Об утверждении Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации и о внесении изменений в приказы Минэнерго России от 13 сентября 2018 г. № 757, от 12 июля 2018 г. № 548

435. Исправность изоляции подшипников и уплотнений вала турбогенераторов, подшипников синхронных компенсаторов с воздушным охлаждением и возбудителей, а также подшипников и подпятников гидрогенераторов (если позволяет конструкция последних) должна проверяться не реже 1 раза в месяц.

Исправность изоляции подшипников синхронных компенсаторов с водородным охлаждением должна проверяться при капитальном ремонте.

Сопротивление изоляции подшипников и корпусов уплотнений вала генераторов, синхронных компенсаторов и возбудителей при полностью собранных маслопроводах, измеренное при монтаже или ремонте мегаомметром на напряжение 1000 В, должно быть не менее 1 МОм, а для подпятников и подшипников гидрогенераторов - не менее 0,3 МОм, если в документации организации-изготовителя не указано иное.

436. Для предотвращения повреждений генератора, работающего в блоке с трансформатором, при неполнофазных отключениях или включениях выключателя генератор должен быть отключен смежными выключателями секции или системы шин, к которой присоединен блок.

437. Заполнение генераторов с непосредственным охлаждением обмоток водородом и освобождение от него в нормальных условиях должны проводиться при неподвижном роторе или вращении его от валоповоротного устройства.

В аварийных ситуациях освобождение от водорода может быть начато во время выбега машины.

Водород или воздух должен быть вытеснен из генератора (синхронного компенсатора) инертными газами (углекислым газом или азотом) в соответствии с инструкцией по эксплуатации газомасляной системы водородного охлаждения генераторов, утвержденной техническим руководителем.

438. На тех электростанциях, где установлены генераторы с водородным охлаждением, запас водорода должен обеспечивать его 10-дневный эксплуатационный расход и однократное заполнение одного генератора наибольшего газового объема, а запас углекислого газа или азота - шестикратное заполнение генератора с наибольшим газовым объемом.

При наличии на электростанции резервного электролизера допускается уменьшение запаса водорода в ресиверах на 50%.

Требования абзацев первого и второго настоящего пункта не распространяются на потребителей электрической энергии, владеющих установками по производству водорода и азота, при условии обеспечения питания водородом от двух источников по двум взаимно резервируемым трубопроводам, пропускная способность каждого из которых обеспечивает однократное заполнение одного генератора наибольшего газового объема.

439. Запас водорода на подстанциях, где установлены синхронные компенсаторы с водородным охлаждением, должен обеспечивать 20-дневный эксплуатационный расход водорода и однократное заполнение одного компенсатора с наибольшим газовым объемом, а при наличии электролизной установки - 10-дневный расход и однократное заполнение указанного компенсатора. Запас углекислого газа или азота на таких подстанциях должен обеспечивать трехкратное заполнение этого же компенсатора.

Профилактические испытания и измерения на генераторах и синхронных компенсаторах должны проводиться в соответствии с документацией организации - изготовителя.

440. Для предотвращения самопроизвольной или ошибочной подачи напряжения на останавливающийся генератор (за исключением генераторов гидротурбинных установок) при плановых и аварийных отключениях генераторов (блоков генератор-трансформатор) должны быть незамедлительно выполнены необходимые отключения в схеме электрических соединений.

441. При обнаружении или диагностировании кругового огня на контактных кольцах турбо- и гидрогенераторов, а также на коллекторе возбудителя турбина должна быть незамедлительно отключена персоналом, снято возбуждение и генератор отключен от сети.

442. Турбогенераторы с замкнутой системой воздушного охлаждения должны эксплуатироваться с включенными в работу и исправными устройствами предотвращения попадания загрязнений из окружающего воздуха внутрь турбогенератора (системой наддува, фильтрами).

443. Турбогенераторы с разомкнутой системой охлаждения должны быть оборудованы устройствами подвода наружного воздуха, очистки и рециркуляции охлаждающего турбогенератор воздуха.

444. Пуск обратимых гидроагрегатов мощностью менее 30 МВт в насосный режим допускается осуществлять методом прямого асинхронного пуска. Возможность прямых асинхронных пусков в насосный режим обратимых гидроагрегатов мощностью 30 МВт и более должна определяться на основании документации организации-изготовителя гидроагрегата и должна быть согласована с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

Останов обратимых гидроагрегатов при наличии устройств плавного пуска должен осуществляться электроторможением с рекуперацией энергии в энергосистему.

Плановые отключения обратимых гидроагрегатов из насосного режима допускается проводить при наличии активной мощности на выводах машин. Допустимая величина активной мощности, при которой возможно такое отключение, должна определяться в соответствии с документацией организации-изготовителя гидроагрегата.

XXXII. Требования к эксплуатации электродвигателей

445. При эксплуатации электродвигателей, их пускорегулирующих устройств и защит должна быть обеспечена их надежная работа при пуске и в рабочих режимах.

446. Все электродвигатели должны иметь на корпусе сокращенную маркировку, общую с механизмом и соответствующую технологической схеме.

На пусковых устройствах, шкафах регулируемого электропривода, у кнопок или ключей управления выключателями (автоматическими выключателями или магнитными пускателями) электродвигателей должны быть надписи, указывающие, к какому электродвигателю они относятся, какая кнопка или какое направление поворота ключа относится к пуску и останову электродвигателя.

447. На шинах СН электростанции напряжение должно поддерживаться в пределах 100 - 105% номинального. Допускается работа электродвигателей при напряжении 90 - 110% номинального с сохранением их номинальной мощности.

При изменении частоты питающей сети в пределах +/- 2,5% от номинального значения допускается работа электродвигателей с номинальной мощностью.

Номинальная мощность электродвигателей должна сохраняться при одновременном отклонении напряжения до +/- 10% и частоты до +/- 2,5% от номинальных значений при условии, что при работе с повышенным напряжением и пониженной частотой или с пониженным напряжением и повышенной частотой сумма абсолютных значений отклонений напряжения и частоты не превышает 10%.

448. На электродвигатели и приводимые ими механизмы должны быть нанесены стрелки, указывающие направление вращения.

449. Открытые вращающиеся части (соединительные муфты, шкивы, концы вала, ременные и зубчатые передачи) должны быть ограждены.

450. Степени защиты персонала от прикосновения к токоведущим или движущимся частям, находящимся внутри электродвигателей, степени защиты от проникновения твердых инородных тел и воды внутрь электродвигателей должны соответствовать межгосударственному стандарту ГОСТ IEC 60034-5-2011 "Машины электрические вращающиеся. Часть 5. Классификация степеней защиты, обеспечиваемых оболочками вращающихся электрических машин (Код IP)"53, если иное не установлено документацией организации-изготовителя.

______________________________

53 Принят Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 29 ноября 2011 г. № 40) и введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации приказом Росстандарта от 13 декабря 2011 г. № 1165-ст (М., Стандартинформ, 2013 г.).

451. Корпус электродвигателя и металлическая оболочка питающего кабеля должны быть заземлены с обеспечением видимой связи соединения между корпусом электродвигателя и контуром заземления.

Заземляющий проводник должен быть соединен сваркой с металлическим основанием или с помощью болтового соединения со станиной электродвигателя.

452. Продуваемые электродвигатели, устанавливаемые в пыльных помещениях и помещениях с повышенной влажностью, должны быть оборудованы устройствами подвода чистого охлаждающего воздуха. Количество воздуха, продуваемого через электродвигатель, а также его параметры (температура, содержание примесей) должны соответствовать требованиям документации организации-изготовителя или установленным техническим руководителем требованиям.

Устройства для регулирования расхода воздуха и избыточного давления воздуха после окончательной регулировки должны быть закреплены и опломбированы.

Плотность тракта охлаждения (воздуховодов, узлов присоединения кожухов воздуховодов к корпусу электродвигателя, заслонок) должна проверяться не реже одного раза в год.

Индивидуальные электродвигатели внешних вентиляторов охлаждения должны автоматически включаться и отключаться при включении и отключении основных электродвигателей.

453. Электродвигатели с водяным охлаждением обмотки ротора и активной стали статора, а также со встроенными водяными воздухоохладителями должны быть оборудованы устройствами, сигнализирующими о снижении давления и расхода воды ниже допустимого, а также появлении воды в корпусе электродвигателя.

