимых токов проводимости и пробивные напряжения вентильных разрядников указаны в таблице 18 настоящей Инструкции.
Величина токов проводимости ОПН, замеренная микроамперметром, не должна отличаться более чем на 20% от значений, указанных заводом-изготовителем в паспорте.
10.17. Измерение пробивных напряжений проводится только у вентильных разрядников, не имеющих шунтирующих сопротивлений.
Оценка состояния разрядника проводится путем сопоставления измеренных значений пробивных напряжений с предельно допустимыми значениями, приведенными в паспорте разрядника или в таблице 18 настоящей Инструкции допустимых токов проводимости и пробивных напряжений вентильного разрядника.
Таблица 18
ДОПУСТИМЫЕ ТОКИ ПРОВОДИМОСТИ
И ПРОБИВНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ ВЕНТИЛЬНЫХ РАЗРЯДНИКОВ
|
Тип разрядника или элемента |
Значение испыта- тельного выпрям- ленного напряже- ния, кВ |
Ток проводимости (утечки), мкА |
Пробивное напря- жение промышлен- ной частоты, кВ |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
РВП-6, РВО-6 |
6,0 |
6,0 |
16,0 — 19,0 |
|
РВП-10, РВО-10 |
10,0 |
6,0 |
26,0 — 30,5 |
|
РВО-35 |
42,0 |
70 — 130 |
78,0 — 98,0 |
|
РВС-15 |
16,0 |
450 — 620 |
38,0 — 48,0 |
|
РВС-15 <*> |
16,0 |
200 — 340 |
38,0 — 48,0 |
|
РВС-20 |
20,0 |
450 — 620 |
49,0 — 60,5 |
|
РВС-20 <*> |
20,0 |
200 — 340 |
49,0 — 60,5 |
|
РВС-33 |
32,0 |
450 — 620 |
78,0 — 98,0 |
|
РВС-35 |
32,0 |
450 — 620 |
78,0 — 98,0 |
|
РВС-35 <*> |
32,0 |
200 — 340 |
78,0 — 98,0 |
|
РВМ-6 |
6,0 |
120 — 220 |
26,0 — 30,5 |
|
РВМ-10 |
10,0 |
200 — 280 |
25,0 — 30,0 |
|
РВМ-15 |
15,0 |
500 — 700 |
35,0 — 43,0 |
|
РВМ-20 |
24,0 |
500 — 700 |
47,0 — 56,0 |
|
РМВУ-3,3 |
4,0 |
70 — 130 |
10,5 — 13,0 |
|
РМБВ-3,3 |
4,0 |
350 — 620 |
10,0 — 11,5 |
|
РВПК-3,3 |
4,0 |
5 |
7,5 — 8,5 |
|
РВВМ-3 |
4,0 |
400 — 620 |
7,5 — 9,5 |
|
РВКУ-3,3АО1 |
4,0 |
170 — 220 |
5,3 — 6,0 |
|
РВКУ-3,3А101 |
4,0 |
170 — 220 |
5,0 — 6,0 |
|
РВКУ-3,3БО1 |
4,0 |
170 — 220 |
6,0 — 7,1 |
|
РВКУ-1,65ГО1 |
2,0 |
не более 6 |
4,0 — 4,6 |
|
РВКУ-1,65ДО1 |
2,0 |
не более 6 |
3,4 — 4,0 |
———————————
<*> Разрядники для сетей с изолированной нейтралью и компенсацией емкостного тока замыкания на землю, выпущенные после 1975 г.
10.18. Вентильные разрядники и ОПН бракуются при неудовлетворительном внешнем состоянии (сколы и глубокие трещины защитных рубашек, разрушении армировочных швов, открытые или смещенные предохранительные клапаны) или по результатам испытаний.
10.19. Трубчатые разрядники бракуются при неудовлетворительном состоянии поверхности изолирующей трубки или при увеличении внутреннего диаметра канала дугогасящей трубки более чем на 40% от первоначального значения.
10.20. Сопротивление изоляции разрядного устройства проверяется между закороченными выводами и корпусом устройства мегомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление должно быть не менее 50 МОм.
Испытательное напряжение 12 кВ переменного тока промышленной частоты в течение одной минуты прикладывается между закороченными выводами и корпусом устройства.
10.21. Напряжение открытия тиристоров проводится на каждой ветви разрядного устройства и должно быть в диапазоне 0,9 — 1,0 кВ при температуре окружающей среды 20 +/- 10 °С.
XI. Выполнение работ по техническому обслуживанию
и ремонту заземляющих устройств
11.1. На каждое находящееся в эксплуатации заземляющее устройство должен быть составлен паспорт, содержащий схему заземления, основные технические данные, сведения о результатах проверки его состояния, характере проведенных ремонтов и изменениях, внесенных в данное устройство.
11.2. Порядок заземления электроустановок и конструктивное выполнение заземляющих устройств приведены в Инструкции по заземлению устройств электроснабжения на электрифицированных железных дорогах, утвержденной МПС России от 10 июня 1993 г. N ЦЭ-191.
11.3. При осмотре заземляющего устройства проверяются:
отсутствие коррозии и механических повреждений заземляющей проводки;
состояние стыковых соединений (особенно болтовых);
отсутствие нагрева заземляющих проводников;
состояние пробивных предохранителей в электроустановках напряжением до 1 кВ; искровых промежутков, короткозамыкателей или диодно-шунтовых заземлителей в цепи отсоса постоянного тока 3,3 кВ;
состояние отличительной окраски.
11.4. Ремонт по техническому состоянию проводится по результатам осмотров и выявлении неисправностей.
11.5. При ТР заземляющего устройства выполняются:
определение степени воздействия коррозии на заземляющие проводники;
проверка отсутствия нагрева рабочих заземлений;
проверка стыковых соединений с затяжкой болтов в ослабленных болтовых соединениях;
замена неисправных элементов заземляющей проводки;
обновление отличительной окраски;
проверка коррозионного состояния элементов заземляющего устройства, находящихся в земле;
измерение сопротивления заземляющего устройства;
измерение удельного сопротивления грунта;
проверка наличия цепи между заземлителями и заземляемыми элементами;
проверка состояния пробивных предохранителей в электроустановках напряжением до 1 кВ, искровых промежутков, короткозамыкателей (ПКЗ-73) или дренажно-шунтовых заземлителей (ПДШЗ) в цепи отсоса 3,3 кВ.
11.6. При межремонтных испытаниях выполняются:
проверка напряжения прикосновения (в электроустановках, выполненных по нормам на напряжение прикосновения);
проверка коррозионного состояния элементов заземляющего устройства, находящихся в земле;
проверка сопротивления заземляющего устройства;
измерение удельного сопротивления грунта;
проверка цепи фаза-ноль в электроустановках напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью.
11.7. Объем капитального ремонта определяется по состоянию заземляющих устройств и результатам испытаний. После капитального ремонта проводятся испытания, указанные в пункте 11.6 настоящей Инструкции, проверка наличия цепи между заземлителями и заземляемыми элементами и состояния пробивных предохранителей, искровых промежутков, ПКЗ-73 и ПДШЗ.
11.8. При проверке коррозионного состояния элементов заземляющего устройства, находящихся в земле, проверка в первую очередь проводится вблизи нейтралей силовых трансформаторов, мест заземления короткозамыкателей, разрядников, ограничителей перенапряжений, в местах выхода из зданий и в местах, где заземлители наиболее подвержены коррозии (контрольные точки). Взятые на учет контрольные точки проверяются не реже одного раза в 5 лет.
11.9. После вскрытия грунта качество неразъемных соединений и целость элементов проверяется визуально и простукиванием молотка. Оценка степени коррозионного износа проводится выборочно путем измерения характерных размеров заземлителя штангенциркулем после удаления с его поверхности продуктов коррозии. Элемент заземлителя должен быть заменен, если коррозией разрушено более 50% его сечения.
11.10. При проверке наличия цепи между заземлителями и заземляемыми элементами контактные соединения проверяются осмотром, простукиванием молотка, а также измерением переходных сопротивлений мостами, микроамперметрами и по методу амперметр-вольтметра. При массовых измерениях применяются измерители сопротивлений МС-07, МС-08, а также приборы ЭКО-200 или ЭКЗ-01. Значение сопротивления контактов не нормируется.
11.11. Измерение напряжения прикосновения проводится в контрольных точках, в которых эти величины определены расчетом при проектировании. Под длительностью воздействия напряжения понимается суммарное время действия релейной защиты и собственного времени отключения выключателя.
11.12. Проверка состояния пробивных предохранителей искровых промежутков заключается в проверке целости изоляции резьбовых соединений и крепления, качества заземления, состояния поверхности электродов и слюдяных прокладок. У собранных пробивных предохранителей и искровых промежутков проверяются сопротивление изоляции и пробивные напряжения.
11.13. Измерение удельного сопротивления грунта проводится при необходимости определения сопротивления заземляющего устройства.
11.14. Измерение сопротивления заземляющих устройств и удельного сопротивления грунта должны проводиться в периоды наименьшей проводимости почвы.
11.15. Сопротивление заземляющего устройства определяется умножением измеренного значения на поправочные коэффициенты. Поправочные коэффициенты для средней полосы Российской Федерации приведены в таблице 40 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей. Для других районов Российской Федерации следует руководствоваться поправочными коэффициентами, установленными региональными управлениями государственного энергетического надзора Минэнерго России.
11.16. Внеочередные проверки сопротивления заземляющих устройств проводятся после их ремонта или реконструкции.
11.17. При профилактических испытаниях короткозамыкателя ПКЗ-73 выполняются:
замер сопротивления изоляции между корпусом и неподвижным контактом мегомметра на напряжение 2500 В, которое должно быть не менее 10 МОм, и мегомметром на напряжение 1000 В между корпусом и цепями управления, которое должно быть также не менее 10 МОм;
испытание напряжением 8 кВ переменного тока промышленной частоты в течение одной минуты, приложенным между корпусом и неподвижным контактом, 2 кВ — между корпусом и вторичными цепями.
11.18. Проверка и испытание дренажно-шунтовых заземлителей типа ПДШЗ выполняются в соответствии с инструкциями завода-изготовителя.
11.19. Для контроля за состоянием пробивных и искровых промежутков на тяговых подстанциях железных дорог должны быть смонтированы схемы непрерывного автоматического контроля (сигнализация) за их повреждениями.
XII. Выполнение работ по техническому обслуживанию
и ремонту средств электрических измерений
12.1. На дистанциях электроснабжения железной дороги должен быть организован контроль за состоянием и применением средств измерений и соблюдением требований нормативных актов в области метрологии.
12.2. Дистанции электроснабжения железных дорог могут быть аккредитованы на право проведения калибровочных работ в порядке, установленном Госстандартом России, при условии оснащения помещениями, эталонными средствами и методиками калибровки определенных средств измерений и наличии специалистов, прошедших обучение и получивших свидетельство на право проведения этих работ.
12.3. Все средства измерений, находящиеся в эксплуатации, должны иметь поверочное клеймо (калибровочный знак), свидетельство о поверке (сертификат о калибровке) и запись в эксплуатационных документах.
12.4. Неисправные средства измерений, средства с истекшим сроком поверки или калибровки, а также не имеющие поверочного клейма или калибровочного знака (свидетельства или сертификата) должны быть изъяты из эксплуатации.
12.5. Персонал, обслуживающий электрооборудование, обязан осуществлять контроль за исправностью средств измерений.
12.6. Осмотр средств измерений осуществляется при осмотре оборудования и перед использованием переносных приборов. При этом обращается внимание:
на наличие и целость пломб;
на отсутствие механических повреждений, следов перегрева, копоти на стекле;
на прочность крепления;
на соответствие показаний заданному режиму работы.
12.7. О всех нарушениях в работе средств измерений персонал обязан немедленно сообщить лицу, ответственному за метрологическое обеспечение дистанции электроснабжения железной дороги.
12.8. Замена измерительных трансформаторов в цепи расчетных счетчиков может проводиться только в присутствии представителя энергоснабжающей организации или по ее уведомлении.
12.9. Замена и установка расчетных счетчиков может проводиться только в присутствии представителей энергоснабжающей организации и потребителя.
XIII. Выполнение работ по техническому обслуживанию
и ремонту отсасывающих линий
13.1. Требования настоящего раздела распространяются на отсасывающие линии постоянного тока напряжением 3,3 кВ и 27,5 кВ переменного тока.
13.2. При осмотрах отсасывающей линии (отсоса) проверяются:
отсутствие обрывов отдельных проволок и набросов на провода;
чистота трассы (отсутствие деревьев, угрожающих падением на линию и касающихся ветвями проводов);
состояние контактных соединений;
состояние кабелей и кабельных разделок;
места присоединения отсасывающих линий к рельсовой цепи и к дроссель-трансформатору;
состояние дроссель-трансформаторов, обслуживаемых дистанциями электроснабжения железных дорог, мест присоединения их к рельсам;
изоляция от земли проводов отсоса.
13.3. Текущие и капитальные ремонты воздушных отсасывающих линий проводятся по мере необходимости в зависимости от их состояния.
13.4. При наличии кабельных вставок текущие ремонты отсасывающих линий проводятся один раз в 3 года, а капитальные ремонты — по мере необходимости в зависимости от их состояния и результатов испытаний.
13.5. Испытания отсасывающих линий и дроссель-трансформаторов заключаются в проверке сопротивления изоляции мегомметром.
13.6. Измерение сопротивления изоляции проводится два раза в год, а также после текущего или капитального ремонтов мегомметром на напряжение 1000 В. Сопротивление изоляции отсасывающей линии должно быть не менее 0,5 МОм.
13.7. Измерение сопротивления изоляции отсасывающей линии переменного тока не требуется. Измерение сопротивления изоляции отсасывающей линии постоянного тока проводится с отключением РУ-3,3 кВ без отсоединения его от минус шины.
13.8. Виды и объемы ремонтов и испытаний и сроки их выполнения для дроссель-трансформаторов, специально установленных для подключения отсасывающих линий постоянного и переменного тока, предусмотрены Инструкцией по защите железнодорожных подземных сооружений от коррозии блуждающими токами, утвержденной МПС России 9 октября 1997 г. N ЦЭ-518, и Инструкцией по техническому обслуживанию устройств сигнализации, централизации и блокировки (СЦБ), утвержденной МПС России 20 декабря 1999 г. N ЦШ-720.
XIV. Выполнение работ по техническому
обслуживанию и ремонту дистанционного управления
разъединителями контактной сети
14.1. При осмотре моторных приводов, дистанционно управляемых разъединителей проверяются:
внешнее и внутреннее состояние привода;
надежность крепления шарниров тяг и частей привода;
состояние контактов на зажимах клеммника с подтяжкой винтов (при необходимости);
состояние вводного кабеля;
соответствие положения разъединителя сигнализации на щите управления (пульте);
наличие и состояние заземления, изолирующих прокладок между приводом и опорой на участках железных дорог, электрифицированных на постоянном токе;
наличие надписи с диспетчерским обозначением привода.
14.2. При осмотре пультов управления моторными приводами проверяются:
состояние переключателей, кнопок;
наличие сигнализации и ее соответствие положению разъединителя;
наличие надписи с диспетчерским обозначением;
состояние разрядников;
состояние изолировочного трансформатора.
14.3. При осмотре воздушных и кабельных линий устройств дистанционного управления (ДУ) проверяются:
состояние проводов и изоляторов воздушных линий (ВЛ);
расстояние до высоковольтных линий и заземленных частей;
состояние муфт и соединений в клеммных ящиках.
14.4. Ремонт по техническому состоянию оборудования ДУ выполняется в объеме текущего ремонта.
14.5. При текущем ремонте выполняются:
чистка приводов, пультов управления, клеммных сборок, ящиков, муфт;
подтяжка всех контактных соединений;
зачистка коллектора двигателя, проверка нажатия щеток;
удаление старой и нанесение новой смазки в приводе;
проверка работы и регулировка конечных выключателей (пакетников) блокировки крышки привода;
обновление надписей на приводе;
проверка состояния предохранителей, разрядников;
проверка состояния изолировочного трансформатора;
трехкратное опробование действия привода с проверкой исполнения команд на месте установки разъединителя.
14.6. При испытаниях устройств ДУ, проводимых совместно с текущим ремонтом, выполняются:
измерение потребляемого приводом тока;
измерение напряжения на зажимах двигателя во время переключений;
измерение сопротивления изоляции двигателя привода и корпуса привода относительно тела опоры, линии, пультов управления, изолировочного трансформатора;
проверка действия защиты от самопроизвольных переключений с проверкой реле защиты;
замеры усилия, развиваемого на выходе привода (при необходимости).
14.7. Капитальный ремонт устройств ДУ с полной разборкой приводов и заменой при необходимости отдельных элементов проводится с учетом их состояния, по результатам испытаний.
14.8. В цепях управления приводов предусматриваются защиты:
от коротких замыканий;
от перегрузок;
от самопроизвольных переключений при нарушении изоляции управляющих проводов;
от перенапряжений.
14.9. Питание цепей дистанционного управления должно осуществляться через изолировочный трансформатор.
14.10. Сопротивление изоляции обмоток трансформатора относительно его корпуса должно быть не менее 0,5 МОм.
14.11. Сопротивление изоляции корпуса двигателя относительно корпуса привода проверяется мегомметром на напряжение 2500 В; сопротивление изоляции обмоток двигателей относительно его корпуса — мегомметром на напряжение 1000 В. Указанные сопротивления должны быть не менее 0,5 МОм.
14.12. Осмотр и ремонт выходных реле телемеханики в пультах управления, защит устройства ДУ выполняются в сроки и объемах, предусмотренных разделом 8 настоящей Инструкции.
XV. Выполнение работ по техническому обслуживанию
и ремонту кабельных линий 0,4 — 35 кВ
15.1. При осмотре трассы кабельной линии проверяются:
соблюдение Правил охраны электрических сетей напряжением до 1000 вольт, утвержденных Постановлением Совета Министров СССР 11 сентября 1972 г. N 667 и Правил охраны электрических сетей напряжением свыше 1000 вольт, утвержденных Постановлением Совета Министров СССР 26 марта 1984 г. N 255, работниками дистанции электроснабжения железных дорог, отсутствие производства земляных работ или складирования грузов на трассе кабеля;
наличие и состояние опознавательных знаков трассы кабельной линии;
наличие на концевых муфтах бирок с указанием наименования линии, длины, сечения, напряжения линии;
состояние концевых муфт.
15.2. Внеочередные (внеплановые) осмотры кабельных линий должны проводиться:
в период паводков, после ливней;
после отключения кабельных линий (КЛ) релейной защитой.
15.3. Ремонт по техническому состоянию производится по результатам осмотров и выявлении неисправностей.
15.4. При ТР КЛ проводится:
определение целости жил и фазировки;
испытание повышенным выпрямленным напряжением кабелей выше 1000 В (кроме резиновых 3 — 10 кВ);
измерение сопротивления изоляции резиновых кабелей 3 — 10 кВ.
15.5. При межремонтных испытаниях кабелей выполняются:
измерение сопротивления изоляции кабелей 3 — 10 кВ с резиновой изоляцией;
контроль осушения вертикальных участков;
контроль осушения вертикальных участков кабелей 20 — 35 кВ путем измерения и сопоставления температур нагрева оболочки в разных точках;
измерение и определение опасных блуждающих токов в соответствии с пунктом 6.7 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей и Инструкцией по защите железнодорожных подземных сооружений от коррозии блуждающими токами;
определение химической коррозии при коррозийном повреждении кабелей и отсутствии сведений о коррозионных условиях трассы;
измерение нагрузки, в том числе в период максимальной нагрузки;
измерение температуры кабелей на участках трассы, где имеется опасность перегрева кабелей;
проверка срабатывания защиты линии до 1000 В с заземленной нейтралью непосредственным измерением тока однофазного короткого замыкания на корпус у металлических концевых заделок и сравнением его с номинальным током защитного аппарата линии с учетом коэффициентов.
15.6. Капитальный ремонт КЛ выполняется по состоянию и результатам испытаний.
После капитального ремонта проводится:
определение целости жил и фазировки после окончания монтажа, перемонтажа муфт или отсоединения жил кабеля;
измерение сопротивления изоляции кабелей напряжением до 1000 В мегомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление изоляции должно быть не менее 0,5 МОм;
испытание кабелей напряжением выше 1000 В повышенным выпрямленным напряжением 5Uном в течение 5 минут с измерением сопротивления изоляции мегомметром на напряжение 2500 В до и после испытания согласно таблице 16 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей (кроме кабелей 3 — 10 кВ с резиновой изоляцией);
кабели 3 — 10 кВ с резиновой изоляцией испытываются 2Uном в течение 5 минут;
определение сопротивления заземлений у металлических концевых заделок на линиях всех напряжений, кроме линий до 1000 В с заземленной нейтралью, согласно положениям пункта 24.3 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей;
измерение токораспределения по кабельным линиям при параллельном включении КЛ из одножильных кабелей трехфазного напряжения. Измерение проводится в жилах, металлических оболочках и броне с помощью токовых клещей. Допускаемая неравномерность не более 10%;
проверка срабатывания защиты линии до 1000 В с заземленной нейтралью.
15.7. При высоковольтных испытаниях выпрямленным напряжением в условиях эксплуатации ток утечки кабелей 6 кВ не должен превышать 0,2 мА при испытательном напряжении 36 кВ, а кабелей 10 кВ при напряжении 50 кВ — 0,5 мА. Максимально допустимые значения коэффициента асимметрии (Imax / Imin) при измерении тока утечки высоковольтных кабелей 6 и 10 кВ равен 8, для кабелей 20 кВ — 100 кВ — 1,5 мА — 10, для кабелей 35 кВ — 140 кВ — 1,8 мА — 10.
15.8. Установившееся значение тока утечки и коэффициент асимметрии при максимальном испытательном напряжении сравнивается с результатом предыдущего испытания, обе цифры указываются в протоколе.
15.9. Допускается не производить испытания кабелей на напряжение 2 — 35 кВ (кроме электроснабжения электроприемников I категории надежности):
КЛ длиной до 100 м, которые являются выводами из РУ на ВЛ и состоят из двух параллельных кабелей;
КЛ со сроком эксплуатации более 15 лет, на которых удельное число отказов из-за электрических пробоев составляет 30 и более отказов на 100 км в год;
КЛ, подлежащих реконструкции или выводу из работы в ближайшие 5 лет.
15.10. Допускается изменение периодичности испытаний и величин испытательных напряжений кабельных линий на напряжение 6 — 10 кВ при соответствующем техническом основании для:
КЛ со сроком эксплуатации более 15 лет при числе соединительных муфт 10 и более на 1 км длины;
КЛ на напряжение 6 — 10 кВ со сроком эксплуатации более 15 лет, на которых смонтированы концевые заделки только типов КВВ и КВБ.
Изменение сроков периодичности и величин испытательных напряжений оформляется распоряжением ответственного за электрохозяйство дистанции электроснабжения железных дорог.
15.11. Осмотр кабельных муфт напряжением выше 1000 В должен проводиться при каждом осмотре электрооборудования электроустановки.
15.12. Образцы поврежденных кабелей и поврежденные кабельные муфты при электрическом пробое изоляции в работе или при профилактических испытаниях должны подвергаться лабораторным исследованиям для установления причин повреждения и разработки мероприятий по предупреждению повреждения кабелей и кабельных муфт.
XVI. Выполнение работ
по техническому обслуживанию и ремонту
постов секционирования, пунктов параллельного
соединения, автотрансформаторных пунктов питания,
пунктов подготовки к рейсу пассажирских поездов,
пунктов группировки станций стыкования,
дизель-генераторов, передвижных тяговых
подстанций, передвижных установок
16.1. Осмотры, текущие и капитальные ремонты, испытания электрооборудования постов секционирования, пунктов параллельного соединения, автотрансформаторных пунктов питания, пунктов подготовки к рейсу пассажирских поездов, пунктов группировки станций стыкования, передвижных тяговых подстанций, передвижных установок проводят в объемах и в сроки, установленные для соответствующего оборудования тяговых подстанций железных дорог. Для пунктов подготовки пассажирских поездов текущий ремонт и испытания проводятся перед началом отопительного сезона.
Порядок и сроки осуществления технического обслуживания дизель-генераторов изложены в Приложении N 4 к настоящей Инструкции.
16.2. Порядок перевозки, места расположения, схемы подключения, порядок обслуживания и включения в работу передвижных тяговых подстанций, передвижных установок продольной компенсации, передвижных установок фильтрокомпенсирующих, передвижных установок реактивной компенсации устанавливается начальником дистанции электроснабжения железной дороги.
Инструкция по техническому обслуживанию и ремонту оборудования тяговых подстанций, пунктов питания и секционирования электрифицированных железных дорог, утвержденная МПС России 30 июня 1992 г. N ЦЭ-39, признается утратившей силу.
Приложение N 1
к Инструкции
по техническому обслуживанию
и ремонту оборудования тяговых
подстанций электрифицированных
железных дорог
ПЕРИОДИЧНОСТЬ ОСМОТРОВ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
1. Периодичность осмотров оборудования электроустановок определяется инструкцией, утверждаемой начальником дистанции электроснабжения железной дороги с учетом вида оперативного обслуживания, характера оборудования, его состояния, условий эксплуатации, среды, а также положениями настоящего Приложения к Инструкции по техническому обслуживанию и ремонту оборудования тяговых подстанций электрифицированных железных дорог.
Осмотры электроустановок должны включаться в месячные планы планово-предупредительного ремонта.
2. Периодические осмотры оборудования тяговых подстанций и линейных электроустановок постов секционирования (ПС), пунктов параллельного соединения (ППС), автотрансформаторных пунктов питания (АТП), пунктов подготовки к рейсу пассажирских поездов (ППП) должны проводиться лицами административно-технического персонала (начальниками тяговых подстанций) и оперативно-ремонтного персонала на закрепленных за ними объектах.
3. Осмотр оборудования тяговых подстанций оперативно-ремонтным персоналом при оперативном обслуживании «с дежурным персоналом» в светлое время суток проводится 2 раза в месяц, а с оперативным обслуживанием «без дежурного персонала» и линейных электроустановок ПС, ППС, АТП и ППП — 1 раз в 3 месяца.
Осмотры оборудования всех электроустановок в темное время суток для выявления разрядов и коронирования, нагрева токоведущих частей проводятся 2 раза в год.
Дополнительные осмотры оборудования проводятся после срабатывания защит от замыкания на землю в распределительных устройствах постоянного тока (РУ-3,3 кВ), при неблагоприятных погодных условиях (сильный туман, ветер, гололед, мокрый снег, резкое понижение температур).
Начальники тяговых подстанций лично осуществляют:
осмотр электроустановок в темное время суток;
осмотр мест присоединения отсасывающих линий к рельсовым цепям;
осмотр аккумуляторных батарей;
осмотр и опробование работы коммутационных аппаратов, цепей релейной защиты и автоматики, управления и сигнализации без подачи рабочего напряжения передвижных установок, находящихся в резерве, 1 раз в год;
осмотр защитных и противопожарных средств.
4. Осмотры, выполняемые оперативно-ремонтным персоналом:
распределительных устройств напряжением до 1000 В — один раз в 6 месяцев;
осветительной аппаратуры — 1 раз в год;
моторных приводов и устройств дистанционного управления — 1 раз в 6 месяцев.
5. Осмотр и опробование дизель-генераторов проводятся 1 раз в 3 месяца обученными работниками.
6. Об обнаруженных при проведении осмотров неисправностях и принятых мерах по их устранению делаются соответствующие записи в книге осмотров и неисправностей.
Приложение N 2
к Инструкции
по техническому обслуживанию
и ремонту оборудования тяговых
подстанций электрифицированных
железных дорог
ПЕРИОДИЧНОСТЬ РЕМОНТА И ИСПЫТАНИЙ
ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
┌───────────────────┬───────────────────────────┬───────────────┬─────────────┐
│ Наименование │ Ремонт │ Межремонтные │ Примечания │
│ оборудования ├───────────┬───────────────┤ испытания │ │
│ │ текущий │ капитальный │ │ │
├───────────────────┼───────────┼───────────────┼───────────────┼─────────────┤
│ 1 │ 2 │ 3 │ 4 │ 5 │
├───────────────────┼───────────┼───────────────┼───────────────┼─────────────┤
│Распределительные │ │ │ │ │
│устройства напряже-│ │ │ │ │
│нием выше 1000 В: │ │ │ │ │
│сборные и соедини- │По мере │По результатам │По мере необхо-│При наличии │
│тельные шины │необходи- │испытаний, но │димости │дефектоскопов│
│ │мости │не реже 1 раза │ │1 раз в 4 │
│ │ │в 8 лет │ │года проводят│
│ │ │ │ │проверку │
│ │ │ │ │нагрева мест │
│ │ │ │ │соединений │
├───────────────────┼───────────┼───────────────┼───────────────┼─────────────┤
│подвесные и опорные│По мере │По результатам │По мере необхо-│ │
│изоляторы │необходи- │испытаний, но │димости │ │
│ │мости │не реже 1 раза │ │ │
│ │ │в 8 лет │ │ │
├───────────────────┼───────────┼───────────────┼───────────────┼─────────────┤
│штыревые изоляторы │По мере │По результатам │1 раз в 4 года │При наличии │
│6 — 10 кВ шинных │необходи- │испытаний, но │ │дефектоскопов│
│мостов, изоляторы │мости │не реже 1 раза │ │1 раз в 2 │
│ШТ-35, ИШД-35 │ │в 8 лет │ │года проводят│
│ │ │ │ │выявление │
│ │ │ │ │нулевых │
│ │ │ │ │изоляторов │
├───────────────────┼───────────┼───────────────┼───────────────┼─────────────┤
│вводы и проходные │ │ │ │ │
│изоляторы: │ │ │ │ │
│с бумажно-масляной │По мере │1 раз в 4 года │По мере необхо-│ │
│изоляцией │необходи- │ │димости │ │
│ │мости │ │ │ │
│остальные вводы │По мере │1 раз в 8 лет │По мере необхо-│ │
│ │необходи- │ │димости │ │
│ │мости │ │ │ │
├───────────────────┼───────────┼───────────────┼───────────────┼─────────────┤
│разъединители и их │ │ │ │ │
│приводы: │ │ │ │ │
│наружной установки │1 раз в 4 │1 раз в 8 лет │По мере необхо-│ │
│ │года │ │димости │ │
│внутренней │По мере │1 раз в 8 лет │По мере необхо-│ │
│установки │необходи- │ │димости │ │
│ │мости │ │ │ │
├───────────────────┼───────────┼───────────────┼───────────────┼─────────────┤
│отделители и │По мере │1 раз в 3 года │По мере необхо-│ │
│короткозамыкатели │необходи- │ │димости │ │
│35 — 220 кВ, ПКЗ-73│мости │ │ │ │
├───────────────────┼───────────┼───────────────┼───────────────┼─────────────┤
│выключатели │1 раз в 2 │1 раз в 8 лет │1 раз в 4 года │ │
│переменного тока и │года │ │ │ │
│их приводы │ │ │ │ │
├───────────────────┼───────────┼───────────────┼───────────────┼─────────────┤
│быстродействующие │1 раз в 6 │1 раз в 6 лет │1 раз в год │По инструкции│
│выключатели │месяцев │ │ │завода- │
│ │ │ │ │изготовителя │
├───────────────────┼───────────┼───────────────┼───────────────┼─────────────┤
│быстродействующие │После 3000 │1 раз в 6 лет │1 раз в год │ │
│выключатели, │кА полного │ │ │ │
│оборудованные │отключен- │ │ │ │
│фиксаторами- │ного тока │ │ │ │
│сумматорами │ │ │ │ │
├───────────────────┼───────────┼───────────────┼───────────────┼─────────────┤
│Трансформаторы │ │Трансформаторов│ │ │
│силовые: │ │напряжением 110│ │ │
│с устройством │1 раз в год│кВ и выше — че-│По мере необхо-│РПН — по ин- │
│регулирования │ │рез 12 лет пос-│димости │струкции за- │
│напряжения под │ │ле ввода в │ │вода-изгото- │
│нагрузкой (РПН) │ │эксплуатацию, │ │вителя │
│ │ │затем — по │ │ │
│тяговые напряжением│1 раз в 2 │результатам │По мере необхо-│ │
│35 кВ и выше │года │испытаний; │димости │ │
│ │ │остальных — по │ │ │
│остальные │1 раз в 4 │результатам │По мере необхо-│ │
│ │года │испытаний и │димости │ │
│ │ │состоянию │ │ │
│трансформаторы, │По мере │Средний ремонт │По мере необхо-│ │
│контролируемые │необходи- │1 раз в 8 лет │димости │ │
│методом │мости │ │ │ │
│хроматографии │ │ │ │ │
├───────────────────┼───────────┼───────────────┼───────────────┼─────────────┤
│Измерительные │По мере │1 раз в 8 лет │1 раз в 3 года │ │
│трансформаторы │необходи- │ │ │ │
│ │мости │ │ │ │
├───────────────────┼───────────┼───────────────┼───────────────┼─────────────┤
│Полупроводниковые │ │ │ │ │
│преобразователи: │ │ │ │ │
│не управляемые │Не реже 1 │1 раз в 8 лет │1 раз в 4 года │ │
│ │раза в 6 │ │ │ │
│ │месяцев │ │ │ │
│управляемые │Не реже 1 │1 раз в 8 лет │1 раз в 4 года │ │
│ │раза в 3 │ │ │ │
│ │месяца │ │ │ │
├───────────────────┼───────────┼───────────────┼───────────────┼─────────────┤
│Сглаживающие │Не реже 1 │По результатам │1 раз в 4 года │ │
│устройства │раза в год │испытаний │ │ │
├───────────────────┼───────────┼───────────────┼───────────────┼─────────────┤
│Устройства │Не реже 1 │1 раз в 8 лет │1 раз в год │ │
│компенсации │раза в год │ │ │ │
│реактивной мощности│ │ │ │ │
│и улучшения │ │ │ │ │
│качества │ │ │ │ │
│электроэнергии │ │ │ │ │
├───────────────────┼───────────┼───────────────┼───────────────┼─────────────┤
│Устройства релейной│ │ │См. разделы 7 │ │
│защиты, автоматики,│ │ │и 8 настоящей │ │
│телемеханики │ │ │Инструкции │ │
├───────────────────┼───────────┼───────────────┼───────────────┼─────────────┤
│Собственные нужды: │ │ │ │ │
│Распределительные │1 раз в 4 │Не реже 1 раза │По мере │ │
│устройства до │года │в 8 лет │необходимости │ │
│1000 В │ │ │ │ │
│аккумуляторные │1 раз в год│По состоянию │Замер │Химический │
│батареи │ │ │напряжения, │анализ элек- │
│ │ │ │плотности и │тролита не │
│ │ │ │температуры │реже 1 раза в│
│ │ │ │электролита │3 года │
│ │ │ │элементов — 1 │ │
│ │ │ │раз в месяц; │ │
│ │ │ │измерение │ │
│ │ │ │сопротивления │ │
│ │ │ │изоляции │ │
│ │ │ │батареи, │ │
│ │ │ │проверка │ │
│ │ │ │емкости │ │
│ │ │ │отформованной │ │
│ │ │ │батареи — 1 раз│ │
│ │ │ │в год │ │
│электродвигатели и │1 раз в 2 │По состоянию │1 раз в 4 года │ │
│генераторы │года │ │ │ │
│дизель-генераторные│Текущий и капитальный │См. подпункт │Запуск не │
│установки │ремонты проводят в соот- │9.3.4 настоящей│реже 1 раза в│
│ │ветствии с заводской инст- │Инструкции │3 месяца без │
│ │рукцией │ │нагрузки, │
│ │ │ │1 раз в год с│
│ │ │ │нагрузкой │
│электрическое │1 раз в год│По состоянию │1 раз в 4 года │ │
│освещение │ │ │ │ │
│электрическое │1 раз в год│Не реже 1 раза │1 раз в год │ │
│отопление │перед нача-│в 8 лет │перед началом │ │
│ │лом отопи-│ │отопительного │ │
│ │тельного │ │сезона │ │
│ │сезона │ │ │ │
├───────────────────┼───────────┼───────────────┼───────────────┼─────────────┤
│Устройства защиты │ │ │ │ │
│от перенапряжений: │ │ │ │ │
│разрядники │1 раз в 4 │1 раз в 8 лет │1 раз в 4 года │ │
│переменного тока и │года │ │ │ │
│ограничители │ │ │ │ │
│перенапряжений │ │ │ │ │
│разрядники │1 раз в │1 раз в 8 лет │1 раз в год │ │
│постоянного тока и │год │ │ │ │
│разрядные │ │ │ │ │
│устройства │ │ │ │ │
├───────────────────┼───────────┼───────────────┼───────────────┼─────────────┤
│Заземляющие │1 раз в │По состоянию │1 раз в год │ │
│устройства │год │ │ │ │
├───────────────────┼───────────┼───────────────┼───────────────┼─────────────┤
│Средства │ │ │См. пункт 12.3 │ │
│электрических │ │ │Инструкции по │ │
│измерений │ │ │техническому │ │
│ │ │ │обслуживанию и │ │
│ │ │ │ремонту │ │
│ │ │ │оборудования │ │
│ │ │ │тяговых │ │
│ │ │ │подстанций │ │
│ │ │ │электрифициро- │ │
│ │ │ │ванных железных│ │
│ │ │ │дорог │ │
├───────────────────┼───────────┼───────────────┼───────────────┼─────────────┤
│Дистанционное │1 раз в 6 │По состоянию │1 раз в год │ │
│управление │месяцев │ │ │ │
│разъединителями │ │ │ │ │
├───────────────────┼───────────┼───────────────┼───────────────┼─────────────┤
│Силовые кабели: │ │ │ │ │
│напряжением 0,4 — │1 раз в 3 │1 раз в 6 лет │1 раз в 3 года │ │
│35 кВ │года │ │ │ │
│кабели │1 раз в 3 │1 раз в 6 лет │1 раз в год │ │
│отсасывающих линий │года │ │ │ │
├───────────────────┼───────────┴───────────────┴───────────────┴─────────────┤
│Посты │Текущий, капитальный ремонты и профилактические испытания│
│секционирования и │проводят в сроки, установленные для соответствующего │
│пункты │оборудования тяговых подстанций железных дорог │
│параллельного │ │
│соединения │ │
├───────────────────┼───────────┬─────────────────────────────────────────────┤
│Пункты подготовки │1 раз в год│В сроки, установленные для соответствующего │
│пассажирских │перед нача-│оборудования тяговых подстанций железных │
│поездов с │лом отопи- │дорог │
│электрическим │тельного │ │
│отоплением к рейсу │сезона │ │
├───────────────────┼───────────┴───────────────────────────────┬─────────────┤
│Передвижные тяговые│Текущий, капитальный ремонты и │Эксплуатаци- │
│электроустановки, │межремонтные испытания проводят в сроки, │онное опробо-│
│находящиеся в │установленные для соответствующего │вание с пода-│
│резерве │оборудования тяговых подстанций железных │чей рабочего │
│ │дорог │напряжения 1 │
│ │ │раз в 2 года │
├───────────────────┼───────────┬───────────────┬───────────────┼─────────────┤
│Сокращенный анализ │ │ │ │ │
│изоляционного │ │ │ │ │
│трансформаторного │ │ │ │ │
│масла из: │ │ │ │ │
│трансформаторов │ │ │1 раз в 2 года │ │
│мощностью до 630 │ │ │ │ │
│кВА │ │ │ │ │
│трансформаторов │ │ │1 раз в 5 лет │ │
│мощностью 630 │ │ │ │ │
│кВА и более, │ │ │ │ │
│работающих: │ │ │ │ │
│без термосифонных │ │ │ │ │
│фильтров │ │ │ │ │
│с термосифонными │ │ │ │ │
│фильтрами │ │ │ │ │
│баков контакторов │ │ │после │ │
│устройств РПН │ │ │определенного │ │
│ │ │ │количества │ │
│ │ │ │переключений в │ │
│ │ │ │соответствии с │ │
│ │ │ │инструкцией │ │
│ │ │ │завода-изгото- │ │
│ │ │ │вителя, но не │ │
│ │ │ │реже 1 раза в │ │
│ │ │ │год │ │
│маслонаполненных │ │ │1 раз в 4 года │ │
│вводов с │ │ │ │ │
│бумажно-масляной │ │ │ │ │
│изоляцией │ │ │ │ │
│остальных вводов │ │ │1 раз в 8 лет │ │
│измерительных │ │ │1 раз в 3 года │Масло заменя-│
│трансформаторов │ │ │ │ется по ре- │
│напряжением до │ │ │ │зультатам ис-│
│35 кВ │ │ │ │пытаний изо- │
│ │ │ │ │ляции транс- │
│ │ │ │ │форматоров │
│измерительных │ │ │1 раз в 4 года │См. подпункт │
│трансформаторов │ │ │ │2.6.12 │
│напряжением 35 кВ и│ │ │ │настоящей │
│выше │ │ │ │Инструкции │
│малообъемных │ │ │1 раз в 4 года │ │
│масляных │ │ │ │ │
│выключателей │ │ │ │ │
│многообъемных │ │ │ │ │
│масляных │ │ │ │ │
│выключателей │ │ │ │ │
│оборудования, │ │ │1 раз в 8 лет │ │
│находящегося в │ │ │ │ │
│резерве │ │ │ │ │
├───────────────────┼───────────┼───────────────┼───────────────┼─────────────┤
│Хроматографический │ │ │ │ │
│контроль масла из: │ │ │ │ │
│трансформаторов │ │ │1 раз в год │ │
│напряжением 35 — │ │ │ │ │
│110 кВ и │ │ │ │ │
│преобразовательных │ │ │ │ │
│трансформаторов │ │ │1 раз в 6 │ │
│напряжением 220 кВ │ │ │месяцев │ │
│маслонаполненных │ │ │1 раз в 4 года │ │
│вводов │ │ │ │ │
└───────────────────┴───────────┴───────────────┴───────────────┴─────────────┘
Приложение N 3
к Инструкции
по техническому обслуживанию
и ремонту оборудования тяговых
подстанций электрифицированных
железных дорог
ВИДЫ И ОБЪЕМ ВЫПОЛНЯЕМЫХ РАБОТ
ПРИ НОВОМ ВКЛЮЧЕНИИ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ
ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ
1. Подготовительные работы к новому включению устройств релейной защиты и автоматики (РЗА):
подготовка исполнительных, принципиальных и монтажных схем, документации на реле и оборудование, инструкций, карт уставок защит и автоматики, протоколов наладки;
подготовка испытательных устройств, измерительных приборов, соединительных проводов, запасных частей и инструментов;
отсоединение всех цепей связи на контактных зажимах (клеммниках) проверяемого узла (панели).