Эксплуатация оборудования и аппаратуры систем водяного охлаждения, качество конденсата и воды должны соответствовать требованиям документации организации-изготовителя или установленным техническим руководителем требованиям.

454. На электродвигателях, имеющих принудительную смазку подшипников, должна быть установлена защита, действующая на сигнал и отключение электродвигателя при повышении температуры подшипников или прекращении поступления смазки.

455. Для тепломеханического оборудования (электроприводы механизмов, отключение которых приводит к нарушению технологического процесса и снижению нагрузки котлов, турбин, генераторов, но не вызывает повреждения основного оборудования; электроприводы механизмов, отключение которых может привести к повреждению котла, турбины, генератора, а также устройства автоматики и регулирования, установленные на этом оборудовании) при перерыве в электропитании должно быть обеспечено сохранение технологического процесса выработки тепловой и электрической энергии при повторной подаче напряжения от рабочего или резервного источника питания.

Допустимое время перерыва электропитания такого оборудования определяется успешностью группового самозапуска электродвигателей и не должно превышать 2,5 секунды.

Перечень тепломеханического оборудования, указанного в абзаце первом настоящего пункта, должен быть утвержден техническим руководителем, если такой перечень не определен проектной документацией.

456. Электродвигатели с короткозамкнутыми роторами допускается пускать из холодного состояния два раза подряд, из горячего - один раз, если документацией организации-изготовителя не установлены иные требования. Последующие пуски допускаются после охлаждения электродвигателя в течение времени, установленного документацией организации-изготовителя или техническим руководителем.

Повторные включения электродвигателей в случае отключения их основными защитами допускаются после обследования и проведения контрольных измерений сопротивления изоляции.

Для двигателей ответственных механизмов, не имеющих резерва, повторное включение допускается после внешнего осмотра двигателя.

Повторное включение двигателей в случаях действия резервных защит до выяснения причины отключения не допускается.

Особенности пуска и других режимов работы двухскоростных электродвигателей и двигателей с регулируемой частотой вращения должны определяться техническим руководителем.

457. Электродвигатели, длительно находящиеся в резерве, и автоматические устройства включения резерва должны осматриваться и опробоваться вместе с механизмами по графику, утвержденному техническим руководителем.

При этом у электродвигателей наружной установки, не имеющих обогрева, должны проверяться сопротивление изоляции обмотки статора и коэффициент абсорбции.

458. Составляющие вибрации, измеренные на подшипниках электродвигателей, сочлененных с механизмами, не должны превышать значений, указанных в документации организаций-изготовителей. Измерения вибрации ответственных механизмов должны осуществляться с периодичностью, установленной графиком, утвержденным техническим руководителем.

459. Надзор за нагрузкой электродвигателей, щеточным аппаратом, вибрацией, температурой элементов и охлаждающих сред электродвигателя (обмотки и сердечника статора, воздуха, подшипников), уход за подшипниками (поддержание требуемого уровня масла) и устройствами подвода охлаждающего воздуха, воды к воздухоохладителям и обмоткам, а также операции по пуску, контролю и изменению частоты вращения и останову электродвигателя должны осуществлять работники цеха, обслуживающего механизм.

В случаях, когда через камеры охладителей проходят токоведущие части, надзор и обслуживание схемы охлаждения в пределах этих камер должны осуществлять работники, обслуживающие электроустановки.

460. Электродвигатели должны быть незамедлительно отключены от сети персоналом без согласования с вышестоящим оперативным и административно-техническим персоналом при несчастных случаях с людьми, появлении дыма или огня из корпуса электродвигателя, его пусковых и возбудительных устройств, шкафов регулируемого электропривода, поломке приводимого механизма.

Электродвигатель должен быть остановлен после пуска резервного (если он имеется) в случаях:

появления запаха горелой изоляции;

увеличения вибрации электродвигателя или механизма выше допустимого, установленного в документации организации-изготовителя или техническим руководителем;

возрастания температуры подшипников выше допустимых значений, установленных в документации организации-изготовителя или техническим руководителем;

перегрузки выше допустимых значений, установленных в документации организации-изготовителя или техническим руководителем;

угрозы повреждения электродвигателей (заливание водой, запаривание, повышенный шум);

прекращения поступления смазки

461. Для электродвигателей переменного тока мощностью свыше 100 кВт при контроле технологического процесса, а также для электродвигателей механизмов, подверженных технологическим перегрузкам, должен быть обеспечен контроль тока статора.

На электродвигателях постоянного тока для привода питателей топлива, аварийных масляных насосов турбин и уплотнений вала независимо от их мощности должен контролироваться ток якоря.

XXXIII. Требования к эксплуатации силовых трансформаторов (автотрансформаторов) и масляных шунтирующих реакторов

462. При эксплуатации трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих масляных реакторов фактические нагрузки, уровень напряжения, температура отдельных элементов трансформаторов (реакторов), характеристики масла и параметры изоляции должны находиться в допустимых пределах, указанных в технической документации. Устройства охлаждения, регулирования напряжения, системы контроля основных параметров и другие элементы при эксплуатации трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих масляных реакторов должны находиться в исправном состоянии.

463. Владелец объекта электроэнергетики должен обеспечить контроль правильности установки трансформаторов (реакторов), оборудованных устройствами газовой защиты. Крышка должна иметь подъем по направлению к газовому реле не менее 1%, а маслопровод к расширителю - не менее 2%, если в документации организации-изготовителя трансформатора не установлено иное, или уклон не предусмотрен конструкцией бака.

464. Стационарные средства пожаротушения находящихся в работе трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих масляных реакторов должны находиться в постоянной готовности к работе, а маслоприемники, маслоотводы и маслосборники должны быть в исправном состоянии.

465. На баках трансформаторов и реакторов, а также снаружи на дверях и внутри на трансформаторах трансформаторных пунктов и камер должны быть указаны диспетчерские наименования.

Расцветка фазы должна быть нанесена на баки однофазных трансформаторов и реакторов, а также на адаптеры высоковольтных вводов трехфазных трансформаторов.

Трансформаторы и реакторы наружной установки должны быть окрашены в светлые тона краской, стойкой к атмосферным осадкам и воздействию масла, не содержащей в своем составе алюминиевой пудры.

466. При эксплуатации питание электродвигателей устройств охлаждения трансформаторов (реакторов) должно быть осуществлено от двух источников, а для трансформаторов (реакторов) с принудительной циркуляцией масла - с применением АВР.

467. Для обеспечения регулирования напряжения, в том числе для поддержания перегрузочной способности трансформаторов (автотрансформаторов), устройства регулирования напряжения под нагрузкой (далее - РПН) трансформаторов (автотрансформаторов) с высшим классом напряжения 220 кВ и выше (за исключением блочных трансформаторов (автотрансформаторов) электростанций и резервных трансформаторов СН электростанций) должны быть в постоянной готовности к работе в автоматическом режиме и в режиме дистанционного управления.

Переключение устройства РПН трансформатора, находящегося под напряжением, вручную (рукояткой) не допускается.

Для автотрансформаторов (трансформаторов) с высшим классом напряжения 220 кВ и выше, являющихся объектами диспетчеризации, режим (автоматический или неавтоматический) и параметры (уставка по напряжению, статизм) РПН должны задаваться диспетчерским центром с учетом технических характеристик устройства РПН, установленных организацией-изготовителем. Изменение заданного субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике режима работы устройств РПН допускается по решению владельца объекта электроэнергетики, согласованного субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике. При получении от владельца объекта электроэнергетики проекта указанного в настоящем абзаце решения субъект оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике должен в течение 10 рабочих дней со дня его получения рассмотреть и согласовать проект решения, либо в тот же срок направить владельцу объекта электроэнергетики обоснованные замечания к нему.

Для трансформаторов (автотрансформаторов), не являющихся объектами диспетчеризации, алгоритм автоматического переключения устройств РПН и режим их работы (автоматический или неавтоматический) должен задаваться владельцем объекта электроэнергетики, осуществляющим оперативно-технологическое управление таким оборудованием.

Необходимость работы в автоматическом режиме устройств РПН трансформаторов (автотрансформаторов), установленных на РУ классом напряжения 220 кВ и выше атомных электростанций, а также сроки обеспечения технической возможности работы в автоматическом режиме существующих устройств РПН, установленных на указанных трансформаторах (автотрансформаторах), введенных в эксплуатацию до 1 января 2018 г., должны определяться в соответствии с пунктом 127 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем.

На трансформаторах в электрической сети напряжением 6 - 35 кВ должны использоваться ответвления переключателей без возбуждения (далее - ПБВ), обеспечивающие с учетом регулирования напряжения трансформаторами с РПН соответствие напряжения на выводах приемников в сетях 0,4 кВ требованиям нормативных правовых актов, устанавливающих требования надежности и безопасности в сфере электроэнергетики.

Положение РПН при работе в неавтоматическом режиме и положения ответвлений ПБВ трансформаторов должны корректироваться в соответствии с изменениями схемы электрической сети и потребления электрической энергии.

Параметры настройки автоматического режима работы РПН и положения ответвлений ПБВ трансформаторов должны определяться владельцем объекта электроэнергетики.

468. Вентиляция трансформаторных подстанций (далее - ТП) и камер должна обеспечивать работу установленных в них трансформаторов во всех нормированных режимах.

469. На трансформаторах (автотрансформаторах) и реакторах с принудительной циркуляцией воздуха и масла (далее - система охлаждения ДЦ) и на трансформаторах с принудительной циркуляцией воды и масла (далее - система охлаждения Ц) устройства охлаждения должны автоматически включаться (отключаться) одновременно с включением (отключением) трансформатора (автотрансформатора) или реактора, за исключением случаев, предусмотренных пунктом 478.

Порядок включения (отключения) систем охлаждения должен быть установлен владельцем объекта электроэнергетики с учетом документации организации-изготовителя.

Эксплуатация трансформаторов (автотрансформаторов) и реакторов с искусственным охлаждением без включенных в работу устройств сигнализации о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды или об останове вентиляторов не допускается.

470. Порядок включения (отключения) систем охлаждения трансформаторов (автотрансформаторов) и реакторов должен устанавливаться владельцем объекта электроэнергетики с учетом требований документации организации-изготовителя.

471. При масловодяном охлаждении трансформаторов давление масла в маслоохладителях должно превышать давление циркулирующей в них воды не менее чем на 0,1 кгс/см2 (10 кПа) при минимальном уровне масла в расширителе трансформатора.

Система циркуляции воды должна быть включена после включения рабочих масляных насосов при температуре верхних слоев масла не ниже 15°C и отключена при понижении температуры масла до 10°C, если иное не указано в документации организации-изготовителя.

Должны быть предусмотрены меры для предотвращения замораживания маслоохладителей, насосов и водяных магистралей.

472. При номинальной нагрузке температура верхних слоев масла должна быть:

у трансформатора и реактора с системой охлаждения ДЦ - не выше 75°C, с естественной циркуляцией масла (далее - система охлаждения М) и с естественной циркуляцией воздуха и масла (далее - система охлаждения Д) - не выше 95°C;

у трансформаторов с охлаждением Ц температура масла на входе в маслоохладитель должна быть не выше 70°C, если документацией организации-изготовителя не определены иные значения температуры.

Температура обмоток и магнитопровода трансформаторов, имеющих комбинированную систему охлаждения М, Д, ДЦ, а также сухих трансформаторов и трансформаторов с изоляцией из газовой смеси должна определяться в соответствии с документацией организаций-изготовителей.

473. Продолжительная работа трансформаторов (при мощности не более номинальной) при напряжении на любом ответвлении обмотки на 10% выше номинального для такого ответвления допускается. В указанном случае напряжение на любой обмотке должно быть не выше значений наибольшего рабочего напряжения, установленных ГОСТ Р 57382-2017.

Для автотрансформаторов с ответвлениями в нейтрали для регулирования напряжения или предназначенных для работы с последовательными регулировочными трансформаторами допустимое повышение напряжения должно быть определено документацией организации-изготовителя.

474. В период эксплуатации силовых масляных трансформаторов и автотрансформаторов с высшим классом напряжения от 110 кВ до 750 кВ включительно, трансформаторов и автотрансформаторов трехфазных мощностью 5 МВА и более, трансформаторов и автотрансформаторов однофазных мощностью 1 МВА и более их перегрузочная способность должна соответствовать Требованиям к перегрузочной способности трансформаторов.

Для силовых масляных трансформаторов и автотрансформаторов, не указанных в абзаце первом настоящего пункта, допускается длительная перегрузка по току любой обмотки на 5% номинального тока ответвления, если напряжение на ответвлении не превышает номинального. Значение и длительность допустимой аварийной перегрузки таких трансформаторов и автотрансформаторов должны определяться производственной (местной) инструкцией с учетом требований документации организации-изготовителя.

475. Для автотрансформаторов, к обмоткам низкого напряжения которых подключены источники реактивной мощности или генерирующее оборудование, должен быть организован контроль тока общей части обмотки высшего напряжения.

476. Допустимые перегрузки сухих трансформаторов и трансформаторов с элегазовой изоляцией должны определяться владельцем объекта электроэнергетики с учетом требований документации организации-изготовителя.

477. При аварийном отключении устройств охлаждения режим работы трансформаторов и действия защиты и автоматики трансформаторов должны определяться владельцем объекта электроэнергетики с учетом требований документации организации-изготовителя.

478. Включение трансформаторов на номинальную нагрузку допускается:

с системами охлаждения М и Д - при любой отрицательной температуре воздуха;

с системами охлаждения ДЦ и Ц - при значениях температуры окружающего воздуха не ниже минус 25°C. При более низких значениях температуры трансформатор должен быть прогрет включением на нагрузку около 0,5 номинальной без запуска системы циркуляции масла до достижения температуры верхних слоев масла минус 25°C, после чего должна быть включена система циркуляции масла. В аварийных условиях допускается включение трансформатора на полную нагрузку независимо от температуры окружающего воздуха;

при системе охлаждения с направленным потоком масла в обмотках трансформаторов - при значениях температуры, определяемых в соответствии с производственной (местной) инструкцией с учетом требований документации организации-изготовителя.

479. Переключающие устройства РПН трансформаторов допускается включать в работу при температуре верхних слоев масла минус 20°C и выше (для погружных резисторных устройств РПН) и минус 45°C и выше (для устройств РПН с токоограничивающими реакторами, а также для переключающих устройств с контактором, расположенным на опорном изоляторе вне бака трансформатора и оборудованным устройством искусственного подогрева).

480. Для каждой электроустановки в зависимости от графика нагрузки с учетом надежности питания потребителей и минимума потерь энергии владельцем объекта электроэнергетики должно быть определено количество одновременно работающих трансформаторов.

В распределительных электрических сетях напряжением до 20 кВ включительно должны быть организованы измерения нагрузок и напряжений трансформаторов в период максимальных и минимальных нагрузок в сроки и с периодичностью, установленными техническим руководителем.

481. Режим заземления нейтралей трансформаторов с высшим классом напряжения 110 и 220 кВ должен определяться с учетом необходимости обеспечения соответствия оборудования токам короткого замыкания, правильности функционирования устройств РЗА по условиям селективности и чувствительности, обеспечения защиты изоляции нейтралей трансформаторов и защиты изоляции электросетевого оборудования и быть согласован с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

482. При срабатывании газового реле на сигнал должен быть проведен наружный осмотр трансформатора (реактора), проверен уровень масла в расширителе, отобран газ из реле для анализа и проверки на горючесть, а также выполнены другие требования, установленные документацией организаций-изготовителей.

Для обеспечения безопасности персонала при отборе газа из газового реле и выявления причины его срабатывания должны быть проведены разгрузка и отключение трансформатора (реактора).

Время выполнения мероприятий по разгрузке и отключению трансформатора должно быть минимальным.

Если газ в реле негорючий, а также отсутствуют признаки повреждения трансформатора (реактора) и его отключение вызвало недоотпуск электроэнергии, трансформатор (реактор) может быть включен в работу до выяснения причины срабатывания газового реле на сигнал. Продолжительность работы трансформатора (реактора) в указанном случае должна устанавливаться техническим руководителем.

По результатам анализа газа из газового реле, хроматографического анализа масла, других измерений (испытаний) должна быть установлена причина срабатывания газового реле на сигнал, определено техническое состояние трансформатора (реактора) и возможность его нормальной эксплуатации.