2. Внешний осмотр устройств релейной защиты и автоматики.
Внешний осмотр проводится административно-техническим и оперативно-ремонтным персоналом дистанции электроснабжения железных дорог.
При осмотре проверяются:
выполнение требований Правил устройств электроустановок, Правил эксплуатации электроустановок потребителей, утвержденных Главгосэнергонадзором России 31 марта 1992 года, и других нормативных актов, а также соответствие проекту электрификации участка железной дороги;
надежность крепления и правильность установки панелей, аппаратуры на панели;
правильность выполнения концевых разделок контрольных кабелей, заземлений цепей вторичных соединений;
состояние монтажа проводов и кабелей, контактных соединений, уплотнений дверок шкафов, вторичных выводов измерительных трансформаторов;
отсутствие механических повреждений устройств РЗА;
качество окраски панелей, шкафов и других элементов устройств РЗА;
состояние электромагнитов управления и блок-контактов разъединителей, выключателей, автоматов и другой коммутационной аппаратуры;
наличие и правильность надписей на панелях и аппаратуре, маркировки кабелей, жил кабелей, проводов.
3. Проверка соответствия проекту смонтированных устройств РЗА ведется путем сравнения фактического исполнения соединений между элементами на панелях устройств релейной защиты и автоматики, управления, сигнализации.
4. Внутренний осмотр, чистка и проверка механической части аппаратуры (реле, контакторов пускателей, пакетников, переключателей, кнопок, накладок, элементов сигнализации). При этом проверяются:
уплотнение кожухов и целостность стекол;
наличие и целостность деталей, правильность их установки и надежность крепления;
наличие пыли и посторонних предметов;
надежность контактных соединений и паек (которые можно проверить без разборки);
затяжка болтов, стягивающих сердечники трансформаторов, дросселей;
состояние изоляции соединительных проводов и обмоток аппаратуры;
состояние контактных поверхностей, ход, нажим; регулировка контактов;
механические характеристики аппаратуры (люфты, зазоры, провалы, прогибы, четкость хода часовых механизмов).
5. Проверка сопротивления изоляции.
Проверка сопротивления изоляции является предварительной и включает измерения сопротивления изоляции отдельных узлов устройств РЗА (трансформаторов тока и напряжения, приводов коммутационных аппаратов, контрольных кабелей, панелей защит).
Измерения сопротивления изоляции проводятся мегомметром на напряжение 1000 В или 2500 В. Норма сопротивления изоляции должна составлять не менее 1,0 МОм:
каждой жилы кабеля или устройства РЗА относительно земли;
между отдельными группами электрически не связанных цепей (тока, напряжения, оперативного тока, сигнализации);
между фазами в токовых цепях, где имеются реле или устройства с двумя и более первичными обмотками;
между жилами кабеля от газового реле трансформатора;
между жилами кабеля от трансформаторов напряжений до автоматов или предохранителей.
Элементы, не рассчитанные на испытательное напряжение 1000 В между электрически не связанными цепями (например, магнитоэлектрические и поляризованные реле; цепи, содержащие микроэлектронные элементы) при измерении сопротивления изоляции между отдельными группами электрически не связанных цепей (тока, напряжения, оперативного тока, сигнализации), исключаются из схемы. Для измерения сопротивления изоляции этих цепей следует использовать мегомметр на 500 В.
6. Проверка электрических характеристик элементов устройств РЗА.
Проверка электрических характеристик элементов устройств РЗА (аппаратуры, трансформаторов тока и напряжения) проводится в соответствии с инструкциями по обслуживанию определенных типов аппаратуры от испытательных устройств.
После окончания проверки осуществляется сборка всех цепей, связывающих проверяемое устройство с другими, путем подключения жил кабелей к рядам зажимов панелей, шкафов, за исключением цепей связи с другими устройствами, находящимися в работе.
7. Измерение и испытание изоляции устройств в полной схеме проводятся при закрытых кожухах, крышках, дверцах.
До и после испытания электрической прочности изоляции проводится измерение сопротивления изоляции мегомметром относительно земли каждой из групп электрически не связанных цепей вторичных соединений. Испытание электрической прочности изоляции осуществляется напряжением 1000 В переменного тока в течение 1 минуты.
8. Проверка взаимодействия элементов устройств РЗА.
При напряжении оперативного тока, равном 0,8 номинального значения, проверяется правильность взаимодействия реле защиты, электроавтоматики, управления и сигнализации. Проверка взаимодействия реле проводится в соответствии с принципиальной схемой при срабатывании или возврате реле.
Особое внимание при проверке устройств РЗА обращается на:
отсутствие обходных цепей;
правильность работы устройства при различных положениях накладок, переключателей, испытательных блоков, рубильников;
наличие на рядах зажимов проверяемого устройства сигналов, предназначенных для воздействия на другие устройства, находящиеся в работе.
9. Выставление уставок реле устройств РЗА.
Проверка уставок реле проводится при номинальном напряжении оперативного тока, при подаче на устройство параметров аварийного режима от постороннего источника и полностью собранных цепях устройства при закрытых кожухах реле.
Измеряется полное время действия каждой из ступеней устройства и проверяется правильность действия сигнализации.
Ток и напряжение, соответствующие аварийному режиму, подаются на все ступени и фазы (или все комбинации фаз) проверяемого устройства и должны соответствовать следующим параметрам:
для защит максимального действия — 0,9 и 1,1 уставки срабатывания для контроля несрабатывания защиты в первом и срабатывания во втором случаях;
для контроля времени действия — ток или напряжение, равные 1,3 уставки срабатывания;
для защит с зависимой характеристикой проверяют две-три точки характеристики;
для токовых направленных защит подается номинальное напряжение с фазой, обеспечивающей срабатывание реле направления мощности;
для дифференциальных защит ток подается поочередно в каждое из плеч защиты;
для защит минимального действия — 1,1 и 0,9 уставки срабатывания для контроля несрабатывания защиты в первом и срабатывания во втором случаях;
для контроля времени действия — ток или напряжение, равные 0,8 уставки срабатывания.
Для дистанционных защит временная характеристика снимается для сопротивлений, равных 0, 0,5Z1, 0,9Z1, 1,1Z1, 0,9Z2, 1,1Z2, 0,9Z3, 1,1Z3. Регулировка выдержки времени второй и третьей ступеней проводится при сопротивлениях, равных соответственно 1,1Z1 и 1,1Z2. Выдержка времени в первой ступени регулируется (при необходимости) при сопротивлении 0,5Z1.
Проверяется правильность поведения устройств при имитации всех возможных видов короткого замыкания в зоне и вне зоны действия устройств РЗА.
10. Проверка взаимодействия проверяемого устройства с другими включенными в работу устройствами защиты, электроавтоматики, управления, сигнализации и действия устройства на коммутационное оборудование.
Проверка взаимодействия проверяемого устройства с другими проводится при номинальном напряжении оперативного тока.
11. Проверка работы всех цепей (схемы) присоединения при заданных уставках.
Проверка осуществляется прогрузкой первичным током от нагрузочных трансформаторов.
12. Подготовка устройств — релейной защиты, электроавтоматики, управления и сигнализации к включению, включает:
повторный осмотр реле, режим которых изменялся при проверке рабочим током и напряжением;
проверку положения флажков указательных реле, испытательных блоков и других оперативных устройств, а также перемычек на рядах зажимов;
инструктаж оперативного персонала по вводимым в работу устройствам и особенностям их эксплуатации, сдачи этих устройств и инструкций по обслуживанию оперативному персоналу;
запись в журнале релейной защиты о результатах проверки, состоянии проверенных устройств и о готовности включения их в работу. Оформление паспортов-протоколов устройств РЗА.
Приложение N 4
к Инструкции
по техническому обслуживанию
и ремонту оборудования тяговых
подстанций электрифицированных
железных дорог
ПОРЯДОК
И СРОКИ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ
ДИЗЕЛЬ-ГЕНЕРАТОРОВ
1. Техническое обслуживание дизель-генераторов (ДГ) проводится в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей на дизели, генераторы, системы автоматики и контроля.
Ниже приводятся общие технические требования к наиболее распространенным маркам отечественных дизель-генераторов.
2. Система технического и оперативного обслуживания ДГ тяговых подстанций должна обеспечивать:
запуск ДГ на требуемую нагрузку в течение одного часа с момента прибытия обученных работников дистанции электроснабжения железной дороги на тяговую подстанцию;
непрерывную работу ДГ с требуемой нагрузкой не менее 8 часов (запас топлива, смазки и технического ресурса ДГ до следующего вида технического обслуживания).
3. Для обеспечения технического и оперативного обслуживания ДГ устанавливается следующий порядок контроля и проверки его работоспособности:
а) один раз в неделю следует проворачивать коленчатый вал на 2 — 3 оборота (15 — 20 оборотов механизма проворачивания). При этом визуально проверяется наличие топлива, смазки, охлаждающей воды, состояние аккумулятора (напряжение, ток подзаряда), отсутствие видимых повреждений, течи;
б) один раз в 3 месяца следует проводить осмотр ДГ с запуском и проверкой работы на холостом ходу в течение 30 минут.
При этом выполняются:
проворачивание коленчатого вала на 2 — 3 оборота (15 — 20 оборотов механизма проворачивания);
проверка системы удаления выхлопных газов и состояния противопожарных средств, осмотр и при необходимости чистка изоляции электрооборудования;
проверка температуры и давления систем охлаждения и смазки дизеля, частоты и напряжения генератора; другие параметры, указанные в заводской инструкции;
в) один раз в год следует проводить осмотр с запуском и проверкой работы ДГ под нагрузкой в течение 30 минут. При этом, кроме указанных работ, один раз в 3 месяца выполняют:
проверку частоты и уровня напряжения при нагрузке, которая должна соответствовать требованиям Правил устройств электроустановок по частоте и Правил технической эксплуатации железных дорог по уровню напряжения;
проверку и регулировку натяжения ремней;
подтяжку болтовых креплений электропроводов;
проверку состояния контактов рубильников, кнопок, пускателей;
переход на режим подзаряда аккумулятора от ДГ;
проверку отсутствия недопустимого нагрева контактных соединений и проводов (кабелей), а также подшипников генератора;
проверку состояния щеток и коллектора генератора.
Допускается в качестве нагрузки ДГ использовать нагрузочные сопротивления или сеть отопления подстанции.
Выявленные недостатки должны быть устранены в сроки, устанавливаемые ответственным за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги.
4. При испытании электрической части генератора ДГ выполняются:
измерение (один раз в 3 года) сопротивления изоляции обмоток мегомметром на напряжение 1000 В, которое должно быть не менее 0,5 МОм;
измерение неравномерности зазора между статором и ротором.
5. При текущем ремонте (как правило, через 100 часов работы дизеля ДГ) выполняются работы в соответствии с инструкциями завода-изготовителя.
6. Капитальный ремонт выполняется по результатам испытаний и состоянию отдельно дизеля и генератора в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей.
7. Порядок запуска ДГ.
Запуск ДГ должен проводиться обученным работником, который должен:
убедиться, что температура дизеля, масла и воды не ниже +8 °С;
убедиться в легкости проворачивания коленчатого вала;
подготовить топливную систему, выпустить воздух с помощью насоса ручной или автоматической прокачки;
поставить рукоятку включения топливного насоса в рабочее положение;
убедиться в наличии масла в поддоне дизеля, ванне турбонагнетателя, картере регулятора и топливного насоса, ванне реверсивно-редукторной передачи, корпусе воздухоочистителя, а также воды в расширительном бачке или радиаторе и топлива в расходном баке;
проверить исправность систем зажигания и подогрева;
пустить ДГ. Для этого необходимо включить цепи аккумуляторной батареи, нажать кнопку «Прокачка» и удерживать ее до тех пор, пока давление в системе смазки не достигнет 98 кПа (1,0 кгс/кв. см). Не отпуская кнопки «Прокачка», включить «Стартер» на время пуска дизеля ДГ. Если в течение 12 секунд дизель не заработает, то спустя 60 секунд повторить процедуру пуска. При затруднительном пуске ДГ требуется установить причину неисправности и устранить ее. Во время поиска неисправности обратить особое внимание на работу воздухоподогревателя и топливного насоса;
у заработавшего ДГ проверить:
а) уровень масла в поддоне дизеля и его давление, которое должно быть не менее 196 кПа (2 кгс/кв. см);
б) давление и температуру воды в контуре охлаждения, которые соответственно должны быть не менее 9,8 кПа (0,1 кгс/кв. см) и 30 °С.
Включение ДГ на нагрузку проводится при достижении температуры масла и охлаждающей жидкости не менее +35 °С и давлении масла не ниже 245 кПа (2,5 кгс/кв. см). Номинальная нагрузка допускается при температуре охлаждающей жидкости не менее +40 °С. С ростом температуры до +80 °С включается вентилятор. При этом подогреватель должен быть отключен. Если температура после включения вентилятора не снижается, то необходимо снизить нагрузку и приступить к выяснению причин подогрева.
8. Порядок остановки ДГ.
При остановке ДГ необходимо:
уменьшить, а затем снять нагрузку;
снизить частоту вращения коленчатого вала до величины, указанной в инструкции завода-изготовителя;
сохранить холостой ход дизеля до тех пор, пока температура масла и охлаждающей жидкости не снизится до +70 °С. Этот режим не должен поддерживаться более 30 минут;
остановить дизель ДГ. Для этого необходимо прекратить подачу топлива;
убедиться в продолжении работы центрифуги дизеля.
При длительной остановке ДГ требуется закрыть кран на трубопроводе подвода топлива, осмотреть и протереть агрегат.
Экстренная (аварийная) остановка ДГ должна проводиться при появлении не свойственных агрегату шумов и стуков, падении давления масла ниже 147 кПа (1,5 кгс/кв. см), повышении температуры масла и охлаждающей жидкости выше 105 °С, увеличении частоты вращения коленчатого вала свыше допустимого (например, 1750 об./мин.) и других случаях, ведущих к аварии.
ОАО «РОССИЙСКИЕ ЖЕЛЕЗНЫЕ ДОРОГИ»
РАСПОРЯЖЕНИЕ
от 21 октября 2019 г. N 2312/р
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ИНСТРУКЦИИ
ПО ОХРАНЕ ТРУДА ДЛЯ ЭЛЕКТРОМОНТЕРА ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ
В целях снижения уровня производственного травматизма и приведения требований электробезопасности для работников ОАО «РЖД» в соответствие требованиям Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок, утвержденных приказом Минтруда России от 24 июля 2013 г. N 328н, Правил по охране труда при работе на высоте, утвержденных приказом Минтруда России от 28 марта 2014 г. N 155н, Правил переключений в электроустановках, утвержденных приказом Минэнерго от 13 сентября 2018 г. N 757:
1. Утвердить и ввести в действие с 1 января 2020 г. прилагаемую Инструкцию по охране труда для электромонтера тяговой подстанции.
2. Директору ОАО «РЖД» по энергетическому комплексу Санько В.М. организовать в установленном порядке изучение и проверку знаний причастными работниками Инструкции, утвержденной настоящим распоряжением.
3. Признать утратившей силу с 1 января 2020 г. Инструкцию по охране труда для электромонтера тяговой подстанции, утвержденную распоряжением ОАО «РЖД» от 22 ноября 2012 г. N 2364р.
Заместитель
генерального директора —
главный инженер ОАО «РЖД»
С.А.КОБЗЕВ
1. Общие положения
Сокращения, принятые в Инструкции
ЭЧ — дистанция электроснабжения;
ЭЧЦ — энергодиспетчер;
ЭЧЭ — тяговая подстанция;
ПСКС — пост секционирования контактной сети;
АТП — автотрансформаторный пункт питания;
ППП — пункт подготовки к рейсу пассажирских поездов с электрическим отоплением;
ППС — пункт параллельного соединения контактных подвесок;
ЗРУ — закрытые распределительные устройства;
ОРУ — открытые распределительные устройства;
ПС — подвижной состав (поезд, локомотив, вагоны, автодрезины, маневровый состав и др.).
1.1. Назначение документа и область применения
Настоящая Инструкция по охране труда для электромонтера тяговой подстанции (далее — Инструкция) устанавливает основные требования охраны труда при техническом обслуживании и ремонте оборудования стационарных и передвижных ЭЧЭ, ПСКС, ППС, АТП, стационарных и передвижных установок компенсации реактивной мощности, ППП электрифицированных железных дорог постоянного и переменного тока ОАО «РЖД» (далее — тяговых подстанций).
На основе настоящей Инструкции в соответствии с Правилами разработки, построения, оформления и обозначения нормативных документов по охране труда в структурных подразделениях организуется разработка и утверждение инструкции по охране труда для электромонтера тяговой подстанции с учетом местных условий и возложенных должностных обязанностей.
Настоящая Инструкция устанавливает основные требования охраны труда при выполнении должностных обязанностей электромонтером тяговой подстанции.
В Инструкции учтены требования:
Трудового Кодекса Российской Федерации;
Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, утвержденных приказом Минэнерго России от 13 января 2003 г. N 6 (далее — ПТЭЭП);
Правил содержания тяговых подстанций, трансформаторных подстанций и линейных устройств системы тягового электроснабжения, утвержденных распоряжением ОАО «РЖД» от 5 августа 2016 г. N 1587р;
Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок, утвержденных приказом Минтруда России от 15 декабря 2020 г. N 903н, далее — ПОТЭУ;
Правил безопасности при эксплуатации электроустановок тяговых подстанций и районов электроснабжения железных дорог ОАО «РЖД», утвержденных распоряжением ОАО «РЖД» 13 июня 2017 г. N 1105р (далее — Правила);
Инструкции по применению и испытанию средств защиты, используемых в электроустановках, утвержденной приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 г. N 261;
Правил по охране труда при работе на высоте, утвержденных приказом Минтруда России от 16 ноября 2020 г. N 782н;
Правил переключения в электроустановках, утвержденных приказом Минэнерго 13 сентября 2018 г. N 757;
Правил по безопасному нахождению работников ОАО «РЖД» на железнодорожных путях, утвержденных распоряжением ОАО «РЖД» от 24 декабря 2012 г. N 2665р;
Правил разработки, построения, оформления и обозначения нормативных документов по охране труда, утвержденных распоряжением ОАО «РЖД» от 21 ноября 2016 г. N 2355р.
1.2. Обязанности работника при выполнении работы
1.2.1. Электромонтер тяговой подстанции должен выполнять порученную и оформленную нарядом, распоряжением работу после получения целевого инструктажа, соблюдая меры безопасности и требования, изложенные в Инструкции, применяя исправные, испытанные средства защиты. В электроустановках выше 1000 В он должен выполнять работу в соответствии с проектом производства работ (ППР) или технико-нормировочной картой.
1.2.2. Работу с применением оборудования, транспортных средств, механизмов при отсутствии требований безопасности, изложенных в Инструкции и Правилах, необходимо выполнять с соблюдением мер безопасности инструкции по охране труда, разработанной для конкретного вида работ.
1.3. Требования к работникам, допускаемым
к обслуживанию электроустановок
1.3.1. К самостоятельной работе в должности электромонтера тяговой подстанции допускаются лица не моложе восемнадцати лет, прошедшие:
предварительный медицинский осмотр, психиатрическое освидетельствование;
вводный инструктаж;
профессиональную подготовку, соответствующую характеру работы. Работники с основным общим или со средним полным образованием должны пройти обучение в образовательных организациях в объеме не менее 72 часов;
первичный инструктаж на рабочем месте;
стажировку (в объеме изучения должностных инструкций, инструкций по эксплуатации электрооборудования и с отработкой практических навыков на резервном оборудовании);
обучение и проверку знаний требований охраны труда, безопасных методов и приемов выполнения работ в объеме знаний, предъявляемых к должности;
обучение приемам освобождения пострадавших от действия электрического тока, умению практически оказывать первую помощь пострадавшим в случае поражения электрическим током и других видов травм.
Допуск к работе осуществляется распоряжением по дистанции электроснабжения.
1.3.2. В процессе трудовой деятельности электромонтер тяговой подстанции установленным порядком проходит:
периодические медицинские осмотры, психиатрические освидетельствования, внеочередные медицинские осмотры в соответствии с медицинскими рекомендациями;
инструктажи по охране труда (повторные, внеплановые, целевые), производственные инструктажи, инструктажи по пожарной безопасности;
предэкзаменационную подготовку, проверку знаний (очередную, внеочередную);
дублирование;
контрольные противоаварийные и противопожарные тренировки;
профессиональное дополнительное образование для непрерывного повышения квалификации;
ежегодное обучение приемам оказания первой помощи пострадавшим в случае поражения электрическим током.
1.3.3. Электромонтер тяговой подстанции, допускаемый к работе по техническому обслуживанию и ремонту оборудования тяговых подстанций и других электроустановок в зоне эксплуатационной ответственности подразделения должен:
по состоянию здоровья соответствовать медицинским требованиям, установленным приказом Минздрава России от 28 января 2021 г. N 29н «Об утверждении Порядка проведения обязательных предварительных и периодических медицинских осмотров работников, предусмотренных частью четвертой статьи 213 Трудового кодекса Российской Федерации, перечня медицинских противопоказаний к осуществлению работ с вредными и (или) опасными производственными факторами, а также работам, при выполнении которых проводятся обязательные предварительные и периодические медицинские осмотры»;
выполнять требования настоящей Инструкции, Правил и других нормативных документов, устанавливающих должностные обязанности;
знать перечень опасных и вредных производственных факторов, которые могут воздействовать на работника в процессе работы, и меры по защите от их воздействия;
соблюдать правила внутреннего трудового распорядка, режим труда и отдыха, правила личной гигиены;
знать свои должностные обязанности, схемы, основные параметры обслуживаемого оборудования, технологию выполнения работ;
применять безопасные приемы выполнения работ, в том числе правила безопасности при нахождении на железнодорожных путях;
следовать указаниям производителя работ и выполнять его команды;
не допускать расширения зоны работы;
приступать к выполнению работы только в комплектах специальной одежды для защиты от термического фактора электрической дуги, спецобуви, применяя средства защиты, знать порядок проверки их исправности и правила применения;
содержать в исправном состоянии и чистоте рабочее место, инструмент, приспособления, не пользоваться приспособлениями, не разрешенными к применению;
проходить в установленном порядке обучение по охране труда, в том числе обучение безопасным методам и приемам выполнения работ, обучение оказанию первой помощи пострадавшим на производстве, обучение использованию (применению) средств индивидуальной защиты, инструктажи по охране труда, стажировку на рабочем месте и проверку знания требований охраны труда;
знать способы и незамедлительно оказывать первую помощь пострадавшему;
соблюдать правила поведения на железнодорожных путях, схемы маршрута служебного и/или технологического проходов, в местах ограниченной видимости, негабаритных и опасных местах в зоне эксплуатационного обслуживания электроустановок своего подразделения;
знать и соблюдать порядок действий при возникновении любой аварийной ситуации, угрожающей жизни и здоровью людей, несчастном случае, происшедшем на производстве;
выполнять требования правил пожарной безопасности, знать места расположения первичных средств пожаротушения, уметь пользоваться ими, знать места хранения аптечки для оказания первой помощи;
не допускать присутствия посторонних лиц на рабочем месте;
не заниматься посторонними делами для решения личных вопросов в рабочее время;
выполнять требования запрещающих, предупреждающих, указательных и предписывающих знаков и плакатов безопасности, надписей, звуковых и световых сигналов, подаваемых машинистами, сигналистами и другими работниками;
знать и владеть приемами освобождения пострадавшего от действия электрического тока и других видом травм;
в соответствии с порядком извещения руководителей обо всех недостатках, обнаруженных во время работы, немедленно сообщать своему непосредственному руководителю, а при его отсутствии — вышестоящему руководителю, а также энергодиспетчеру о любой ситуации, угрожающей жизни и здоровью людей, об имевшем место несчастном случае или об ухудшении состояния своего здоровья, в том числе о проявлении признаков острого профессионального заболевания (отравления), обо всех замеченных им нарушениях инструкции, а также о неисправностях сооружений, оборудования и защитных устройств;
лично участвовать в обеспечении безопасных условий труда на своем рабочем месте в пределах выполнения своей трудовой функции.
1.3.4. Электромонтер тяговой подстанции должен соблюдать правила личной гигиены:
хранить личную и специальную одежду, специальную обувь раздельно в специально оборудованных для этого санитарно-бытовых помещениях в личных шкафчиках;
использовать разрешенные к применению очищающие пасты после работ с вредными веществами;
мыть руки с мылом перед приемом пищи;
принимать пищу только в оборудованных для этого местах;
использовать для питья воду из специально предназначенных для этой цели емкостей.
Запрещается:
использовать для питья воду из случайных источников;
принимать пищу и хранить пищевые продукты на рабочих местах;
хранить спецодежду и спецобувь в не предназначенных для этого местах.
1.4. Опасные и вредные производственные факторы, которые
могут воздействовать на работника
На электромонтера тяговой подстанции при выполнении работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования могут воздействовать следующие основные опасные и вредные производственные факторы, установленные ГОСТ 12.0.003:
высокое напряжение в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека (вследствие наличия неогражденных токоведущих частей на ЭЧЭ, ПСКС, ППС, АТП и возможности одновременного касания токоведущих частей и заземленных конструкций);
электрический ток, включая термическое воздействие электрической дуги и ток, обусловленный наличием наведенного напряжения;
движущийся железнодорожный подвижной состав и другие транспортные средства;
подвижные и вращающиеся части оборудования и механизмов;
перемещаемые материалы, сборные конструкции и другие предметы;
падающие с высоты предметы и инструменты;
повышенная или пониженная температура поверхностей оборудования;
повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;
повышенный уровень шума на рабочем месте;
повышенная напряженность электрического поля;
отсутствие или недостаток естественного света;
недостаточная освещенность рабочей зоны, в том числе в темное время суток;
расположение рабочей зоны на высоте 1,8 м и более, где существуют риски падения работника с высоты;
физические перегрузки при нахождении работника в неудобной рабочей позе, при перемещении тяжестей вручную;
нервно-психические перегрузки при выполнении работ на высоте, под напряжением, на железнодорожных путях во время движения поездов.
1.5. Требования безопасности для снижения уровня опасных
и вредных производственных факторов
1.5.1. В зависимости от выполняемой работы, условий ее выполнения, рисков, которые могут возникать в процессе работы, электромонтер тяговой подстанции должен:
для защиты от поражения электрическим током применять изолирующие штанги, изолирующие клещи, указатели напряжения, сигнализаторы наличия напряжения индивидуальные и стационарные, указатели напряжения для проверки совпадения фаз, клещи электроизмерительные, диэлектрические перчатки, галоши, боты, диэлектрические ковры и изолирующие подставки, защитные ограждения, изолирующие накладки и колпаки, слесарно-монтажный инструмент с изолирующими рукоятками (для работы в электроустановках напряжением до 1000 В), переносные заземления, плакаты и знаки безопасности. Для защиты от термического фактора электрической дуги, повышенной напряженности электрического поля при выполнении работ на тяговой подстанции в качестве спецодежды следует применять комплекты с указанными защитными свойствами, которые являются дополнительными техническими средствами защиты.
работу выполнять с лестниц приставных (стеклопластиковых, деревянных) и стремянок;
для защиты от падения с высоты при выполнении работы на высоте более 1,8 м над уровнем земли, пола, площадки применять страховочные системы;
для защиты головы от механических повреждений, от термических факторов электрической дуги, от поражения электрическим током при случайном касании токоведущих частей, находящихся под напряжением до 1000 В, в ЗРУ, ОРУ носить защитную каску с термостойким щитком, пристегнутую подбородочным ремнем;
при недостаточной освещенности рабочей зоны применять дополнительное местное освещение. Применять переносные светильники только заводского изготовления. У ручного переносного светильника должны быть металлическая сетка, крючок для подвески и шланговый провод с вилкой;
при выполнении работ на открытом воздухе в холодный период года руководствоваться Методическими рекомендациями «Режимы труда и отдыха работающих в холодное время на открытой территории или в неотапливаемых помещениях». Для предотвращения переохлаждения и обморожения при работе на открытом воздухе при низких температурах работники должен пользоваться теплозащитной одеждой и теплозащитной обувью. В холодный период года для предотвращения переохлаждения и обморожения электромонтер тяговой подстанции должен использовать предусмотренные перерывы в работе для обогрева и периодически прерывать работу и заходить в находящееся вблизи места работ помещение для обогрева. При температуре воздуха ниже -40 °C необходимо применять средства индивидуальной защиты лица и органов дыхания. При сильных морозах до выхода на открытый воздух необходимо смазать открытые части тела кремом от обморожения на безводной основе;
при сильных морозах, во избежание обморожения, не прикасаться голыми руками к металлическим предметам и деталям (рельсам, скреплениям, инструменту);
1.5.2. Электромонтер тяговой подстанции должен работать в спецодежде, выдаваемой в соответствии с действующими Типовыми отраслевыми нормами бесплатной выдачи специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты работникам железнодорожного транспорта Российской Федерации, занятым на работах с вредными и (или) опасными условиями труда, а также на работах, выполняемых в особых температурных условиях или связанных с загрязнением.
1.5.3. Перечень спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты, выдаваемых электромонтеру тяговой подстанции в соответствии с установленными типовыми нормами:
комплект (летний) для защиты от термических рисков электрической дуги:
костюм специальный летний для защиты от термических рисков электрической дуги из материала с постоянными термостойкими свойствами;
рубашка из термостойкой ткани;
белье нательное термостойкое от теплового воздействия электрической дуги;
перчатки для защиты от повышенных температур;
каска защитная;
щиток защитный лицевой;
подшлемник термостойкий от теплового воздействия электрической дуги;
обувь специальная кожаная для защиты от повышенных температур;
жилет сигнальный огнестойкий летний;
плащ для защиты от воды;
перчатки комбинированные или перчатки с полимерным покрытием;
перчатки трикотажные хлопчатобумажные;
перчатки диэлектрические;
боты диэлектрические;
страховочная система для защиты от падения с высоты;
костюм для защиты от общих производственных загрязнений и механических воздействий.
Зимой дополнительно:
комплект (зимний) для защиты от термических рисков электрической дуги:
костюм специальный для защиты от термических рисков электрической дуги и пониженных температур из материала с постоянными термостойкими свойствами;
белье нательное термостойкое от теплового воздействия электрической дуги;
подшлемник для защиты от пониженных температур со звукопроводными вставками;
перчатки термостойкие для защиты от пониженных температур;
обувь термостойкая специальная кожаная и из других материалов для защиты от пониженных температур;
жилет сигнальный огнестойкий зимний;
шапка трикотажная;
рукавицы меховые или рукавицы утепленные;
перчатки утепленные.
При выполнении работ на тяговых подстанциях при наличии открытых распределительных устройств напряжением 220 кВ и на ПСК, ППС контактной сети переменного тока дополнительно:
костюм защитный электропроводящий с электропроводящим накасником и электропроводящими контактами (куртка, брюки) Эп-4(0) или комбинезон защитный электропроводящий всесезонный с электропроводящим накасником и электропроводящими контактами с костюмом демисезонным для защиты от общепроизводственных загрязнений для ношения с комбинезоном ЭП-4(0);
ботинки электропроводящие летние;
перчатки электропроводящие летние;
костюм для защиты от пониженных температур электропроводящий с электропроводящим накасником и электропроводящими контактами (куртка, брюки) Эп-4(0) или костюм для защиты от пониженных температур со съемным утеплителем для ношения с комбинезоном ЭП-4(0);
ботинки электропроводящие утепленные;
перчатки электропроводящие утепленные.
1.5.4. Требования по обеспечению пожаро- и взрывобезопасности:
Электромонтер тяговой подстанции должен соблюдать следующие требования пожарной безопасности:
выполнять инструкцию по мерам пожарной безопасности, знать расположение на подстанции средств пожаротушения и уметь пользоваться ими;
курить только во время перерыва в работе, в специально отведенных и оборудованных для этой цели местах, с урной для окурков и средствами пожаротушения и табличкой «Место для курения»;
не загромождать проходы посторонними предметами и оборудованием.
не использовать поврежденные электрические розетки, рубильники и другие электроприборы;
не работать с проводами и кабелями, имеющими поврежденную или утратившую защитные свойства изоляцию;
не использовать некалиброванные плавкие вставки или другие самодельные аппараты защиты от перегрузки и короткого замыкания;
не оставлять без присмотра включенные в сеть электронагревательные приборы, электропаяльники и электроаппаратуру, не требующие круглосуточного подключения к электросети;
не хранить посторонние предметы в служебных и рабочих помещениях;
содержать в чистоте служебные помещения и рабочие места.
При работе с легковоспламеняющимися жидкостями (далее — ЛВЖ) — бензин, ацетон, спирты, растворители и другие ЛВЖ — электромонтер тяговой подстанции должен соблюдать следующие требования безопасности:
не применять вблизи ЛВЖ открытый огонь, открытые нагревательные приборы;
ветошь, вату или бумагу, смоченные в ЛВЖ, собирать в отдельный металлический ящик с крышкой и выносить в специально отведенное место;
не хранить легковоспламеняющиеся вещества в рабочем помещении, ЛВЖ — только в специальном шкафу, в металлической таре с плотно закрывающейся крышкой и имеющей четкую надпись, характеризующую название ЛВЖ;
количество ЛВЖ в помещении, где проводятся профилактические работы и ремонт приборов, не должно превышать потребности, необходимой в рабочую смену.
1.6. Требования охраны труда при нахождении работников
вблизи и на железнодорожных путях
Проход по территории железнодорожной станции разрешается только по специально установленным маршрутам, обозначенным соответствующими указателями, пешеходным переходам, служебным и/или технологическим проходам, дорожкам (настилам), платформам. При следовании необходимо соблюдать требования знаков безопасности, видимых и звуковых сигналов, следить за передвижением подвижного состава и слушать объявления по громкоговорящей связи и сигналы оповещения.
При нахождении на железнодорожных путях и в непосредственной близости от них во время следования к месту работы и обратно, а также при производстве работ запрещается пользоваться устройствами, ухудшающими восприятие звуковых сигналов приближающегося поезда (мобильные телефоны, наушники, аудио- и видеоплееры и др).
При переходе через железнодорожные пути к объекту обслуживания электромонтер тяговой подстанции должен строго придерживаться маршрута служебного и/или технологического прохода, утвержденного руководителем дистанции электроснабжения и согласованного начальником станции.
При проходе вдоль путей на перегоне следует идти в стороне от пути или по обочине. При этом надо следить за движущимися ПС.
При переходе через пути следует убедиться в том, что с обеих сторон к месту перехода не приближается ПС.
Переходить пути следует под прямым углом, при этом нельзя становиться на головку рельса, между остряком и рамным рельсом стрелочного перевода.
При переходе через путь, занятый стоящим ПС, надо пользоваться переходными площадками вагонов, запрещено подлезать под вагонами или автосцепками. Прежде чем начать подъем на переходную площадку вагона, следует убедиться в отсутствии разрешающего показания светофора и звуковых сигналов, подаваемых локомотивом перед отправлением состава. Прежде чем сойти с площадки вагона на междупутье, необходимо убедиться в исправности подножек и поручней, а также в отсутствии с обеих сторон движущихся по смежному пути локомотивов и вагонов, при сходе с площадки следует держаться за поручни, располагаясь лицом к вагону.
Запрещается переходить через пути перед приближающимся ПС.
При обходе группы вагонов или локомотивов, стоящих на путях, следует переходить путь на расстоянии не менее 5 м от крайнего вагона или локомотива и проходить между расцепленными вагонами, если расстояние между ними не менее 10 м; при этом следует убедиться в том, что с обеих сторон по соседнему пути не движется ПС.