483. При повреждении силовых трансформаторов (автотрансформаторов), шунтирующих реакторов или их автоматическом отключении действием технологических защит от внутренних повреждений или действием резервных защит владелец объекта электроэнергетики должен руководствоваться требованиями, установленными Правилами предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима.

484. Трансформаторы мощностью 1 МВА и более и реакторы должны эксплуатироваться с системой непрерывной регенерации масла в термосифонных или адсорбционных фильтрах.

Масло в расширителе трансформатора (реактора), а также в баке или расширителе устройства РПН должно быть защищено от непосредственного соприкосновения с окружающим воздухом.

У трансформаторов и реакторов, оборудованных специальными устройствами, предотвращающими увлажнение масла, такие устройства должны быть постоянно включены независимо от режима работы трансформатора (реактора). Эксплуатация указанных устройств должна быть организована в соответствии с производственными (местными) инструкциями с учетом требований документации организации-изготовителя.

Масло маслонаполненных вводов должно быть защищено от окисления и увлажнения.

485. Включение в сеть трансформатора (реактора) должно осуществляться толчком на полное напряжение.

Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, могут включаться вместе с генератором подъемом напряжения с нуля.

Параллельная работа трансформаторов (автотрансформаторов) допускается при условии, что ни одна из обмоток не будет нагружена током, превышающим допустимый для такой обмотки.

Осмотры трансформаторов (реакторов) без отключения должны проводиться в сроки, устанавливаемые техническим руководителем в зависимости от их назначения, места установки и технического состояния.

XXXIV. Требования к эксплуатации РУ

486. Владелец объекта электроэнергетики должен контролировать соответствие класса изоляции электрооборудования номинальному напряжению сети, а устройств защиты от перенапряжений - уровню изоляции электрооборудования.

При эксплуатации оборудования с негрязестойкой изоляцией в местах с загрязненной атмосферой должны осуществляться мероприятия, обеспечивающие надежную работу изоляции:

в открытых РУ (далее - ОРУ) - усиление, обмывка, очистка, покрытие гидрофобными пастами;

в закрытых РУ (далее - ЗРУ) - защита от проникновения пыли и вредных газов;

в комплектных РУ (далее - КРУ) наружной установки - уплотнение шкафов, обработка изоляции гидрофобными пастами и установка устройств электроподогрева с ручным или автоматическим управлением.

487. Температура воздуха внутри помещений ЗРУ в летнее время должна быть не выше 40°C.

Температура воздуха внутри помещений ЗРУ в зимнее время должна соответствовать температурному режиму работы установленного в ЗРУ оборудования, устройств РЗА, автоматизированных информационно-измерительных системах коммерческого учета электрической энергии.

В случае превышения температуры воздуха должны быть приняты меры к понижению температуры оборудования или охлаждению воздуха.

Температура в помещении комплектных распределительных устройств с элегазовой изоляцией (далее - КРУЭ) должна соответствовать требованиям документации организации-изготовителя КРУЭ.

488. В зале КРУЭ, кабельных помещениях под залами КРУЭ, помещениях для хранения баллонов с элегазом должна быть выполнена принудительная приточно-вытяжная вентиляция.

Помещения КРУЭ 35 кВ и выше, а также ЗРУ 35 кВ и выше с элегазовыми выключателями должны быть оборудованы приборами контроля концентрации элегаза на высоте 10 - 15 см от уровня пола, а также устройствами, сигнализирующими о недопустимой концентрации элегаза и включающими приточно-вытяжную вентиляцию.

489. Владельцем объекта электроэнергетики должны быть приняты меры, исключающие попадание посторонних людей, животных и птиц в электроустановки.

490. На территории ОРУ не должно быть древесно-кустарниковой растительности.

491. Кабельные каналы и наземные лотки ОРУ и ЗРУ должны быть закрыты несгораемыми плитами, а места выхода кабелей из кабельных каналов, туннелей, этажей и переходы между кабельными отсеками должны быть уплотнены несгораемым материалом.

Туннели, подвалы, каналы должны содержаться в чистоте, а дренажные устройства должны обеспечивать беспрепятственный отвод воды.

492. Маслоприемники, маслосборники, гравийные подсыпки, дренажи и маслоотводы должны поддерживаться в исправном состоянии.

493. Уровень масла в масляных выключателях, измерительных трансформаторах и вводах должен оставаться в пределах шкалы маслоуказателя при максимальном и минимальном значениях температуры окружающего воздуха и соответствовать требованиям документации организации-изготовителя.

Масло негерметичных маслонаполненных вводов должно быть защищено от увлажнения и окисления.

494. За температурой контактных соединений шин в РУ должен быть организован контроль, регламентированный владельцем объекта электроэнергетики.

495. РУ напряжением 3 кВ и выше должны иметь исправную оперативную блокировку безопасности, предотвращающую возможность ошибочных операций разъединителями, отделителями, выкатными тележками КРУ и заземляющими разъединителями (ножами). Блокировочные замки с устройствами опломбирования должны быть постоянно опломбированы.

496. На столбовых ТП, переключательных пунктах и других устройствах, не имеющих ограждений, приводы разъединителей и шкафы щитков низкого напряжения должны быть заперты на замок.

Стационарные лестницы у площадки обслуживания должны быть сблокированы с разъединителями и также заперты.

497. На дверях и внутренних стенках камер ЗРУ, оборудовании ОРУ (за исключением подвесных высокочастотных заградителей), наружных и внутренних лицевых частях КРУ, шкафах и сборках, а также на лицевой и оборотной сторонах панелей щитов должны быть выполнены надписи, указывающие на назначение присоединений и их диспетчерское наименование.

На металлических частях корпусов оборудования должна быть обозначена расцветка фаз, позволяющая определить фазировку оборудования. При невозможности нанесения расцветки должны быть установлены таблички. РУ должно быть укомплектовано резервом запасных предохранителей используемых номиналов.

На предохранительных щитках и (или) у предохранителей присоединений должны быть надписи, указывающие номинальный ток плавкой вставки.

498. Рукоятки приводов заземляющих разъединителей (ножей), а также ведущие валы двигательных приводов заземляющих ножей должны быть обозначены красным цветом, а заземляющие ножи - черным.

499. Осмотр оборудования РУ без отключения от сети должен быть организован:

на объектах с постоянным дежурством персонала - не реже 1 раза в 1 сутки;

в темное время суток для выявления разрядов, коронирования - не реже 1 раза в месяц;

на объектах без постоянного дежурства персонала - не реже 1 раза в месяц;

в трансформаторных и распределительных пунктах - не реже 1 раза в 6 месяцев.

При неблагоприятных погодных условиях или усиленном загрязнении на ОРУ, а также после отключения оборудования при коротком замыкании должны быть организованы внеочередные осмотры.

500. При обнаружении утечек сжатого воздуха у отключенных воздушных выключателей прекращение подачи в них сжатого воздуха должно проводиться после снятия напряжения с выключателей и отключения разъединителей неисправного выключателя.

501. В масляных баковых выключателях, установленных в районах с температурой окружающего воздуха ниже минус 30°C, должно применяться масло с температурой застывания, соответствующей температуре наиболее холодных суток в таком районе, или выключатели должны быть оборудованы устройством электроподогрева масла, включаемом при понижении температуры окружающего воздуха ниже допустимой по температурным характеристикам масла.

502. Автоматическое управление, защита и сигнализация воздухоприготовительной установки, а также предохранительные клапаны должны проверяться и регулироваться в соответствии с требованиями, установленными документацией организации-изготовителя или владельцем объекта электроэнергетики.

503. Осушка сжатого воздуха для коммутационных аппаратов должна осуществляться термодинамическим способом.

Требуемая степень осушки сжатого воздуха должна обеспечиваться при кратности перепада между номинальным компрессорным и номинальным рабочим давлением коммутационных аппаратов не менее двух для аппаратов с номинальным рабочим давлением 20 кгс/см2 (2 МПа) и не менее четырех для аппаратов с номинальным рабочим давлением 26 - 40 кгс/см2 (2,6 - 4 МПа).

Для уменьшения влагосодержания по решению владельца объекта электроэнергетики допускается дополнительно применять адсорбционные методы осушки сжатого воздуха.

504. Влага из воздухосборников давления 20 - 45 кгс/см2 (2 - 4,5 МПа) должна удаляться не реже 1 раза в трое суток, а на объектах без постоянного дежурства персонала - по утвержденному графику.