При обнаружении (визуальном или звуковом) приближающегося подвижного состава следует отойти на обочину на расстояние:
2,5 метра от крайнего рельса при установленных скоростях движения поездов до 120 км/час;
не менее 4 метров от крайнего рельса при установленных скоростях движения от 121 до 140 км/ч.
При нахождении работников на путях станции допускается отойти на середину широкого междупутья.
На участках при установленных скоростях движения более 140 км/ч за 10 мин до прохода скоростного или высокоскоростного поезда по расписанию работники должны сойти на ближайшую обочину пути на расстояние не менее 5 м от крайнего рельса пути.
Не разрешается садиться на рельсы, концы шпал, балластную призму, дроссель-трансформатор, а также любые другие устройства, расположенные как в пределах, так и вблизи габарита подвижного состава.
Переходить для пропуска поезда на соседний путь и находиться на нем запрещается.
При пропуске поезда, особенно пассажирского, рекомендуется встать под защитой опоры контактной сети (избегать опор с грузами компенсации), релейного шкафа, платформы, будки или другого сооружения.
При пропуске грузовых поездов следует опасаться оставшихся неснятыми с вагонов проволок, а также вышедших из габарита досок, других предметов. Во избежание зажатия подвижным составом запрещено при пропуске поезда, автомотрисы находиться в негабаритных местах.
Если по железнодорожному пути движется в рабочем положении путеукладчик, электробалластер, уборочная машина, рельсошлифовальный поезд или другие путевые машины тяжелого типа, то отходить от крайнего рельса следует на расстояние не менее 5 метров; если движется путевой струг, то отходить нужно на расстояние не менее 10 метров, а если однопутный снегоочиститель, то не менее чем на 25 метров.
Проходя по пути в стесненных местах, где по обеим сторонам пути расположены высокие платформы, здания, заборы, крутые откосы, необходимо наметить безопасные места, на которые можно отойти, если появится поезд.
Выходя на путь из помещения или из-за здания, ухудшающих видимость пути, необходимо предварительно убедиться в отсутствии с обеих сторон движущегося по нему подвижного состава. После выхода из помещения в темное время суток, следует выждать некоторое время (1 — 2 мин), пока глаза не привыкнут к темноте.
1.7. Порядок уведомления руководителей дистанции о случае
травмирования работника на производстве
О каждом несчастном случае на производстве, пострадавший или очевидец несчастного случая обязан немедленно известить начальника тяговой подстанции, в его отсутствие — старшего электромеханика, энергодиспетчера, руководителя дистанции электроснабжения.
При этом электромонтер тяговой подстанции, если он является производителем работ, должен:
немедленно организовать первую помощь пострадавшему члену бригады, при необходимости — принять меры по доставке его в медицинское учреждение и сохранить до начала расследования несчастного случая обстановку, какой она была на момент происшествия. В случае невозможности ее сохранения — зафиксировать сложившуюся обстановку (схемы, фото и т.п.)
принять меры по предотвращению развития аварийной ситуации и воздействия травмирующего фактора на других лиц.
1.8. Требования по организации обучения и проверки знаний
работника по охране труда
1.8.1. Работник, впервые принятый на должность электромонтера тяговой подстанции или имеющий перерыв в работе по профессии более 1 года должен пройти обучение практическим навыкам выполнения работ (стажировку). Работник с основным общим и со средним полным образованием до стажировки должен пройти профессиональную подготовку, в которую должно входить обучение по 72-часовой программе в организации, имеющей лицензию.
1.8.2. Программу стажировки для электромонтера тяговой подстанции должен разработать начальник (старший электромеханик) тяговой подстанции и утвердить ответственный за электрохозяйство дистанции электроснабжения (заместитель начальника дистанции электроснабжения — заместитель ответственного за электрохозяйство). Допуск к стажировке, закрепление за обучающим работником оформляется распорядительным документом по дистанции электроснабжения.
1.8.3. По окончании стажировки производится проверка знаний на II группу по электробезопасности. Результаты должны быть оформлены в Журнале учета проверки знаний правил работы в электроустановках и удостоверении о проверке знаний правил работы в электроустановках.
К удостоверению выдается талон-предупреждение N 1, который может быть изъят административно-техническим персоналом за нарушение требований охраны труда и электробезопасности.
1.8.4. Для приобретения практических навыков в процессе выполнения работы электромонтер тяговой подстанции со II группой по электробезопасности до присвоения III группы по электробезопасности должен быть закреплен за опытным работником с группой IV и стажем работы по обслуживанию электроустановок не менее трех лет. Допуск к работе после проверки знаний на II группу по электробезопасности и закрепление электромонтера за опытным работником оформляется распорядительным документом по дистанции электроснабжения.
1.8.5. Обучаемый электромонтер тяговой подстанции при наличии у него II группы по электробезопасности может принимать участие в работе только под надзором обучающего работника, за которым он закреплен.
1.8.6. В процессе обучения электромонтер должен приобрести навыки безопасного выполнения работ, изучить оперативные схемы электроустановок, а также нормативные документы в необходимом объеме для аттестации его на III группу по электробезопасности.
1.8.7. По истечении установленного стажа работы в электроустановках тяговых подстанций в зависимости от уровня образования, приобретения практических навыков выполнения работ электромонтер тяговой подстанции может быть аттестован на III группу по электробезопасности.
1.8.8. В соответствии с должностными обязанностями электромонтер тяговой подстанции должен быть квалифицирован как оперативно-ремонтный персонал в электроустановках выше 1000 В с IV группой по электробезопасности. Право переключения коммутационных аппаратов, быть производителем работ и другие права ему могут быть предоставлены после внеочередной проверки знаний, повышения до IV группы по электробезопасности и дублирования, продолжительность которого определяет комиссия по проверке знаний.
1.8.9. Допуск к дублированию оформляется распорядительным документом по дистанции электроснабжения. Программа дублирования для оперативно-ремонтного персонала должна быть разработана начальником (старшим электромехаником) тяговой подстанции и утверждена ответственным за электрохозяйство дистанции. В программу дублирования включаются вопросы правильной и безопасной эксплуатации электроустановок, в том числе требующие отработки осмотрительности, внимательности, оперативной памяти работника, умения вести оперативные переключения коммутационных аппаратов, в том числе разъединителей с ручным, дистанционным управлением, переговоры, оформления оперативной документации. В программу дублирования также должна быть включена отработка действий в аварийных и нестандартных ситуациях.
1.8.10. В процессе дублирования обучаемый должен принять участие в контрольных противоаварийных и противопожарных тренировках. Количество тренировок и их тематика должны быть предусмотрены программой. Дублирование должно проводиться под руководством опытного работника, имеющего права оперативно-ремонтного персонала не менее одного года. Обучаемый может производить оперативные переключения, осмотры в электроустановках, вести переговоры с энергодиспетчером только под надзором обучающего. Ответственность за правильность действий обучаемого работника и соблюдение им требований правил несут обучающий и обучаемый работники.
1.8.11. Порядок организации обучения практическим навыкам для выполнения обязанностей оперативно-ремонтного персонала, в том числе при неудовлетворительных результатах при проведении противоаварийных тренировок в процессе дублирования, приведен в Правилах.
1.8.12. Проверка знаний электромонтером тяговой подстанции правил, производственных и должностных инструкций должна производиться:
первичная — после обучения при поступлении на работу, связанную с обслуживанием электроустановок или при перерыве в проверке знаний более трех лет;
очередная — для электротехнического персонала, непосредственно обслуживающего электроустановки или выполняющего в них наладочные, электромонтажные, ремонтные работы или профилактические испытания — 1 раз в год;
внеочередная — при вводе в действие новых правил безопасности при эксплуатации электроустановок тяговых подстанций, правил по охране труда при эксплуатации электроустановок, в случае перевода электромонтера тяговой подстанции на другую должность или на другую работу, при повышении группы по электробезопасности, при перерыве в работе по занимаемой должности свыше шести месяцев, при нарушении правил и инструкций, по требованию органов Ростехнадзора, по заключению комиссии, расследовавшей несчастные случаи с людьми или нарушения в работе оборудования, а также после изъятия талонов-предупреждений.
1.8.13. Внеочередная проверка знаний правил безопасности при эксплуатации электроустановок тяговых подстанций, правил по охране труда при эксплуатации электроустановок, инструкций по охране труда, производственных и должностных инструкций, проводимая по требованию органов Ростехнадзора, по заключению комиссии, расследовавшей несчастный случай с персоналом, нарушения в работе оборудования, а также после изъятия талонов-предупреждений не отменяет сроков очередной проверки.
1.8.14. При неудовлетворительной оценке знаний повторная проверка может быть проведена в сроки, установленные квалификационной комиссией, но не ранее чем через две недели и не позднее одного месяца со дня последней проверки.
При получении работником неудовлетворительной оценки по итогам повторной проверки знаний электромонтер тяговой подстанции к самостоятельной работе не допускается, его необходимо перевести на другую работу (должность), соответствующую его квалификации, или расторгнуть с ним трудовой договор в соответствии с трудовым законодательством Российской Федерации.
1.8.15. Удостоверение по электробезопасности электромонтера тяговой подстанции, направляемого на повторную проверку знаний в связи с получением неудовлетворительной оценки, считается действительным на срок, назначаемый до следующей проверки, если нет решения комиссии о временном отстранении его от работы в электроустановках или о снижении ему группы по электробезопасности.
В случаях, если срок окончания действия удостоверения приходится на время отпуска или болезни электромонтера тяговой подстанции, продление срока его действия не допускается. В этом случае он допускается к обслуживанию электроустановок только после проверки знаний по электробезопасности.
1.8.16. Для электромонтера тяговой подстанции объем знаний правил безопасности при эксплуатации электроустановок тяговых подстанций, правил по охране труда при эксплуатации электроустановок с учетом возложенных должностных обязанностей, характера выполняемой работы должен быть установлен распоряжением по дистанции электроснабжения.
1.8.17. Электромонтер в процессе работы обязан проходить:
повторные инструктажи по охране труда — не реже одного раза в три месяца;
внеплановые инструктажи по охране труда;
целевые инструктажи по охране труда;
инструктажи по пожарной безопасности;
производственные инструктажи.
1.9. Ответственность за нарушение требований Инструкции
Электромонтер тяговой подстанции несет ответственность в соответствии с действующим законодательством за нарушение требований настоящей Инструкции. При исполнении трудовых обязанностей он должен:
сообщить своему непосредственному руководителю о замеченных нарушениях требований безопасности на своем рабочем месте, а также о неисправностях оборудования, приспособлений, инструмента и средств индивидуальной защиты;
не приступать к работе до устранения неисправностей, нарушений требований безопасности, выявленных в процессе подготовки места работы и в процессе работы;.
выполнять только ту работу, которая поручена, при условии, что известны безопасные способы ее выполнения. Не допускается до выяснения возникших противоречий выполнять распоряжения, если они противоречат правилам безопасности при эксплуатации электроустановок тяговых подстанций, правилам по охране труда при эксплуатации электроустановок, так как это может привести к несчастному случаю.
2. Требования охраны труда работников при организации
оперативного обслуживания тяговой подстанции
2.1. Оперативное обслуживание электрооборудования
тяговой подстанции
2.1.1. Вид оперативного обслуживания электрооборудования тяговой подстанции определяется приказом по дистанции электроснабжения, согласованным с дирекцией по энергообеспечению, и подразделяется на категории:
с постоянным дежурством (круглосуточным);
с дежурством на дому;
с правом отдыха на тяговой подстанции;
оперативно-выездной бригадой;
без оперативного обслуживания.
Персонал, осуществляющий оперативное обслуживание оборудования тяговой подстанции, должен иметь группу по электробезопасности не ниже IV.
2.1.2. В связи с производственной необходимостью вид оперативного обслуживания тяговой подстанции может быть временно изменен по указанию начальника дистанции электроснабжения. При этом на тяговой подстанции, обслуживаемой без дежурного или с дежурством на дому, может быть введено круглосуточное дежурство.
2.1.3. Оперативно-ремонтный персонал (электромонтер тяговой подстанции) работает по графику, составленному начальником тяговой подстанции (старшим электромехаником) и утвержденному начальником дистанции электроснабжения с учетом мотивированного мнения профсоюзного комитета.
В случае необходимости замена одного дежурного другим допускается с разрешения начальника тяговой подстанции (старшего электромеханика) с учетом требований Трудового кодекса Российской Федерации.
2.1.4. Работник из оперативного персонала должен принять дежурство от предыдущего дежурного, а после окончания смены сдать его следующему дежурному или энергодиспетчеру в соответствии с графиком. Прием и сдачу дежурства оформляют в оперативном журнале подписями сдающего и принимающего дежурство.
2.1.5. Дежурный при приеме смены должен:
ознакомиться со всеми новыми документами, поступившими за время его отсутствия на подстанции, с действующей схемой тяговой подстанции путем личного осмотра и по записям в оперативном журнале;
получить от сдающего смену экземпляры нарядов, по которым работы еще не закончены;
проверить наличие ключей от помещений и оборудования подстанции.
2.1.6. Осмотр оборудования тяговой подстанции при приеме смены производится оперативным персоналом, принимающим и сдающим смену.
2.1.7. При осмотре оборудования тяговой подстанции оперативный персонал должен проверить:
наличие и исправное состояние защитных средств, плакатов безопасности, средств первой помощи и пожарной безопасности, инвентарное количество переносных заземлений и места их нахождения на тяговой подстанции;
наличие пломб на замках блокировки;
отсутствие нарушения изоляции в оперативных цепях постоянного и переменного тока;
уровень масла и отсутствие течи в масляных выключателях, маслонаполненных вводах, трансформаторах и другой маслонаполненной аппаратуре;
наружное состояние изоляторов, обращая внимание на их целостность, отсутствие загрязнения и коронирования;
внешнее состояние оборудования, находящегося в резерве.
Во время осмотра оперативному персоналу запрещается выполнение каких-либо работ.
Осмотр оборудования в границах эксплуатационной ответственности оперативно-ремонтного персонала не требует оформления наряда-допуска, распоряжения, включения в перечень работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации.
2.1.8. Принимающий смену в присутствии персонала, сдающего смену, записывает все обнаруженные недостатки в Книгу осмотров и неисправностей, а положение оперативной схемы подстанции — в оперативный журнал, после чего персонал обеих смен расписывается в оперативном журнале о сдаче и приеме смены.
2.1.9. Прием и передача смены во время ликвидации повреждения или во время производства переключений не допускается. Отступления от этого правила могут иметь место только с разрешения энергодиспетчера. Уход без сдачи дежурства или передачи смены не допускается.
2.1.10. При выполнении работ на тяговой подстанции, обслуживаемой оперативно-ремонтным персоналом, накануне или перед началом работ начальник подстанции (старший электромеханик) назначает ответственного за оперативную работу из состава оперативно-ремонтного персонала тяговой подстанции с группой не ниже IV.
2.1.11. При обслуживании тяговой подстанции без постоянного дежурного персонала электромонтер, назначенный ответственным за оперативную работу, делает запись в оперативном журнале о приеме смены, по окончании рабочего дня оформляет запись в оперативном журнале о прекращении полномочий, докладывает энергодиспетчеру об окончании смены, передаче ему функций по контролю за работой оборудования.
2.2. Требования охраны труда при осмотре оборудования
тяговой подстанции
2.2.1. Осмотр электроустановок тяговых подстанций может выполнять единолично:
а) работник из административно-технического персонала с группой V (в электроустановках напряжением до и выше 1000 В);
б) работник из оперативно-ремонтного персонала, обслуживающего данную электроустановку с группой IV (в электроустановках напряжением до и выше 1000 В).
2.2.2. Список работников административно-технического персонала, имеющих право единоличного осмотра, утверждается распоряжением по дистанции электроснабжения.
При осмотрах электроустановок напряжением выше 1000 В не допускается входить в помещения и камеры, не оборудованные ограждениями или барьерами. Осмотр нужно проводить без проникновения за ограждения и барьеры. Во время проведения осмотров не допускается производить переключения, снимать плакаты и ограждения, выполнять какую-либо работу или уборку. Осмотр камер следует производить с порога или стоя перед барьером (ограждением).
2.2.3. При осмотре РУ, щитов, шинопроводов, сборок напряжением до 1000 В не разрешается снимать предупреждающие плакаты, ограждения, проникать за них, касаться токоведущих частей, устранять обнаруженные неисправности. Работникам из оперативно-ремонтного персонала подстанции разрешается в электроустановках напряжением до 1000 В единолично открывать для осмотра дверцы щитов, пусковых устройств, пультов управления.
2.3. Требования к порядку хранения и выдачи ключей
2.3.1. Двери помещений электроустановок (щитов, сборок и т.п.), а также ячеек и камер при отсутствии блокировок должны быть постоянно заперты.
Для каждого помещения электроустановки, а также ячейки, камеры должно быть не менее двух комплектов ключей. Каждый ключ должен быть промаркирован. Ключи от замков помещений РУ не должны подходить к замкам ячеек и камер.
2.3.2. На тяговых подстанциях при обслуживании ячеек 10 кВ с выкатными тележками допускается наличие одинаковых комплектов ключей для запирания защитных шторок, промаркированных отдельно для КРУН-10 кВ и КРУН-10 кВ СЦБ. После подготовки рабочего места ключи от запорных устройств защитных шторок ячеек 10 кВ должны учитываться и находиться у дежурного по тяговой подстанции или лица, назначенного ответственным за оперативную работу в течение рабочей смены.
Открытие защитных шторок ключами из аварийного комплекта начальника тяговой подстанции производится только с разрешения и в присутствии дежурного по тяговой подстанции или лица, назначенного ответственным за оперативную работу в течение рабочей смены.
2.3.3. Ключи от помещений электроустановки, ячеек, камер хранятся в запираемом ящике в щитовой тяговой подстанции и должны выдаваться дежурным или ответственным за оперативную работу под роспись в оперативном журнале или журнале учета и выдачи ключей работникам, которым разрешен единоличный осмотр, на время осмотра или при оформлении допуска к работе. Возвращать их следует вместе с нарядом ежедневно по окончании работ с оформлением факта возврата установленным порядком.
При обслуживании электроустановок без постоянного оперативного персонала (ПСКС, ППС, АТП, ППП) ключи могут выдаваться накануне дня проведения работ вместе с нарядом, возвращаться — при сдаче наряда. Выдача и возвращение ключей должны быть оформлены в оперативном журнале или в журнале учета и выдачи ключей подписями выдавшего и получившего ключи.
Для каждой электроустановки (ЭЧЭ, ПСКС, ППС, АТП, ППП) место хранения, порядок выдачи и возврата ключей должны быть определены ответственным за электрохозяйство.
2.3.4. Персональные ключи для входа в помещение разрешается иметь только работникам из оперативного (оперативно-ремонтного) персонала, принимающим и сдающим смену по телефону (селектору).
3. Общие требования охраны труда перед производством работ
в действующих электроустановках тяговых подстанций
3.1. Работа в действующих электроустановках тяговых подстанций (п. 1.1 Инструкции) должна проводиться по наряду-допуску (далее — наряд), распоряжению, на основании перечня работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации.
Не допускается самовольное проведение работ в действующих электроустановках, а также расширение зоны работы и объема задания, определенных нарядом, распоряжением или утвержденным работодателем перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации.
3.2. На тяговых подстанциях при наличии присоединений и оборудования, которые отнесены к категории опасных мест, работа должна быть оформлена нарядом, имеющим отличие — красную полосу по диагонали от левого нижнего угла до правого верхнего угла шириной не менее 3 мм. В наряд должны быть включены дополнительные меры безопасности, исключающие повышенные риски при выполнении работ в опасном месте.
3.3. В отношении мер безопасности работы на тяговых подстанциях подразделяются на выполняемые:
со снятием напряжения;
без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением;
без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них;
на высоте.
3.4. К работам, выполняемым со снятием напряжения, относятся работы, при выполнении которых напряжение должно быть снято с токоведущих частей, где будет производиться работа, а также с токоведущих частей, к которым возможно в процессе работы приближение на расстояние менее допустимого (таблица 1).
Таблица 1
Допустимые расстояния до токоведущих частей,
находящихся под напряжением
|
Напряжение, кВ |
Расстояние от людей и применяемых ими инструментов и приспособлений, от временных ограждений, м |
Расстояние от механизмов и грузоподъемных машин в рабочем и транспортном положении, от стропов грузозахватных приспособлений и грузов, м |
|
До 1: |
||
|
На ВЛ |
0,6 |
1,0 |
|
В остальных электроустановках |
Не нормируется (без прикосновения) |
1,0 |
|
1 — 35 |
0,6 |
1,0 |
|
60, 110 |
1,0 |
1,5 |
|
150 |
1,5 |
2,0 |
|
220 |
2,0 |
2,5 |
3.5. Работой без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением, считается работа, при которой исключено случайное приближение работающих людей и используемых ими ремонтной оснастки и инструмента к токоведущим частям, на расстояние меньше указанного в таблице 1, и не требуется принятия технических или организационных мер (например, непрерывного надзора) для предотвращения такого приближения.
3.6. К работам, выполняемым без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них, относятся работы, проводимые непосредственно на этих частях, когда основной мерой защиты работающего является применение соответствующих электрозащитных средств: изолирующих клещей для операций с предохранителями, электроизмерительных клещей, изолирующих штанг и других основных средств защиты.
3.7. Требования охраны труда при выполнении работ на высоте
3.7.1. К работам на высоте относятся работы, при которых существуют риски, связанные с возможным падением работника с высоты 1,8 метров от земли до ног работающего и более, в том числе:
при осуществлении работником подъема на высоту более 5 метров, или спуска с высоты более 5 метров по лестнице, угол наклона которой к горизонтальной поверхности составляет более 75°;
при проведении работ на площадках на расстоянии ближе 2 метров от неогражденных перепадов по высоте более 1,8 метров, а также, если высота защитного ограждения этих площадок менее 1,1 метра.
3.7.2. В зависимости от условий производства все работы на высоте делятся на:
работы на высоте с применением средств подмащивания (лестницы, стремянки), а также работы, выполняемые с площадок с защитными ограждениями высотой 1,1 метра и более;
работы без применения средств подмащивания, выполняемые на высоте 5 метров и более, в том числе на площадках при отсутствии защитных ограждений либо при высоте защитных ограждений, составляющей менее 1,1 метров.
3.7.3. При невозможности устройства защитных ограждений работы должны выполняться с применением средств индивидуальной защиты для обеспечения безопасной работы на высоте.
Меры безопасности, предотвращающие падение с высоты при выполнении работ, должны быть указаны выдающим наряд-допуск в наряде формы ЭУ-44.
3.8. Требования охраны труда при выполнении работ на высоте с применением средств подмащивания
3.8.1. В зависимости от условий и характера выполняемых работ следует использовать исправные стремянки, переносные лестницы или подмости. Перед началом работы на лестнице или стремянке необходимо проверить сроки очередных испытаний.
3.8.2. При работе с подвесных, приставных и раздвижных лестниц на высоте более 1,8 м следует применять системы обеспечения безопасности работ на высоте. Анкерная линия с ползуном 7(9)-метровой приставной лестницы должна крепиться к тетиве наверху лестницы. Указанные лестницы должны иметь промежуточный упор.
3.8.3. Устанавливать 7(9)-метровую лестницу к опоре и фиксировать ее в поднятом положении следует с помощью двух закрепленных за верх лестницы обвязных канатов. Подниматься наверх необходимо с использованием инвентарной вертикальной анкерной линии с местом крепления к тетиве на верху лестницы, крепиться карабином удерживающего стропа страховочной привязи к средству защиты от падения ползункового типа (ловителю-самохвату) на анкерной линии (блокирующему устройству).
3.8.4. После подъема наверх лестницы перед выполнением работы электромонтер тяговой подстанции должен застегнуть инвентарный ремень с пряжкой на верхней секции для надежного крепления лестницы к опоре. Длина приставной лестницы должна обеспечивать работнику возможность работы в положении стоя на ступени, находящейся на расстоянии не менее 1 м от верхнего конца лестницы. Запрещается работать с приставной лестницы, стоя на ступеньке, находящейся на расстоянии менее 1 м от верхнего ее конца.
3.8.5. Работы на высоте с электроинструментом, пневматическим инструментом, паяльной лампой и газовой горелкой, а также с монтажным пиротехническим пистолетом, независимо от высоты, следует выполнять с подмостей или лестниц-стремянок, имеющих верхние площадки, огражденные перилами.
При обслуживании и ремонте электроустановок запрещается применение металлических лестниц и стремянок.
3.8.6. Прежде чем приступить к работе на лестнице, необходимо обеспечить ее устойчивость, а затем путем осмотра и опробования убедиться в том, что она не может соскользнуть с места или быть случайно сдвинута.
При установке приставных лестниц на землю нижние концы их должны иметь упоры в виде острых стальных наконечников, а при установке на гладкий и шероховатый полы (паркетный, плиточный, бетонный и другие) — башмаки из резины или другого нескользящего материала. В случаях, когда возможно смещение верхнего конца лестницы, последний необходимо надежно закрепить за устойчивые конструкции. При необходимости верхние концы лестниц должны иметь специальные крюки.
3.8.7. В случаях, когда невозможно закрепить лестницу при установке ее на гладком полу, у ее основания должен стоять работник в каске и удерживать лестницу в устойчивом положении. В остальных случаях поддерживать лестницу внизу руками не допускается. Запрещается стоять или проходить под лестницей, на которой находится работник. Если необходимо установить лестницу против входных дверей, то следует выделить работника, который охранял бы лестницу от толчков.
4. Требования охраны труда перед началом работы
4.1. Электромонтер во время работы должен иметь при себе удостоверение о проверке знаний правил работы в электроустановках с талоном — предупреждения. В удостоверении должны быть указаны права проведения специальных работ, к выполнению которых он допущен по результатам проверки знаний:
работа на высоте, в том числе на высоте более 5 м от поверхности земли, перекрытия или рабочего настила;
работа под напряжением на токоведущих частях;
работа под наведенным напряжением;
проведение испытаний оборудования повышенным напряжением;
проведение механических и электрических испытаний защитных средств и монтажных приспособлений;
выполнение сварочных работ;
работа на станках (указать на каких);
ведение оперативных переговоров.
4.2. Электромонтер тяговой подстанции должен работать в спецодежде и применять средства защиты, выдаваемые в соответствии с действующими нормами. Выполнять работу в зонах, подверженных заражению клещевым энцефалитом, электромонтер должен в костюме противоэнцефалитном и применять репелленты (или другие разрешенные к применению) средства индивидуальной защиты от клещей.
4.3. Перед началом работы электромонтер тяговой подстанции обязан привести в порядок спецодежду, рукава и все пуговицы куртки застегнуть, одежду заправить так, чтобы не было свисающих концов. Не допускается засучивать рукава и расстегивать куртку. Работу следует выполнять с использованием в качестве спецодежды комплектов для защиты от термических рисков электрической дуги, при наличии электрического поля с напряженностью выше допустимого уровня — в защитных комплектах ЭП-4(0) (на присоединениях в ОРУ 220 кВ).
4.4. Проверить пригодность и исправность средств защиты, приспособлений, при этом обратить внимание на:
отсутствие внешних повреждений (целостность лакового покрова изолирующих средств защиты, отсутствие проколов, трещин, разрывов у диэлектрических перчаток и бот, целостность стекол у защитных очков);
дату следующего испытания (срок годности определяется по штампу).
Исправность указателя напряжения необходимо проверить на заведомо действующей электроустановке или специальным прибором для проверки указателей.
4.5. Проверить наличие и исправность инструмента, который должен соответствовать следующим требованиям:
рукоятки плоскогубцев, острогубцев и кусачек должны иметь защитную изоляцию;
рабочая часть отвертки должна быть соответствующим образом заточена, на стержень надета изоляционная трубка, оставляющая открытой только рабочую часть отвертки;
гаечные ключи должны иметь параллельные губки, их рабочие поверхности не должны иметь сбитых скосов, а рукоятки заусенцев;
рукоятка молотка должна иметь по всей длине овальную форму, не иметь сучков и трещин, плотно укрепляться в инструменте.
4.6 Рабочий инструмент следует хранить в переносном инструментальном ящике или сумке.
4.7. При выполнении работ на высоте с использованием переносной деревянной, стеклопластиковой лестницы необходимо убедиться в ее исправном состоянии.
4.8. Запрещается применять средства защиты, приборы, инструмент и приспособления, имеющие дефекты или с истекшим сроком испытания.
5. Требования охраны труда во время работы
5.1. Общие меры безопасности при выполнении работ
в электроустановках
5.1.1. Все работы в электроустановках тяговых подстанций следует выполнять в соответствии с требованиями Правил по технико-нормировочной карте, при ее отсутствии — по проекту производства работ (ППР).
5.1.2. Работы в действующих электроустановках электромонтером тяговой подстанции должны проводиться:
по заданию на производство работы, оформленному на специальном бланке установленной формы (наряд-допуск) и определяющему содержание, место работы, время ее начала и окончания, условия безопасного проведения, состав бригады и работников, ответственных за безопасное выполнение работы;
по распоряжению;
на основании перечня работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;
по приказу энергодиспетчера при выполнении работ в аварийных случаях, а также кратковременных не терпящие отлагательства работ по устранению неисправностей оборудования тяговых подстанций, которые могут привести к нарушению электроснабжения электроподвижного состава, устройств СЦБ.
5.1.3. По наряду следует выполнять работу на присоединениях в электроустановках выше 1000 В, в электроустановках до 1000 В — на сборных шинах и присоединениях, по которым не исключена подача напряжения на сборные шины.
5.1.4. Остальные работы в электроустановках до 1000 В разрешено выполнять по распоряжению.
Единолично по распоряжению электромонтеру с группой IV, можно выполнять без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением:
уборку коридоров и служебных электропомещений ЗРУ-6, 10 кВ до постоянного ограждения, в местах, где токоведущие части ограждены;
уборку и благоустройство территории ОРУ, скашивание травы, расчистку от снега дорог и проходов;
ремонт строительной части зданий ЗРУ и зданий, расположенных на территории ОРУ;
ремонт фундаментов и порталов, перекрытий кабельных каналов, дорог и заборов;
наблюдение за сушкой трансформаторов, выведенных из работы;
возобновление надписей на кожухах оборудования и ограждениях вне камер РУ.
Работы, разрешенные к выполнению по распоряжению, могут выполняться по наряду.
5.1.5. Перечень работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации, должен быть составлен начальником тяговой подстанции (старшим электромехаником), на которого возложены обязанности по организации безопасного обслуживания оборудования тяговой подстанции, утвержден заместителем начальника дистанции электроснабжения по тяговым подстанциям.
Работу в порядке текущей эксплуатации следует выполнять после уведомления энергодиспетчера о месте и характере работы, времени начала и окончания, оформления работы записью в оперативном журнале.
К работам, выполняемым в порядке текущей эксплуатации, в том числе со снятием напряжения, в течение одной смены в электроустановках до 1000 В относят:
уборку коридоров и служебных помещений, щитов управления, в том числе уборку за панелями релейной, измерительной и прочей аппаратуры;
ремонт аппаратуры телефонной связи;
ремонт магнитных пускателей, пусковых кнопок, автоматических выключателей, рубильников, реостатов, контакторов, стоек телемеханики, устройств защитного отключения (УЗО) и другой пусковой и коммутационной аппаратуры, при условии установки ее вне щитов и сборок;
кратковременные работы на электродвигателях, электрокалориферах, вентиляторах, насосах, установках кондиционирования воздуха;
смену предохранителей, ремонт осветительной проводки, замену ламп, чистку светильников, расположенных на высоте не более 2,5 метров;
снятие показаний электросчетчиков и других измерительных приборов.
Приведенный перечень работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации в течение одной смены со снятием напряжения в электроустановках до 1000 В, может быть расширен установленным порядком ответственным за электрохозяйство.
5.2 Требования охраны труда при выполнении обязанностей
оперативно-ремонтного персонала
5.2.1. Оперативное обслуживание электроустановок тяговой подстанции осуществляет оперативно-ремонтный (далее — оперативный) персонал, которому распорядительным документом по дистанции электроснабжения предоставлено право оперативных переключений коммутационных аппаратов и переговоров, допуска ремонтных бригад.
5.2.2. Переключения коммутационных аппаратов по изменению технологического режима работы и эксплуатационного состояния оборудования в процессе подготовки места работы должен выполнять электромонтер тяговой подстанции при выполнении обязанностей дежурного (лица, назначенного для оперативной работы) в соответствии с инструкцией по переключениям оборудования, находящегося в оперативном управлении и ведении энергодиспетчера.
5.2.3. Инструкция по переключениям оборудования должна быть разработана с учетом нормальных оперативных схем электроустановок тяговых подстанций, особенностей исполнения устройств РЗА, распределения оборудования по способу управления и ведения, требований по производству переключений в электроустановках, особенностей организации и выполнения отдельных видов переключений.
В инструкции по переключению оборудования должны быть отражены:
требования к оперативно-ремонтному, оперативному персоналу, которому предоставляется право переключений, быть допускающим;
обязанности административно-технического персонала, имеющего право контролировать переключения в электроустановках, выдавать разрешение на деблокирование при неисправности оперативной блокировки, выдавать разрешение на подготовку места работы;
порядок выполнения и оформления переключений простых, сложных, по заданию диспетчерского центра электрических сетей, в управлении и ведении которого находится оборудование тяговых подстанций и районов электроснабжения, при подготовке места работы по наряду, распоряжению;
порядок заполнения разового бланка переключения, взаимодействия с энергодиспетчером по доведению до его сведения заполненного бланка, а также порядок нумерации, выдачи, хранения и учета типовых и разовых бланков переключений;
система нумерации заполненных, чистых бланков переключений, порядок их регистрации в оперативном журнале;
перечень оборудования тяговых подстанций и районов электроснабжения, находящегося в оперативном управлении и ведении энергодиспетчера;
перечень ВЛ под наведенным напряжением, находящихся в диспетчерском управлении;
перечень электроустановок, не оборудованных блокировочными устройствами или имеющих неисправные блокировочные устройства (при их наличии);
перечень сложных переключений;
порядок подготовки места работы при неисправности оперативной блокировки;
перечень типовых программ и типовых бланков переключений.
5.2.4. Сложные переключения, переключения по подготовке места работы и включения оборудования в работу, переключения в распределительных устройствах, не оборудованных блокировками или имеющих неисправные блокировочные устройства, должны выполняться по типовым или разовым бланкам переключений.
К операциям, указываемым в типовом бланке переключений, следует относить операции в последовательности их выполнения:
с коммутационными аппаратами;
с заземляющими разъединителями;
по установке и снятию переносных заземлений;
с оперативным током приводов коммутационных аппаратов;
с переключающими устройствами РЗА;
с токовыми цепями, цепями напряжения и сигнализации устройств РЗА;
с устройствами телемеханики;
по фазировке оборудования;
проверочные операции:
отсутствия напряжения на токоведущих частях, подлежащих заземлению;
включенного положения шинносоединительного выключателя перед выполнением операций по переводу присоединений с одной системы шин на другую;
отключенного положения соответствующего выключателя перед выполнением операций с разъединителями, отделителями, выкатной тележкой в его цепи;
состояния опорно-стержневых изоляторов (на наличие трещин и сколов) перед производством операций с разъединителями и отделителями;
включенного и отключенного положения коммутационных аппаратов и заземляющих разъединителей после завершения операций с ними;
на месте установки — отключенного положения шинного разъединителя одной системы шин и заземляющего разъединителя данного шинного разъединителя (для присоединений, имеющих развилку шинных разъединителей) перед включением шинного разъединителя другой системы шин данной развилки;
на месте установки — отключенного положения короткозамыкателя перед сборкой схемы отделителями, разъединителями, выкатными тележками КРУ;
на месте установки — включенного положения заземляющего ножа нейтрали обмотки напряжением 110 кВ силового трансформатора перед снятием с него напряжения или подачей на него напряжения любым коммутационным аппаратом;
по окончании переключений в электроустановках — соответствия положений переключающих устройств РЗА таблицам положения переключающих устройств или другим наглядным методом контроля;
операции по вывешиванию плакатов и ограждению рабочего места.
Каждая операция в типовом бланке переключений должна указываться под индивидуальным порядковым номером.
Степень детализации операций, указанных в типовом бланке переключений, должна определяться утверждающим его лицом.
Не допускается использование типовых бланков переключений, если задание на производство переключений в электроустановках и исходная схема электрических соединений объекта переключений не соответствуют нормальной схеме.
В данном случае должен быть разработан разовый бланк переключений с учетом изменений в схеме.
Разовый бланк должен быть составлен в соответствии с указанными в настоящем пункте требованиями, предъявляемыми к типовому бланку переключений.
Разовый бланк переключений должен быть разработан также в случае отсутствия типового бланка переключений и при выполнении работы в опасном месте.
При выполнении работы в опасном месте разовый бланк переключений может быть выписан на основании карты технологического процесса подготовки места работы в опасном месте.
5.2.5. Без бланков переключений единолично могут производиться простые, разовые переключения оперативно-ремонтным (оперативным) персоналом с группой по электробезопасности IV, связанные с изменением положения выключателей, дистанционно управляемых разъединителей, разъединителей с ручным управлением.
К простым переключениям относят:
переключения выключателя в ячейке КРУН-6-10 кВ с последующим выкатыванием тележки выключателя;
разовые переключения в распределительных устройствах, на щитах и сборках напряжением до 1000 В;
разовые переключения в комплектных распределительных устройствах, на комплектных трансформаторных подстанциях.
Простые переключения в электроустановках, находящихся в оперативном управлении ЭЧЦ, производятся по его приказу, находящихся в ведении ЭЧЦ, — причастным оперативно-ремонтным персоналом по распоряжению (разрешению) административно-технического персонала тяговой подстанции с записью в оперативном журнале.
5.3. Требования охраны труда при подготовке места работы
при выполнении работ со снятием напряжения
5.3.1. Подготовка места работы и допуск бригад проводится только после получения разрешения от вышестоящего оперативного персонала.
5.3.2. Не допускается работать в электроустановках в согнутом положении, если при выпрямлении расстояние до токоведущих частей будет менее, указанного в таблице 1. В электроустановках напряжением до и выше 1000 В тяговых подстанций при работе рядом с неогражденными токоведущими частями нельзя располагаться так, чтобы эти части находились сзади или с двух боковых сторон.
5.3.3. Электромонтер (допускающий) обязан готовить место работы и выполнять работу со снятием напряжения при соблюдении следующих требований безопасности:
а) снято напряжение отключением коммутационных аппаратов с токоведущих частей, на которых производится работа, а также с токоведущих частей, к которым в процессе работы возможно приближение работающего на расстояние менее, указанного в таблице 1.
Оперативные переключения при неисправности блокировки или отсутствие таковой у коммутационных аппаратов, сложные переключения, а также переключения, связанные с подготовкой места работы, должны производиться по разовым бланкам переключения двумя работниками. При составлении бланка переключений коммутационных аппаратов с неисправной блокировкой безопасности в него вносится операция по деблокированию. При этом контролирующим лицом может быть производитель работ или административно-технический персонал с правами оперативно-ремонтного персонала. Приказы энергодиспетчера на отключение коммутационных аппаратов, подготовка места работы по бланку переключений должны быть оформлены электромонтером (допускающим) в оперативном журнале.