Днища воздухосборников, за исключением буферных емкостей, и спускной вентиль должны быть утеплены и оборудованы устройством электроподогрева, включаемым на время, необходимое для таяния льда при отрицательных значениях температуры наружного воздуха.

Удаление влаги из конденсатосборников групп баллонов давлением 230 кгс/см2 (23 МПа) должно осуществляться автоматически при запуске компрессоров. Во избежание замерзания влаги нижние части баллонов и конденсатосборники должны быть установлены в теплоизоляционной камере с электроподогревом (за исключением баллонов, установленных после блоков очистки сжатого воздуха (далее - БОВ).

Продувка влагоотделителя БОВ должна проводиться не реже трех раз в сутки. Проверка степени осушки - точки росы воздуха на выходе из БОВ должна проводиться один раз в сутки. Точка росы должна быть не выше минус 50°C при положительной температуре окружающего воздуха и не выше минус 40°C - при отрицательной температуре.

505. Внутренний осмотр резервуаров воздушных и элегазовых выключателей должен проводиться в соответствии с требованиями документации организации-изготовителя. Гидравлические испытания резервуаров воздушных и элегазовых выключателей должны проводиться в случае обнаружения дефектов в соответствии с требованиями, установленными документацией организации-изготовителя или владельцем объекта электроэнергетики.

506. Сжатый воздух, используемый в воздушных выключателях и приводах других коммутационных аппаратов, должен быть очищен от механических примесей с помощью фильтров, установленных в распределительных шкафах каждого воздушного выключателя или на воздухопроводе, питающем привод каждого коммутационного аппарата.

Для предупреждения загрязнения сжатого воздуха в процессе эксплуатации должны проводиться продувки:

магистральных воздухопроводов при плюсовой температуре окружающего воздуха не реже одного раза в два месяца;

воздухопроводов отпаек от сети до распределительного шкафа и от шкафов до резервуаров каждого полюса выключателей и приводов других коммутационных аппаратов с их отсоединением от коммутационного аппарата после каждого среднего ремонта коммутационного аппарата;

резервуаров воздушных выключателей после текущего и среднего ремонта.

507. У воздушных выключателей должно периодически проверяться наличие вентиляции внутренних полостей изоляторов (для выключателей, имеющих указатели).

Периодичность проверок должна быть установлена владельцем объекта электроэнергетики с учетом требований документации организации-изготовителя.

После спуска сжатого воздуха из резервуаров и прекращения вентиляции изоляция выключателя перед включением его в сеть должна быть просушена продувкой воздуха через систему вентиляции.

Концентрация элегаза в помещении не должна превышать допустимых норм, указанных в документации организации-изготовителя или установленных владельцем объекта электроэнергетики.

При техническом обслуживании элегазового оборудования должны приниматься меры, предотвращающие выброс (утечку) элегаза в атмосферу.

Для предотвращения повреждения элегазового оборудования при отключении короткого замыкания из-за снижения давления (плотности) элегаза должна быть выполнена предупредительная и аварийная сигнализация снижения давления (плотности) элегаза. Элегазовые выключатели должны быть оборудованы автоматической блокировкой управления выключателем, запрещающей операции его включения и отключения в случае срабатывания аварийной сигнализации.

508. С элегазового выключателя, у которого автоматической блокировкой управления заблокировано управление, не позднее 3 часов должно быть снято напряжение и выключатель выведен в ремонт.

509. При снижении давления воздуха в ресиверах воздушных выключателей ниже уровня, установленного документацией организации-изготовителя, должна блокироваться схема управления выключателем без отключения выключателя.

510. При эксплуатации элегазовых выключателей должны предусматриваться мероприятия по предотвращению их повреждений, связанных с отключением ЛЭП или систем шин, оснащенных средствами компенсации реактивной мощности, при неуспешном трехфазном автоматическом повторном включении или опробовании ЛЭП напряжением по причине возникновения апериодической составляющей в отключаемом токе.

Выключатели и их приводы должны быть оборудованы указателями отключенного и включенного положений.

На выключателях со встроенным приводом или с приводом, расположенным у выключателя и не отделенным от него сплошным непрозрачным ограждением (стенкой), допускается установка одного указателя - на выключателе или на приводе. На выключателях, наружные контакты которых указывают включенное положение, наличие указателя не требуется.

511. Приводы разъединителей, заземляющих ножей, отделителей, короткозамыкателей и других аппаратов, отделенных от аппаратов стенкой, должны иметь указатели отключенного и включенного положений.

512. На объектах электроэнергетики их владельцами должен быть организован учет срабатывания ресурса отключающей способности выключателей (с учетом величины отключаемого тока короткого замыкания).

513. При эксплуатации РУ должна проводиться проверка состояния их контуров заземления.

XXXV. Требования к эксплуатации аккумуляторных установок

514. При эксплуатации аккумуляторных установок должны быть обеспечены их длительная надежная работа и необходимый уровень напряжения на шинах постоянного тока в нормальных и аварийных режимах.

515. АБ должны эксплуатироваться в режиме постоянного подзаряда, если иное не установлено документацией организации-изготовителя АБ.

516. Для АБ типа СК напряжение подзаряда должно составлять 2,2 +/- 0,05 В на элемент, для АБ типа СН - 2,18 +/- 0,04 В на элемент.

517. Свинцово-кислотные АБ должны эксплуатироваться без тренировочных разрядов и периодических уравнительных перезарядов.

Уравнительный заряд должен проводиться при наличии в АБ значительного количества элементов с разным напряжением или разной плотностью электролита.

Продолжительность уравнительного заряда должна определяться в зависимости от состояния АБ и может составлять несколько суток.

518. На ТЭС должен выполняться контрольный разряд АБ для определения ее фактической емкости в соответствии с требованиями документации организации-изготовителя.

На подстанциях и ГЭС не менее 1 раза в год должна проверяться работоспособность АБ по падению напряжения при толчковых токах. Необходимость проведения контрольных разрядов должна устанавливаться владельцем объекта электроэнергетики с учетом требований документации организации-изготовителя. Заряжать и разряжать АБ допускается током, значение которого не превышает максимального для такой АБ.

519. После аварийного разряда АБ последующий ее заряд до емкости, равной 90% номинальной, должен быть осуществлен не более чем за 8 часов, если иное не установлено документацией организации-изготовителя.

520. При применении выпрямительных устройств для подзаряда и заряда АБ цепи переменного и постоянного тока должны быть связаны через разделительный трансформатор. Выпрямительные устройства должны быть оборудованы устройствами сигнализации об отключении.

Коэффициент пульсации на шинах постоянного тока не должен превышать допустимых значений по условиям питания устройств РЗА.

521. Напряжение на шинах постоянного тока, питающих цепи управления, устройства РЗ, сигнализации, автоматики и систем сбора и передачи информации, в нормальных эксплуатационных условиях допускается поддерживать на 5% выше номинального напряжения электроприемников.

522. Сопротивление изоляции АБ в зависимости от номинального напряжения должно быть следующим:

при номинальном напряжении АБ 220 В - 100 кОм;

при номинальном напряжении АБ 110 В - 50 кОм;

при номинальном напряжении АБ 60 В - 30 кОм;

при номинальном напряжении АБ 48 В - 25 кОм;

при номинальном напряжении АБ 24 В - 15 кОм.

Устройство для контроля изоляции на шинах постоянного оперативного тока должно действовать на сигнал при понижении сопротивления изоляции полюсов до уровня 20 кОм в сети напряжением 220 В, 10 кОм - в сети напряжением 110 В, 6 кОм - в сети напряжением 60 В, 5 кОм - в сети напряжением 48 В, 3 кОм - в сети напряжением 24 В.

В условиях эксплуатации сопротивление изоляции сети постоянного тока должно быть не ниже двукратного значения указанной уставки устройства для контроля изоляции.

523. При срабатывании устройства сигнализации в случае понижения уровня изоляции относительно земли в цепи оперативного тока должны быть приняты меры к устранению неисправностей. В указанном случае производство работ без снятия напряжения в цепях оперативного тока, за исключением поисков места повреждения изоляции, не допускается.

524. Анализ электролита кислотной АБ должен проводиться ежегодно по пробам, взятым из контрольных элементов, если иное не установлено проектной документацией и (или) документацией организации-изготовителя.

Количество контрольных элементов должно быть установлено техническим руководителем в зависимости от состояния батареи, но не менее 10%.