Для исключения ошибок и обеспечения безопасности операций перед выполнением переключений электромонтер, выполняющий обязанности допускающего, должен осмотреть электроустановки, на которых предполагаются операции, проверить их соответствие выданному заданию.
Перед тем как отключить или включить разъединитель, отделитель, необходимо тщательно их осмотреть. При обнаружении у коммутационных аппаратов трещин на изоляторах и других повреждений операции с ними не допускаются. Вначале выполняют пробное движение рычагом привода для того, чтобы убедиться в исправности тяг, отсутствии качаний и поломок изоляторов.
Если в момент расхождения контактов между ними возникает сильная дуга, разъединители необходимо немедленно включить и до выяснения причин образования дуги операции с ними не производить, кроме случаев отключения намагничивающих и зарядных токов. Операции в этих случаях должны производиться быстро, чтобы обеспечить погасание дуги на контактах.
б) приняты меры, препятствующие ошибочной подаче напряжения к месту работы. Для предотвращения ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов, которыми может быть подано напряжение к месту работы, допускающим (электромонтером) должны быть выполнены следующие мероприятия:
у разъединителей, отделителей, выключателей нагрузки, не оборудованных блокировками безопасности, ручные приводы в отключенном положении заперты на механический замок;
у разъединителей, управляемых оперативной штангой, стационарные ограждения заперты на механический замок;
у приводов коммутационных аппаратов, имеющих дистанционное управление, отключены силовые цепи и при необходимости отсоединена тяга привода и заперта на запор;
при работе на оборудовании тележки или в отсеке шкафа КРУ тележку с оборудованием необходимо выкатить в ремонтное положение, шторку отсека, в котором токоведущие части остались под напряжением, запереть на замок;
при работах вне КРУ на подключенном к ним оборудовании или на отходящих ВЛ и КЛ тележку с выключателем необходимо выкатить в ремонтное положение из шкафа, шторку или дверцы запереть на замок, вывесить плакаты «Стой! Напряжение!»;
в электроустановках напряжением до 1000 В предотвращение ошибочного включения коммутационных аппаратов должно быть обеспечено запиранием рукояток или дверец шкафов, укрытием кнопок, установкой между контактами изолирующих накладок, отсоединением проводов включающей катушки у коммутационных аппаратов с дистанционным управлением; отсоединением шин, кабелей и проводов от коммутационного аппарата, либо от оборудования, на котором должна производиться работа;
вывешены плакаты «Не включать. Работают люди» на приводах разъединителей, отделителей и выключателей нагрузки, напряжением выше 1000 В, на ключах и кнопках дистанционного управления ими, на коммутационной аппаратуре (автоматы, рубильники, выключатели), на основания изъятых предохранителей напряжением до 1000 В, отключенных электромонтером (допускающим) при подготовке рабочего места.
Не отключенные токоведущие части, доступные для случайного прикосновения, должны быть на время работы ограждены.
проверено отсутствие напряжения в диэлектрических перчатках на отключенных токоведущих частях указателем напряжения. Исправность указателя напряжения перед применением должна быть проверена специальным прибором или на действующей электроустановке.
Проверять отсутствие напряжения необходимо указателем напряжения.
В электроустановках выпрямленного тока 3,3 кВ правильность и достаточность выполненных технических мер по отключению коммутационных аппаратов должна быть проверена прослеживанием схемы в натуре.
Применение контрольных ламп в электроустановках до 1000 В не допускается.
В ОРУ тяговой подстанции напряжением до 220 кВ проверять отсутствие напряжения указателем напряжения или штангой можно только в сухую погоду. В сырую погоду отсутствие напряжения допускается проверять тщательным прослеживанием схемы в натуре, не разрешается пользоваться указателем, работающем на принципе протекания емкостного тока, за исключением импульсного, в связи с необходимостью для обеспечения чувствительности указателя заземлять рабочую часть;
включены заземляющие ножи, присоединены зажимы переносного заземления к земле, затем наложено переносное заземление на отключенные токоведущие части при помощи изолированной штанги с применением диэлектрических перчаток. Устанавливать переносные заземления должны не менее двух работников. При установке переносных заземлений нельзя касаться заземляющего спуска. Включать и отключать заземляющие ножи, снимать переносные заземления допускается единолично.
В электроустановках, конструкция которых такова, что установка переносного заземления опасна или невозможна, должны быть разработаны дополнительные меры по обеспечению безопасности работ, включающие установку диэлектрических колпаков на ножи разъединителей, применение диэлектрических накладок или отсоединение проводов, кабелей и шин. Список таких электроустановок с указанием мест, где затруднено наложение переносных заземлений, и перечень дополнительных мер безопасности утверждает ответственный за электрохозяйство;
вывешены указательные плакаты («Заземлено»), ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части, вывешены предупреждающие плакаты («Стой! Напряжение», «Испытание. Опасно для жизни», «Не влезай! Убьет»), предписывающие плакаты («Работать здесь», «Влезать здесь»).
5.3.4. При выполнении работ не допускается приближаться к не огражденным токоведущим частям, находящимся под напряжением, на расстояния, менее указанных в таблице 1 Инструкции.
5.3.5. Отбор проб и доливка масла в масляные выключатели и трансформаторы, протирка масломерных стекол и единичных изоляторов производятся только на отключенном оборудовании после соответствующей подготовки рабочего места.
5.3.6. Измерение сопротивления изоляции мегаомметром необходимо выполнять на отключенном оборудовании после снятия остаточного заряда путем заземления оборудования.
Соединительные провода от мегаомметра следует присоединять к токоведущим частям с помощью изолирующих держателей (штанг), а в электроустановках напряжением выше 1000 В, кроме того, — с применением диэлектрических перчаток.
5.3.7. В процессе работы электромонтеру тяговой подстанции (допускающему) запрещается:
переставлять временные ограждения, снимать плакаты, заземления и проходить на территорию огражденных участков;
пользоваться для заземления проводниками, не предназначенными для этой цели, а также присоединять заземление путем скрутки проводников;
при установке переносных заземлений касаться заземляющего спуска;
применять при обслуживании, а также ремонте электроустановок металлические лестницы;
применять указатель напряжений без повторной проверки после его падения;
применять автотрансформаторы, дроссельные катушки и реостаты для получения понижающего напряжения;
пользоваться стационарными светильниками в качестве ручных переносных ламп;
работать инструментом ударного действия без защитных очков;
при выполнении работ с переносных лестниц и стремянок не допускается:
применять переносный электроинструмент;
осуществлять натяжение проводов;
поддерживать на высоте тяжелые предметы.
При приближении грозы должны быть прекращены все работы в ОРУ, ЗРУ на выводах и линейных разъединителях ВЛ.
5.4. Требования охраны труда при выполнении работы
без снятия напряжения с токоведущих частей и вблизи
токоведущих частей, находящихся под напряжением
5.4.1. Работу следует выполнять с использованием электрозащитных средств (изолирующих штанг, клещей, указателей напряжения и т.п.). Безопасность персонала обеспечивается благодаря применению основных и дополнительных электрозащитных средств. Приближение человека к токоведущим частям допускается только на расстояние, определяемое длиной изолирующей части этих средств.
Недопустимо прикасаться без применения электрозащитных средств к изоляторам оборудования, находящегося под напряжением.
5.4.2. При выполнении работ на токоведущих частях, находящихся под напряжением до 1000 В, необходимо:
оградить расположенные вблизи рабочего места другие токоведущие части, находящиеся под напряжением, к которым возможно случайное прикосновение;
работать в диэлектрических галошах или стоя на изолирующей подставке либо на диэлектрическом коврике;
применять инструмент с изолирующими рукоятками (у отверток должен быть изолирован стержень);
не допускать к работе персонал в одежде с короткими или засученными рукавами, не пользоваться ножовками, напильниками, металлическими метрами и т.п.
5.4.3. При производстве работ на токоведущих частях, находящихся под напряжением, следует использовать только испытанные, сухие и чистые изолирующие средства, при этом держать изолирующие средства необходимо за ручки-захваты не дальше ограничительного кольца.
5.4.4. Без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них по наряду формы ЭУ-44 электромонтеру допускается выполнять следующие работы:
проверку отсутствия напряжения соответствующими указателями напряжения выше 1000 В;
ремонт мест присоединения отсасывающих линий на тяговых подстанциях переменного и постоянного тока, реакторов, мест присоединения отсасывающих линий к тяговым рельсам (без отключения от рельсов в соответствии с разделом 5.17 Правил);
снятие и установку предохранителей в установках выше 1000 В;
фазировку кабеля;
измерение электроизмерительными клещами, работу с оперативной штангой (проверка нагрева шин, операции по включению и отключению разъединителей).
Тепловизионное обследование оборудования производится без подъема на высоту без снятия напряжения с токоведущих частей.
5.4.5. В процессе работы персоналу тяговой подстанции запрещается:
применять токоизмерительные клещи с вынесенным амперметром, а также нагибаться к амперметру при отсчете показаний во время работы с токоизмерительными клещами;
прикасаться к приборам, сопротивлениям, проводам и измерительным трансформаторам во время измерений;
пользоваться при работе под напряжением ножовками, напильниками, металлическими метрами и т.п.
5.4.6. Снимать и устанавливать предохранители необходимо при снятом напряжении. Под напряжением, но без нагрузки допускается снимать и устанавливать предохранители на присоединениях, в схеме которых отсутствуют коммутационные аппараты, позволяющие снимать напряжение.
Под напряжением и под нагрузкой можно заменять предохранители трансформаторов напряжения, во вторичных цепях.
5.4.7. При снятии и установке предохранителей под напряжением необходимо пользоваться следующими средствами защиты:
в электроустановках напряжением до 1000 В — изолирующими клещами или диэлектрическими перчатками и средствами защиты лица, глаз от механических воздействий и термических рисков электрической дуги;
в электроустановках напряжением выше 1000 В — изолирующими клещами (штангой) с применением диэлектрических перчаток, средств защиты лица, глаз от механических воздействий и термических рисков электрической дуги;
Не допускается применять некалиброванные плавкие вставки и предохранители.
5.4.8. В электроустановках не допускается работать в согнутом положении, если при выпрямлении расстояние до токоведущих частей будет меньше, чем указано в таблице 1 Инструкции.
Не допускается выполнение работ около не огражденных токоведущих частей, если они находятся сзади или с обеих боковых сторон.
5.4.9. Персонал, работающий в помещениях с электрооборудованием (за исключением щитов управления, релейных), в ЗРУ, ОРУ, в траншеях, а также при обслуживании и ремонте ВЛ должен пользоваться исправными защитными касками, с застегнутым подбородочным ремнем, с исправным амортизатором, оборудованными щитком для лица. Проведение осмотров электроустановок, без приближения к токоведущим частям на расстояния менее допустимых, разрешается осуществлять в защитных касках без щитка для лица.
6. Требования охраны труда в аварийных ситуациях
6.1. При нарушении режима работы, повреждении или аварии электрооборудования дежурный по тяговой подстанции (электромонтер) обязан обесточить поврежденное электрооборудование, сообщить о случившемся энергодиспетчеру, начальнику (старшему электромеханику) тяговой подстанции и по приказу энергодиспетчера обеспечить восстановление электропитания контактной сети, линий автоблокировки, потребителей.
6.2. При несчастных случаях с людьми отключение коммутационных аппаратов выполняют также без разрешения энергодиспетчера, но с последующим его уведомлением.
6.3. При обнаружении замыкания на землю запрещается приближаться к месту замыкания на расстояние менее 4 м в закрытых и менее 8 м в открытых РУ. Приближение к месту замыкания на более близкое расстояние допускается только для производства операций с коммутационными аппаратами при ликвидации замыкания на землю, а также при необходимости оказания первой помощи пострадавшим. В этих случаях следует пользоваться как основными, так и дополнительными электрозащитными средствами.
6.4. В случае возникновения аварийной ситуации (повреждения, пожара, стихийного бедствия) немедленно прекратить работу и сообщить о ситуации начальнику (старшему электромеханику) тяговой подразделения, энергодиспетчеру, начальнику (заместителю) дистанции электроснабжения.
6.5. В случаях, не терпящих отлагательств, выполнить необходимые переключения с последующим уведомлением вышестоящего оперативного персонала — энергодиспетчера.
6.6. При работах по ликвидации аварийной ситуации должны выполняться все технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работающих. В электроустановках напряжением выше 1000 В с каждой стороны, с которой включением коммутационного аппарата не исключена подача напряжения на рабочее место, должен быть видимый разрыв. В процессе допуска к работе должно быть проверено отсутствие напряжения, включены заземляющие ножи, установлены переносные заземления, вывешены плакаты, при необходимости установлены ограждения. Работу по ликвидации повреждений следует, как правило, выполнять по наряду.
6.7. В аварийных случаях, а также кратковременные не терпящие отлагательства работы по устранению таких неисправностей оборудования, которые могут привести к аварии на тяговой подстанции, пункте электропитания, секционирования разрешается выполнить работу без наряда по приказу энергодиспетчера, выданному на основании аварийной заявки, зарегистрированной в оперативном журнале. На тяговой подстанции должны быть типовые бланки переключений по подготовке рабочего места на каждом присоединении, на основе которых дается аварийная заявка.
В электроустановках напряжением выше 1000 В эту работу должны выполнять не менее двух работников из числа оперативно-ремонтного персонала.
6.8. В случае возникновения пожара необходимо:
оповестить всех работающих в производственном помещении и принять меры к тушению очага возгорания — информировать энергодиспетчера и принять меры к вызову на место пожара начальника (старшего электромеханика) и других должностных лиц;
в соответствии с оперативной обстановкой следует действовать согласно местному оперативному плану пожаротушения.
6.9. При загорании электрооборудования необходимо применять только углекислотные или порошковые огнетушители. При пользовании огнетушителями, струю пены, порошка или углекислоты направлять в сторону от людей. При попадании пены на незащищенные участки тела стереть ее платком и смыть водным раствором пищевой соды.
6.10. В случае возникновения возгорания от токов короткого замыкания, необходимо немедленно снять нагрузку (обесточить место возгорания), удалить от очага пожара огнеопасные и взрывоопасные вещества (материалы) и использовать подручные средства тушения огня: кошму, песок, огнетушители и другие средства.
6.11. Использовать кошму при тушении пламени таким образом, чтобы огонь из-под кошмы не попал на человека.
6.12. При тушении пламени песком не поднимать на уровень глаз совок, лопату и т.п. во избежание попадания в глаза песка.
6.13. При несчастном случае необходимо немедленно освободить пострадавшего от действия травмирующего фактора, оказать ему первую помощь в аварийной ситуации.
Отключить электроустановку можно с помощью выключателя, рубильника или другого коммутационного аппарата, а также путем снятия предохранителей, разъема штепсельного соединения, создания искусственного короткого замыкания на воздушной линии набросом.
Если отсутствует возможность быстрого отключения электроустановки, то необходимо принять меры к отделению пострадавшего от токоведущих частей, к которым он прикасается.
6.14. В электроустановках напряжением до 1000 В для отделения пострадавшего от токоведущих частей или провода следует воспользоваться канатом, палкой, доской или каким-либо другим сухим предметом, не проводящим электрический ток.
Допускается оттянуть пострадавшего от токоведущих частей за одежду (если она сухая и отстает от тела), например за полы пиджака или пальто, за воротник, избегая при этом прикосновения к окружающим металлическим предметам и частям тела пострадавшего, не прикрытым одеждой. Можно оттащить пострадавшего за ноги, при этом оказывающий помощь не должен касаться его обуви или одежды без хорошей изоляции своих рук, так как обувь и одежда могут быть сырыми и являться проводниками электрического тока. Для изоляции рук оказывающий помощь, особенно если ему необходимо коснуться тела пострадавшего, не прикрытого одеждой, должен надеть диэлектрические перчатки или обмотать руку шарфом, надеть на нее суконную фуражку, натянуть на руку рукав пиджака или пальто, накинуть на пострадавшего резиновый коврик, прорезиненную материю (плащ) или просто сухую материю. Можно также изолировать себя, встав на резиновый ковер, сухую доску или какую-либо не проводящую электрический ток подстилку, сверток сухой одежды и т.п. При отделении пострадавшего от токоведущих частей следует действовать одной рукой.
6.15. В электроустановках напряжением выше 1000 В для отделения пострадавшего от токоведущих частей необходимо использовать средства защиты: надеть резиновые диэлектрические перчатки и диэлектрические боты и действовать изолирующей штангой или изолирующими клещами, рассчитанными на соответствующее напряжение. На воздушных линиях электропередачи (ВЛ) 6 — 20 кВ, когда нельзя быстро отключить их со стороны электропитания, следует создать искусственное короткое замыкание для отключения ВЛ. Для этого на провода ВЛ надо набросить гибкий неизолированный проводник. Набрасываемый проводник должен иметь достаточное сечение во избежание перегорания при прохождении через него тока короткого замыкания. Перед тем как набросить проводник, один его конец надо заземлить (присоединить к телу металлической опоры, заземляющему спуску или отдельному заземлителю), а на другой конец для удобства наброса желательно прикрепить груз. Набрасывать проводник следует так, чтобы он не коснулся людей, в том числе оказывающего помощь и пострадавшего. При набросе проводника необходимо использовать диэлектрическими перчатки и боты.
6.16. Если на пострадавшем загорелась одежда, то нужно как можно скорее погасить огонь, но при этом нельзя сбивать пламя незащищенными руками.
Воспламенившуюся одежду нужно быстро сбросить, сорвать, либо погасить, заливая водой, а зимой присыпая снегом или сбить пламя, катаясь в горящей одежде по полу, земле. На пострадавшего в горящей одежде можно также накинуть плотную ткань, одеяло, брезент, которые после ликвидации пламени необходимо убрать, чтобы уменьшить термическое воздействие на кожу человека. Пострадавшего в горящей одежде нельзя укутывать с головой, так как это может привести к поражению дыхательных путей и отравлению токсичными продуктами горения.
6.17. Если у пострадавшего отсутствуют сознание, дыхание, пульс, кожный покров синюшный, а зрачки расширенные, следует немедленно приступить к восстановлению жизненных функций организма путем проведения искусственного дыхания и наружного массажа сердца.
Не следует раздевать пострадавшего, теряя на это время. Необходимо помнить, что попытки оживления эффективны лишь в тех случаях, когда с момента остановки сердца прошло не более 4 минут, поэтому первую помощь следует оказывать немедленно и по возможности на месте происшествия.
6.18. Наиболее эффективным способом искусственного дыхания является способ «изо рта в рот» или «изо рта в нос», так как при этом обеспечивается поступление достаточного объема воздуха в легкие пострадавшего. Воздух можно вдувать через марлю, платок и т.п. Этот способ искусственного дыхания позволяет легко контролировать поступление воздуха в легкие пострадавшего по расширению грудной клетки после вдувания и последующему спаданию ее в результате пассивного выдоха.
Для проведения искусственного дыхания пострадавшего следует уложить на спину, расстегнуть стесняющую дыхание одежду и обеспечить проходимость верхних дыхательных путей, которые в положении на спине при бессознательном состоянии закрыты запавшим языком. Кроме того, в полости рта может находиться инородное содержимое (рвотные массы, соскользнувшие протезы, песок, ил, трава, если человек тонул), которое необходимо удалить указательным пальцем, обернув его платком (тканью) или бинтом, повернув при этом голову пострадавшего набок. После этого оказывающий помощь располагается сбоку от головы пострадавшего, одну руку подсовывает под его шею, а ладонью другой руки надавливает на лоб, максимально запрокидывая голову. При этом корень языка поднимается и освобождает вход в гортань, а рот пострадавшего открывается. Оказывающий помощь наклоняется к лицу пострадавшего, делает глубокий вдох открытым ртом, затем полностью плотно охватывает губами открытый рот пострадавшего, одновременно он закрывает нос пострадавшего щекой или пальцами руки, находящейся на лбу и делает энергичный выдох, с некоторым усилием вдувая воздух в его рот.
Если у пострадавшего хорошо определяется пульс и необходимо проводить только искусственное дыхание, то интервал между искусственными вдохами должен составлять 5 с, что соответствует частоте дыхания 12 раз в 1 мин.
Кроме расширения грудной клетки хорошим показателем эффективности искусственного дыхания может служить порозовение кожных покровов и слизистых оболочек, а также выход пострадавшего из бессознательного состояния и появление у него самостоятельного дыхания.
Прекращают искусственное дыхание после восстановления у пострадавшего достаточно глубокого и ритмичного самостоятельного дыхания.
6.19. Наружный массаж сердца выполняют следующим образом.
Если помощь оказывает один человек, он располагается сбоку от пострадавшего и, наклонившись, делает два быстрых энергичных вдувания (по способу «изо рта в рот» или «изо рта в нос»), затем разгибается, оставаясь на этой же стороне от пострадавшего, ладонь одной руки кладет на нижнюю половину грудины, отступив на два пальца выше от ее нижнего края, а пальцы приподнимает.
Ладонь второй руки он кладет поверх первой поперек или вдоль и надавливает, помогая наклоном своего корпуса. Руки при надавливании должны быть выпрямлены в локтевых суставах.
Надавливать следует быстрыми толчками так, чтобы смещать грудину на 4 — 5 см, продолжительность надавливания не более 0,5 с, интервал между отдельными надавливаниями не более 0,5 с.
В паузах руки с грудины не снимают (если помощь оказывают два человека), пальцы остаются приподнятыми, руки полностью выпрямленными в локтевых суставах.
Если оживление проводит один человек, то на каждые два глубоких вдувания производится 15 надавливаний на грудину, затем снова два вдувания и 15 надавливаний и т.д. За минуту необходимо сделать не менее 60 надавливаний и 12 вдуваний. Нельзя продолжать вдувание, если грудная клетка пострадавшего расширилась, его надо прекратить и возобновить в последующий цикл вдуваний, при этом воздух из легких пострадавшего должен выйти.
При участии в реанимации двух человек соотношение «дыхание — массаж» составляет 1:5, то есть после одного глубокого вдувания проводится пять надавливаний на грудную клетку. Во время искусственного вдоха пострадавшему тот, кто делает массаж сердца, надавливание не выполняет, так как усилия, развиваемые при надавливании, значительно больше, чем при вдувании (надавливание при вдувании приводит к неэффективности искусственного дыхания, а, следовательно, и реанимационных мероприятий). При проведении реанимации вдвоем оказывающим помощь целесообразно меняться местами через 5 — 10 мин.
При правильном выполнении наружного массажа сердца каждое надавливание на грудину должно вызывать появление пульса в артериях.
Оказывающие помощь должны периодически контролировать правильность и эффективность наружного массажа сердца по появлению пульса на сонных или бедренных артериях. При проведении реанимации одним человеком ему следует через каждые 2 мин прерывать массаж сердца на 2 — 3 с для определения пульса на сонной артерии. Если в реанимации участвуют два человека, то пульс на сонной артерии контролирует тот, кто проводит искусственное дыхание. Появление пульса во время перерыва массажа свидетельствует о восстановлении деятельности сердца (наличии кровообращения). При этом следует немедленно прекратить массаж сердца, но продолжать проведение искусственного дыхания до появления устойчивого самостоятельного дыхания. При отсутствии пульса необходимо продолжать делать массаж сердца.
Если реанимационные мероприятия эффективны (определяется пульс на крупных артериях во время надавливания на грудину, сужаются зрачки, уменьшается синюшность кожи и слизистых оболочек), сердечная деятельность и самостоятельное дыхание у пострадавшего восстанавливаются.
Длительное отсутствие пульса при появлении других признаков оживления организма (самостоятельное дыхание, сужение зрачков, попытки пострадавшего двигать руками и ногами и др.) служит признаком фибрилляции.
6.20. Первая помощь при ранениях заключается в наложении стерильной повязки на рану. При наличии сильного кровотечения из раны, прежде всего, осуществляют его остановку. Затем, для обеспечения доступа к ране, с соответствующей области тела пострадавшего снимают одежду или обувь, при необходимости разрезают ее. Не следует промывать рану, применять различные мази.
При наличии возможности кожу вокруг раны обрабатывают спиртом или 5% раствором йода. После этого приступают к наложению повязки. Повязка представляет собой перевязочный материал, как правило, стерильный, которым закрывают рану.
Сильное артериальное кровотечение из сосудов верхних и нижних конечностей останавливают в два этапа: вначале прижимают артерию выше места повреждения к кости, чтобы прекратить поступление крови к месту ранения, а затем накладывают жгут.
Прижать некоторые артерии можно и путем форсированного сгибания конечности.
Жгут накладывают на одежду или специально подложенную под него ткань (полотенце, кусок марли, косынку). Жгут подводят под конечность выше места кровотечения и поближе к ране, сильно растягивают и, не уменьшая натяжения, затягивают вокруг конечности и закрепляют концы жгута. При правильном наложении жгута кровотечение из раны прекращается, конечность ниже места наложения жгута бледнеет, пульс на лучевой артерии и тыльной артерии стопы исчезает. Под жгут подкладывают записку с указанием даты, часа и минут его наложения.
Конечность ниже наложения жгута сохраняет жизнеспособность в течение 1,5 — 2 часов. Поэтому необходимо принять все меры для доставки пострадавшего в ближайшее лечебное учреждение.
6.21. В оказании первой помощи при переломах и повреждениях суставов главное — надежная и своевременная иммобилизация поврежденной части тела. Иммобилизацией достигается неподвижность поврежденной части тела, что приводит к уменьшению боли и предупреждает развитие травматического шока. Временная иммобилизация проводится, как правило, с помощью различного рода шин и подручных материалов.
При отсутствии стандартных шин можно использовать подручные средства: доски, палку, фанеру и другие предметы. В исключительных случаях допускается транспортная иммобилизация путем прибинтовывания поврежденной конечности к здоровой части тела: верхней — к туловищу, нижней — к здоровой ноге.
6.22. При возгорании одежды на человеке горящую одежду нужно попытаться снять. Если это не удается, ее необходимо срочно потушить. Лучше всего это сделать путем завертывания в одеяло или другую плотную ткань. При ожогах кистей необходимо как можно раньше снять кольца, так как в последующем это сделать будет крайне трудно из-за отека.
Полезно в течение нескольких минут орошать место ожога струей холодной воды или прикладывать к нему холодные предметы. Это способствует быстрейшему предотвращению воздействия высокой температуры на тело и уменьшению боли. Затем на ожоговую поверхность нужно наложить стерильную, лучше ватно-марлевую повязку с помощью перевязочного пакета или стерильных салфеток и бинта. При отсутствии стерильных перевязочных средств можно использовать чистую ткань, простыню, полотенце, нательное белье.
Материал, накладываемый на поверхность, можно смочить разведенным спиртом или водкой. Спирт, помимо обезболивания, дезинфицирует место ожога.
При оказании первой помощи абсолютно противопоказано производить какие-либо манипуляции на ожоговой поверхности. Вредно накладывать повязки с какими-либо мазями, жирами и красящими веществами. Они загрязняют поврежденную поверхность, а красящее вещество затрудняет определение степени ожога. Применение порошка соды, крахмала, мыла, сырого яйца также нецелесообразно, так как эти средства, помимо загрязнения, вызывают образование трудноснимаемой с ожоговой поверхности пленки.
В случае обширного ожога пострадавшего лучше завернуть в чистую простыню и срочно доставить в лечебное учреждение или вызвать медицинского работника.
6.23. При отравлении газами, в том числе ацетиленом, угарным и природным газами, парами бензина, появляется головная боль, «стук в висках», «звон в ушах», общая слабость, головокружение, усиленное сердцебиение, тошнота и рвота. При сильном отравлении появляются сонливость, апатия, безразличие, а при тяжелом отравлении — возбужденное состояние с беспорядочными движениями, нарушение дыхания, расширение зрачков.
При всех отравлениях следует немедленно вывести или вынести пострадавшего из загазованной зоны, расстегнуть одежду, стесняющую дыхание, обеспечить приток свежего воздуха, уложить пострадавшего, приподняв ноги, уложив их на валик из одежды, подложив по ноги подставку, растереть тело, укрыть потеплее, давать нюхать нашатырный спирт.
У пострадавшего в бессознательном состоянии может быть рвота, поэтому надо повернуть его голову в сторону.
При остановке дыхания необходимо приступить к проведению искусственного дыхания.
Во всех случаях при отравлениях ядовитыми газами необходимо дать пострадавшему выпить большое количество молока.
При пищевых отравлениях (ядовитыми грибами, растениями, испорченными продуктами) у пострадавшего появляются головная боль, рвота, боли в животе, общая слабость. Иногда возникает понос, повышается температура тела.
Помощь пострадавшему заключается в промывании желудка. Ему дают выпить три-четыре стакана воды или розового раствора марганцовокислого калия с вызовом рвоты. Промывание повторяют несколько раз. Затем дают выпить активированный уголь (две — четыре столовые ложки угля растворяют в стакане воды). После этого пострадавшего следует напоить теплым чаем, уложить, укрыв потеплее, до прибытия медицинского персонала. При нарушении дыхания и кровообращения необходимо без промедления приступить к проведению искусственного дыхания и наружного массажа сердца.
7. Требования безопасности по окончании работы
7.1. Привести в порядок рабочее место.
7.2. Производителю работ (электромонтеру) окончание работ оформить в наряде, журнале учета работ по нарядам и распоряжениям.
7.3. Проверить исправность инструментов, защитных средств и приспособлений. Весь инструмент, приспособления, приборы и средства защиты привести в надлежащий порядок и разместить в специальных шкафах и на стеллажах в специально отведенном месте.
7.4. Убрать обтирочный материал и уложить его в металлический ящик с крышкой.
7.5. Сдать рабочее место, на котором производились работы, дежурному персоналу подстанции.
7.6. Снять спецодежду, убрать ее и другие средства индивидуальной защиты в шкаф для рабочей одежды.
7.7. Вымыть лицо и руки, при необходимости принять душ.
УТВЕРЖДАЮ:
Заместитель министра
путей сообщения
А.Н. КОНДРАТЕНКО
30.06.92 г.
ИНСТРУКЦИЯ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ
ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ОБОРУДОВАНИЯ ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ, ПУНКТОВ ПИТАНИЯ И
СЕКЦИОНИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРИФИЦИРОВАННЫХ ЖЕЛЕЗНЫХ ДОРОГ
ЦЭ-39
Содержание
1. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ
2. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА (РУ) НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1000 В
3.ТРАНСФОРМАТОРЫ
4. ПОЛУПРОВОДНИКОВЫЕ
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ
5. СГЛАЖИВАЮЩИЕ УСТРОЙСТВА (СУ)
6. УСТРОЙСТВА КОМПЕНСАЦИИ
РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И УЛУЧШЕНИЯ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
7. УСТРОЙСТВА РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ,
АВТОМАТИКИ, ТЕЛЕМЕХАНИКИ
8. СРЕДСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСкИХ
ИЗМЕРЕНИЙ
9. ИСТАНЦИОННОЕ УПРАВЛЕНИЕ РАЗЪЕДИНИТЕЛЯМИ
КОНТАКТНОЙ СЕТИ
10. СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ
11. ПОСТЫ СЕКЦИОНИРОВАНИЯ (ПС),
ПУНКТЫ ПАРАЛЛЕЛЬНОГО СОЕДИНЕНИЯ (ППС), АВТОТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПУНКТЫ ПИТАНИЯ
(АТП), ПУНКТЫ ПОДГОТОВКИ К РЕЙСУ ПАССАЖИРСКИХ ПОЕЗДОВ (ППП), ПЕРЕДВИЖНЫЕ
ТЯГОВЫЕ ПОДСТАНЦИИ (ПТП), ПЕРЕДВИЖНЫЕ УСТАНОВКИ: ПРОДОЛЬНОЙ КОМПЕНСАЦИИ
(УПКП), ФИЛЬТРОКОМПЕНСИРУЮЩИЕ (ФКУП), РЕАКТИВНОЙ КОМПЕНСАЦИИ (УПРК)
12. ПИТАЮЩИЕ И ОТСАСЫВАЮЩИЕ ЛИНИИ
13. ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ УСТРОЙСТВА
14. РАЗРЯДНЫЕ УСТРОЙСТВА
15. МАСЛОПРИЕМНЫЕ УСТРОЙСТВА И
МАСЛЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
Приложение 1 ПЕРИОДИЧНОСТЬ ОСМОТРОВ
Приложение 2 Периодичность технического обслуживания и ремонта
оборудования электроустановок
Приложение 3 ВИДЫ, ОБЪЕМЫ И ПЕРИОДИЧНОСТЬ РАБОТ ПРИ ТЕХНИЧЕСКОМ
ОБСЛУЖИВАНИИ УСТРОЙСТВ РЗА
Приложение 4 Нормы комплектования электроустановок средствами защиты
Приложение 5 МЕТОДИКА ПРИМЕНЕНИЯ ТЕРМОИНДИКАТОРНЫХ КРАСОК ДЛЯ
КОНТРОЛЯ ТЕПЛОВОГО СОСТОЯНИЯ ВЕНТИЛЕЙ ВЫПРЯМИТЕЛЕЙ
Приложение 6 ПОРЯДОК ВКЛЮЧЕНИЯ И ОТКЛЮЧЕНИЯ ДИЗЕЛЬ-ГЕНЕРАТОРА (ДГ)
Приложение 7 Нормы обеспечения противопожарным оборудованием
объектов тягового электроснабжения
1. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ
1.1. Общие положения
1.1.1. Настоящая Инструкция предназначена для руководства
при организации эксплуатации и выполнении работ по техническому обслуживанию и
ремонту оборудования и аппаратуры, используемых в устройствах тягового
электроснабжения электрифицированных железных дорог.
1.1.2. Настоящая Инструкция
распространяется на действующие стационарные и передвижные тяговые подстанции
постоянного и переменного тока с первичным питающим напряжением до 220 кВ
включительно, автотрансформаторные пункты питания системы 2×25 кВ,
стационарные и передвижные установки компенсации реактивной мощности, посты
секционирования, пункты параллельного соединения контактной сети, пункты
подготовки к рейсу пассажирских поездов с электрическим отоплением (в дальнейшем
электроустановки).
1.1.3. Инструкция разработана в соответствии с требованиями
Правил устройства электроустановок ( ПУЭ. М.: Атомэнергоиздат.
1985), Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правил
техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭ и ПТБ,
утвержденные Главгосэнергонадзором 21.12.84 г.), Правил технической
эксплуатации железных дорог, а также инструкций и указаний Управления электрификации
и электроснабжения МПС, других нормативно-технических материалов и указаний
заводов-изготовителей.
1.1.4. Настоящая Инструкция определяет виды, объемы, нормы и
периодичность технического обслуживания и ремонтов оборудования
электроустановок, указанных в п.
1.2.5 и приложении 2.
В конце каждого раздела приводятся технические указания,
определяющие правила эксплуатации, порядок проведения некоторых специфических
работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования электроустановок.
1.1.5. Каждая электроустановка закрепляется за конкретными
ответственными за эксплуатацию лицами, назначаемыми приказом начальника
дистанции электроснабжения. Круг их обязанностей определяется должностными
инструкциями.
1.1.6. Оперативное обслуживание тяговых подстанций
осуществляется в соответствии с Инструкцией от 18.11.91 г. № ЦЭ/4874.
1.1.7. Каждая электроустановка должна быть укомплектована
достаточным количеством средств защиты, обеспечивающих безопасность работ,
набором (аптечкой) необходимых приспособлений и средств для оказания
доврачебной первой медицинской помощи. Перечень необходимых защитных средств
приведен в приложении 4.
1.1.8. Все распределительные устройства (РУ) должны быть
оборудованы блокировками, предотвращающими возможность ошибочных операций,
разъединителями, отделителями, короткозамыкателями, выкатными тележками
комплектных РУ, заземляющими ножами. Все типы ограждений безопасности и
лестницы для подъема на площадки должны быть оборудованы блокировками,
обеспечивающими возможность открывания ограждений, приведения лестниц в рабочее
положение только при включенных заземляющих ножах линейного и шинного
разъединителей. Блокировочные устройства, кроме механических, должны быть
постоянно опломбированы.
Устройства блокировок должны быть приняты в эксплуатацию
комиссией дистанции электроснабжения.
Порядок действий оперативного персонала при неисправности
блокировочных устройств должен быть определен местными инструкциями.
1.1.9. Все работы в электроустановках должны выполняться в
соответствии с требованиями ПТБ.
1.1.10. Каждая электроустановка должна быть укомплектована
противопожарными средствами в соответствии с Нормами обеспечения
противопожарным оборудованием объектов тягового электроснабжения ( приложение 7).
1.1.11. Эксплуатация опор, металлоконструкций, прожекторных
мачт осуществляется согласно Руководству по оценке несущей способности и
содержанию металлических опорных конструкций контактной сети и прожекторных
мачт от 30.03.92 г. № ЦЭТ/39.
1.1.12. Границы обслуживания и разделение ответственности
между персоналом ЭЧЭ, РРУ, ЭЧК при эксплуатации электроустановок, перечисленных
в п.
1.1.2, утверждаются начальником дистанции электроснабжения.
1.1.13. Для определения трудозатрат на техническое
обслуживание и ремонты, технического обеспечения и технологии проведения работ
следует руководствоваться типовыми нормами времени на техническое обслуживание,
текущие и капитальные ремонты, периодические испытания оборудования и устройств
тяговых подстанций и постов секционирования.
1.2. Техническое обслуживание и ремонт.
1.2.1. При организации эксплуатации электроустановок
рекомендуется применять прогрессивные методы технического обслуживания (ТО) и
ремонта, позволяющие повысить производительность труда и качество выполненных
работ:
централизованный метод
— метод ТО и ремонта электроустановок специализированным персоналом и
средствами одного подразделения предприятия;
кустовой метод
эксплуатации электроустановок;
вахтовый метод в
условиях зараженных районов, районах с тяжелыми климатическими условиями.
Метод обслуживания тяговых подстанций устанавливается
начальником дистанции электроснабжения в зависимости от типа подстанции,
количества и категорийности районных нагрузок, местных условий и утверждается
службой электроснабжения дороги.
1.2.2. Исправность и работоспособность оборудования
электроустановок должна обеспечиваться системой планово-предупредительных
ремонтов электроустановок (ППР), предусматривающей все необходимые виды ТО и
ремонтов с установленной периодичностью.
1.2.3. Все виды ТО и ремонтов, выполняемые в определенной
последовательности, в соответствии с требованиями нормативно-технической
документации и в наименьший повторяющийся интервал времени, составляют
структуру ремонтного цикла (РЦ). РЦ выражается в годах календарного времени.
1.2.4. Для каждой электроустановки должен быть составлен
годовой график ППР, увязанный с ремонтным циклом каждого вида оборудования. На
основании этого графика составляют месячные планы работ. График ППР и месячный
план утверждает начальник дистанции электроснабжения или его заместитель.
Техническое обслуживание и ремонт оборудования допускается проводить по его
состоянию и рекомендуется широко внедрять этот принцип при наличии в
электроустановке или оборудовании необходимых устройств диагностики (переносных
или встроенных).
1.2.5. Инструкция регламентирует
объемы, нормы и периодичность следующих операций ТО и ремонта:
осмотров;
опробований;
испытаний (проверок);
текущих ремонтов;
неплановых ремонтов;
капитальных ремонтов.
Для некоторых типов оборудования предусматривается
внеочередной ремонт.
1.2.6. Осмотры планируют как самостоятельную операцию для
большинства оборудования. Во время осмотра проверяют состояние оборудования,
выявляют дефекты эксплуатации, нарушения требований техники безопасности,
уточняют состав и объем работ, подлежащих выполнению при очередном ремонте.
При осмотре необходимо проверять наличие, состояние надписей
(табличек), указывающих назначение присоединения, соответствие надписей
диспетчерскому наименованию, соответствие сигнализации (местной и на щите
управления) истинному положению оборудования.
Периодичность проведения осмотров приведена в приложении 2.
Результаты осмотра с обнаруженными неисправностями
оборудования и замечаниями записывают в книгу осмотров и неисправностей.
1.2.7. Испытания (проверки) преследуют цель выявления
скрытых дефектов оборудования и контроля за эксплуатационной надежностью и
безопасностью обслуживания оборудования в период между двумя очередными
ремонтами.
При проведении испытаний следует руководствоваться
методическими указаниями, изложенными в приложении Э1 ПТЭ и ПТБ.
Испытания включают в объем текущего, внеочередного,
непланового и капитального ремонтов при совпадении времени их выполнения. Если
сроки их проведения отличаются от сроков производства ремонтов, то назначают
межремонтные испытания.
Для некоторых специфических типов оборудования нормы
испытаний приводятся в настоящей Инструкции.
1.2.8. Эксплуатационное опробование проводится с целью
определения исправности и работоспособности коммутационного оборудования,
защит, устройств автоматики и телемеханики.
Опробование работы коммутационного оборудования и аппаратуры
защит, автоматики, телемеханики проводят после любого вида ремонта или
испытаний. Опробование осуществляется трехкратной подачей команды
«включить» и «отключить» (непосредственно или косвенно) на
собранное в работу присоединение.
Периодичность эксплуатационного опробования приводится в
соответствующих разделах настоящей Инструкции.
1.2.9. Ремонты оборудования проводят с целью восстановления
его исправности или работоспособности и восстановления ресурса до очередного
ремонта.
Ремонты подразделяются на:
плановые —
проводимые в соответствии с требованиями нормативно-технической документации
независимо от технического состояния оборудования в момент начала ремонта;
неплановые —
проводимые с целью устранения последствий отказов в работе оборудования и
защит, повреждений оборудования аварийными токами, атмосферными и
коммутационными воздействиями, механических повреждений, течи масла.
1.2.10. Виды плановых ремонтов:
текущий ремонт —
обеспечивает поддержание оборудования в работоспособном состоянии в период
гарантированной наработки до очередного планового ремонта путем чистки,
проверки, замены быстроизнашиваемых частей, наладки;
внеочередной ремонт
— назначается при выработке оборудованием нормированного нормативно-технической
документацией и настоящей Инструкцией механического или коммутационного
ресурса;
капитальный ремонт
— выполняется с целью восстановления исправности и полного или близкого к
полному восстановлению ресурса оборудования. При этом производят полную
разборку оборудования или вскрытие, восстановление или замену изношенных
деталей, обмоток, узлов и др., выполняют регулирование, наладку и полную
программу испытаний согласно эксплуатационной документации с доведением всех
характеристик и параметров оборудования до номинальных паспортных данных с
обеспечением работоспособности на период гарантийной наработки до очередного
капитального ремонта.
Капитальный ремонт может проводиться на месте установки
оборудования или в специализированных организациях.
Работы, выполненные при капитальном ремонте оборудования
подрядчиком, принимаются по акту комиссией под председательством начальника
дистанции электроснабжения или его заместителя.
Ремонт любого вида должен сопровождаться выдачей
определенных гарантий на последующий срок эксплуатации или наработку
оборудования.
При проведении ремонтов рекомендуется применять прогрессивные
методы, позволяющие повысить индустриализацию технологических процессов:
обезличенный метод
— при котором не сохраняется принадлежность восстановленных составных частей к
определенному изделию;
агрегатный метод —
при котором неисправные агрегаты, блоки заменяют новыми или заранее
отремонтированными.
1.2.11. Объемы технического обслуживания и ремонта
оборудования приведены в соответствующих разделах Инструкции.
Периодичность текущего и капитального ремонтов и испытаний
приведена в приложении 2.
1.2.12. В зависимости от местных условий с разрешения
начальника службы электроснабжения допускается изменение периодичности
проведения технического обслуживания и ремонта.
1.2.13. Результаты всех работ по ТО и ремонту оформляют
соответствующими протоколами.
Изменения, сделанные при ремонтах оборудования, заносят в
технический паспорт тяговой подстанции и в дело с технической документацией на
соответствующее оборудование. Изменения, внесенные в схемы релейной защиты,
управления и автоматики, отражают во всех экземплярах принципиальных и
монтажных схем и доводят до сведения начальника подстанции и обслуживающего
персонала.
Изменения в схемах первичной и вторичной коммутации
понизительных и тяговых трансформаторов, фидеров контактной сети постоянного и
переменного тока допускаются с разрешения начальника службы электроснабжения.
На остальных присоединениях — с разрешения начальника дистанции
электроснабжения или его заместителя.
1.2.14. При повреждениях или отказах оборудования, вызвавших
брак в работе, производится расследование с составлением акта формы ЭУ-92.
При расследовании должны быть установлены: причины
повреждений, дефекты оборудования, правильность работы устройств защиты,
автоматики и действий оперативного персонала, виновные лица, разработаны
мероприятия, предотвращающие подобные повреждения. Лицо, ответственное за
эксплуатацию электроустановки, в трехдневный срок составляет акт повреждения и
направляет его в дистанцию электроснабжения. После соответствующего анализа и
оформления акт в декадный срок направляют в службу электроснабжения дороги.
Классификация повреждений производится в соответствии с указаниями ЦЭ МПС.
При автоматизированной обработке информации на каждое
повреждение составляют карточку отказа.
1.2.15. ТО и ремонт оборудования, находящегося в резерве
(выведенного или не введенного в число действующих), проводят в объемах и в
сроки, устанавливаемые местными инструкциями.
2. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ
УСТРОЙСТВА (РУ) НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1000 В
2.1. При осмотре РУ и здания тяговой подстанции проверяют:
состояние помещения, исправность дверей и окон, наличие и
исправность замков и ключей;
состояние оборудования, ошиновки, контактных соединений,
поддерживающих конструкций, кабельных муфт;
исправность отопления и вентиляции;
исправность освещения и цепей заземления;
наличие и состояние защитных и противопожарных средств;
уровень, температуру и давление масла, отсутствие течи в
аппаратах;
состояние кабельных каналов;
состояние рубильников щитков низкого напряжения;
целостность пломб у счетчиков и реле;
состояние изоляции (запыленность, наличие трещин, разрядов);
исправность системы общеподстанционной сигнализации и
сигнализации от проникновения в здание тяговой подстанции посторонних лиц;
наличие и состояние средств пожаротушения;
соответствие собранной схемы нормально установленной для
осматриваемого РУ.
2.2. Сборные и соединительные шины.
2.2.1. При осмотре проверяют:
общее состояние шин;
цвет термоиндикаторных красок;
положение сигнализаторов превышения температуры в контактных
соединениях.
2.2.2. При испытаниях производят:
2.2.2.1. проверку нагрева болтовых контактных соединений;
2.2.2.2. измерение переходного сопротивления болтовых
контактных соединений;
2.2.3. При текущем ремонте выполняют: удаление пыли;
проверку узлов крепления и их подтяжку.
2.2.4. Неплановый ремонт производят при обнаружении
перегрева контактных соединений.
2.2.5. Объем капитального ремонта определяется состоянием
объектов и результатами испытаний.
2.2.6. Технические указания.
2.2.6.1. Проверку нагрева болтовых контактных соединений
производят при наибольшем токе нагрузки визуально в ночное время суток, с
помощью стационарных или переносных термоиндикаторов и средств инфракрасной
техники.
2.2.6.2. Измерения по п. 2.2.2.2 производят у шин на ток
1000 А и более, за контактами которых отсутствует контроль в процессе
эксплуатации, а также у контактных соединений РУ-35 кВ и выше. Измерения
производят на постоянном токе методом определения падения напряжения на
контактах. Сопротивление участка шин в месте контактного соединения не должно
превышать сопротивление участка шин такой же длины и такого же сечения более
чем в 1,0 раз.
2.2.6.3. Опрессованное соединение бракуют, если:
геометрические размеры (длина и диаметр опрессованной части)
не соответствуют требованиям действующих инструкций по монтажу соединительных
зажимов;
на поверхности соединителя или зажима имеются трещины;
кривизна опрессованного соединителя превышает 3% его длины;
стальной сердечник опрессованного соединителя расположен
несимметрично.
2.2.6.4. Сварное соединение бракуют, если:
имеется пережог провода наружного повива или нарушение
сварки при перегибе соединительных проводов;
усадочная раковина в месте сварки имеет глубину более 1/3
диаметра проводов, а для сталеалюминиевых проводов сечением 150-600 мм2
— более 6 мм.
Швы сварных соединений жестких шин не должны иметь трещин,
кратеров и непроваров длиной более 10% длины шва при глубине более 15% толщины
свариваемого металла. Суммарное значение непроваров, подрезов, газовых пор,
окисных и других включений сварных шин из алюминия в каждом рассматриваемом
сечении должны быть не более 15% толщины свариваемого металла.
2.3. Подвесные и опорные изоляторы.
2.3.1. При осмотрах проверяют состояние изоляторов (наличие
сколов, трещин, следов перекрытий, разрядов).
2.3.2. При испытаниях производят:
2.3.2.1. измерение сопротивления изоляции мегаомметром 2500
В;
2.3.2.2. испытание повышенным напряжением промышленной
частоты опорных одноэлементных изоляторов;
2.3.2.3. контроль многоэлементных изоляторов под напряжением
с помощью штанги или других средств диагностики на базе инфракрасной техники.
2.3.3. При текущем ремонте выполняют: удаление пыли с
поверхности изоляторов; очистку загрязненных изоляторов; проверку исправности
узлов крепления;
проверку отсутствия трещин и сколов фарфора изоляторов;
состояние армировки изоляторов; устранение мелких неисправностей.
2.3.4. Капитальный ремонт назначается по результатам
испытаний.
2.3.5. Технические указания.
2.3.5.1. Испытания по пп. 2.3.2.1, 2.3.2.3 производят при
положительной температуре окружающего воздуха.
2.3.5.2. Нормы распределения напряжения в зависимости от
числа и типа изоляторов приведены в ПТЭ. Сумма напряжений, измеренных на
элементах изоляторов, смонтированных на металлических и железобетонных
конструкциях и опорах, не должна отличаться более чем на ±10% от фазного
напряжения установки.
2.4. Устройства защиты от перенапряжений.
2.4.1. При осмотре разрядников проверяют внешнее их
состояние, исправность присоединяющих и заземляющих шин, фиксируют показания
счетчиков регистраторов срабатывания.
У разрядников обращают особое внимание на положение
регистратора срабатывания. Разрядники осматривают в бинокль, при этом
проверяют, не имеет ли трубка трещин или следов перекрытия, не сорван ли
наконечник.
2.4.2. При испытаниях разрядников
производят:
2.4.2.1. измерение мегаомметром на напряжение 2500 В
сопротивления разрядника;
2.4.2.2. измерение сопротивления изоляции изолирующих
оснований разрядников;
2.4.2.3. измерение тока проводимости (тока утечки);
2.4.2 А. измерение пробивных напряжений при промышленной
частоте;
2.4.2.5. проверку герметичности разрядников.
При испытаниях трубчатых разрядников измеряют внешний
искровой промежуток, проверяют правильность расположения зон выхлопа, специальными
щупами проверяют прочность заделки металлических наконечников, состояние
лакового покрытия, измеряют внутренний диаметр в зоне наибольшего выгорания и
длину внутреннего промежутка.
2.4.3. При текущем ремонте разрядников выполняют: запись
показаний регистратора срабатываний;
проверку состояния разрядников, исправности присоединяющих и
заземляющих шин, всех креплений и экранных колец, целостности фарфоровых
покрышек опорных изоляторов, изолирующих оттяжек, отсутствие на поверхности
разрядников сильных загрязнений или ржавых натеков, отсутствие смещений и
сдвигов армировочных фланцев по цементным швам и растрескивания эмалевых
покрытий этих швов;
очистку от загрязнений поверхности фарфоровых рубашек
опорных изоляторов и изолирующих оттяжек;
восстановление эмалевых покрытий на цементных швах, окраски
фланцев и соединяющих шин;
проверку целостности и правильности действия регистраторов
срабатывания;
замену перегоревших плавких вставок.
У разрядников РВПК, РВБК, РРА, РБК открывают и очищают
дугогасительные камеры.
Разрядники, состояние которых оказалось неудовлетворительным
(открытый или смещенный предохранительный клапан, глубокие трещины в
армировочных швах, большие сколы или трещины на фарфоровых рубашках и др.),
должны быть заменены исправными.
Трубчатый разрядник заменяют новым, если внутренний диаметр,
замеренный при испытаниях, превышает первоначальный более чем на 40%.
Если в процессе ремонта производилось вскрытие разрядника,
то он должен быть после ремонта испытан в объеме п. 2.4.2.
2.4.4. Неплановые ремонты производят по результатам
испытаний в случае неисправностей, возникающих в процессе эксплуатации.
Неплановые испытания выполняют, если наблюдаются более
частые срабатывания разрядников по сравнению с подобными, работающими в
аналогичных условиях.
2.4.5. При капитальном ремонте разрядников производят их
разборку, чистку, ремонт или замену неисправных элементов.
Ремонтные работы необходимо производить в специализированных
мастерских. Эффективно применение агрегатного метода ремонта. После
капитального ремонта производят испытания согласно п. 2.4.2.
2.4.6. Технические указания.
2.4.6.1. Для защиты от перенапряжений со стороны контактной
сети к фидерам постоянного тока 3,3 кВ подключают разрядники РМБВ, РМВУ, РВКУ.
Подключение осуществляется через роговой разрядник,
используемый в качестве предохранителя, с расстоянием между электродами 30+2
мм и плавкой вставкой из медной проволоки диаметром 0,4+0,6 мм.
Разрядник типа РВКУ-3,ЗБ01 подключают через плавкую вставку,
закрепленную на роговом разряднике и состоящую из двух медных проволок
диаметром 0,7 мм.
Разрядники, как правило, устанавливают на выходные опоры
фидеров 3,3 кВ и заземляют так же, как эти опоры.
Разрядники, установленные на фасаде здания, заземляют на
внутренний контур подстанции.
2.4.6.2. Испытания вентильных разрядников проводят при
температуре не ниже +10° С. При температурах наружного воздуха менее +10° С
разрядники перед испытаниями должны быть прогреты при помощи воздуходувок или
занесены в помещение на время не менее 10 ч.
2.4.6.3. Значение тока проводимости, измеренного при
температуре окружающего воздуха, отличающейся от +20° С, приводят к этой
температуре по формуле:
где tзам — температура, при
которой проводилось измерение, °С;
Iизм — ток проводимости,
измеренный при tзам, А.
Знак минус в скобках используется в случае, если температура
tзам выше +20°С, знак плюс — при температуре ниже
+20°С.
2.4.6 А. У большинства типов разрядников величина
сопротивления изоляции, измеряемая мегаомметром, не нормируется, но должна
сопоставляться с предыдущими результатами или с данными заводских измерений.
Сопротивление изоляции разрядника (элемента) не должно
отличаться более, чем на 30% от предыдущих измерений в эксплуатации или данных
приемо-сдаточных испытаний.
2.4.6.5. Значения токов проводимости (утечки), пробивного
напряжения разрядников приведены в табл.
2.1.
2.4.6.6. Измерения тока проводимости должны производиться
строго по заводской методике с применением эталонного конденсатора, значение
емкости которого дано в табл. 2.2.
2.5. Разъединители, отделители, короткозамыкатели.
2.5.1. При их осмотрах проверяют состояние: контактов,
изоляторов, приводов, поддерживающих конструкций, заземлений, блокировок
безопасности.
2.5.2. В зимний период при температурах ниже -25°С 1 раз в
месяц проводят эксплуатационное опробование работы отделителей и
короткозамыкателей при отключенном напряжении с данного присоединения.
При гололеде производят неплановые осмотры и опробования.
2.5.3. При испытаниях разъединителей,
отделителей и короткозамыкателей производят:
2.5.3.1. измерение сопротивления изоляции поводков и тяг,
выполненных из органических материалов, многоэлементных изоляторов, вторичных
цепей, обмоток включающей и отключающей катушек;
2.5.3.2. испытание повышенным напряжением промышленной
частоты изоляторов разъединителей, короткозамыкателей и отделителей, изоляции
вторичных цепей и обмоток включающей и отключающей катушек;
2.5.3.3. контроль многоэлементных изоляторов под рабочим
напряжением с помощью штанги или других диагностических средств;
2.5.3.4. измерение сопротивления постоянному току контактов,
главных ножей, обмоток включающей и отключающей катушек;
2.5.3.5. измерение усилия вытягивания ножа из неподвижного
контакта разъединителя и отделителя;
Таблица 2.1
Допустимые токи проводимости и пробивные напряжения разрядников
|
Тип элемента разрядника |
Значение испытательного |
Ток проводимости (утечки) |
Пробивное напряжение при |
|
РВО-6, РВП-6 |
6 |
6 |
16,0-19,0 |
|
РВО-10, РВП-10 |
10 |
6 |
26,0-30,5 |
|
РВО-35 |
42 |
70-130 |
78,0-98,0 |
|
РВС-15 |
16 |
400-620 |
38,0-48,0 |
|
РВС-20 |
20 |
400-620 |
49,0-60,5 |
|
РВС-301 |
24 |
400-620 |
50,0-62,5 |
|
РВС-332 |
32 |
400-620 |
|
|
РВС-35 |
32 |
400-620 |
78,0-98,0 |
|
РВС-353 |
32 |
180-360 |
|
|
РВМ-10 |
10 |
500-650 |
25,0-30,0 |
|
РВМ-15 |
18 |
540-660 |
35,0-43,0 |
|
РВМ-20 |
24 |
500-700 |
47,0-56,0 |
|
РВМ-35 |
18 |
500-700 |
38,0-15,0 (элемент) |
|
РМВУ-3,3 |
4 |
70-130 |
7,4-9,2 |
|
Группа Б |
|||
|
РВПК-3,3 |
4 |
5 |
7,5-8,5 |
|
РВВМ-3 |
4 |
400-620 |
7,5-9,5 |
|
РВКУ-3,3А01 |
4 |
170-220 |
5,3-6,0 |
|
РВКУ-3,3А101 |
4 |
170-220 |
5,0-6,0 |
|
РВКУ-3,3Б01 |
4 |
170-220 |
6,0-7,1 |
|
РВКУ-1,65Г01 |
2 |
Не более 6 |
4,0-4,6 |
|
РВКУ-1,65Д01 |
2 |
Не более 6 |
3,4-4,0 |
|
Примечания : 1. Элемент разрядников РВС-ПО и РВС-220, 2. Элемент разрядников РВС-ПО и РВС-220, 3. Разрядники, выпускаемые |
Таблица 2.2
Величины сглаживающей емкости
|
Тип разрядника |
Номинальное напряжение, кВ |
Наименьшее значение |
|
РВРД |
3-500 |
0,20 |
|
РВС |
15-20 |
0,05 |
|
РВС |
33-35 |
0,03 |
|
РВМГ |
110-500 |
0,20 |
|
РВМ |
3-35 |
0,20 |
|
РВТ |
3-500 |
0,20 |
При испытании разрядников РВВМ-3 и
РМБВ сглаживающая емкость должна быть не менее 0,6 мкФ.
2.5.3.6. проверку работы моторного привода;
2.5.3.7. определение времени движения подвижных частей
короткозамыкателей и отделителей.
2.5.4. При текущем ремонте выполняют:
чистку изоляторов и ножей;
проверку креплений и подтяжку контактов ошиновки;
смену изоляторов с нарушенной армировкой или трещинами;
смену изношенных деталей;
зачистку, шлифовку и смазку контактов и трущихся частей;
чистку приводов;
проверку работы подогрева привода;
измерение сопротивления изоляции вторичных цепей приводов
включающей и отключающей катушек ОД и КЗ.
2.5.5. Неплановый ремонт проводят при отказе в работе
короткозамыкателя-отделителя, моторного привода, поломке изоляторов. Объем
ремонта определяется объемом неисправности.
2.5.6. При капитальном ремонте производятся:
полная разборка всех деталей и узлов разъединителя,
отделителя, короткозамыкателя и их приводов;
промывка, очистка от старой смазки всех деталей и узлов;
осмотр изоляторов, восстановление влагостойкого покрытия
цементных швов армировки;
смазка трущихся деталей;
регулировка ОД на одновременность включения ножей;
регулировка привода.
После капитального ремонта производятся испытания по п.
2.5.3.
2.5.7. Технические указания.
2.5.7.1. Испытание повышенным напряжением промышленной
частоты (1 кВ) изоляции вторичных цепей и обмоток включающей и отключающей
катушек может быть заменено испытанием мегаомметром на 2500 В.
2.5.7.2. Проверку работы короткозамыкателя, отделителя и
разъединителя, имеющего электрический привод, производят путем трехкратного
включения и отключения при номинальном напряжении оперативного тока.
Минимальное напряжение срабатывания катушек отключения привода разъединителя,
отделителя и катушек включения привода короткозамыкателя должно быть не менее
35% номинального, а напряжение их надежной работы — не более 65% номинального.
2.6. Вводы и проходные изоляторы.
2.6.1. При осмотрах проверяют:
отсутствие механических повреждений;
искрений;
потрескиваний;
уровень и давление масла в маслонаполненных вводах;
отсутствие течи масла;
цвет индикаторного силикагеля.
2.6.2. При испытаниях производят:
2.6.2.1. измерение сопротивления изоляции;
2.6.2.2. измерение тангенса угла диэлектрических потерь;
2.6.2.3. испытание повышенным напряжением промышленной
частоты;
2.6.2.4. испытание трансформаторного масла из негерметичных
маслонаполненных вводов;
2.6.2.5. проверку качества уплотнения вводов (производят у
маслонаполненных негерметичных вводов на напряжение 110 кВ и выше созданием
избыточного давления масла 1 кгс/см2).
2.6.3. При текущем ремонте выполняют: очистку поверхности
фарфора от пыли;
контроль за состоянием индикаторного силикагеля в
воздухоосушителе;
проверку уплотнений, контактных соединений, давления в
герметичных вводах;
доливку трансформаторного масла (с электрической прочностью
не ниже 50 кВ).
2.6.4. Неплановый ремонт проводится при обнаружении
механических повреждений вводов и проходных изоляторов, течи масла в
маслонаполненных вводах.
2.6.5. Объем капитального ремонта определяется по
результатам испытаний.
После капитального ремонта проводят испытания в объеме п.
2.6.2.
2.6.6. Технические указания.
2.6.6.1. Для заливки во вводы после ремонта должно
использоваться трансформаторное масло с диэлектрической прочностью не ниже 50
кВ и тангенсом угла диэлектрических потерь при 20° С не более 0,3%. Негерметичные
вводы после заливки масла должны находиться под разрежением не более 10 мм
рт.ст. не менее 2 ч при номинальном напряжении ввода 110 кВ и не менее 6 ч при
номинальном напряжении 220 кВ.
2.6.6.2. При определении тангенса угла диэлектрических
потерь вводов измерения должны производиться при напряжении 10 кВ между
токоведущим стержнем и измерительным выводом, а также при напряжении 2,5 кВ
между измерительным выводом и соединительной втулкой.
2.7. Масляные выключатели.
2.7.1. При осмотрах масляных выключателей проверяют:
внешнее состояние выключателя и привода;
отсутствие загрязнений, видимых сколов и трещин изоляторов;
состояние наружных контактных соединений;
уровень и отсутствие течи масла в полюсах выключателя;
исправность заземлений;
работу подогрева выключателя и привода (в период низких
температур);
показания счетчика числа аварийных отключений.
2.7.2. Эксплуатационное опробование работы масляных и
вакуумных выключателей производят:
при отсутствии сигнализации и сомнении в готовности
выключателя к работе;
после каждого ремонта выключателя.
2.7.3. При испытаниях масляных
выключателей производят:
2.7.3.1. измерение сопротивления постоянному току контактов
масляного выключателя, обмоток включающей и отключающей катушек;
2.7.3.2. измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и
обмоток включающей и отключающей катушек;
2.7.3.3. проверку времени движения подвижных частей
выключателя;
2.7.3.4. испытание трансформаторного масла из бака
выключателя;
2.7.3.5. оценку состояния внутрибаковой изоляции баковых
масляных выключателей 35 кВ и дугогасительных устройств;
2.7.3.6. испытание встроенных трансформаторов тока;
2.7.3.7. измерение хода подвижной части выключателя, вжима
контактов при включении, контроль одновременности замыкания и размыкания
контактов;
2.7.3.8. проверку действия механизма свободного расцепления;
2.7.3.9. испытание повышенным напряжением промышленной
частоты изоляции выключателей;
2.7.3.10. испытание повышенным напряжением изоляции
вторичных цепей и обмоток включающей и отключающей катушек;
2.7.3.11. измерение сопротивления изоляции подвижных и
направляющих частей, выполненных из органических материалов;
2.7.3.12. проверку срабатывания привода при пониженном
напряжении;
2.7.3.13. опробование выключателя трехкратным включением и
отключением.
2.7.4. При текущем ремонте масляных
выключателей выполняют:
внешний осмотр выключателя и привода;
протирку изоляторов и наружных частей выключателя;
проверку исправности маслоуказательных устройств;
проверку надежности контактных и механических соединений;
проверку исправности масляного и пружинного буферов привода;
замену смазки в доступных местах;
доливку трансформаторного масла (при необходимости);
испытания по пп. 2.7.3 (1, 2, 4, 13).
При текущем ремонте масляных выключателей типа ВМК и ВМУЭ,
кроме работ, указанных в п. 2.7.4, производят:
осмотр и чистку внутренних частей выключателя;
зачистку или замену контактов;
протирку изолирующих тяг и внутренних поверхностей опорных
покрышек;
испытания повышенным напряжением изолирующей тяги;
промывку основания выключателя маслом (2-3 раза);
заливку выключателя сухим маслом.
2.7.5. Неплановый ремонт масляных выключателей производят:
после отказа в работе;
при обнаружении течи масла из бака выключателя;
у маломасляных выключателей при обнаружении течи масла из
трещин или заделки фарфора;
при обнаружении механических повреждений.
Объем работ определяется характером и объемом повреждения.
2.7.6. Внеочередной ремонт масляных выключателей производят
после выработки выключателем механического ресурса или нормированного допустимого
количества операций по коммутационной износостойкости (табл. 2.3, 2.4).
Коммутационный ресурс для часто переключаемых выключателей
преобразовательных агрегатов определяется числом коммутаций рабочего тока и
составляет для металлокерамических контактов 1000 операций, для медных
контактов — 250 операций.
При наличии сумматоров-фиксаторов отключаемых токов
необходимость внеочередного ремонта определяется по допустимому значению
суммарного коммутируемого тока ( табл.
2.5).
Таблица 2.3
Механический ресурс масляных выключателей
|
№п/п |
Тип выключателя |
Количество циклов |
|
1 2 3 4 5 6 |
ВМТ-220,ВМТ-110 МКП-110 ВМК, ВМУЭ ВМП-10 ВМГ-10, ВКЭ-10 ВМПЭ-10 |
5300 500 2000 2500 2000 500 |
Таблица 2.4
Коммутационный ресурс масляных выключателей
|
№ п/п |
Тип выключателя |
Коммутируемый ток |
Количество операций |
|
1 |
ВМТ -220, ВМТ -110 |
I=(0,6-1) I о . ном |
8 |
|
I=(0,3-0,6) I о . ном |
18 |
||
|
I=I о . ном |
400 |
||
|
2 |
МКП -110 |
I=(0,6-1) I о . ном |
10 |
|
I=(0,3-0,6) I о . ном |
14 |
||
|
I=I о . ном |
140 |
||
|
3 |
ВМУЭ -35 |
I=(0,6-1) I о . ном |
8 |
|
I=(0,3-0,6) I о . ном |
12 |
||
|
I=I о . ном |
300 |
||
|
4 |
ВМК -35 |
I=(0.6-1) I о . ном |
10 |
|
I=(0,3-0,6) I о . ном |
15 |
||
|
I=I о . ном |
250 |
||
|
5 |
МКП -35, ВМД -35 |
I=(0,6-1) I о . ном |
10 |
|
I=(0,3-0,6) I о . ном |
15 |
||
|
I=0,41 I о . ном |
20 |
||
|
6 |
ВМУЭ -27,5 |
I=(0,6-1) I о . ном |
12 |
|
I=(0,3-0,6) I о . ном |
21 |
||
|
I=I о . ном |
300 |
||
|
7 |
ВМК -27,5 |
I=3,5 кА |
15 |
|
8 |
ВМО -35 |
I=3,5 кА |
30 |
|
9 |
ВМПЭ -10-31,5 |
I=(0,3-0,6) I о . ном |
12 |
|
ВКЭ -10-31,5 |
I=(0,6-1) I о . ном |
7 |
|
|
10 |
ВМГ -10, ВМГ -133 |
I=(0,6-1) I о . ном |
6 |
|
ВМП -10 |
I=(0,4-0,6) I о . ном |
10 |
|
|
I=(0,2-0,4) I о . ном |
15 |
||
|
I=(0,l-0,2) I о . ном |
30 |
||
|
11 |
ВМПЭ -10-20 |
I=(0,6-1) I о . ном |
10 |
|
ВКЭ -10-20 |
I=(0,3-0,6) I о . ном |
17 |
|
|
Примечание : I о.ном — номинальный ток отключения, кА. |
Таблица 2.5
Коммутационный ресурс масляных выключателей по суммарному коммутируемому
току
|
№ п/п |
Тип выключателя |
Суммарный коммутируемый |
|
1 2 3 4 5 б 7 |
ВМТ-220,ВМТ-110 МКП-110 ВМУЭ-35, ВМО-35 ВМК-35, ВМП-10,ВМГ-10 ВМПЭ-10 |
190 200 200 100 80 120 150 |
Внеочередной ремонт производят в объеме текущего ремонта
(см. п. 2.7.4).
2.7.7. При капитальном ремонте масляных выключателей
производят:
разборку и ремонт всех узлов выключателя и привода;
проверку состояния пружин, болтов, гаек, шплинтов, крышки,
баков, подъемных и выхлопных устройств, предохранительных клапанов;
осмотр и очистку внутренних частей выключателей;
зачистку подвижного и неподвижного контактов, при
необходимости их замену;
замену камер и их деталей;
ремонт сигнальных и блокировочных контактов;
замену резиновых уплотнений;
обновление лакокрасочных покрытий (при необходимости);
заливку выключателя сухим трансформаторным маслом;
регулировку выключателя и привода;
испытания по п. 2.7.3;
опробование выключателя.
2.8. Вакуумные выключатели.
2.8.1. Объем и нормы испытаний
приведены в табл. 2.6.
2.8.2. При текущем ремонте
выключателей выполняют:
осмотр выключателя и привода;
протирку изоляторов и наружных частей выключателя;
подтяжку контактных и механических соединений, замену смазки
в доступных местах;
регулировку привода;
испытания в соответствии с табл. 2.6 (пп. 1, 2, 5).
Таблица 2.6
Объем и нормы
испытаний вакуумных выключателей
|
№ п/п |
Наименование испытания |
Нормы испытания |
Указания |
|
1 |
Измерение хода, провала и |
Полученные значения должны |
|
|
2 |
Измерение сопротивления |
Сопротивление изоляции |
Производится мегаом-метром |
|
3 |
Испытание повышенным напряжением |
Длительность испытания 1 |
Расстояние между |
|
4 |
Регулировка контактного |
Согласно заводским |
При |
|
5 |
Измерение сопротивления изоляции |
Длительность испытания 1 |
|
|
6 |
Измерение сопротивления |
Переходное сопротивление |
|
|
7 |
Контроль одновременности |
Разновременность замыкания |
|
|
8 |
Проверка собственного |
Полученные значения времени |
|
|
9 |
Проверка напряжения |
Производится в |
2.8.3. Внеочередной ремонт выключателей производят после
выработки механического или нормированного допустимого количества операций по
коммутационному ресурсу ( табл. 2.7).
При внеочередном ремонте вакуумных выключателей после
использования коммутационного ресурса кроме работ, приведенных в п.
2.8.2, выполняют:
замену дугогасительных камер;
испытания по табл. 2.6.
Внеочередной ремонт выключателей после использования
механического ресурса выполняется в объеме п. 2.8.2.
2.8.4. При капитальном ремонте вакуумных выключателей, кроме
работ, указанных в п. 2.8.2, выполняют:
разборку и ремонт всех узлов выключателя; замену
износившихся деталей; испытания в полном объеме п. 2.8.1.
Капитальный ремонт дугогасительных камер не производится,
они подлежат замене.
2.9. Технические указания по обслуживанию масляных и
вакуумных выключателей.
2.9.1. Электроподогрев приводов, полюсов (баков) выключателей
должен автоматически включаться при понижении температуры окружающего воздуха
ниже указанной в инструкции по эксплуатации выключателя, но обязательно при
температуре -25° С.
2.9.2. Изоляцию масляных выключателей 27,5 кВ испытывают
напряжением 72 кВ промышленной частоты в течение 1 мин.
2.9.3. Электрическую прочность тяг масляных выключателей ВМК
и ВМУЭ испытывают напряжением 80 кВ промышленной частоты в течение 1 мин. При
этом не должно быть перекрытий и ощутимого нагрева тяги.
2.9.4. Минимальное напряжение срабатывания катушек
отключения приводов масляного и вакуумного выключателя должно быть не менее 35%
номинального, а напряжение их надежной работы — не более 60% номинального.
Напряжение надежной работы контакторов масляного выключателя должно быть не более
80% номинального.
2.9.5. Перед вводом вакуумного
выключателя в эксплуатацию производят тренировку дугогасительных вакуумных
камер путем постепенного повышения напряжения от нуля до испытательного
напряжения. При возникновении пробоев в камере при напряжении менее
испытательного делают выдержку до прекращения пробоев и только после этого
повышают напряжение до испытательного.
Таблица
2.7
Механический и коммутационный ресурс вакуумных выключателей
|
№ п/п |
Тип выключателя |
Механический ресурс циклов |
Коммутационная |
|
|
Коммутируемый ток |
Допустимое количество |
|||
|
1 |
ВВЛ -35-16/630 |
20000 |
I=I о . ном |
50 |
|
I=I . ном |
20000 |
|||
|
2 |
ВВФ -27,5/1250 |
20000 |
I=I о . ном |
30 |
|
I=I ном |
10000 |
|||
|
3 |
ВВК -27,5/1250 |
20000 |
I=I . ном |
20000 |
|
I=1,3 I о . ном |
1500 |
|||
|
I=8 I . ном |
300 |
|||
|
I=I о . ном |
45 |
|||
|
4 |
ВВВ -10-2/320 |
50000 |
I=I о . ном |
10 |
|
I=0,45 I о . ном |
500 |
|||
|
I=I . ном |
50000 |
|||
|
5 |
ВВТЭ -10-10/630 |
20000 |
I=I о . ном |
30 |
|
ВВТП -10-10/630 |
I=0,6 I о . ном |
50 |
||
|
6 |
ВВТЭ -10-20/630 1000 |
20000 |
I=I . ном |
20000 |
|
I=I о . ном |
30 |
|||
|
ВВТП -10-20/630 1000 |
I=0,5 I о . ном |
50 |
||
|
I= I . ном |
20000 |
|||
|
7 |
ВВТЭ -10-12,5/630 |
40000 |
I= I . ном |
40000 |
2.9.6. Испытание повышенным напряжением вакуумных
выключателей проводят приложением испытательного напряжения двумя ступенями: до
1/3 от испытательного напряжения — толчком и далее плавно со скоростью 1 кВ в 1
с. После выдержки заданного испытательного напряжения в течение 1 мин. за время
около 5 с плавно снижают напряжение до значения, равного 1/3 или менее от
испытательного, после чего напряжение может быть отключено. При этом не должно
наблюдаться пробоя или повреждения изоляции (возникновение слабой кистевой
короны в воздухе допустимо).
2.9.7. Предварительную проверку износа контактов
дугогасительных камер вакуумных выключателей типа ВВФ-27,5 производят визуально
через смотровые лючки, расположенные на уровне траверсы и специальной гайки.
При уменьшении хода траверсы относительно головки
специальной гайки любой из камер более чем на 2 мм производят тщательное
измерение износа контактов при снятых фарфоровых покрышках.
2.10. Быстродействующие выключатели постоянного тока.
2.10.1. При осмотре на тяговых подстанциях без отключения
выключателей проверяют:
внешнее состояние выключателей и камер;
отсутствие следов подгаров и перекрытий;
показания счетчика числа аварийных отключений;
исправность заземления;
соответствие сигнализации положению выключателей;
нагрузку по килоамперметру.
2.10.2. При испытаниях выключателей
производят:
2.10.2.1. испытание повышенным напряжением;
2.10.2.2. измерение нажатия главных контактов;
2.10.2.3. измерение нажатия дугогасительных контактов;
2.10.2.4. измерение лимитирующих зазоров и расстояний;
2.10.2.5. измерение тока и напряжения держащей катушки;
2.10.2.6. измерение площади прилегания якоря к
магнитопроводу;
2.10.2.7. измерение площади прилегания главных контактов;
2.10.2.8. проверку работы механизма свободного расцепления;
2.10.2.9. проверку токов уставки прямым током;
2.10.2.10. проверку работы схемы управления.
2.10.3. Для выключателей типа ВАБ-43, установленных на тяговых
подстанциях, оборудованных устройствами для шунтирования реакторов (например,
УР-2), предусмотрен вид ТО — контроль технического состояния (КТС).
КТС включает в себя:
визуальный контроль состояния силовых, дугогасительных
контактов и устья камер, болтовых соединений ошиновки, выключателей и камер;
измерение технических параметров ( табл.
2.11, пп. 1-6) и сопоставление их с допустимыми в графе «до
ремонта»;
протирку частей выключателей и изоляторов.
КТС выключателя выполняется через 1000 кА суммарного
отключенного тока.
При отсутствии фиксатора-сумматора коммутируемого тока
суммарный отключенный ток определяется, как 1,5· n· Iуст, где n — число автоматических отключений
выключателей, Iуст
— ток уставки выключателей.
При выполнении КТС не допускаются изменение механических
параметров, регулировка выключателя.
2.10.4. При текущем ремонте выключателей выполняют: протирку
частей выключателей и изоляторов;
осмотр вторичных цепей, заземлений, реле;
проверку крепления ошиновки и исправности диодов в цепях
держащих катушек;
измерение лимитирующих зазоров;
осмотр и чистку дугогасительных камер (при необходимости);
смазку трущихся частей и поверхности прилегания якоря к
сердечнику у зуба защелки;
опробование дистанционного управления.