Для доливки должна применяться дистиллированная вода, проверенная на отсутствие хлора и железа.

Для уменьшения испарения баки АБ типов С и СК должны накрываться пластинами из стекла или другого изоляционного материала, не вступающего в реакцию с электролитом. Использование масла в указанном случае запрещается.

525. Температура в помещении АБ должна поддерживаться не ниже 10°C. На подстанциях без постоянного дежурства персонала и в случаях, если емкость АБ выбрана и рассчитана с учетом понижения температуры, в помещении АБ допускается понижение температуры до 5°C.

АБ должны быть защищены от прямого попадания солнечных лучей.

526. Осмотр АБ должен проводиться по графику, утвержденному техническим руководителем.

Измерения напряжения, плотности и температуры электролита каждого элемента АБ должны выполняться не реже 1 раза в месяц.

В зависимости от типа обслуживаемой АБ персонал должен быть обеспечен приборами для контроля напряжения отдельных элементов батареи, плотности и температуры электролита.

527. Объем и периодичность технического обслуживания и ремонтов АБ должны определяться владельцем объекта электроэнергетики (его обособленного подразделения) с учетом технического состояния АБ и требований документации организации-изготовителя.

В отношении каждой АБ должен вестись журнал записи результатов осмотров и объемов проведенных работ.

XXXVI. Требования к эксплуатации конденсаторных установок напряжением 6 кВ и выше и частотой 50 Гц, предназначенных для выработки реактивной мощности и регулирования напряжения

528. Управление режимом работы конденсаторной установки должно быть автоматическим, если при ручном управлении невозможно обеспечить требуемое качество электрической энергии.

Конденсаторная установка (конденсаторная батарея или ее секция) должна включаться при напряжении ниже номинального и отключаться при повышении напряжения до 105 - 110% номинального.

529. Работа конденсаторной установки допускается при напряжении 110% номинального и с перегрузкой по току до 130% за счет повышения напряжения и содержания в составе тока высших гармонических составляющих.

530. Если напряжение на выводах единичного конденсатора превышает 110% его номинального напряжения, эксплуатация конденсаторной установки не допускается.

531. Температура окружающего воздуха в месте установки конденсаторов не должна превышать верхнего значения, установленного владельцем объекта электроэнергетики с учетом требований документации организации-изготовителя. В случае превышения температуры окружающего воздуха в месте установки конденсаторов должны быть приняты меры по ее снижению. Если снижения температуры достичь не удалось, конденсаторная установка должна быть отключена.

532. Включение конденсаторной установки не допускается при температуре конденсаторов (окружающего воздуха) ниже:

минус 40°C - для конденсаторов климатического исполнения У и Т;

минус 60°C - для конденсаторов климатического исполнения ХЛ.

Включение конденсаторной установки должно проводиться после повышения температуры конденсаторов (окружающего воздуха) до значений, установленных владельцем объекта электроэнергетики с учетом требований документации организации-изготовителя и выдержки их по времени при температуре, установленной владельцем объекта электроэнергетики.

533. Если токи в фазах различаются более чем на 10%, работа конденсаторной установки не допускается.

534. Повторное включение конденсаторной установки допускается не ранее чем через одну минуту после отключения.

535. Включение конденсаторной установки, отключившейся действием защит, допускается после выяснения и устранения причины ее отключения.

536. Осмотр конденсаторной установки без отключения должен проводиться по графику, утвержденному техническим руководителем.

XXXVII. Требования к эксплуатации воздушных линий электропередачи

537. Для каждой воздушной линии электропередачи и воздушных участков кабельно-воздушных линий электропередачи (далее - совместно по тексту, если не требуется уточнение, именуются ВЛ) классом напряжения 35 кВ и выше производственной (местной) инструкцией собственника или иного законного владельца ВЛ с учетом требований документации организации-изготовителя должны быть установлены длительно допустимые и аварийно допустимые токовые нагрузки. Допустимые токовые нагрузки ВЛ должны определяться с учетом механической прочности проводов и допустимых габаритов от проводов ВЛ до различных объектов.

538. При эксплуатации ВЛ должны проводиться их техническое обслуживание и ремонт.

При техническом обслуживании ВЛ должен проводиться комплекс работ, включающий в себя работы по выявлению дефектов и отклонений от нормативов путем осмотров, профилактических проверок, измерений, работы по предохранению ВЛ и ее элементов от преждевременного износа и повреждений.

При ремонте ВЛ должны выполняться работы по восстановлению исправности и работоспособности ВЛ и их элементов путем ремонта или замены новыми, повышающими их надежность и улучшающими эксплуатационные характеристики ВЛ.

При планово-предупредительном ремонте ВЛ капитальный ремонт ВЛ на металлических и (или) железобетонных опорах должен проводиться не реже 1 раза в 12 лет, на ВЛ с деревянными опорами не реже 1 раза в 6 лет.

При ремонте ВЛ по техническому состоянию сроки проведения работ должны определяться владельцем объекта электроэнергетики.

Для ВЛ, отдельные участки которых находятся в собственности двух и более организаций, должны быть оформлены границы эксплуатационной ответственности.

Плановый ремонт ВЛ с совместной подвеской проводов должен проводиться в сроки, согласованные с собственниками или иными законными владельцами ВЛ или участков ВЛ (далее - владельцы ВЛ). В аварийных случаях ремонтные работы на таких ВЛ должны проводиться с предварительным (до начала работ) уведомлением другого владельца ВЛ.

539. Для каждой ВЛ владелец ВЛ должен обеспечить разработку и поддержание в актуальном состоянии паспорта ВЛ. При ведении паспорта ВЛ должны соблюдаться требования национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 58087-2018 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Электрические сети. Паспорт воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше"54.

540. Владельцем ВЛ должен осуществляться учет воздействия опасных природных (метеорологических) явлений и внешних условий эксплуатации ВЛ, в том числе ветрового давления, толщины стенки гололеда, температуры воздуха, степени агрессивного воздействия окружающей среды, интенсивности грозовой деятельности, пляски проводов и тросов, вибрации.

При выявлении не менее трех фактов отключения (аварий) ВЛ в течение 12 календарных месяцев по причине воздействия одного метеорологического явления (за исключением воздействия гололеда) или иного внешнего фактора, не соответствующего расчетным условиям и параметрам, использованным при проектировании ВЛ, владелец ВЛ должен предусмотреть меры по обеспечению надежной и безопасной эксплуатации ВЛ с учетом указанных факторов.

Порядок действий владельца ВЛ при выявлении фактов отключения ВЛ от воздействия гололеда должен определяться в соответствии с Требованиями по плавке гололеда на проводах и грозозащитных тросах линий электропередачи, утвержденными приказом Минэнерго России от 19 декабря 2018 г. № 118555 (далее - Требования по плавке гололеда), и пунктом 559 Правил.

______________________________

54 Утвержден и введен в действие приказом Росстандарта от 20 марта 2018 г. № 141-ст (М., Стандартинформ, 2018 г.).

55 Зарегистрирован Минюстом России 22 января 2019 г., регистрационный № 53476.

541. Бригады, осуществляющие техническое обслуживание и ремонт ВЛ, должны быть оснащены средствами связи с ремонтными производственными базами и ЦУС владельца ВЛ, в том числе с лицом, уполномоченным выдавать разрешения на подготовку рабочего места и допуск к производству работ на ВЛ.

Владельцем ВЛ исходя из условий и опыта эксплуатации ВЛ (в том числе с учетом протяженности ВЛ, расстояния до наиболее удаленных объектов в зоне обслуживания, плотности электрических сетей, состояния и загруженности дорог, рельефа местности) должна устанавливаться оптимальная зона обслуживания ВЛ, при которой обеспечивается наибольшая производительность труда и рациональное использование ресурсов.

542. При организации эксплуатации ВЛ владелец ВЛ должен определить расположение производственных баз и линейных участков, обслуживающих ВЛ.

Производственные участки, обслуживающие ВЛ, должны размещаться в местах, обеспечивающих восстановление электроснабжения в зависимости от категории надежности электроснабжения энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, а также выполнение владельцем ВЛ обязательств по договорам оказания услуг по передаче электрической энергии и договорам энергоснабжения в соответствии с Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии.