При текущем ремонте выключателей ВАБ-43, кроме
вышеперечисленных работ, производят:
ремонт дугогасительных камер;
испытания по п. 2.10.2.
2.10.5. Неплановый ремонт производят: после отказа
выключателя;
при повреждении дугогасительной камеры.
Неплановый ремонт проводят в объеме текущего ремонта.
2.10.6. Внеочередной ремонт производят:
для выключателей ВАБ-43 — по результатам КТС;
для выключателей АБ-2/4 с одним разрывом — после 40
отключений;
выключателей с двумя разрывами (ВАБ-28) или сдвоенных
АБ-2/3, АБ-2/4- после 80 отключений, а у выключателей АБ-2/4, АБ-2/3, ВАБ-2 —
при уменьшении зазора 8 на 0,5 мм.
При внеочередном ремонте выключателей выполняют работы в
объеме п. 2.10.4, а при необходимости производят разборку дугогасительных камер
и дополнительные испытания.
2.10.7. При капитальном ремонте выключателей, кроме работ,
указанных в п. 2.10.4, выполняют:
разборку и ремонт узлов выключателей; разборку камер или их
замену;
замену контактов (при необходимости); замену смазки всех
трущихся частей; проверку прилегания якоря к сердечнику; регулировку
выключателя.
2.11. Технические указания.
2.11.1. Испытания быстродействующих выключателей производят
повышенным напряжением переменного тока в течение 1 мин. согласно табл. 2.8.
При испытании опорных изоляторов необходимо отключать
держащую и включающую катушки, отсоединять сигнальную тягу и соединять их с
корпусом выключателя, концы катушек необходимо предварительно промаркировать.
После высоковольтных испытаний производят измерение сопротивления изоляции
цепей в собранном виде мегаомметром. Выводы держащих и включающих катушек
должны иметь надежную изоляцию, исключающую попадание высокого напряжения в
цепи управления.
2.11.2 Токи уставки выключателей проверяют прямым током у
вновь устанавливаемых выключателей на месте монтажа, после ремонта и
регулировки механической части, при нарушении болтовых соединений шин шунта.
Таблица 2.8
Испытательные напряжения промышленной частоты для изоляции
быстродействующих выключателей
|
№ п/п |
Характер испытаний |
Норма, кВ |
|
|
АБ-2/4, |
ВАБ-43 |
||
|
Испытания |
|||
|
1 |
включающей, держащей катушками и |
10,5 |
10,5 |
|
2 |
разомкнутыми главными |
10,5 |
10,5 |
|
3 |
разомкнутыми главными |
8,4 |
8,4 |
|
4 |
быстродействующим приводом |
— |
10,5 |
|
5 |
блок-контактами и |
10,5 |
10,5 |
|
6 |
разомкнутыми |
— |
2,1 |
|
7 |
опорными изоляторами и |
24,0 |
24,0 |
В остальных случаях токи уставки проверяют косвенным методом
с помощью калибровочной катушки, которая должна перед каждой настройкой
выключателя проверяться путем замера ее активного сопротивления и сравнения его
с предыдущими значениями.
2.11.3. Минимальные токи короткого замыкания определяют
расчетным путем и проверяют практически на действующей подвеске методом
искусственного металлического короткого замыкания.
Измеренный ток должен быть приведен к минимальному
напряжению на шинах 3,3 кВ и максимальной летней температуре с учетом
сопротивления дуги в месте короткого замыкания.
В процессе эксплуатации производят измерения фактических
токов к. з. с периодичностью не реже 1 раза в 5 лет (в зависимости от износа
контактных проводов). Измерения производят при одном работающем преобразователе
и одном питающем вводе. Экспериментальные измерения токов к. з. производят
также в случаях изменения сечения контактной подвески, мощности тяговых
подстанций, питающих данную фидерную зону, изменения схемы внешнего
электроснабжения и после капитального ремонта пути на участке.
Уставки выключателей выбирают таким образом, чтобы
обеспечивалось надежное отключение при коротком замыкании в наиболее удаленной
точке при нормальной и вынужденной схемах питания контактной сети (в случае
вывода из работы поста секционирования или одной смежной подстанции). В
последнем случае должна предусматриваться дополнительная (меньшая) уставка,
отключенная в нормальном режиме и вводимая, с изменением схемы, оперативным
персоналом по приказу энергодиспетчера или по телеуправлению.
2.11.4. Сдвоенные выключатели в ячейке фидера устанавливают
таким образом, чтобы при отключенном их положении под напряжением оставались
неподвижные контакты.
2.11.5. Чтобы обеспечить правильную полярность и исключить
ошибки при работе во вторичных цепях выключателей, в цепи держащих катушек
включают диоды. Выводы держащих катушек и перемычек к диодам присоединяют
пайкой. Места пайки покрывают лаком.
2.11.6. Килоамперметры устанавливают в ячейках фидеров 3,3
кВ.
2.11.7. Фидерные выключатели должны иметь однократное АПВ с
выдержкой времени 5-12 с, для фидеров тяговых подстанций, питающих главные пути
с обращением подвижного состава, оборудованного минимальной защитой, — 5-7 с.
Все выключатели фидеров 3,3 кВ тяговых подстанций должны
быть оборудованы испытателем короткого замыкания (ИКЗ), дающим запрет АПВ при
устойчивом коротком замыкании.
Уставку ИКЗ выбирают из конкретных условий в зависимости от
нагрузки фидерной зоны.
В целях надежного исключения АПВ на короткое замыкание
величина уставки ИКЗ должна быть не менее 10 Ом.
2.11.8. Для исключения перебросов дуги на заземленные
конструкции должны быть выдержаны расстояния, приведенные в табл. 2.9 и 2.10.
2.11.9. Коммутатор и клеммную сборку выключателя заключают в
металлический кожух, заземляют его на внутренний контур заземления подстанции
(поста секционирования, пункта параллельного соединения, пункта отопления
вагонов). Сечение заземляющего проводника — не менее 100 мм2 по
меди.
Таблица 2.9
Допустимые расстояния при установке быстродействующих выключателей
|
Расстояние, мм (не менее) |
Типы выключателей |
|
|
АБ-2/3, |
ВАБ-43 |
|
|
От камеры до заземленных подвижного контакта неподвижного контакта боковой стороны от верха камеры между выключателями |
600 400 500 1000 600 |
600 700 500 850 600 |
Таблица 2.10
Основные лимитирующие зазоры и расстояния выключателей
|
Показатели |
Характеристики |
||
|
ВАБ-2 |
АБ-2/4 |
ВАБ-28 |
|
|
Расстояние |
19-21 |
19-21 |
9-10 1 |
|
Контактное нажатие, кгс |
20-25 |
30-35 |
23-25 |
|
Зазор δ, мм |
4-5 |
1,5-2,5 |
1,4-2 2 |
|
Зазор |
4 |
4 |
— |
|
Примечания: 1. 2. |
2.11.10. После настройки всех механических и электрических
параметров выключателей ВАБ-43 выполняют приработочный цикл — 20 операций
«включить-отключить» без тока в главной цепи.
Если значение хотя бы одного параметра механической системы
после приработочного цикла вышло за пределы, указанные в табл. 2.11 (раздел
«после ремонта»), следует произвести повторную регулировку и проверку
выключателя.
Таблица 2.11
Контролируемые параметры выключателей типа ВАБ-43 и пределы их допустимых
значений перед вводом в эксплуатацию (после ремонта) и в процессе эксплуатации
(до ремонта)
|
№ п/п |
Наименование параметров |
Пределы допустимых |
|
|
после ремонта |
до ремонта |
||
|
1 |
Нажатие главных контактов, |
32-36 |
25-45 |
|
2 |
Нажатие дугогасительных |
12-14 |
5-20 |
|
3 |
Провал главного контактора |
2-2,4 |
0,5-3,0 |
|
4 |
Провал дугогасительного |
2,8-3,0 |
1,0-3,5 |
|
5 |
Зазор между |
4,0-4,5 |
2-5 |
|
6 |
Зазор между главными |
18-20 |
12-26 |
|
7 |
Зазор между подвижными |
1-4 |
|
|
8 |
Суммарный зазор между |
1-8 |
|
|
9 |
Свободный ход тяги |
1,5-2,5 |
|
|
10 |
Площадь прилегания главных |
70 |
|
|
11 |
Площадь прилегания якоря к |
70 |
|
|
12 |
Натяг отключающих пружин, |
30-50 |
|
|
13 |
Длина |
195-205 |
|
|
14 |
Время между замыканиями |
200-280 |
3.ТРАНСФОРМАТОРЫ
3.1. Настоящая глава распространяется на все масляные
трансформаторы тяговых подстанций, линейные автотрансформаторы системы тягового
электроснабжения 2×25 кВ, трансформаторы собственных нужд и комплектных
трансформаторных подстанций, измерительные трансформаторы тока и напряжения,
масляные реакторы (далее «трансформаторы»).
3.2. При осмотре трансформаторов проверяют:
режим работы;
уровень масла в расширителе по маслоуказателю и соответствие
его показанию термометра;
уровень масла во вводах и давления в герметичных вводах;
состояние кожухов трансформаторов и отсутствие течи масла в
местах уплотнения;
состояние вводов (отсутствие следов разрядов, трещин,
сколов, загрязнения);
состояние ошиновки, кабелей, отсутствие нагрева контактных
соединений;
исправность устройств сигнализации и пробивных
предохранителей;
состояние рабочего и защитного заземления;
состояние маслоочистительных устройств непрерывной
регенерации масла, термосифонных фильтров и влагопоглощающих патронов, цвет
контрольного силикагеля;
соответствие указателей положения устройства РПН на
трансформаторе и щите управления;
наличие постороннего неравномерного шума и потрескивания
внутри трансформатора;
целостность мембраны выхлопной трубы;
состояние маслосборных и маслоохлаждающих устройств;
состояние трансформаторного помещения (целостность дверей,
окон, запоров) и температуру воздуха, освещение;
исправность фундаментов и площадок вокруг трансформаторов наружной
установки.
В зимнее время необходимо дополнительно обращать внимание,
на натяжение проводов ошиновки и спусков к вводам.
3.3. При испытаниях трансформаторов,
находящихся в эксплуатации, производят:
3.3.1. измерение сопротивлений
изоляции всех обмоток с определением R.60/ R15;
3.3.2. определение С2/С50;
3.3.3. определение отношения ДС/С;
3.3.4. испытание трансформаторного
масла на пробой из трансформаторов;
3.3.5.испытание трансформаторного
масла на пробой из баков контакторов устройства РПН;
3.3.6. измерение сопротивлений изоляции ярмовых балок,
прессующих колец и доступных для выявления замыкания стяжных шпилек;
3.3.7. измерение тангенса угла
диэлектрических потерь изоляции обмоток;
3.3.8. измерение сопротивления обмоток постоянному току на
всех положениях РПН и ПБВ;
3.3.9. измерение сопротивления
изоляции ( R60)
вводов;
3.3.10. измерение tgδ вводов;
3.3.11. измерение тока и потерь холостого хода;
3.3.12. измерение тока и потерь короткого замыкания;
3.3.13. измерение напряжения короткого замыкания;
3.3.14. испытание повышенным напряжением промышленной
частоты изоляции обмоток 35 кВ и ниже;
3.3.15. снятие круговой диаграммы устройства РПН.
3.4. При испытаниях измерительных трансформаторов
производят: измерение сопротивления изоляции первичных и вторичных обмоток;
определение погрешности;
испытание повышенным напряжением промышленной частоты
изоляции первичных и вторичных обмоток, доступных стяжных болтов; испытания по
пп. 3.3.4,
3.3.7.
3.5. При текущем ремонте трансформаторов выполняют:
наружный осмотр трансформатора и всей арматуры и устранение
обнаруженных дефектов, поддающихся устранению на месте;
проверку маслоуказательных устройств, спускного крана и
уплотнений с подтяжкой болтовых соединений;
чистку изоляторов и бака;
доливку масла в расширитель и маслонаполненные вводы (при
необходимости), проверку маслоуказателя;
проверку мембраны выхлопной трубы;
проверку состояния термосифонных фильтров и замену сорбента
в воздухоосушителях;
проверку работы механизма привода регулирования напряжения с
прогонкой РПН и ПБВ по всем положениям, системы охлаждения Д, ДЦ, Ц и их
автоматики со сменой смазки подшипников;
смену масла в гидрозатворах маслонаполненных вводов и
силикагеля в термосифонных фильтрах и влагопоглощающих патронах (при
необходимости);
проверку работы газовой защиты;
проверку состояния рабочего, защитного заземления;
подтяжку контактов ошиновки;
испытания по пп. 3.3.1,
3.3.4,
3.3.5,
3.3.9.
Одновременно с текущим ремонтом трансформатора проводят
текущий ремонт вводов.
3.6. Неплановый ремонт трансформаторов назначают при
обнаружении:
горючего газа в пробе, взятой из газового реле после
срабатывания газовой защиты;
сильного неравномерного шума и потрескивания внутри
трансформаторов;
ненормального и постоянно возрастающего нагрева
трансформатора при нормальных нагрузке и охлаждении;
выброса масла из расширителя или разрыва диафрагмы выхлопной
трубы;
течи масла с понижением его уровня ниже уровня масломерного
стекла.
Трансформаторы выводят в ремонт также при
неудовлетворительных результатах испытаний.
Объем ремонта определяется характером неисправности
(повреждения).
3.7. При капитальном ремонте выполняют:
вскрытие трансформатора, осмотр сердечника;
ремонт выемной части (стали, обмоток, переключателей и
отводов), расширителя, выхлопной трубы, радиаторов, кранов, изоляторов,
охлаждающих и маслоочистительных устройств;
проверку системы прессовки обмоток;
очистку масла, смену сорбента в фильтрах;
чистку и окраску кожуха (при необходимости);
проверку контрольно-измерительных приборов, устройств защиты
и сигнализации;
сушку изоляции (при необходимости); заварку сварных швов и
трещин; ремонт устройств РПН и ПБВ; испытания по пп. 3.3
(1-15).
3.8. Технические указания.
3.8.1. Испытания трансформаторного масла из баков
трансформаторов производят:
не реже 1 раза в 5 лет для трансформаторов мощностью свыше
630 кВ·А, работающих с термосифонными фильтрами;
не реже 1 раза в 2 года для трансформаторов, работающих без
термосифонных фильтров.
В трансформаторах до 630 кВА с термосифонными фильтрами
пробу масла не отбирают. При неудовлетворительных характеристиках изоляции
производят работы по восстановлению изоляции, замене масла и силикагеля в
термосифонных фильтрах.
Отбор проб масла из баков контакторов РПН производят после
числа переключений, указанного в инструкции по эксплуатации данного переключателя,
но не реже 1 раза в 2 года.
3.8.2. Испытания по п.
3.3.5 при текущем ремонте производят только у сухих трансформаторов.
3.8.3. Силикагель должен иметь равномерную голубую окраску
зерен. Изменение цвета зерен силикагеля на розовую свидетельствует о его
увлажнении.
3.8.4. Сопротивление изоляции обмоток трансформатора,
измеренное при температуре Ь.° С, приводится к сопротивлению при t1=20° С по формуле:
где K — коэффициент, зависящий от разницы ( t2— t1). Значения K приведены в табл. 3.1.
Таблица 3.1
Поправочный коэффициент при измерении сопротивления изоляции обмоток
трансформаторов
|
Параметр |
Значение коэффициента при |
|||||
|
10 |
20 |
30 |
40 |
50 |
60 |
|
|
K |
1,50 |
2,25 |
3,46 |
5,00 |
7,50 |
11,20 |
3.8.5. Одноминутные испытательные напряжения переменного
тока промышленной частоты приведены в табл. 3.2, 3.3.
3.9. Нормативы ТО и ремонта понизительных и тяговых трансформаторов,
контролируемых методом хроматографического анализа растворенных в масле газов.
3.9.1. Общие положения.
Настоящие нормативы распространяются на понизительные и
тяговые трансформаторы, автотрансформаторы напряжением 35-220 кВ,
контролируемые указанным методом.
Таблица 3.2
Испытательные напряжения для обмоток трансформаторов с нормальной изоляцией
|
Номинальное напряжение |
Испытательное напряжение, |
||
|
с полной сменой обмоток и изоляции |
при частичной смене |
без смены обмоток, а также |
|
|
до 0,69 |
5 |
4,5 |
4,3 |
|
3 |
18 |
16,2 |
15,3 |
|
6 |
25 |
22,5 |
21,3 |
|
10 |
35 |
31,5 |
29,8 |
|
15 |
45 |
40,5 |
38,3 |
|
20 |
55 |
49,5 |
46,8 |
|
27,5 |
70 |
63,0 |
59,5 |
|
35 |
85 |
76,5 |
72,3 |
Таблица 3.3
|
Детали и узлы трансформаторов |
Испытательное напряжение, кВ |
|
Вентильные обмотки по |
|
|
нулевые |
15 |
|
мостовые |
|
|
шестипульсовые |
15 |
|
двенадцатипульсовые |
12 |
|
Обмотки уравнительных |
15 |
|
Ветви уравнительного |
По заводским инструкциям, |
Нормативы устанавливают изменения периодичности и состава
работы по техническому обслуживанию и ремонтам трансформаторов в зависимости от
срока работы и результатов диагностирования.
Хроматографический контроль трансформаторов в системах
электроснабжения железных дорог организуется в соответствии с Методическими
указаниями по диагностированию трансформаторов тяговых подстанций с применением
хроматографического анализа растворенных в масле газов, утвержденными
Управлением электрификации и электроснабжения МПС. Периодичность проведения
хроматографических анализов -1 раз в год для трансформаторов 35-110 кВ и 1 раз
в 6 месяцев для трансформаторов класса напряжения 220 кВ.
3.9.2. Техническое обслуживание.
3.9.2.1. Техническое обслуживание трансформаторов включает в
себя осмотры, испытания.
3.9.2.2. Осмотры трансформаторов производят в соответствии с
требованиями Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей.
3.9.2.3. Межремонтные испытания трансформаторов выполняют 1
раз в 4 года. Объем испытаний указан в табл.
3.4.
3.9.3. Периодичность ремонтов.
3.9.3.1. Текущий ремонт трансформаторов выполняют не реже 1
раза в 2 года.
3.9.3.1.1. Текущий ремонт систем охлаждения Д, ДЦ, Ц
выполняют ежегодно.
3.9.3.1.2. Внеочередной ремонт устройств РПН выполняют после
определенного числа переключений в соответствии с инструкцией
завода-изготовителя.
3.9.3.2. Средний ремонт трансформаторов выполняют не реже 1
раза в 8 лет.
3.9.3.3. Периодичность капитального ремонта не
регламентируется.
3.9.4. Объем ремонтов.
3.9.4.1. Текущий ремонт включает в себя
следующие основные работы:
наружный осмотр и устранение обнаруженных дефектов,
поддающихся устранению на месте;
проверку маслоуказателя, спускного крана и уплотнений;
доливку масла (при необходимости);
замену силикагеля в воздухоосушителях, смену силикагеля в
термосифонном и адсорбционном фильтрах по результатам сокращенного анализа
масла или при увеличении влагосодержания по данным хроматографического анализа;
смену масла в масляных затворах маслонаполненных вводов;
проверку газовой защиты;
чистку поверхности кожуха и изоляторов с подтяжкой контактов
ошиновки;
текущий ремонт систем охлаждения Д, ДЦ, Ц и устройств РПН;
хроматографический контроль масла трансформатора;
испытание трансформаторного масла из баков контакторов
устройств РПН в соответствии с п. 2.16 Норм испытания электрооборудования;
восстановление характеристик масла (при необходимости).
Таблица 3.4
Объем и нормы межремонтных испытаний трансформаторов, контролируемых
хроматографическим методом
|
№ п/п |
Наименование испытаний |
Нормы испытаний |
Указания |
|
1 |
Измерение сопротивления обмоток постоянному току |
Согласно п. 3.7 Норм |
Примечание 1 |
|
2 |
Испытание вводов: а) измерение сопротивления |
не менее 500 МОм |
В соответствии с Нормами |
|
б) измерение тангенса угла |
Согласно |
Примечание 2 |
|
|
3 |
Испытание |
В соответствии с табл. 8 |
Производится у |
|
4 |
Испытание |
Согласно п. 2.16 Норм |
В соответствии с Нормами, |
|
5 |
Испытание встроенных |
В соответствии с табл. 19 |
|
|
6 |
Хроматографический |
В соответствии с |
|
|
Примечания: 1. 2. 3. |
3.9.4.2. Отключение трансформатора для проведения текущего
ремонта осуществляется только для тех работ, которые не могут быть выполнены
без этого.
3.9.4.3. Среднему ремонту должны предшествовать следующие
испытания и измерения:
хроматографический анализ газов, растворенных в масле
трансформатора;
испытание трансформаторного масла из трансформатора и бака
контактора устройства РПН согласно п. 2.16 Норм испытания электрооборудования;
измерение изоляционных характеристик обмоток ( R60/ R15, tgδ, C2/ C50), сопротивления обмоток
постоянному току, потерь и тока холостого хода (испытания производят только при
необходимости оценить степень развития дефекта, выявленного хроматографическим
анализом);
проверка работы переключающего устройства, снятие круговой
диаграммы (после определенного числа переключений в соответствии с инструкцией
завода-изготовителя);
полный комплекс измерений и испытаний маслонаполненных
вводов согласно п. 2.18 Норм испытания электрооборудования;
определение газосодержания масла в трансформаторах с
пленочной защитой.
3.9.4.4. Разгерметизация активной части трансформаторов при
среднем ремонте производится при необходимости по результатам испытаний и
измерений по п. 3.9.4.3.
3.9.4.5. При среднем ремонте, кроме работ, перечисленных в п.
3.9.4.1, выполняют:
замену или ремонт дефектных комплектующих узлов
(маслоохладителей, вводов, резиновых уплотнений, регуляторов напряжения и др.);
проверку релейных защит и схем автоматики управления
трансформатора;
внутренний осмотр и очистку расширителя;
очистку и покраску бака трансформатора;
ревизию азотной или пленочной защиты масла;
подсушку или сушку изоляции (при необходимости).
3.9.4.6. После окончания среднего ремонта, если имела место
разгерметизация, должны быть проведены испытания и измерения в соответствии с
п. 3.9.4.3.
3.9.4.7. Необходимость подсушки или сушки трансформаторов
после их разгерметизации определяется в соответствии с Инструкцией по эксплуатации
трансформаторов. М.:Энергия, 1978.
3.9.4.8. Показателями для вывода трансформатора в
капитальный ремонт являются:
развивающееся повреждение трансформатора, выявленное по
результатам хроматографического анализа, испытаний и измерений, неустранимое
при среднем ремонте;
аварийное повреждение трансформатора, вызвавшее
необходимость ремонта или замены обмоток (нарушение электродинамической
стойкости, витковое замыкание и др.).
3.9.4.9. Капитальный ремонт производят обязательно с выемкой
активной части или подъемом колокола.
3.9.4.10. При капитальном ремонте проводят в полном объеме
испытания и измерения, предусмотренные Нормами испытания электрооборудования и
аппаратов электроустановок потребителей (приложение Э1 ПТЭ и ПТБ).
3.9.5. Организация ремонтов.
3.9.5.1. Текущий и средний ремонты выполняют по утвержденным
планам силами ремонтно-ревизионных участков при участии персонала тяговых
подстанций (ремонт систем охлаждения).
3.9.5.2. На проведение среднего ремонта составляют программу
и график работ, утверждаемые руководством дистанции электроснабжения.
3.9.5.3. Проведение среднего ремонта оформляют актом с
указанием всех проведенных работ, времени и условий разгерметизации
трансформатора.
3.9.5.4. Капитальный ремонт выполняют в специализированных
мастерских по ремонту трансформаторов или, в порядке исключения, на месте
установки трансформатора.
3.9.5.5. На трансформатор, требующий капитального ремонта,
составляют дефектную ведомость и проектно-сметную документацию, утверждаемую
установленным порядком.
3.9.5.6. Приемка из капитального ремонта трансформатора 110
кВ и выше осуществляется комиссией из представителей ремонтной организации и
дистанции электроснабжения. Результаты приемки оформляют отдельным актом.
3.9.5.7. Все работы, проведенные на трансформаторе, отражают
в его паспорте-формуляре.
4. ПОЛУПРОВОДНИКОВЫЕ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ
4.1. При осмотре преобразователя проверяют:
отсутствие видимых повреждений;
соответствие положения аппаратуры управления и сигнальных
указателей режиму преобразователя;
отсутствие постороннего шума, треска, разрядов в шкафах
преобразователя, цепях RC;
состояние разрядников;
плавность работы вентиляторов и масляных насосов, степень
нагрева подшипников, отсутствие вибрации;
давление в системе охлаждения при наличии стационарных
указателей, уровень масла и отсутствие следов течи;
показания регистрирующих приборов (счетчиков числа
автоматических включений и отключений), регистраторов срабатываний разрядников
и др.)
4.2. При испытаниях преобразователей
производят:
4.2.1. проверку целостности и электрической прочности
вентилей (распределение обратного напряжения между последовательно соединенными
вентилями);
4.2.2. измерение сопротивления изоляции между стяжными
шпильками и радиаторами вентилей и других токоведущих элементов по отношению к
заземленным конструкциям (измеренное мегаомметром 2500 В должно быть не менее
10 МОм);
4.2.3. проверку работоспособности встроенной защиты от
неравномерности распределения тока;
4.2.4. проверку работы защиты от пробоя вентилей (работу
выполняют под напряжением);
4.2.5. измерение сопротивления изоляции цепей вторичной коммутации
между собой и относительно заземленных конструкций (измеренное мегаомметром
1000 В должно быть не менее 5 МОм);
4.2.6. проверку действия защит, устройств автоматики и
управления;
4.2.7. проверку распределения тока между параллельными
ветвями тиристоров или диодов (разброс не должен превышать 10% от среднего
значения тока через ветвь);
4.2.8. измерение пробивного напряжения и тока утечки
(проводимости) разрядников, исправность их регистраторов срабатывания;
4.2.9. проверку осевого усилия сжатия таблеточных вентилей
(проверяют при превышении нормы разброса тока по параллельным ветвям);
4.2.10. измерение внутреннего теплового сопротивления
штыревых вентилей (измеренные с помощью прибора ИТСВ значения сопротивлений не
должны превышать значений, приведенных в табл. 4.1);
Таблица 4.1
Допустимые значения тепловых сопротивлений штыревых вентилей
|
Суточная переработка |
Браковочные значения |
||
|
поочередно без АВОР |
поочередно с АВОР |
параллельно |
|
|
до 50 60-80 90-100 120-140 150-170 180-200 |
0,50 0,45 0,30 0,20 — — |
— 0,50 0,45 0,40 0,30 0,20 |
— — 0,50 0,45 0,40 0,35 |
4.2.11. проверку электрической прочности изоляции
токоведущих элементов относительно заземленных конструкций повышенным
напряжением промышленной частоты в течение 1 мин. (испытательное напряжение для
мостовых схем — 12 кВ и для нулевых схем — 15 кВ, цепи вторичной коммутации — 2
кВ).
4.2.12. измерение скорости охлаждающего воздуха между ребрами
охладителей на выходе воздушного потока (должна быть не менее 8 м/с);
4.2.13. измерение индуктивности помехозащитных и
ограничивающих реакторов;
4.2.14. высоковольтные испытания шкафа RC.
4.3. При текущем ремонте преобразователя выполняют:
проверку заземления конструкций и аппаратов, земляного реле;
осмотр разрядников, очистку их от пыли и проверку
регистраторов срабатывания;
проверку цвета термоиндикаторов и нанесение при
необходимости свежих меток;
проверку контактных соединений, крепления шин, вентилей
изоляторов, визуальную проверку охладителей таблеточных вентилей, исправность
элементов, шунтирующих вентили;
очистку от пыли элементов преобразовательных секций,
изоляторов, вентиляционных каналов;
опробование действия встроенных в секцию специальных защит и
устройств контроля, блокировок безопасности;
замену дефектных вентилей, резисторов и конденсаторов;
общую проверку системы охлаждения (вентилятора, насоса,
проверку смазки двигателей, ветрового реле);
проверку низковольтной аппаратуры;
у выпрямительно-инверторных секций — проверку осциллографом
параметров импульсов управления на тиристорах и проверку формы кривых
напряжения на контрольных выводах шкафа управления.
4.4. Неплановый ремонт производят:
после срабатывания защит преобразователя и аварийного его
отключения;
по результатам испытаний;
после аварийного отключения инвертора (при амплитуде тока
опрокидывания менее 3-кратного номинального значения испытания не производят,
но после каждых трех «опрокидываний» испытания обязательны).
Объем работ при неплановом ремонте определяется характером
повреждения.
4.5. Капитальный ремонт производят по результатам испытаний
и общему состоянию преобразователя.
При капитальном ремонте производят разборку преобразователя,
ремонт и замену неисправных элементов. Испытания проводят в соответствии с п. 4.2.
4.6. Технические указания.
4.6.1. Целостность вентилей выпрямителей без элементов,
шунтирующих вентили, определяется с помощью устройства УДП-1 импульсным
напряжением, равным 0,8 напряжения класса вентилей. При этом показания прибора
в процессе проверки не должны отличаться от указанного значения более чем на +
10%.
При наличии шунтирующих элементов измеряется распределение
напряжения между последовательно соединенными тиристорами или диодами. Разброс
не должен превышать 20% от среднего значения.
У таблеточных вентилей измеряется импульсный обратный ток.
Величина тока при температуре 140° С не должна превышать: у диодов В2-320-20
мА, В-500-300 мА; у диодов ДЛ-133-500 импульсный обратный ток, измеренный при
температуре 25° С, должен быть не более 2 мА.
Импульсный обратный ток — это значение обратного тока в
момент времени, соответствующего амплитуде обратного однополупериодного
синусоидального импульса напряжения длительностью не более 10 мс, приложенного
к диоду.
4.6.2. При изменении цвета термоиндикатора (например, для №
32 — с розового на голубой) у одиночных вентилей необходимо проверить состояние
контактов и измерить внутреннее тепловое сопротивление (штыревых вентилей) или
проверить усилие сжатия (таблеточных).
Изменение цвета термоиндикатора группы вентилей указывает на
нарушение теплового режима всего блока.
4.6.3. Поврежденные охладители таблеточных вентилей
(тепловые трубки) ремонту не подлежат и должны быть заменены исправными.
4.6.4. Осевое усилие при затягивании гаек таблеточных
вентилей должно быть не более 24000 Н (±2400Н).
4.6.5. При необходимости установки выпрямителя ВТПЕД в
помещении следует учитывать, что его объем должен быть больше 1200м3.
5. СГЛАЖИВАЮЩИЕ УСТРОЙСТВА (СУ)
5.1. При осмотре проверяют:
исправность ограждений, запоров, блокировок;
отсутствие трещин на изоляторах, выпучивания стенок
конденсаторов и следов стекания масла;
тепловое состояние бетонного реактора;
показания измерительных приборов.
5.2. При испытаниях СУ производят:
5.2.1. измерение мегаомметром 2500 В изоляции конденсаторов
(между выводами и между выводами и корпусом), катушек индуктивности и
соединительных проводов;
5.2.2. измерение емкости конденсаторов;
5.2.3. измерение индуктивности реактора;
5.2.4. настройку резонансных контуров;
5.2.5. испытания трансформатора тока;
5.2.6. измерение сопротивления соединительных проводов;
5.2.7. высоковольтные испытания конденсаторов, катушек
индуктивности, соединительных проводов, опорных изоляторов реакторов;
5.2.8. высоковольтные испытания изоляторов разъединителей,
высоковольтных предохранителей, опорных изоляторов реактора.
5.3. При текущем ремонте выполняют:
проверку состояния контактов, отсутствия касания между
витками реактора, прочности крепления катушек индуктивности, целостности
заземляющих устройств;
очистку поверхности изоляторов, корпусов конденсаторов,
реактора, аппаратуры и каркасов от пыли;
проверку целостности плавких вставок и цепи разряда конденсаторов;
испытание по п. 5.2.1.
5.4. Неплановый ремонт производят при:
возрастании псофометрических напряжений на выходе или тока
СУ (в случае появления помех в линии связи);
повреждениях отдельных элементов;
перегорании предохранителей и других неисправностях.
Объем непланового ремонта определяется характером
неисправности и повреждения.
5.5. Капитальный ремонт производят по результатам испытаний,
а его объем определяется состоянием элементов СУ. Испытания СУ производят в
соответствии с пп. 5.2 (1-8).
5.6. Технические указания.
5.6.1. Ошиновка элементов СУ должна быть выполнена гибкими
медными шинами.
5.6.2. В соответствии с Правилами защиты устройств проводной
связи от влияния тяговой сети электрических железных дорог постоянного тока, на
тяговых подстанциях должны применяться двухзвенные резонансно-апериодические
сглаживающие фильтры.
На тяговых подстанциях с двенадцатипульсовыми выпрямителями
разрешается применение однозвенных апериодических или резонансно-апериодических
СУ с индуктивностью реактора не менее 4,5 мГн, емкостью параллельной части
250-400 мкФ — при коэффициенте несимметрии питающих напряжений аи в диапазоне
от 0 до 2% и 600 мкФ — при аи больше 2%. Резонансный контур на 100 Гц
обязателен при a u больше 1 %.
5.6.3. На участках с воздушными линиями связи среднее
значение псофометрического напряжения на выходе СУ не должно превышать 4 В.
5.6.4. Для снижения помех в высокочастотных каналах связи на
всех тяговых подстанциях между плюсовой шиной и наружным контуром заземления
подстанции включается конденсатор емкостью не менее 10 мкФ.
5.6.5. С целью контроля за эффективностью действия СУ на
тяговых подстанциях рекомендуется устанавливать приборы ИМН, измеряющие
псофометрические напряжения на выходе фильтра.
Измерения псофометрического напряжения на выходе СУ по
показаниям ИМН должны производиться оперативным персоналом при осмотре
подстанции с периодичностью не реже 1 раза в месяц, после выполнения ремонтных
работ на СУ, а также в случае появления повышенного уровня шума в каналах
связи.
Результаты измерения записывают в оперативный журнал.
5.6.6. Сопротивление соединительных проводов элементов СУ
(включая сопротивление переходных контактов) не должно превышать 0,01 Ом.
5.6.7. Контроль затоком, протекающим через параллельную
часть однозвенного (первого звена двухзвенного) СУ, осуществляется с помощью
амперметра и реле, срабатывающих на сигнал с выдержкой не более 1 с в случае
превышения тока 60 А (на подстанциях с аи меньше 2%) или 80 А (на подстанциях с
a u больше 2%, а также на
всех подстанциях с управляемыми преобразователями).
5.6.8. Настройка резонансного контура 100 Гц СУ подстанций с
двенадцатипульсовыми преобразователями производится 1 раз в 3 года. Настройка
двухзвенных СУ с магнитосвязанными реакторами производится с учетом наличия
взаимоиндукции между реакторами.
5.6.9. Реакторы и катушки индуктивности СУ испытывают
повышенным выпрямленным напряжением 6,6 кВ в течение 1 мин. При этом
испытательное напряжение прикладывают:
между токоведущей частью катушки и заземленным фланцем
изолятора, если катушки выполнены из голого провода и их каркас крепится на
изоляторах;
между токоведущей частью катушки и заземленной конструкцией,
на которой крепится брус, если катушки выполнены из изолированного провода и
крепятся на деревянных брусьях. Опорные изоляторы реакторов испытывают 1 раз в
8 лет.
5.6.10. Подавать напряжение на СУ перед вводом его в работу
следует от контактной сети.
6. УСТРОЙСТВА КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ
МОЩНОСТИ И УЛУЧШЕНИЯ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
6.1. При осмотре указанных установок проверяют:
исправность ограждений, запоров, блокировок и заземлений;
отсутствие трещин на изоляторах, выпучивания стенок
конденсаторов и следов вытекания пропитывающей жидкости (наличие пятен
пропитывающей жидкости не является основанием для снятия конденсаторов с
эксплуатации, такие конденсаторы необходимо взять под контроль);
уровень масла и отсутствие течи в масляном реакторе;
исправность контактов (визуально), отсутствие их нагрева;
отсутствие посторонних предметов в бетонном реакторе;
наличие и исправность защитных средств и средств тушения
пожара;
температуру окружающего воздуха.
При осмотре фильтрокомпенсирующих установок (ФКУ) проверяют
также величины токов по каждой фазе батареи, напряжение на шинах 10 кВ.
Контроль осуществляют по показаниям щитовых приборов. Измеряют напряжение
небаланса на ФКУ, которое должно быть не более 8 В. Результаты измерений
записывают в журнал ФКУ. Дополнительно отмечают показание счетчика реактивной
энергии ФКУ и число включений вакуумного выключателя за каждые сутки.
6.2. Неплановые осмотры установок производят в случаях:
срабатывания защит установки;
повышения напряжения на конденсаторах;
появления разрядов (потрескиваний) в конденсаторах и
контактных соединениях;
увеличения температуры окружающего воздуха выше +35° С.
6.3. При испытаниях производят:
6.3.1. измерение мегаомметром 2500 В
сопротивления изоляции конденсаторов;
6.3.2. измерение мегаомметром 2500 В изоляции стенок
бетонного реактора;
6.3.3. испытание повышенным напряжением конденсаторов;
6.3.4. измерение емкости конденсаторов, последовательных
рядов, батареи в целом;
6.3.5. проверку распределения напряжения между
последовательно соединенными рядами конденсаторов;
6.3.6. измерение индуктивности реакторов;
6.3.7. проверку частоты настройки контура (установки);
6.3.8. испытание шунтирующего дугового разрядника УПК;
6.3.9. испытание повышенным напряжением опорных, проходных и
подвесных изоляторов.
6.4. При текущем ремонте установок производят:
проверку исправности контактов в токоведущих и заземляющих
цепях;
ликвидацию незначительных просачиваний пропитывающей
жидкости конденсаторов (подпайку мягким припоем мест со следами просачивания,
включая места установки проходных изоляторов);
очистку поверхности изоляторов, корпусов конденсаторов,
аппаратуры и каркасов от пыли, протирку опорных и подвесных изоляторов;
замену дефектных конденсаторов;
восстановление лакокрасочных покрытий конденсаторов;
опробование устройств автоматики, блокировок, релейной
защиты и действия приводов выключателей и разъединителей;
удаление травы или снега с территории установки;
проверку отсутствия замыкания витков бетонных реакторов,
следов перекрытий по бетону;
испытания по п.
6.3.1.
6.5. Неплановые ремонты производят:
после срабатывания защит конденсаторной установки и ее
аварийного отключения;
по результатам осмотров и испытаний.
Объем работ определяется характером и объемом повреждения.
6.6. Необходимость проведения капитального ремонта устанавливается
по результатам испытаний. После капитального ремонта производятся испытания в
соответствии с пп. 6.3
(1-9).
6.7. Технические указания.
6.7.1. Эксплуатация конденсаторных установок запрещается
при:
повреждении фарфоровых проходных изоляторов вводов
конденсаторов;
наличии капельной течи пропитывающей жидкости конденсаторов;
вспучивании стенок конденсаторов;
температуре окружающего воздуха выше +40° С;
неравномерности загрузки фаз трехфазной установки более чем
на 10% от среднего значения тока.
Запрещается включение установки при температуре окружающего
воздуха ниже -40° С, если перерыв в работе составил более 1 ч.
6.7.2. Батарея конденсаторов должна располагаться на
изолированных платформах подвесного или наземного исполнения. Расстояния между
соседними конденсаторами должны быть не менее 100 мм, таблички с техническими
данными — доступны для визуального осмотра оперативным или ремонтным
персоналом. С целью предотвращения механических перегрузок выводов
конденсаторов и нарушения их герметичности ошиновка конденсаторов выполняется
голыми гибкими медными проводами, наконечники которых залужены. Жесткая
ошиновка не допускается.
6.7.3. Емкость конденсаторов одного ряда и всей батареи определяется
методом амперметра-вольтметра. Индуктивность дросселя, включаемого при
измерениях последовательно с конденсаторами, должна быть не менее 20 мГн при
измерениях емкости ряда конденсаторов или батареи в целом и не менее 100 мГн —
при измерении емкости отдельного элемента.
6.7.4. Емкость конденсаторов каждого ряда не должна
отличаться от средней емкости ряда более чем на +5%.
6.7.5. Измерение сопротивления изоляции бетонных реакторов
производится мегаомметром напряжением 2500 В между любым из выводов реактора и
проводником, соединяющим все верхние фланцы опорных изоляторов. Сопротивление
изоляции реакторов на подстанциях переменного тока должно быть не менее 10 МОм.
При сопротивлении изоляции меньшем 10 МОм необходимо производить сушку
реакторов.
6.7.6. Контуры третьей и пятой гармоник КУ, МКУ и МОУ
настраивают соответственно на частоты 135-142 и 230-240 Гц, а контур ФКУ
подстанций постоянного тока — на частоту 230-245 Гц.
6.7.7. На подстанциях постоянного тока при подключении
реакторов РБСГ-10-2Х630-0,56 ФКУ-10 кВ следует соблюдать одинаковое направление
тока в каждой фазе. При подключении реактора используются верхние выводы
(маркировка Л2) или только нижние (маркировка М2), средние выводы не
используются.
6.7.8. Для исключения перенапряжений на конденсаторах должны
быть приняты меры, предотвращающие повторные перекрытия между контактами
коммутационных аппаратов установок.
6.7.9. Ошиновка конденсаторов в установках должна быть
выполнена гибкими медными шинами. Сопротивление соединительных проводов (включая
переходной контакт) не должно быть более 0,01 Ом.
7.
УСТРОЙСТВА РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ, АВТОМАТИКИ, ТЕЛЕМЕХАНИКИ
7.1. В соответствии с настоящей главой Инструкции проводится
техническое обслуживание релейных и электронных защит и устройств автоматики
(РЗА) ВЛ 6-10, 35, 110, 154, 220 кВ, сборных шин, трансформаторов (включая
трансформаторы собственных нужд, тяговые и СЦБ), фидеров контактной сети, ДПР,
фидеров СЦБ и линий продольного электроснабжения, защиты от замыкания на землю
в РУ 3,3 кВ, аппаратуры вторичных цепей устройств дистанционного управления,
цепей управления и сигнализации.
7.2. Техническое обслуживание устройств релейной защиты и
автоматики.
7.2.1. Устанавливаются следующие виды ТО:
проверка при новом включении;
периодические осмотры;
периодическое опробование;
профилактический контроль;
профилактическое восстановление.
В процессе эксплуатации могут проводиться следующие виды
непланового обслуживания:
внеочередная проверка;
послеаварийная проверка.
Виды, объем и периодичность работ соответствуют Правилам
технического обслуживания устройств релейной защиты, электроавтоматики,
дистанционного управления и сигнализации электростанций и подстанций 110-750 кВ
(М.: СПО Союзтехэнерго. 1989) и Правилам
технического обслуживания устройств релейной защиты и электроавтоматики
электрических сетей 0,4-35 кВ (М.: СПО Союзтехэнерго. 1989).
7.2.2. Проверка при новом включении производится:
при включении вновь смонтированных устройств РЗА, цепей и
аппаратуры управления и сигнализации;
при реконструкции действующих устройств РЗА, управления и
сигнализации, связанной с установкой новой дополнительной аппаратуры или
переделкой находящейся в работе аппаратуры, или прокладкой новых вторичных
цепей.
Если монтаж и наладка устройств РЗА, аппаратуры управления и
сигнализации проводились сторонней наладочной организацией, то включение новых
и реконструированных устройств РЗА без приемки в эксплуатацию их
представителями эксплуатирующей организации запрещается.
7.2.3. Периодические осмотры.
При периодических осмотрах проверяют:
состояние аппаратуры и цепей РЗА, клеммных сборок,
испытательных блоков;
наличие на панелях надписей, указывающих их назначение;
наличие бирок на кабелях и проводах и надписей на них;
проверку нагрева блоков питания (для электронных защит);
проверку соответствия положения накладок режиму работы
защит;
проверку целостности предохранителей.
7.2.4. Периодическое опробование.
При периодическом опробовании выполняют:
контрольные испытания защит с переводом переключателей
действия защит на сигнал;
для электронных защит — проверку действия защит от кнопки
контроля защит;
для фидеров СЦБ — проверку перехода сигнальных точек и
устройств СЦБ на резервное питание с предварительным снятием фидера СЦБ на
смежной подстанции с АВР.
Осмотр РЗА с периодическим опробованием проводят 1 раз в
месяц.
7.2.5. Профилактический контроль — это периодическая
проверка работе-способности устройств РЗА с целью выявления и устранения
внезапных отказов.
Первый профилактический контроль после включения устройства
РЗА в эксплуатацию проводят с целью выявления и устранения приработочных
отказов, появляющихся в начальный период эксплуатации.
7.2.6. Профилактическое восстановление — это периодическое
устранение последствий износа и старения заменой или восстановлением его
элементов для предотвращения возникновений постепенных отказов.
Для отдельных элементов устройства, подверженных по тем или
иным причинам ускоренному (по сравнению с остальными элементами) износу или
старению, в период между профилактическими восстановлениями должно проводиться
дополнительное частичное восстановление этих элементов.
7.2.7. Внеочередные проверки проводят при частичных
изменениях схем или реконструкции устройств, восстановлении цепей, нарушенных в
связи с ремонтом основного оборудования, а также при необходимости изменения
уставок или характеристик реле и устройств.
7.2.8. Послеаварийные проверки выполняют после каждого
случая отказа функционирования устройства РЗА, а также в случаях неясного его
поведения во время аварии или нарушения нормального режима работы.
7.2.9. Порядок, методика и последовательность проведения
работ по техническому обслуживанию устройств РЗА приведены в приложении 3. Материалы
приложения соответствуют Типовой инструкции по организации и производству работ
в устройствах релейной защиты и электроавтоматики электростанций и подстанций ( РД
34.35.302-90 ОРГРЭС. Москва. 1991).
7.3. Технические указания.
7.3.1. Расчет уставок всех видов защит и автоматики (кроме
рассчитываемых службами РЗАиТ энергосистем) проводят работники дистанции
электроснабжения и утверждает начальник дистанции.
7.3.2. Изменения в цепях РЗА и изменение уставок защит,
проводимые по требованию энергосистемы, должны согласовываться со службой
электроснабжения.
7.3.3. Режимы работы устройств автоматики определяет и
утверждает начальник дистанции электроснабжения или его заместитель.
7.3.4. Разграничение обслуживания между службами РЗА
энергосистем и электроснабжения электрифицированных железных дорог определяется
специальными местными инструкциями.
7.3.5. Работа в цепях РЗА без исполнительных схем
запрещается.
7.3.6. Оперативные цепи защит от замыкания на землю в РУ 3,3
кВ присоединяют через отдельные предохранители непосредственно к шинам, идущим
от аккумуляторной батареи.
7.3.7. При проверке защиты от замыкания на землю в РУ 3,3 кВ
замеряют распределение тока к. з. по реле и ток утечки с контура мимо реле. При
этом имитацию к. з. производят в трех различных точках РУ. Суммарный ток утечки
не должен превышать 50% от общего тока нагрузочного приспособления. Уставка
каждого реле земляной защиты должна быть 150-200 А.
7.4. Техническое обслуживание (ТО) устройств телемеханики.
7.4.1. Устанавливаются следующие виды ТО:
проверка при новом включении (наладка);
профилактическое восстановление;
восстановление исправного состояния устройств.
7.4.2. Проверку при новом включении (наладку) производит при
вводе новой системы телемеханики персонал специализированной наладочной
организации или бригада телемехаников ремонтно-ревизионного участка дистанции
электроснабжения.
7.4.3. Профилактический контроль аппаратуры телемеханики
позволяет своевременно выявить возникающие в процессе эксплуатации повреждения.
Он состоит из ежедневного контроля с опробованием действия устройств и
периодического осмотра.
7.4.3.1. При ежедневном контроле исправности аппаратуры
выполняют:
проверку работы ТУ с диспетчерского пункта
(энергодиспетчером или
персоналом группы телемеханики) посылкой двух-трех
подтверждающих команд на все контролируемые пункты;
проверку работы ТС на диспетчерском пункте квитированием
двух-трех ключей телесигнализации.
7.4.3.2. При периодическом осмотре аппаратуры телемеханики
проверяют:
наличие основного и резервного напряжения на стойке
телемеханики;
переход стойки на резервное питание и обратно;
нагрев блоков на стойке.
7.4.4. Профилактическое восстановление позволяет
предотвратить вероятные повреждения элементов устройств телемеханики, провести
оценку статистических данных о неисправностях элементов в условиях
эксплуатации, проанализировать причины и характер возникающих повреждений.
7.4.4.1. При проведении работ по профилактическому
восстановлению (ПВ) с частичной проверкой выполняют:
внешний осмотр;
проверку предохранителей основного и резервного питания,
соответствие их номинальным значениям уставок;
проверку разъемных соединений всех блоков;
проверку монтажных соединений жгутов и разъемов, прочность
пайки;
контроль целостности заземления экранированных проводов;
чистку контактов;
осмотр модулей;
удаление пыли, затяжку крепежных деталей, осмотр крепления
трансформаторов, дросселей, конденсаторов в блоке питания;
измерение уровней напряжений поверенным комбинированным
прибором;
проверку действия автоматических устройств подключения
резервного питания и контроль за работой аппаратуры, которые выполняют при
временном отключении основного питания аппаратуры телемеханики и наблюдении за
значением и допустимыми отклонениями напряжения резервного питания;
чистку контактов выходных реле телемеханики;
проверку работы ТУ и ТС подачей нескольких команд с диспетчерского
пункта.
7.4.4.2. При профилактическом восстановлении с полной
проверкой выполняют:
все работы по п. 7.4.4.1;
проверку всех креплений;
контроль исправности переключателей, тумблеров, кнопок,
арматуры предохранителей;
проверку наличия и целостности защитных заземлений;
испытания изоляции цепей стоек, панелей и блоков;
проверку отсутствия потенциала на корпусе блока, стойки;
профилактические испытания и измерения параметров диодов;
контроль исправности блока питания, предусматривающий
измерения всех напряжений и профилактические испытания элементов и проверку
пульсации выпрямленного напряжения и стабилизации напряжения на выходе при
изменении напряжения на входе в диапазоне 170-250 В;
проверку исполнительных электромеханических реле в блоке
стойки ТМ, в процессе которой ведут очистку от пыли, проверку механического
состояния, измерение контактных нажатий, измерение сопротивления изоляции,
измерение электрических характеристик реле, совместную проверку действия
защитно-приемной аппаратуры телеуправления, проверку целостности стеклянных
колб и измерение тока срабатывания герконовых реле;
ревизию выходных реле объектов ТУ с проверкой и регулировкой
тока срабатывания и контактов;
испытание изоляции всех цепей телемеханики мегаомметром 1000
В;
испытание аппаратуры в граничных режимах питания;
измерение и регулировку уровней сигналов в каналах связи;
проверку совместной работы аппаратуры диспетчерского и
контролируемого пунктов.
7.4.5. Восстановление исправности предусматривает
оперативный поиск и точное установление места, характера и причины повреждения;
ремонт или замену поврежденного модуля, блока на исправный; послеаварийную
проверку действия устройства.
7.4.6. Периодичность обслуживания устройств телемеханики
приведена в табл. 7.1.
Таблица 7.1
Виды технического обслуживания устройств телемеханики и их периодичность
|
1. Профилактический |
2. Профилактическое |
3. Восстановление исправности |
|
1.1. |
2.1. Профилактическое |
При возникновении отказов |
|
1.2. Периодический осмотр |
2.2. ПВ с полной проверкой |
7.4.7. Технические
указания.
7.4.7.1. Периодичность осмотров частотных каналов
телемеханики определяется местными инструкциями по техническому обслуживанию (в
зависимости от вида системы, срока службы, наличия диагностических приборов,
систем и др.).
7.4.7.2. Группы телемеханики дистанций электроснабжения
совместно с работниками дистанции сигнализации и связи составляют структурные схемы
каналов связи и диаграммы уровней сигналов (ТУ, ТО, телеблокировки).
7.4.7.3. При нарушении работы каналов связи ТУ-ТС
энергодиспетчер уведомляет о повреждении диспетчера связи.
7.4.7.4. Работники дистанций электроснабжения и сигнализации
и связи выполняют расследование и устранение повреждений в соответствии с
действующими инструкциями, информируя друг друга о своих действиях.
8.
СРЕДСтВА ЭЛЕКТРИЧЕСкИХ ИЗМЕРЕНИЙ
8.1. Персонал, обслуживающий оборудование, на котором
установлены средства электрических измерений, несет ответственность за их
сохранность. О всех нарушениях в работе средств измерений необходимо сообщать
ответственному за метрологическое обеспечение дистанции электроснабжения.
8.2. Ответственность за состояние и исправность всех средств
измерений, правильность производимых измерений, организацию метрологического
надзора и поверочных работ осуществляет и несет метрологическая служба
дистанции электроснабжения, возглавляемая лицом, ответственным за
метрологическое обеспечение, и работающая под руководством главного инженера
дистанции.
8.3. Лицо, ответственное за метрологическое обеспечение,
назначается специальным приказом начальника дистанции, осуществляет надзор за
всеми средствами измерения и обеспечивает связь как с ведомственными, так и с территориальными
органами службы метрологии.
8.4. Метрологическая служба дистанции электроснабжения
создается на основании Положения о метрологической службе МПС. Создание этой
службы должно быть согласовано с органами государственной службы энергонадзора.
8.5. В процессе эксплуатации средства измерения подвергаются
периодической ведомственной поверке через определенные межповерочные интервалы
согласно табл. 8.1 и в соответствии с годовым календарным графиком.
8.6. При осмотре приборов производят:
очистку от пыли;
оценку их исправности;
запись показаний счетчиков на всех присоединениях, имеющих
учет электроэнергии;
контроль режима работы оборудования (по показаниям
приборов);
наличие на стекле щитовых приборов красной полосы (риски),
соответствующей номинальному значению измеряемой величины.
8.7. Поверку и ремонт средств измерений производят лица,
прошедшие специальное обучение и получившие удостоверение.
8.8. Все средства измерений с истекшими сроками поверки, а
также неисправные, изымают из эксплуатации и дальнейшее их применение
запрещается.
Таблица 8.1
Сроки проведения периодической ведомственной поверки средств измерения
|
Группы приборов |
Периодичность |
Примечание |
|
Щитовые приборы основного |
1 раз в 3 года |
Сроки |
|
Остальные щитовые приборы |
1 раз в 5 лет |
|
|
Переносные приборы |
1 раз в 2 года |
|
|
Образцовые приборы |
1 раз в год |
|
|
Счетчики электроэнергии: |
||
|
трехфазные |
первая — через 2 года, затем через 4 года |
|
|
однофазные |
1 раз в 8 лет |
8.9. Средства измерений, прошедшие ведомственную поверку,
должны иметь клейма ведомственной метрологической службы. Клейма наносят
несмываемой краской на корпус прибора с лицевой стороны.
8.10. Измерительные приборы, которые используются только для
наблюдения за измеряемой величиной без оценки точности должны иметь на шкале
или корпусе обозначение «И» (индикатор).
Контроль исправности индикаторов осуществляют по мере
необходимости. Список приборов, переведенных в индикаторы, утверждается главным
инженером дистанции электроснабжения и передается местной метрологической
службе.
8.11. На дистанции электроснабжения ведут учет поверок и
ремонтов всех электроизмерительных средств.
8.12. На стационарные средства электрических измерений, по
которым контролируют режим работы оборудования и линии электропередачи, наносят
на стекло несмываемой краской отметку в виде черты, соответствующей
номинальному значению измеряемой величины.
На каждом электрическом счетчике должна быть надпись,
указывающая присоединение, на котором производится учет электроэнергии.
8.13. Вскрывать средства электрических измерений разрешается
только персоналу подразделения, выполняющего функции метрологической службы
предприятия, а расчетные счетчики — персоналу метрологической службы
электроснабжающей организации.
8.14. Установку и замену измерительных трансформаторов, к
вторичным цепям которых подключены расчетные счетчики, выполняет
эксплуатирующая их организация с уведомлением электроснабжающей организации или
в присутствии ее представителя.
Установку, замену и поверку расчетных счетчиков, по которым
производится расчет между электроснабжающими организациями и потребителями,
осуществляют электроснабжающие организации.
9.
ДИСТАНционное управление разъединителями КОНТАКТНОЙ СЕТИ
9.1. При осмотре моторных приводов проверяют:
внешнее и внутреннее состояние привода. Обращают внимание на
состояние редуктора привода, наличие влаги в корпусе, герметичность кожуха
электродвигателя, надежность крепления шарниров тяг и частей привода, состояние
контактов на контактных зажимах (клеммнике); при необходимости производят
подтяжку болтов;
состояние вводного кабеля;
соответствие положения разъединителя сигнализации на щите
управления (пульте);
наличие и состояние заземления, изолирующих прокладок между
приводом и опорой (если он изолирован);
наличие надписи с диспетчерским обозначением привода.
9.2. При осмотре пультов управления моторными приводами
проверяют:
состояние переключателей, кнопок;
наличие сигнализации;
соответствие сигнализации положению разъединителя;
наличие надписи с диспетчерским обозначением; наличие и
состояние разрядников.
9.3. При осмотре воздушных и кабельных линий устройств
дистанционного управления (ДУ) проверяют:
состояние проводов и изоляторов ВЛ;
расстояние до высоковольтных линий и заземленных частей;
состояние кабельных муфт и клеммных ящиков.
9.4. При испытаниях устройств ДУ выполняют:
измерение потребляемого приводом тока;
измерение напряжения на зажимах двигателя во время
переключения разъединителя;
измерение сопротивления изоляции двигателя привода, корпуса
привода относительно тела опоры, линии, пультов управления, изолировочного
трансформатора;
проверку действия защиты от самопроизвольных переключений с
проверкой реле защиты;
замеры усилия, развиваемого на выходе привода (при
необходимости).
9.5. При текущем ремонте выполняют:
чистку приводов, пультов управления, клеммных сборок,
ящиков, муфт;
подтяжку всех контактных соединений;
зачистку коллектора электродвигателя, проверку нажатия
щеток;
удаление старой и нанесение новой смазки в приводе;
проверку работы и регулировку конечных выключателей
(пакетников) блокировки двери привода;
покраску внутренних частей привода (при необходимости);
обновление надписей на приводе;
проверку состояния предохранителей, разрядников;
испытания по п. 9.4.;
трехкратное опробование действия привода с проверкой
исполнения команд на месте установки разъединителя.
9.6. Капитальный ремонт устройств дистанционного управления
проводят по результатам испытаний и учета их состояния.
При капитальном ремонте приводов, пультов управления
рекомендуется применять агрегатный метод ремонта.
9.7. Технические указания.
9.7.1. В цепях управления двигательных приводов
предусматриваются защиты:
от коротких замыканий;
от перегрузок;
от самопроизвольных переключений при нарушении изоляции
управляющих проводов;
от перенапряжений.
9.7.2. Питание цепей дистанционного управления должно
осуществляться через изолировочный трансформатор или стабилизатор.
9.7.3. Сопротивление изоляции обмоток изолировочного
трансформатора относительно его корпуса должно быть не менее 0,5 МОм.
9.7.4. Сопротивление изоляции корпуса двигателя относительно
корпуса привода проверяют мегаомметром 2500 В;
сопротивление изоляции обмоток электродвигателей
относительно его корпуса — мегаомметром 1000 В. Сопротивление изоляции не
должно быть менее 0,5 МОм.
9.7.5. ТО и ремонт выходных реле телемеханики в пультах
управления, защит устройства ДУ выполняют в сроки и объемах, предусмотренных
соответствующими разделами настоящей Инструкции.
10. СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ
10.1. Распределительные устройства (РУ) до 1000 В.
10.1.1. При осмотре РУ до 1000 В проверяют состояние
аппаратов, контактных соединений, изоляторов, кабельных заделок,
предохранителей, заземлений, отсутствие замыканий на землю в цепях постоянного
и переменного токов.
10.1.2. При испытаниях выполняют:
замер сопротивления изоляции каждого присоединения
мегаомметром 1000 В;
испытание изоляции напряжением переменного тока 1000 В в
течение 1 мин или мегаомметром 2500 В;
проверку действия максимальных и минимальных расцепителей автоматов;
проверку работы контакторов, пускателей на пониженном
напряжении оперативного тока.
10.1.3. При текущем ремонте выполняют:
очистку аппаратуры, изоляторов, предохранителей от пыли;
зачистку и шлифовку подгоревших контактов или их замену (при необходимости);
подтяжку контактных соединений.
10.1.4. При капитальном ремонте выполняют:
работы, указанные в п. 10.1.3;
разборку с заменой дефектных деталей;
испытания по п. 10.1.2.
10.2. Аккумуляторные батареи (АБ).
10.2.1. При осмотре АБ проверяют:
целостность банок, уровень электролита, высоту осадка
(шлама);
состояние помещения, стеллажей, наличие необходимых
принадлежностей;
напряжение и плотность электролита в контрольных элементах.
10.2.2. При испытаниях АБ выполняют:
замер напряжения, плотности и температуры электролита всех
элементов;
химический анализ электролита;
измерение сопротивления изоляции батареи;
контрольный разряд 3-часовым током;
проверку емкости отформованной АБ.
10.2.3. При текущем ремонте выполняют:
проверку качества электролита, состояния пластин и замену их
при необходимости;
замену сепараторов при необходимости и удаление шлама;
очистку окислившихся поверхностей и смазку их вазелином.
10.2.4. Капитальный ремонт производят по результатам
испытаний и состоянию АБ.
10.2.5. Технические указания.
10.2.5.1. Аккумуляторные батареи должны обеспечивать на
шинах оперативного тока в нормальных эксплуатационных условиях напряжение на 5%
выше номинального напряжения низковольтных аппаратов. Подзарядное устройство
должно обеспечивать стабилизацию этого напряжения в пределах ±2%.
10.2.5.2. Устройство контроля за состоянием изоляции шин
постоянного тока должно действовать на сигнал при снижении сопротивления
изоляции одного из полюсов до 20 кОм в сети 220 В и 10 кОм в сети 110 В. При
замыкании на землю необходимо немедленно принимать меры к поиску и устранению
повреждения.
10.2.5.3. Температура в помещении с аккумуляторными
батареями в холодное время на уровне расположения аккумуляторов должна быть не
ниже +10° С. Если аккумуляторные батареи выбраны из расчета только на включение
и отключение выключателей, то при отсутствии постоянного дежурства допускается
нижний предел температуры 0° С.
10.2.5.4. В процессе обслуживания кислотной аккумуляторной
батареи анализ электролита проводится не реже 1 раза в 3 года по пробам, взятым
из контрольных элементов. При контрольном разряде пробы электролита отбирают в
конце разряда. Для доливки применяют дистиллированную воду, проверенную на
отсутствие хлора и железа.
10.2.5.5. Кислотные батареи, работающие по методу
постоянного подзаряда или методу «заряд-разряд», подвергают
уравнительному заряду (перезаряду) 1 раз в 3 месяца напряжением 2,3-2,35 В на
элемент до достижения установившегося значения плотности электролита во всех
элементах 1,2-1,21 г/см3. Продолжительность дозаряда зависит от
состояния батареи, но не менее 6 ч. За время уравнительного заряда необходимо
сообщить батарее не менее трехкратной номинальной емкости.
Заряд и разряд батареи допускаются током не выше
максимального, гарантированного для батареи. Температура электролита в конце
заряда должна быть не выше +40° С. Проверка работоспособности батареи по
падению напряжения при толчковых токах проводится при разряде длительностью не
более чем 5 с максимальным для подстанции рабочим током. При этом напряжение на
элементе не должно снижаться более чем на 0,4 В по сравнению с предыдущим (до
толчка) режимом.
10.2.5.6. Перед началом заряда аккумуляторной батареи
включают приточно-вытяжную вентиляцию, которую отключают после полного удаления
газа, но не ранее чем через 1,5 ч после окончания заряда. При работе по методу
постоянного подзаряда действие вентиляции определяется местной инструкцией.
10.2.5.7. Эксплуатация кислотной батареи, работающей по
методу постоянного подзаряда, осуществляется без тренировочных разрядов и
уравнительных перезарядов. Дозаряд батареи производят 1 раз в 3 месяца
напряжением 2,3 В на элемент до достижения установившегося значения плотности
электролита во всех элементах 1,2-1,21 г/см3.
10.2.5.8. Напряжение в конце разряда (через 3-10 ч) не
должно снизиться до уровня менее 1,8 В на элемент.
10.2.5.9. Расстояние между поверхностью осадка (шлама) и
нижним краем положительной пластины должно быть не менее 10 мм.
10.3. Электродвигатели и генераторы.
10.3.1. При осмотре электродвигателей, генераторов
проверяют:
отсутствие вибрации и шума;
отсутствие повышенного нагрева корпуса и подшипников;
исправность заземления;
исправность щеточного узла (при наличии) и вентиляции.
10.3.2. При испытаниях выполняют:
измерение сопротивления изоляции обмоток мегаомметром 1000
В;
измерение неравномерности воздушного зазора между статором и
ротором.
10.3.3. При текущем ремонте выполняют:
чистку и продувку обмоток;
проверку состояния подшипников и замену смазки;
замену щеток (при необходимости);
устранение подгаров на коллекторе.
10.3.4. Капитальный ремонт проводят по результатам
испытаний.
10.4. Дизель-генераторы (ДГ).
10.4.1. При осмотрах с запуском на 30 мин на холостом ходу
ДГ проверяют:
уровень масла в поддоне ванны реверс-редуктора, топливном
насосе и регуляторе, ванне воздухоочистителя;
уровень охлаждающей жидкости в радиаторе или расширительном
бачке. Запуск ДГ проводит специально обученное лицо.
10.4.2. При испытаниях выполняют работы в соответствии с п.
10.3.2.
10.4.3. При текущем ремонте выполняют работы в соответствии
с заводскими инструкциями.
10.4.4. Капитальный ремонт выполняют по результатам
испытаний и состоянию отдельно дизеля и генератора в соответствии с заводскими
инструкциями.
10.4.5. Технические указания.
10.4.5.1. В промежутках между пусками 1 раз в неделю следует
проворачивать коленчатый вал на 2-3 оборота (15-25 оборотов механизма
проворачивания).
10.4.5.2. Особенностью эксплуатации дизель-генераторов
является то, что для них строго регламентированным является процесс пуска и
остановки. Примером ввода в работу ДГ и перевода его в резерв могут служить
правила включения и отключения, изложенные в приложении 6.
10.5. Электрическое освещение и отопление.
10.5.1. При осмотре электроосвещения и электроотопления
проверяют: состояние проводки;
исправность выключателей, предохранителей; состояние
заземления, зануления.
10.5.2. При испытаниях выполняют:
измерение сопротивления изоляции мегаомметром 1000 В;
испытание изоляции повышенным напряжением или мегаомметром
2500 В;
замер уровня освещенности в контрольных точках и уровень
общей освещенности помещения.
10.5.3. При текущем ремонте выполняют:
очистку от пыли коммутационной и защитной аппаратуры,
щитков, сборок, распаечных коробок, электрических печей и светильников;
зачистку контактов электрических выключателей,
переключателей, предохранителей;
замену изоляторов, роликов, участков проводки с поврежденной
изоляцией;
проверку исправности аварийного освещения.
10.5.4. При капитальном ремонте выполняют полную замену
оборудования и проводки отработавшей системы освещения и отопления. Основанием
для капитального ремонта служат результаты испытаний.
11. ПОСТЫ СЕКЦИОНИРОВАНИЯ (ПС), ПУНКТЫ
ПАРАЛЛЕЛЬНОГО СОЕДИНЕНИЯ (ППС), АВТОТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПУНКТЫ ПИТАНИЯ (АТП),
ПУНКТЫ ПОДГОТОВКИ К РЕЙСУ ПАССАЖИРСКИХ ПОЕЗДОВ (ППП), ПЕРЕДВИЖНЫЕ ТЯГОВЫЕ
ПОДСТАНЦИИ (ПТП), ПЕРЕДВИЖНЫЕ УСТАНОВКИ: ПРОДОЛЬНОЙ КОМПЕНСАЦИИ (УПКП),
ФИЛЬТРОКОМПЕНСИРУЮЩИЕ (ФКУП), РЕАКТИВНОЙ КОМПЕНСАЦИИ (УПРК)
11.1. При техническом обслуживании ПС, ППС, АТП, ППП, ПТП,
УПРК, УПКП, ФКУП вводится новый вид технического обслуживания — техническое
содержание.
Работы по техническому содержанию включают в себя:
проверку состояния оборудования, наружных контактных
соединений, контура заземления, места присоединения заземляющего проводника к
дроссель-трансформатору (рельсу), диодного заземлителя трансформатора
собственных нужд, цепей защиты, управления, автоматики и сигнализации;
чистку от пыли оборудования и аппаратуры, находящейся в
помещении;
проверку соответствия сигнализации положению оборудования;
эксплуатационное опробование с проверкой работы схем
управления, защиты, автоматики и сигнализации, сигнальных указателей
«Опустить токоприемник» опробованием с помощью ключей, кнопок, от
руки, по телеуправлению.
11.2. Испытания, текущий и капитальный ремонт производят в
объемах и сроки, установленные для соответствующего оборудования тяговых
подстанций. Для пунктов подготовки пассажирских поездов испытания и текущий
ремонт производят перед началом отопительного сезона.
11.3. Технические указания.
11.3.1. Питание собственных нужд ППП должно осуществляться
через изолировочный трансформатор.
11.3.2. Заземляющий проводник ППП переменного тока
подключают к рельсовой цепи путей отстоя двумя проводами, каждый из которых рассчитан
на полный ток ППП.
11.3.3. Заземление ППП постоянного тока выполняют двумя
стальными прутками диаметром 12 мм, подключаемыми через диодный заземлитель к
путевым дроссель-трансформаторам либо к ближайшей рельсовой нити путей отстоя,
либо тяговым рельсам главных или станционных путей.
11.3.4. Пути отстоя с ППП оборудуются медными стыковыми
соединителями сечением 70 мм2 на всем протяжении отапливаемых
составов до мест подключения междупутных перемычек, соединяющих пути парка
отстоя с тяговыми рельсами главных путей.
11.3.5. В пределах парка отстоя должна быть установлена
междупутная перемычка, соединяющая рельсы всех путей отстоя.
11.3.6. Схема управления ППП должна обеспечивать отключение
выключателя:
при попытке вынуть штепсель из розетки любой из колонок;
при попытке открыть дверь любой из колонок;
при попытке отключить разъединитель под нагрузкой;
при снятии напряжения с контактной сети;
дистанционно от кнопки «откл»;
при перегрузке или коротком замыкании на одном из фидеров.
11.3.7. Порядок транспортирования, места и схемы
подключения, порядок включения и метод обслуживания ПТП, УПРК, УПКП, ФКУП
определяет и утверждает начальник дистанции электроснабжения или главный
инженер.
11.3.8. Платформы и вагоны передвижных электроустановок
ремонтируют в объемах и сроки, установленные МПС.
12. ПИТАЮЩИЕ И ОТСАСЫВАЮЩИЕ ЛИНИИ
12.1. Требования настоящего раздела распространяются на
питающие и отсасывающие линии переменного тока до 35 кВ включительно и
постоянного тока 3,3 кВ, а также на анодные кабели и провода.
12.2. При осмотрах питающих и отсасывающих линий без подъема
на опоры и поддерживающие конструкции проверяют:
отсутствие обрывов и оплавлений отдельных проволок или
набросов на провода, состояние изоляторов, контактных соединений и отсутствие
признаков нагрева;
состояние опор, наличие наклонов, обгорания, целостность
бандажей и заземляющих устройств;
правильность регулировки проводов;
наличие искрения;
состояние разрядников, разъединителей концевых кабельных
муфт на спусках воронок, отсутствие вмятин на кабелях, защиты от механических
повреждений;
наличие и состояние предупреждающих плакатов и других
постоянных знаков на опорах, наличие маркировки кабелей и кабельных линий;
состояние стоек железобетонных опор и железобетонных
приставок;
чистоту трассы, наличие деревьев, угрожающих падением на
линию, касание ветвями деревьев проводов ВЛ;
соблюдение требований Правил охраны электрических сетей
напряжением выше 1000 В.
Неплановые осмотры воздушных линий проводят:
при образовании на проводах гололеда или пляске проводов,
после сильных бурь, морозов, пожаров в зоне трассы;
при отыскании места повреждения после срабатывания защит и
неуспешного АПВ.
12.3. При испытаниях питающих и отсасывающих линий
выполняют:
измерение сопротивления изоляции;
испытание повышенным напряжением;
измерение сопротивления заземления опор;
измерение сопротивления петли «фаза-ноль» на ВЛ
напряжением 0,4 кВ.
12.4. Текущий и капитальный ремонт выполняют по результатам
испытаний.
12.5. Неплановые ремонты производят после повреждения линий
в результате аварийных режимов, атмосферных воздействий или механических
повреждений линии посторонними лицами.
12.6. Технические указания.
12.6.1. На тяговых подстанциях, расположенных на станциях
стыкования, цепи отсоса постоянного и переменного тока выполняют кабельными или
воздушными, изолированными от контура заземления подстанции.
12.6.2. Сопротивление изоляции отсасывающей линии
постоянного тока испытывается мегаомметром 1000 В и должно быть не менее 0,5
МОм.
12.6.3. Анодные кабели и провода испытывают напряжением
выпрямленного тока 15 кВ в течение 1 мин для проводов и 3 мин для кабелей. Ток
утечки не должен быть более 20 мкА при температуре окружающего воздуха до 30° С
и 40 мкА — при температуре до 60° С.
13. ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ УСТРОЙСТВА
13.1. На каждое находящееся в эксплуатации заземляющее
устройство должен иметься паспорт, содержащий схему заземления, основные
технические данные, сведения о результатах проверки его состояния, о характере
ремонтов и изменениях, внесенных в данное устройство.
13.2. При осмотре заземляющего устройства проверяют:
состояние контактных соединений заземляющих проводников;
крепление заземляющих проводников;
степень воздействия коррозии на заземляющие проводники;
состояние искровых промежутков, пробивных предохранителей в
установках напряжением до 1000 В;
отсутствие нагрева заземляющих проводников.
Внешний осмотр заземляющего устройства производится вместе с
осмотром электрооборудования электроустановки.
13.3. При испытаниях заземляющих устройств производят:
13.3.1. проверку состояния пробивных предохранителей в
установках напряжением до 1000 В и искровых промежутков в цепи отсоса РУ 3,3
кВ;
13.3.2. замер переходного сопротивления заземляющего
проводника между оборудованием и контуром заземления;
13.3.3. определение сопротивления растеканию заземляющего
контура (заземлителя);
13.3.4. измерение удельного сопротивления грунта
(производится, если в зависимости от этого показателя нормируется сопротивление
заземляющего устройства);
13.3.5. измерение полного сопротивления петли
«фаза-ноль»;
13.3.6. проверку отсутствия металлического соединения
заземлителей молниеотводов тяговых подстанций с контуром заземления;
13.3.7. измерение распределения тока к. з. по реле
заземления и тока утечки с внутреннего контура на внешний;
13.3.8. выборочное вскрытие грунта для осмотра элементов
заземляющего устройства, находящегося в земле (заземлителя).
13.4. При текущем ремонте производят:
замену неисправных элементов заземляющего устройства;
затяжку ослабленных болтовых соединений; обновление окраски; испытания по п.
13.3 (2, 5, 7).
13.5. Неплановый ремонт заземляющих устройств производят:
при повреждении заземляющего проводника вследствие
термического воздействия при коротком замыкании;
при обнаружении неисправности во время осмотра.
13.6. При неплановом ремонте производят: ремонт заземляющего
устройства; испытания по п. 13.3 (2, 5, 7).
13.7. Капитальный ремонт и его объем определяют по состоянию
заземляющего устройства и результатам испытаний.
После капитального ремонта выполняют испытания в объеме п.
13.3.
13.8. Технические указания.
13.8.1. Порядок заземления электроустановок, технического
обслуживания и технология ремонта заземляющих устройств приведены в Инструкции
по заземлению устройств электроснабжения на электрифицированных железных
дорогах от 16.12.83 г. № ЦЭ/4173.
13.8.2. Измерение сопротивления заземляющих устройств должно
проводиться в периоды наибольшего просыхания грунта.
14. РАЗРЯДНЫЕ УСТРОЙСТВА
14.1. При осмотре разрядного устройства с отключением
разъединителя проверяют:
отсутствие загрязнений, видимых сколов и трещин изоляторов;
состояние контактных соединений;
исправность заземления;
состояние элементов разрядного устройства и блока защиты;
показание регистратора срабатывания.
14.2. При профилактических испытаниях выполняют:
проверку целостности диодов и тиристоров;
измерение сопротивления изоляции;
испытание повышенным напряжением промышленной частоты;
измерение напряжения открытия тиристоров каждой ветви.
14.3. При текущем ремонте производят:
протирку изоляторов и элементов разрядного устройства;
проверку контактных соединений;
проверку действия защиты от пробоя тиристоров;
испытания по п. 14.2.
14.4. Капитальный ремонт проводят по результатам испытаний.
14.5. Технические условия.
Разрядные устройства УР и УРИ предназначены для снижения коммутационных
перенапряжений, уменьшения износа дугогасительных камер и контактов
быстродействующих выключателей и облегчения работы вентильных разрядников.
Контроль за режимом работы разрядного устройства
осуществляется путем ежемесячной фиксации и последующего сравнения числа
срабатываний разрядного устройства с числом отключений фидерных
быстродействующих выключателей, которые не должны отличаться более чем на 30%.
Сопротивление изоляции измеряется между закороченными
выводами и корпусом устройства мегаомметром на 2500 В. Сопротивление должно
быть не менее 50 МОм.
Испытательное напряжение 12 кВ переменного тока промышленной
частоты в течение одной минуты прикладывается между закороченными выводами и
корпусом устройства.