543. Владельцы объектов электроэнергетики обязаны организовать прокладку и осуществлять содержание просеки вдоль ВЛ и по периметру подстанций и распределительных устройств в случае их расположения в лесных массивах и зеленых насаждениях, в безлесном состоянии, осуществлять вырубку и опиловку деревьев и кустарников, вырубку деревьев, угрожающих падением на ВЛ, для недопущения аварийных отключений ВЛ.

544. На участках ВЛ, подверженных загрязнению, должна выполняться чистка (обмывка) изоляции, замена загрязненных изоляторов, применение гидрофобных покрытий изоляции.

На участках ВЛ, подверженных интенсивному загрязнению, должна применяться специальная или усиленная изоляция, а также выполняться чистка (обмывка) изоляции, замена загрязненных изоляторов, применение гидрофобных покрытий изоляции.

545. В процессе эксплуатации ВЛ должны выявляться места массовых гнездований птиц. В местах массовых гнездований птиц и зонах интенсивных загрязнений изоляции на конструкциях опор ВЛ должны устанавливаться специальные устройства, исключающие возможность перекрытий, а также устройства, препятствующие посадке птиц на траверсы опор в местах возможных перекрытий.

546. Антикоррозионная защита стальных опор и металлических деталей железобетонных и деревянных опор, грозозащитных тросов и тросовых элементов опор должна возобновляться по решению владельца ВЛ на основании результатов проверок и измерений.

547. При эксплуатации ВЛ в пролетах пересечения действующей ВЛ с другими ВЛ и линиями связи на каждом проводе или тросе пересекающей ВЛ допускается не более двух соединителей.

548. Владелец ВЛ обязан содержать в исправном состоянии:

постоянные знаки, установленные на опорах (нанесенные на опоры) ВЛ, содержащие в том числе обозначение диспетчерского наименования ВЛ, предупреждающие знаки, знаки, содержащие сведения об охранных зонах ВЛ;

сигнальные знаки на берегах в местах пересечения ВЛ с водными пространствами (судоходной или сплавной рекой, озером, водохранилищем, каналами);

маркировку и устройства светоограждения, установленные на опорах ВЛ.

549. При эксплуатации ВЛ должны быть организованы их периодические и внеочередные осмотры.

График периодических осмотров должен быть утвержден владельцем ВЛ. Периодичность и порядок проведения таких осмотров должны определяться с учетом требований Правил и соответствовать Правилам ТОиР.

550. Внеочередные осмотры ВЛ или их участков должны проводиться:

при образовании на проводах и тросах гололеда, при пляске проводов, во время ледохода и разлива рек, при лесных и степных пожарах, а также после стихийных бедствий;

после отключения ВЛ действием релейной защиты, в том числе после отключения ВЛ с успешным повторным включением.

551. Внеочередной осмотр, проводимый после отключения ВЛ действием релейной защиты, должен быть начат в минимально возможные сроки и проведен с представлением результатов осмотра непосредственно после выявления причины отключения, но не позднее 24 часов с момента отключения ВЛ, в диспетчерский центр (ЦУС), в диспетчерском (технологическом) управлении которого находится ВЛ, в следующих случаях:

а) при отключении ВЛ с неуспешным автоматическим повторным включением и последующим неуспешным первым ручным повторным включением;

б) при отключении ВЛ три раза или более в течение одних суток с успешным автоматическим повторным включением или с неуспешным автоматическим повторным включением и последующим успешным первым ручным повторным включением.

552. Внеочередной осмотр ВЛ, проводимый после отключения ВЛ действием релейной защиты, должен быть начат не позднее 24 часов с момента отключения ВЛ и проведен с представлением результатов осмотра в диспетчерский центр (ЦУС), в диспетчерском (технологическом) управлении которого находится такая ВЛ, непосредственно после выявления причины отключения, но не позднее 3 суток с момента отключения ВЛ, в следующих случаях:

а) при однократном отключении ВЛ с успешным автоматическим повторным включением в схеме выдачи мощности АЭС или в условиях объявления диспетчерским центром режима с высокими рисками нарушения электроснабжения в операционной зоне диспетчерского центра;

б) при однократном отключении ВЛ с успешным автоматическим повторным включением и совпадении расчетного места повреждения ВЛ с расчетным местом повреждения при предыдущем отключении данной ВЛ, произошедшем в течение предшествующих 65 суток;

в) при отключении ВЛ два и более раз в течение 7 суток с успешным автоматическим повторным включением (в указанном случае внеочередной осмотр ВЛ должен быть организован не позднее 24 часов с момента второго отключения ВЛ);

г) по решению технического руководителя владельца объекта электроэнергетики или указанию диспетчерского центра, в диспетчерском управлении (ведении) которого находится ВЛ, при следующих условиях:

однократное отключение ВЛ с успешным автоматическим повторным включением привело к разделению энергосистемы (отделению части синхронной зоны на изолированную работу) и (или) к работе устройств противоаварийной автоматики с реализацией управляющих воздействий на отключение нагрузки потребителей электрической энергии и (или) генерирующего оборудования электростанций;

повторное отключение ВЛ с неуспешным автоматическим повторным включением может привести к наступлению одного или нескольких из следующих последствий:

ввод в действие графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности);

необходимость прекращения ремонтных работ и подготовки ВЛ, оборудования и устройств РЗА к вводу в работу из ремонта (резерва) в минимально возможный срок;

включение генерирующего оборудования электростанций в работу из резерва;

ограничение выдачи мощности электростанций;

снижение величины максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемых диспетчерским центром сечениях, приводящее к необходимости разгрузки ГЭС в период паводка.

553. В случаях, не указанных в пунктах 551, 552 Правил, внеочередной осмотр ВЛ по решению технического руководителя владельца объекта электроэнергетики может быть проведен с представлением результатов осмотра в диспетчерский центр (ЦУС), в диспетчерском (технологическом) управлении которого находится ВЛ, в срок не позднее 65 суток с момента первого однократного отключения ВЛ. При принятии такого решения оперативный персонал владельца объекта электроэнергетики средствами телефонной связи для ведения оперативных переговоров обязан уведомить об том диспетчерский персонал диспетчерского центра с подтверждением работоспособности ВЛ и указанием планируемых дат проведения осмотра.

554. В случае, если по результатам внеочередного осмотра ВЛ, выполненного в соответствии с пунктами 551, 552 или 553 Правил, не выявлена причина повреждения ВЛ, должен проводиться повторный осмотр, осмотр расширенной зоны, внеочередной осмотр инженерно-техническим персоналом и (или) внеочередной верховой осмотр. Вид проводимого осмотра должен определяться владельцем ВЛ.

Сроки проведения внеочередных осмотров ВЛ классом напряжения 150 кВ и ниже, указанные в пункте 551 Правил, могут быть увеличены в случае отключений принадлежащих одному владельцу ВЛ классом напряжения 150 кВ и ниже в количестве 5 единиц и более, произошедших в течение короткого промежутка времени (6 часов и менее) в пределах территории одного субъекта Российской Федерации и сопровождающихся неблагоприятными погодными условиями (грозовые явления, снегопад, гололедообразование, резкие изменения метеорологических явлений и другие природные явления) или явлениями техногенного характера.

Сроки проведения внеочередных осмотров ВЛ классом напряжения 220 кВ и выше, указанные в пункте 551 Правил, могут быть увеличены в случае отключения принадлежащих одному владельцу ВЛ классом напряжения 220 кВ и выше в количестве 3 единиц и более, произошедших в течение короткого промежутка времени (6 часов и менее) вследствие одного неблагоприятного природного явления из числа указанных в абзаце втором настоящего пункта или при прохождения таких отключившихся ВЛ в труднодоступной местности.

В случае отключения ВЛ разных классов напряжения должна обеспечиваться первоочередность проведения внеочередных осмотров ВЛ более высокого класса напряжения.

555. При выявлении случаев повреждения проводов от вибрации должна проводиться сплошная проверка с выемкой проводов из поддерживающих зажимов на участке ВЛ, где наблюдалось явление вибрации и (или) пляски.

556. В процессе эксплуатации в зависимости от местных условий проверка загнивания деталей деревянных опор должна проводиться в период от 3 до 6 лет после ввода ВЛ в эксплуатацию, далее - не реже 1 раза в 3 года, а также перед подъемом на опору или заменой деталей.