Напряжение открытия тиристоров ветви должно быть в диапазоне
от 0,9 до 1,0 кВ при температуре окружающей среды 20± 10° С.
15. МАСЛОПРИЕМНЫЕ УСТРОЙСТВА И МАСЛЯНОЕ
ХОЗЯЙСТВО
15.1. При осмотрах маслоприемников, маслоотводов и
маслосборников проверяют:
отсутствие воды в маслосборнике;
отсутствие засорения маслоотводов и забивки их снегом,
льдом;
наличие и уровень воды в пожарном водоеме.
15.2. При текущем ремонте выполняют:
очистку дренажа и маслоотводов;
очистку колодцев и маслосборника от грязи;
проверку масляной канализации на целостность и эффективность
работы.
Текущий ремонт выполняется 1 раз в год.
15.3. Капитальный ремонт проводят по мере необходимости с
чисткой, промывкой или заменой гравия (гранитного щебня).
15.4. Технические указания.
15.4.1. На тяговых подстанциях каждая единица маслонаполненного
оборудования с количеством трансформаторного масла более 1 т должна иметь
маслоприемник, маслоотвод и маслосборник, не допускающий растекания и
проникновения масла в почву, кабельные каналы и распространения пожара.
15.4.2. Местоположение, объем, организация эксплуатации
передвижных баз масляного хозяйства, установок для очистки и регенерации масла,
дегазирующих установок, резервуаров и складов для хранения трансформаторного
масла утверждает начальник дистанции электроснабжения.
Инструкцию по техническому обслуживанию тяговых подстанций и
постов секционирования электрифицированных железных дорог от 15.12.75 г. №
ЦЭ/3298 признать не действующей в системе Министерства путей сообщения
Российской Федерации.
Приложение 1
к Инструкции от
30.06.92 г. № ЦЭ/39
ПЕРИОДИЧНОСТЬ ОСМОТРОВ
П. 1.1. Осмотр оборудования тяговых подстанций с постоянным
дежурным персоналом производят:
дежурный электромеханик не реже 1 раза в течение смены;
начальник подстанции или лицо, его замещающее, не реже 1
раза в неделю.
Осмотр оборудования электроустановок в темное время суток
для выявления разрядов, коронирования, нагрева токоведущих частей производит
начальник подстанции или лицо, его замещающее, не реже 1 раза в месяц.
Дополнительные осмотры оборудования подстанции проводят
после срабатывания защит от замыкания на землю в РУ 3,3 кВ, при неблагоприятной
погоде (сильный туман, гололед, мокрый снег, резкое понижение температуры и
др.) в зависимости от местных условий.
П. 1.2. Осмотр отдельного оборудования тяговых подстанций
производят в следующие сроки:
аккумуляторной батареи — не реже двух раз в месяц;
отсасывающего фидера и места подсоединения его к рельсовым
цепям- 1 раз в месяц;
осмотр и опробование работы коммутационного оборудования,
цепей РЗА, управления и сигнализации без подачи рабочего напряжения передвижных
установок, находящихся в резерве, — 1 раз в 6 месяцев.
Указанные осмотры производит начальник подстанции или лицо,
его замещающее.
П. 13. Осмотр и чистку оборудования РУ до 1000 В от пыли и
загрязнения проводят 1 раз в 6 месяцев.
Осмотр и чистку осветительной аппаратуры от пыли в закрытых
РУ — 1 раз в год.
Осмотр моторных приводов и устройств дистанционного
управления — 1 раз в месяц.
Указанные осмотры производит оперативно-ремонтный персонал с
оформлением работ распоряжением.
П. 1.4. Техническое обслуживание постов секционирования,
пунктов параллельного соединения, автотрансформаторных пунктов питания и
пунктов подготовки пассажирских поездов (в период отопительного сезона)
производит оперативно-ремонтный персонал 1 раз в месяц с оформлением работ
нарядом или распоряжением.
П. 1.5. Осмотр и опробование дизель-генераторов производит 1
раз в 3 месяца специально обученное лицо оперативно-ремонтного персонала.
П. 1.6. Об обнаруженных при проведении осмотров неисправностях
и принятых мерах по их устранению делаются соответствующие записи в книге
осмотров и неисправностей.
П. 1.7. Осмотр защитных и противопожарных средств производят
1 раз в 3 месяца и непосредственно перед употреблением.
Приложение 2
к Инструкции от 30.06.92
г. № ЦЭ/39
Периодичность технического обслуживания и
ремонта оборудования электроустановок
|
Наименование оборудования |
Ремонт |
Испытания |
||
|
текущий |
капитальный |
|||
|
1. Распределительные |
||||
|
1) сборные и |
По мер е необходимости |
По результатам испытаний, |
1 раз в 8 лет При наличии тепловизоров 1 |
|
|
2) подвесные и опорные |
По мере необходимости |
По результатам испытаний, |
1 раз в8 лее Штыревые изоляторы 6-10 кВ При наличии тепловизоров 1 |
|
|
3) устройства защиты от |
||||
|
разрядники |
1 раз в 3 года |
1 раз в 8 лет |
1 раз в 3 года |
|
|
разрядники |
1 раз в год |
1 раз в 8 лет |
1 раз в год |
|
|
4) разъединители и их |
Разъединителей наружной |
1 раз в 8 лет |
1 раз в 8 лет |
|
|
5) отделители и |
1 раз в год |
1 раз в 3 года |
1 раз в 3 года |
|
|
6) вводы и проходные |
1 раз в год |
Для вводов с |
По пп. 2.6.2.1, 2.6.2.2 |
|
|
7) масляные выключатели и |
||||
|
трехфазные; |
1 раз в год |
1 раз в 8 лет |
1 раз в 3 года |
|
|
однофазные |
1 раз в год |
1 раз в 6 лет |
1 раз в 3 года |
|
|
|
1 раз в год |
По результатам испытаний, |
1раз в З года |
|
вакуумные выключатели;|
9) быстродействующие |
1 раз в 3 месяца После 3000 кА полного |
1 раз в 6 лет |
1 раз в год См. п. 2.10.4 и после 3000 |
|
2. Трансформаторы силовые |
Трансформаторов с РПН — 1 Трансформаторов без РПН, |
Трансформаторов |
1раз в 4 года |
|
Трасформаторы, |
1 раз в 2 года |
Не регламентируется |
Межремонтные 1 раз в 4 |
|
Измерительные |
1 раз в 3 года |
По результатам испытаний и |
1 раз в 6 лет |
|
3. Полупроводниковые |
|||
|
неуправляемые; |
Не реже 1 раза в 6 месяцев |
По результатам испытаний |
По пп. 4.2.1-4.2.7 — 1 раз |
|
управляемые |
Не реже 1 раза в 3 месяца |
По результатам испытаний |
-”- |
|
4. Сглаживающие устройства |
Не реже 1 раза в год |
По результатам испытаний |
1 раз в 3 года |
|
5. Устройства компенсации |
Не реже 1 раза в год |
По результатам испытаний, |
1 раз в год |
|
6. Устройства релейной |
См. главу 7 и |
||
|
7. Средства электрических |
См. главу |
||
|
8. Дистанционное |
1 раз в б месяцев |
По состоянию устройств |
Совместно с |
|
9. Собственные нужды: |
|||
|
РУ до 1000 В; |
1 раз в 3 года |
Не реже 1 раза в 12 лет |
1 раз в 6 лет |
|
аккумуляторные батареи; |
1 раз в год |
1 раз в 3 года |
|
|
электродвигатели и |
1 раз в год |
По результатам испытаний |
1 раз в 3 года |
|
дизель-генераторные |
Текущий и капитальный ремонты производят в |
Запуск не реже 1 раза в 3 |
|
|
электрическое освещение; |
1 раз в год |
По результатам испытаний |
1 раз в 3 года |
|
электрическое отопление |
1 раз в год перед началом |
Не реже 1 раза в 12 лет |
1 раз в год перед началом |
|
10. Посты секционирования |
Текущий, капитальный |
||
|
11. Пункты подготовки |
1 раз в год перед началом |
1 раз в 6 лет |
1 раз в год перед началом |
|
12. Передвижные тяговые |
Текущий, капитальный ремонты и |
Эксплуатационное |
|
|
13. Силовые кабели и |
1 раз в 3 года |
По результатам испытаний |
1 раз в 3 года. |
|
14. Заземляющие устройства |
1 раз в год |
По результатам испытаний и |
По пп. 13.3 (1-7) — не реже |
|
15. Разрядное устройство |
1 раз в год |
По результатам испытаний |
1разв год |
|
16. Сокращенный анализ |
не производится |
||
|
без термосифонных |
1 разв 2 года |
||
|
с термосифонными |
1 раз в 5 лет |
||
|
баков контакторов |
после определенного количества |
||
|
маслонаполненных вводов, |
1 раз в 3 года масло |
||
|
измерительных |
1 раз в 3 года |
||
|
малообъемных масляных |
смена масла при ремонтах |
||
|
многообьемньк |
1 раз в 3 года |
||
|
оборудования, находящегося |
1 раз в год |
Приложение 3
к Инструкции от
30.06.92 г. № ЦЭ/39
ВИДЫ, ОБЪЕМЫ И ПЕРИОДИЧНОСТЬ РАБОТ ПРИ
ТЕХНИЧЕСКОМ ОБСЛУЖИВАНИИ УСТРОЙСТВ РЗА
П. 3.1. Новое включение.
П. 3.1.1. Подготовительные работы:
подготовка исполнительных, принципиальных и монтажных схем,
заводской документации на реле и оборудование, утвержденных инструкций, карт
уставок защит и автоматики, протоколов наладки;
подготовка испытательных устройств, измерительных приборов,
соединительных проводов, запасных частей и инструментов;
отсоединение всех цепей связи на контактных зажимах
(клеммниках) проверяемого узла (панели).
П. 3.1.2. Внешний осмотр. При осмотре проверяют:
выполнение требований ПУЭ, ПТЭ и других нормативных
материалов, а также соответствие проекту установленной аппаратуры и контрольных
кабелей;
надежность крепления и правильность установки панели,
аппаратуры на панели;
правильность выполнения концевых разделок контрольных
кабелей, заземлений цепей вторичных соединений;
состояние монтажа проводов и кабелей, контактных соединений,
уплотнений дверок шкафов, вторичных выводов измерительных трансформаторов и
др.;
отсутствие механических повреждений аппаратуры;
качество окраски панелей, шкафов и других элементов
устройств;
состояние электромагнитов управления и блок-контактов
разъединителей, выключателей, автоматов и другой коммутационной аппаратуры;
наличие и правильность надписей на панелях и аппаратуре,
маркировки кабелей, жил кабелей, проводов.
П. 3.1.3. Проверка соответствия проекту смонтированных
устройств ведется путем сравнения фактического исполнения соединений между
элементами на панелях устройств РЗА, управления, сигнализации и всех цепей
связи между проверяемым и другими устройствами РЗА, управления, сигнализации.
П. 3.1.4. Внутренний осмотр, чистка и проверка механической
части аппаратуры (реле, контакторов пускателей, пакетников, переключателей
кнопок, накладок, элементов сигнализации). При этом проверяют:
уплотнения кожухов и целостность стекол;
наличие и целостность деталей, правильность их установки и
надежность крепления;
наличие пыли и посторонних предметов;
надежность контактных соединений и паек (которые можно
проверить без разборки);
затяжку болтов, стягивающих сердечники трансформаторов,
дросселей и др.;
состояние изоляции соединительных проводов и обмоток
аппаратуры;
состояние контактных поверхностей, ход, нажим, регулировку
контактов;
механические характеристики аппаратуры (люфты, зазоры,
провалы, прогибы, четкость хода часовых механизмов).
П. 3.1.5. Проверка сопротивления
изоляции.
Указанная проверка является предварительной и состоит из
измерения сопротивления изоляции отдельных узлов устройств РЗА (трансформаторов
тока и напряжения, приводов коммутационных аппаратов, контрольных кабелей,
панелей защит и т.д.).
Измерение производится мегаомметром на 1000 или 2500 В:
П. 3.1.5.1. относительно земли;
П. 3.1.5.2. между отдельными группами электрически не связанных
цепей (тока, напряжения, оперативного тока, сигнализации);
П. 3.1.5.3. между фазами в токовых цепях, где имеются реле
или устройства с двумя и более первичными обмотками;
П. 3.1.5.4. между жилами кабеля от газового реле
трансформатора;
П. 3.1.5.5. между жилами кабеля от трансформаторов
напряжений до автоматов или предохранителей.
Примечание. Элементы, не рассчитанные на испытательное
напряжение 1000 В между электрически не связанными цепями (например,
магнитоэлектрические и поляризованные реле; цепи, содержащие микроэлектронные
элементы), при измерении сопротивления изоляции по п. 3.1.5.2 исключаются из
схемы. Для измерения сопротивления изоляции этих цепей следует использовать
мегаомметр на 500 В.
П. 3.1.6. Проверка электрических
характеристик.
Проверку электрических характеристик элементов устройств РЗА
(аппаратуры, трансформаторов тока и напряжения) производят в соответствии с
инструкциями по обслуживанию конкретных типов аппаратуры от испытательных
устройств.
После окончания проверки осуществляют сборку всех цепей,
связывающих проверяемое устройство с другими, путем подключения жил кабелей к
рядам зажимов панелей, шкафов и др., за исключением цепей связи с другими
устройствами, находящимися в работе.
П. 3.1.7. Измерение и испытание
изоляции устройств в полной схеме производят при закрытых кожухах, крышках,
дверцах и др.
До и после испытания электрической прочности изоляции
производится измерение сопротивления изоляции мегаомметром относительно земли
каждой из групп электрически не связанных цепей вторичных соединений. Испытание
электрической прочности изоляции осуществляется напряжением 1000 В переменного
тока в течение 1 мин.
П. 3.1.8. Проверка взаимодействия элементов устройства.
При напряжении оперативного тока, равном 0,8 номинального
значения, проверяют правильность взаимодействия реле защиты, электроавтоматики,
управления и сигнализации. Проверку взаимодействия реле производят в
соответствии с принципиальной схемой при срабатывании или возврате (от руки).
Особое внимание при проверке обращают на:
отсутствие обходных цепей;
правильность работы устройства при различных положениях
накладок, переключателей, испытательных блоков, рубильников и др.;
наличие на рядах зажимов проверяемого устройства сигналов,
предназначенных для воздействия на другие устройства, находящиеся в работе.
П. 3.1.9. Выставление уставок устройства.
Проверка производится при номинальном напряжении
оперативного тока при подаче на устройство параметров аварийного режима от
постороннего источника и полностью собранных цепях устройства при закрытых
кожухах реле (необходимо предусмотреть надежное размыкание выходных цепей на
срабатывание коммутационного оборудования).
Измеряют полное время действия каждой из ступеней устройства
и проверяют правильность действия сигнализации.
Ток и напряжение, соответствующие аварийному режиму,
подаются на все ступени и фазы (или все комбинации фаз) проверяемого устройства
и должны соответствовать ниже приведенным:
1) для защит максимального действия — 0,9 и 1,1 уставки
срабатывания для контроля несрабатывания защиты в первом и срабатывания во
втором случаях; для контроля времени действия — ток или напряжение, равные 1,3
уставки срабатывания;
для защит с зависимой характеристикой проверяют две-три
точки характеристики; для токовых направленных защит подается номинальное
напряжение с фазой, обеспечивающей срабатывание реле направления мощности;
для дифференциальных защит ток подается поочередно в каждое
из плеч защиты;
2) для защит минимального действия — 1,1 и 0,9 уставки
срабатывания для контроля несрабатывания защиты в первом и срабатывания во
втором случаях; для контроля времени действия — ток или напряжение, равные 0,8
уставки срабатывания.
Для дистанционных защит временную характеристику снимают для
сопротивлений, равных 0; 0,5 Z1;
0,9 Z1; 1,1 Z1; 0,9 Z2; 1,1 Z2; 0,9 Z3; 1,1 Z3. Регулировка
выдержки времени второй и третьей ступеней производится при сопротивлениях,
равных соответственно 1,1 Z1
и 1,1 Z2.
Выдержку времени в первой ступени регулируют (при необходимости) при
сопротивлении 0,5 Z1.
Проверяется правильность поведения устройств при
имитации всех возможных видов к. з. в зоне и вне зоны действия устройств.
П. 3.1.10. Проверка взаимодействия
проверяемого устройства с другими включенными в работу устройствами защиты,
электроавтоматики, управления, сигнализации и действия устройства на
коммутационное оборудование.
Проверка взаимодействия проверяемого устройства с другими
производится при номинальном напряжении оперативного тока.
П. 3.1.11. Проверка работы всех цепей
(схемы) присоединения при заданных уставках.
Проверка осуществляется прогрузкой первичным током от
нагрузочных трансформаторов.
П. 3.1.12. Подготовка устройств релейной защиты,
электроавтоматики, управления и сигнализации к включению содержит:
повторный осмотр реле, режим которых изменялся при проверке
рабочим током и напряжением;
проверку положения флажков указательных реле, испытательных
блоков и других оперативных устройств, а также перемычек на рядах зажимов;
инструктаж оперативного персонала по вводимым в работу
устройствам и особенностям их эксплуатации, сдачи этих устройств и инструкций
по обслуживанию оперативному персоналу;
запись в журнале релейной зашиты о результатах проверки,
состоянии проверенных устройств и о готовности включения их в работу.
Оформление паспортов-протоколов устройства.
П. 3.2. Первый профилактический контроль.
П. 3.2.1. Внешний осмотр.
При осмотре проверяют:
надежность крепления панели, аппаратуры на панели;
отсутствие механических повреждений аппаратуры, состояние
изоляции выводов реле и другой аппаратуры;
отсутствие пыли и грязи на кожухах аппаратуры и рядах
зажимов;
состояние монтажа проводов и кабелей, уплотнений дверок
шкафов и кожухов на вторичной стороне трансформаторов тока и напряжения,
заземления цепей вторичных соединений;
надежность паек и контактных соединений на клеммных сборках,
испытательных блоках, резисторах, конденсаторах, диодах и др.;
состояние электромагнитов управления, блок-контактов
разъединителей, выключателей, автоматов и другой коммутационной аппаратуры;
наличие и правильность надписей на панелях и аппаратуре,
наличие маркировки кабелей, жил кабелей и проводов.
П. 3.2.2. Измерение и испытание изоляции производится в
соответствии с п. П.
3.1.7.
При первом профилактическом контроле допускается испытывать
изоляцию относительно земли мегаомметром на 2500 В вместо испытания напряжением
1000 В переменного тока.
П. 3.2.3. Предварительную проверку заданных уставок
производят (при закрытых кожухах реле) с целью определения работоспособности
элементов и отклонения параметров срабатываний от заданных.
Если при проверке уставок параметры срабатывания выходят за
допустимые пределы, производятся тщательный анализ причин отклонения и, при
необходимости, частичная или полная разборка, восстановление или замена
неисправной аппаратуры, ее частей.
П. 3.2.4. При проведении восстановительных работ выполняют:
проверку электрических характеристик в соответствии с п. П.
3.1.6;
проверку взаимодействия проверяемого устройства с другими
устройствами защиты, электроавтоматики, управления и сигнализации и действия
устройства на коммутационную аппаратуру в соответствии с п.
П. 3.1.10.
П. 3.2.5. Проверка рабочим током и напряжением производится
в соответствии с п.
П. 3.1.11.
П. 3.2.6. Подготовка устройств
релейной защиты, электроавтоматики, управления и сигнализации к включению
предусматривает:
повторный осмотр реле, режим которых изменялся при проверке
рабочим током и напряжением;
проверку положения флажков указательных реле, испытательных
блоков, рубильников, кнопок, сигнальных ламп и других оперативных элементов, а
также перемычек на рядах зажимов;
запись в журнале релейной защиты о результатах проверки,
состоянии проверенных устройств и о возможности включения их в работу.
П. 3.3. Профилактический контроль.
При профилактическом контроле выполняют:
внешний осмотр с чисткой от пыли аппаратуры и монтажа с
проверкой состояния аппаратуры и монтажа, проверкой внутренних элементов
аппаратуры через смотровые стекла, проверкой выходных реле при снятых кожухах;
измерение сопротивления изоляции.
Производится измерение сопротивления изоляции каждой из
групп электрически не связанных цепей вторичных соединений относительно земли
мегаомметром на 1000 В;
проверку срабатывания защит на отключение коммутационного
оборудования при заданных уставках (первичным током от нагрузочных
приспособлений):
Таблица ПЗ
Периодичность проведения технического обслуживания устройств РЗА
|
Устройства РЗА |
Цикл ТО |
Количество лет |
|||||||||||||
|
0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
||
|
Устройства |
3 |
Н |
К1 |
К, ЧВ |
К, ЧВ |
В |
К, ЧВ |
К, ЧВ |
В |
К, ЧВ |
К, ЧВ |
В и т.д. |
|||
|
Максимальные, минимальные |
3 |
Н |
К1 |
К, ЧВ |
К, ЧВ |
В |
К, ЧВ |
К, ЧВ |
В |
К, ЧВ |
К, ЧВ |
В и т.д. |
|||
|
В помещениях: I категории |
6 |
Н |
К1 |
К, ЧВ |
К, ЧВ |
К, ЧВ |
К, ЧВ |
К, ЧВ |
В |
К, ЧВ |
К, ЧВ |
К, ЧВ |
К, ЧВ |
К, ЧВ |
В |
|
II категории |
3 |
Н |
К1 |
К, ЧВ |
К, ЧВ |
В |
К, ЧВ |
К, ЧВ |
В |
К, ЧВ |
К, ЧВ |
В |
|||
|
Примечания: 1. 2. II категория помещений |
подготовку устройства к включению. При этом проверяют
положение указательных реле, испытательных блоков, накладок, рубильников,
кнопок, сигнальных ламп и других оперативных элементов; делают записи в журнал
релейной защиты о результатах проверки, о состоянии проверенных устройств и
возможности включения их в работу.
П. 3.4. Профилактическое восстановление.
При профилактическом восстановлении выполняют:
внешний осмотр в соответствии с п. П. 3.2.1. Обращают внимание также на
состояние концевых разделок кабелей вторичных цепей, на состояние покраски
панелей, шкафов;
чистку аппаратуры;
внутренний осмотр и проверку механической части аппаратуры;
проверку электрических характеристик аппаратуры и
измерительных трансформаторов в соответствии с п. П. 3.1.6;
проверку сопротивления и испытание изоляции в соответствии с
пп. П
3.1.5 и П.
3.1.7. Допускается испытание изоляции выполнять мегаомметром на 2500 В;
проверку устройства рабочим током и напряжением в
соответствии с п. П.
3.1.11;
проверку устройства к включению в соответствии с п. П.
3.2.6.
П. 3.5. Частичное профилактическое восстановление.
Приложение 4
к Инструкции от
30.06.92 г. № ЦЭ/39
Нормы комплектования электроустановок
средствами защиты
|
№ п/п |
Средство защиты |
Количество |
Периодические испытания |
|
Тяговые подстанции |
|||
|
1 |
Изолирующая штанга |
2 шт. на каждое напряжение |
1 раз в год |
|
2 |
Указатели напряжения |
Тоже |
1 раз в год |
|
3 |
Изолирующие клещи |
По 1 шт. на напряжение до |
1 раз в год |
|
4 |
Диэлектрические перчатки |
Не менее 2 пар |
1 раз в б мес. |
|
5 |
Диэлектрические боты |
2 пары |
1 раз в 3 года |
|
6 |
Переносные заземления |
Не менее 2 шт. на каждое |
Осмотр 1 раз в 3 мес. |
|
7 |
Временные ограждения |
Не менее 2 шт. |
|
|
8 |
Переносные плакаты и знаки |
По местным условиям |
|
|
9 |
Защитные очки |
2 шт. |
|
|
10 |
Изолирующие подставки или |
По местным условиям |
Осмотр 1 раз в 3 года |
|
11 |
Слесарно-монтажный |
1 комплект |
1 раз в год |
|
12 |
Предохранительные |
2 шт. |
1 раз в год |
|
Посты секционирования, пункты параллельного соединения, |
|||
|
1 |
Изолирующие штанги |
1 шт. |
1 раз в год |
|
2 |
Указатель напряжения |
По 1 шт. на каждое |
1 раз в год |
|
3 |
Переносное заземление |
Не менее 4 шт. |
|
|
4 |
Диэлектрические перчатки |
2 пары |
1 раз в 6 мес. |
|
5 |
Диэлектрические боты |
1 пара |
1 раз в 3 года |
|
6 |
Переносные плакаты и знаки |
По местным условиям |
Частичное профилактическое восстановление отдельных
элементов РЗА производят по мере необходимости по результатам проведения
профилактического контроля в объеме профилактического восстановления.
П. 3.6. Внеочередные и послеаварийные проверки выполняют в
объеме профилактического восстановления или проверки при новом включении в
зависимости от размеров необходимых изменений, повреждений, неисправностей.
Приложение 5
к Инструкции от
30.06.92 г. № ЦЭ/39
МЕТОДИКА ПРИМЕНЕНИЯ ТЕРМОИНДИКАТОРНЫХ КРАСОК
ДЛЯ КОНТРОЛЯ ТЕПЛОВОГО СОСТОЯНИЯ ВЕНТИЛЕЙ ВЫПРЯМИТЕЛЕЙ
Температура при помощи термоиндикаторных (ТИ) красок
определяется по изменению цвета этой краски.
Для контроля температуры корпусов вентилей выпрямителей
используется термоиндикаторная краска № 32 на 85-95 °С производства Рижского
лакокрасочного завода, имеющая исходный розовый цвет. Применение ее возможно
только для контроля вентилей выпрямителей, расположенных в помещении тяговой
подстанции.
П. 5.1. Нанесение термоиндикаторных красок.
П. 5.1.1. ТИ-краски используют строго в соответствии с
прилагаемой к ней инструкцией.
П. 5.1.2. Перед нанесением ТИ-краски с контролируемой
поверхности удаляют пыль, а при жирной — обезжиривают бензином или
уайт-спиритом.
П. 5.1.3. Перед употреблением краску тщательно размешивают
деревянной палочкой. Использовать для ее разбавления какие-либо растворители
недопустимо. Метки ТИ-краски наносят на остывшие вентили при помощи заостренной
деревянной палочки или кисточки вдоль его корпуса. Наносить краску на
стеклокерамический изолятор не следует.
П.5.1.4. Метки ТИ-краски могут быть удалены ацетоном,
спиртом или механически.
П. 5.1.5. Выпрямитель может быть включен в работу только
после полного высыхания краски, но не менее чем через 2 ч с момента ее
нанесения.
П. 5.1.6. Примерный расход краски: одна баночка массой
130-150 г на выпрямитель.
П. 5.2. Контроль температуры выпрямителя.
П. 5.2.1. Через сутки после включения контролируемого
выпрямителя в работу тщательно осматривают термоиндикаторные метки вентилей.
П. 5.2.2. В случае изменения цвета любой части метки
ТИ-краски отдельных вентилей с исходного розового цвета на голубой следует
проверить тепловое сопротивление этих вентилей и при необходимости заменить их.
На вновь поставленные вентили должны быть также нанесены
ТИ-метки.
П. 5.2.3. Изменение цвета меток ТИ-краски многих вентилей
указывает на нарушение температурного режима работы выпрямителя в целом. При
этом следует проверить систему охлаждения (скорость воздушного потока) или
разгрузить преобразователь за счет снижения токовых и временных уставок
включения резерва.
П. 5.2.4. В первые три месяца работы осмотр меток производят
ежемесячно, а в дальнейшем — по мере необходимости, совмещая с осмотрами в
соответствии с положениями данной Инструкции.
П. 5.2.5. По истечении одного года ТИ-метки должны быть
удалены и нанесены новые.
П. 5.3. Хранение термоиндикаторов.
П. 5.3.1. ТИ-краски содержат легко воспламеняющиеся
растворители, поэтому они требуют осторожного обращения (см. прилагаемую к ним
инструкцию).
П. 5.3.2. ТИ-краски должны храниться в герметически закрытой
посуде в темном месте при температуре не выше 25° С.
Приложение 6
к Инструкции от
30.06.92 г. № ЦЭ/39
ПОРЯДОК ВКЛЮЧЕНИЯ И ОТКЛЮЧЕНИЯ
ДИЗЕЛЬ-ГЕНЕРАТОРА (ДГ)
П. 6.1. Включение ДГ.
П. 6.1.1. Убедиться в легкости поворачивания коленчатого
вала.
П. 6.1.2. Подготовить топливную систему к выпуску воздуха и
выпустить его с помощью насоса ручной или автоматической прокачки.
П. 6.1.3. Поставить рукоятку включения топливного насоса в
рабочее положение.
П. 6.1.4. Убедиться в наличии масла в поддоне дизеля, ванне
турбонагнетателя, кратере регулятора и топливного насоса, ванне
реверсивно-редукторной передачи, корпусе воздухоочистителя, а также воды в
расширительном бачке или радиаторе и топлива в расходном баке.
П. 6.1.5. Установить исправность систем зажигания и
подогрева.
П. 6.1.6. Осмотреть и убедиться в готовности ДГ к включению
и приему нагрузки.
П. 6.1.7. Пустить ДГ. Для этого включить цепи аккумуляторной
батареи, нажать кнопку «Прокачка» и удерживать ее до тех пор, пока
давление в системе смазки не достигнет 98 кПа (1,0 кгс/см2). Не
отпуская кнопки «Прокачка» включить «Стартер» на время
пуска дизеля. Если в течение 12 с дизель не заработает, то спустя 60 с
повторить процедуру пуска. При затруднительном пуске ДГ найти причину и
устранить. Во время поиска неисправности обратить особое внимание на работу
воздухоподогревателя и топливного насоса.
П. 6.1.8. После пуска на дизель-генераторе устанавливается
номинальная частота вращения коленчатого вала. Если аккумуляторная батарея не
переходит в режим подзаряда от ДГ, то она отключается.
П. 6.1.9. У заработавшего ДГ контролируется:
уровень масла в поддоне дизеля и его давление, которое
должно быть не менее 196 кПа (2 кгс/см2).
давление и температура воды в контуре охлаждения, которые
соответственно должны быть не менее 9,8 кПа (ОД кгс/см2) и 30° С.
П. 6.1.10. Нагружаться ДГ должен при достижении температуры
масла и охлаждающей жидкости не менее +35° С и давлении масла не ниже 245 кПа
(2,5 кгс/см2). Номинальная нагрузка допускается при температуре
охлаждающей жидкости не менее +40° С. С ростом температуры до +80° С включается
вентилятор. При этом подогреватель должен быть отключен. Если температура после
включения вентилятора не снижается, то необходимо снизить нагрузку и приступить
к выяснению причин перегрева.
П. 6.2. Отключение ДГ.
П. 6.2.1. Уменьшить, а затем снять нагрузку.
П. 6.2.2. Снизить частоту вращения коленчатого вала до
величины, регламентированной заводской инструкцией, например, 1200 об/мин.
П. 6.2.3. Сохранить холостой ход дизеля до тех пор, пока
температура масла и охлаждающей жидкости не снизится до +70° С. Этот режим не
должен продолжаться более 30 мин.
П. 6.2.4. Остановить дизель. Для этого прекратить подачу
топлива.
П. 6.2.5. Убедиться в продолжении работы центрифуги дизеля.
При длительной остановке ДГ закрыть кран на трубопроводе
подвода топлива, осмотреть и протереть агрегат.
Экстренная (аварийная) остановка ДГ должна производиться при
появлении не свойственных агрегату шумов и стуков, падении давления масла ниже
110 кПа (1,5 кгс/см2), повышении температуры масла и охлаждающей
жидкости выше 105° С, увеличении частоты вращения коленчатого вала свыше
допустимого (например, 1750 об/мин) и других случаях, ведущих к аварии.
Приложение 7
к Инструкции от
30.06.92 г. № ЦЭ/39
Нормы обеспечения противопожарным
оборудованием объектов тягового электроснабжения
|
Наименование производственных помещений, |
Наименование и необходимое |
||||||
|
Огнетушители |
Ящики с песком и лопаткой |
Войлок, кошма |
|||||
|
ОХП-10 |
ОУ-2 |
ОУ-5 |
ОУ-1 м (ОУ25) |
УП-2 м (ОУ-80) |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
Помещения тяговых подстанций: |
1 |
— |
1 |
1 |
— |
1 |
1 |
|
пульты управления (35 м 2 ); |
1 |
— |
1 1 |
1 |
— |
— |
1 |
|
трансформаторные помещения |
1 |
— |
1 1 |
— |
— |
1 |
— |
|
выпрямительные устройства |
1 |
— |
1 1 |
— |
— |
— |
— |
|
мастерские по ремонту |
1 |
— |
— |
— |
— |
1 |
1 |
|
базы масляного хозяйства |
2 |
— |
— |
— |
— |
1 |
1 |
|
Открытые распределительные |
|||||||
|
площадки электрической |
2 2 |
— |
— |
— |
— |
3 |
1 |
|
общей массой масла до 5 т; |
— |
— |
— |
||||
|
площадки электрической |
|||||||
|
5-25т |
3 2 |
— |
— |
— |
2 |
3 |
1 |
|
25-50т |
4 2 |
— |
— |
— |
3 |
4 |
1 |
|
50-100т |
4 2 |
— |
— |
— |
3 |
5 |
2 |
|
свыше |
4 2 |
— |
— |
— |
4 |
6 |
2 |
|
Аккумуляторные (50 м 2 ) |
1 |
— |
1 |
— |
— |
— |
— |
|
Лаборатории по анализу |
1 |
— |
1 |
— |
— |
— |
1 |
|
Бытовые помещения |
1 |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
|
Передвижная тяговая |
2 |
6 3 |
— |
— |
— |
— |
|
|
Передвижная база масляного |
6 |
1 |
— |
— |
1 |
1 |
|
|
Передвижная |
2 |
— |
— |
— |
— |
||
|
Передвижная тяговая |
— |
6 3 |
— |
— |
— |
— |
|
|
Передвижная установка |
— |
6 |
— |
— |
— |
— |
|
|
Вагон по наладке устройств |
1 |
1 3 |
— |
— |
— |
— |
|
|
Примечания: 1. На тяговых подстанциях углекислые огнетушители ОУ-5 устанавливают 2. 3. В случае отсутствия углекислых огнетушителей |
| Найти: | |
| Где: | |
| Тип документа: | |
| Отображать: | |
| Упорядочить: |
Скачать ЦЭ 39 Инструкция по техническому обслуживанию и ремонту оборудования тяговых подстанций, пунктов питания и секционирования электрофицированных железных дорог
Дата актуализации: 17.06.2011
ЦЭ 39
Инструкция по техническому обслуживанию и ремонту оборудования тяговых подстанций, пунктов питания и секционирования электрофицированных железных дорог
| Статус: | действует |
| Обозначение: | ЦЭ 39 |
| Название рус.: | Инструкция по техническому обслуживанию и ремонту оборудования тяговых подстанций, пунктов питания и секционирования электрофицированных железных дорог |
| Дата актуализации текста: | 01.10.2008 |
| Дата добавления в базу: | 01.02.2009 |
| Дата введения: | 30.06.1992 |
| Разработан в: | Госэнергонадзор Минэнерго России 103074, Москва, Китайгородский пр., д. 7 |
| Утверждён в: | Министерство путей сообщения РФ (30.06.1992) |
| Опубликован в: | ЗАО «Энергосервис» № 2001 |
| Область и условия применения: | Настоящая Инструкция предназначена для руководства при организации эксплуатации и выполнении работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и аппаратуры, используемых в устройствах тягового электроснабжения электрифицированных железных дорог. Настоящая Инструкция распространяется на действующие стационарные и передвижные тяговые подстанции постоянного и переменного тока с первичным питающим напряжением до 220 кВ включительно, автотрансформаторные пункты питания системы 2?25 кВ, стационарные и передвижные установки компенсации реактивной мощности, посты секционирования, пункты параллельного соединения контактной сети, пункты подготовки к рейсу пассажирских поездов с электрическим отоплением (в дальнейшем электроустановки). |
| Оглавление: | 1. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ 2. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА (РУ) НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1000 В 3.ТРАНСФОРМАТОРЫ 4. ПОЛУПРОВОДНИКОВЫЕ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ 5. СГЛАЖИВАЮЩИЕ УСТРОЙСТВА (СУ) 6. УСТРОЙСТВА КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И УЛУЧШЕНИЯ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ 7. УСТРОЙСТВА РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ, АВТОМАТИКИ, ТЕЛЕМЕХАНИКИ 8. СРЕДСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСкИХ ИЗМЕРЕНИЙ 9. ДИСТАНЦИОННОЕ УПРАВЛЕНИЕ РАЗЪЕДИНИТЕЛЯМИ КОНТАКТНОЙ СЕТИ 10. СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ 11. ПОСТЫ СЕКЦИОНИРОВАНИЯ (ПС), ПУНКТЫ ПАРАЛЛЕЛЬНОГО СОЕДИНЕНИЯ (ППС), АВТОТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПУНКТЫ ПИТАНИЯ (АТП), ПУНКТЫ ПОДГОТОВКИ К РЕЙСУ ПАССАЖИРСКИХ ПОЕЗДОВ (ППП), ПЕРЕДВИЖНЫЕ ТЯГОВЫЕ ПОДСТАНЦИИ (ПТП), ПЕРЕДВИЖНЫЕ УСТАНОВКИ: ПРОДОЛЬНОЙ КОМПЕНСАЦИИ (УПКП), ФИЛЬТРОКОМПЕНСИРУЮЩИЕ (ФКУП), РЕАКТИВНОЙ КОМПЕНСАЦИИ (УПРК) 12. ПИТАЮЩИЕ И ОТСАСЫВАЮЩИЕ ЛИНИИ 13. ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ УСТРОЙСТВА 14. РАЗРЯДНЫЕ УСТРОЙСТВА 15. МАСЛОПРИЕМНЫЕ УСТРОЙСТВА И МАСЛЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО Приложение 1 ПЕРИОДИЧНОСТЬ ОСМОТРОВ Приложение 2 Периодичность технического обслуживания и ремонта оборудования электроустановок Приложение 3 ВИДЫ, ОБЪЕМЫ И ПЕРИОДИЧНОСТЬ РАБОТ ПРИ ТЕХНИЧЕСКОМ ОБСЛУЖИВАНИИ УСТРОЙСТВ РЗА Приложение 4 Нормы комплектования электроустановок средствами защиты Приложение 5 МЕТОДИКА ПРИМЕНЕНИЯ ТЕРМОИНДИКАТОРНЫХ КРАСОК ДЛЯ КОНТРОЛЯ ТЕПЛОВОГО СОСТОЯНИЯ ВЕНТИЛЕЙ ВЫПРЯМИТЕЛЕЙ Приложение 6 ПОРЯДОК ВКЛЮЧЕНИЯ И ОТКЛЮЧЕНИЯ ДИЗЕЛЬ-ГЕНЕРАТОРА (ДГ) Приложение 7 Нормы обеспечения противопожарным оборудованием объектов тягового электроснабжения |
| Расположен в: | Строительная документация Отраслевые и ведомственные нормативно-методические документы Проектирование и строительство железных дорог |
Скачать ЦЭ 39