557. Конструктивные изменения опор и других элементов ВЛ, а также изменение способа закрепления опор в грунте должны выполняться при наличии технической документации, утвержденной владельцем ВЛ.

558. Подвеска проводов ВЛ напряжением до 1000 В любого назначения (осветительных, телефонных, высокочастотных) на конструкциях ОРУ, отдельно стоящих стержневых молниеотводах, прожекторных мачтах, дымовых трубах и градирнях, а также подводка этих линий к взрывоопасным помещениям допускается, если указанная подвеска предусмотрена проектной документацией либо имеются обосновывающие расчеты нагрузок, позволяющие определить допустимость наличия подвесов.

В случаях, не указанных в настоящем пункте Правил, подвеска проводов ВЛ на указанных сооружениях не допускается.

559. На ВЛ классом напряжения 6 кВ и выше, оснащенных схемами плавки гололеда, при возникновении всех типов гололедно-изморозевых отложений (далее - гололед) организация подготовки, проведение и контроль параметров и условий плавки гололеда на проводах и грозозащитных тросах ВЛ должны осуществляться владельцем ВЛ в соответствии с Требованиями по плавке гололеда.

560. На ВЛ с образованием гололеда на отдельных участках, не оснащенных схемами плавки гололеда, при воздействии гололедных нагрузок владельцем ВЛ должны быть предусмотрены меры, обеспечивающие снабжение потребителей электрической энергией в зависимости от категории надежности электроснабжения энергопринимающих установок таких потребителей, а также выполнение владельцем ВЛ обязательств по договорам оказания услуг по передаче электрической энергии и договорам энергоснабжения в соответствии с Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии.

561. Владелец ВЛ должен в случае отключения ВЛ при возникновении короткого замыкания определять место повреждения ВЛ расчетным способом или с использованием приборов, предназначенных для определения места повреждения на ВЛ.

Персонал, обслуживающий ВЛ классом напряжения 6 - 35 кВ, должен иметь переносные приборы для определения мест замыкания на землю.

На основании расчетов персоналом владельца ВЛ должна быть определена зона осмотра ВЛ в целях установления причины ее отключения.

XXXVIII. Требования к эксплуатации кабельных линий электропередачи

562. Для каждой кабельной линии электропередачи и кабельного участка кабельно-воздушной линии электропередачи (далее совместно по тексту, если не требуется уточнение, именуются "КЛ") производственной (местной) инструкцией собственника или иного законного владельца КЛ (далее - владелец КЛ) с учетом требований документации организации-изготовителя должны быть установлены допустимые токовые нагрузки.

Допустимые токовые нагрузки должны определяться на участке трассы с наихудшими условиями охлаждения.

Повышение допустимых токовых нагрузок допускается на основе тепловых испытаний с учетом требований документации организации-изготовителя кабеля. Нагрев КЛ должен проверяться на участках с наихудшими условиями охлаждения.

563. В кабельных сооружениях должен быть организован контроль теплового режима работы кабелей, температуры воздуха и работы вентиляционных устройств. Порядок организации указанного контроля должен определяться владельцем КЛ.

564. На период послеаварийного режима допускается перегрузка по току для кабелей с пропитанной бумажной изоляцией на напряжение до 10 кВ включительно на 30%, для кабелей с изоляцией из полиэтилена и поливинилхлоридного пластиката - на 15%, для кабелей из резины и вулканизированного полиэтилена - на 18% длительно допустимой нагрузки продолжительностью не более 6 часов в сутки в течение 5 суток, но не более 100 часов в год, если токовая нагрузка в остальные периоды не превышает длительно допустимой.

Для кабелей, находящихся в эксплуатации более 15 лет, перегрузка по току не должна превышать 10%.

Перегрузка кабелей с пропитанной бумажной изоляцией на напряжение 20 кВ и 35 кВ не допускается.

Величина допустимой перегрузки КЛ на напряжение 110 кВ и выше должна определяться владельцем КЛ с учетом требований документации организации - изготовителя кабеля.

Возможность перегрузки КЛ любого класса напряжения, ее длительности и величины в послеаварийных режимах должна определяться владельцем КЛ на основании требований документации организации-изготовителя, проектной документацией КЛ и фактического технического состояния КЛ. Данные о величине перегрузочной способности КЛ должны отражаться в техническом паспорте КЛ.

565. Для каждой маслонаполненной КЛ или ее секции напряжением 110 кВ и выше в зависимости от профиля линии должны быть установлены пределы допустимых изменений давления масла. При отклонениях от них КЛ должна быть отключена, ее обратное включение допускается после выявления и устранения причин нарушений.

566. При вводе в эксплуатацию КЛ напряжением свыше 1000 В владелец КЛ обязан обеспечить наличие следующей документации:

исполнительный чертеж трассы с указанием мест установки соединительных муфт, кабельных колодцев;

скорректированный проект КЛ на напряжение 110 кВ и выше, согласованный перед прокладкой с владельцем КЛ, а в случае изменения марки кабеля - с организацией-изготовителем и владельцем КЛ;

чертеж профиля КЛ в местах пересечения с дорогами и другими сетями инженерно-технического обеспечения для КЛ на напряжение 35 кВ и для трасс КЛ на напряжение 6 - 10 кВ, определенных техническим руководителем;

акты состояния кабелей на барабанах и протоколы разборки и осмотра образцов (для кабелей иностранного производства разборка обязательна);

кабельный журнал;

инвентарная опись всех элементов КЛ;

акты строительных работ и работ, которые оказывают влияние на безопасность объекта капитального строительства и в соответствии с технологией строительства, реконструкции, капитального ремонта контроль за выполнением которых не может быть проведен после выполнения других работ, с указанием пересечений и сближений кабелей со всеми подземными коммуникациями;

акты на монтаж кабельных муфт;

акты приемки траншей, блоков, труб, каналов под монтаж;

акты на монтаж устройств по защите КЛ от электрохимической коррозии, а также результаты коррозионных испытаний, кроме КЛ с изоляцией из сшитого полиэтилена;

протокол испытания изоляции КЛ повышенным напряжением после прокладки;

результаты измерения сопротивления изоляции;

акты осмотра кабелей, проложенных в траншеях и каналах перед закрытием;

протокол прогрева кабелей на барабанах перед прокладкой при низких температурах;

акт проверки и испытания автоматических стационарных установок систем пожаротушения и пожарной сигнализации.

Владелец КЛ напряжением 110 кВ дополнительно должен обеспечить наличие следующей документации:

исполнительные высотные отметки кабеля и подпитывающей аппаратуры (для КЛ 110 - 220 кВ низкого давления);

результаты испытаний масла во всех элементах линий;

результаты пропиточных испытаний;

результаты опробования и испытаний подпитывающих агрегатов на КЛ высокого давления;

результаты проверки систем сигнализации давления;

акты об усилиях тяжения при прокладке;

акты об испытаниях защитных покровов повышенным напряжением после прокладки;

протоколы заводских испытаний кабелей, муфт и подпитывающей аппаратуры;

результаты испытаний устройств автоматического подогрева муфт;

результаты измерения тока по токопроводящим жилам и оболочкам (экранам) каждой фазы;

результаты измерения рабочей емкости жил кабелей;

результаты измерения активного сопротивления изоляции;

результаты измерения сопротивления заземления колодцев и концевых муфт.

Владелец КЛ на напряжение до 1000 В должен обеспечить наличие кабельного журнала, проектной документации на КЛ, актов, протоколов испытаний и измерений, переданных владельцу КЛ при приемке ее в эксплуатацию.

567. Прокладка и монтаж КЛ должны выполняться под техническим надзором владельца КЛ.

568. Владелец КЛ для каждой КЛ должен обеспечить разработку и поддержание в актуальном состоянии паспорта КЛ, содержащего основные данные по КЛ, а также хранение технической документации, указанной в пункте 566 Правил.

Владелец КЛ для каждой КЛ должен поддерживать в актуальном состоянии исполнительный чертеж трассы КЛ на местности с указанием на ней мест установки соединительных муфт, мест пересечения и сближения с другими подземными коммуникациями и профиля пересечения с дорогами и другими коммуникациями.

569. Открыто проложенные кабели, а также все кабельные муфты должны быть снабжены бирками с обозначениями номера или диспетчерского наименования КЛ. На бирках кабелей в конце и начале КЛ должны быть указаны марки, напряжения, сечения, номера или диспетчерские наименования КЛ, а на бирках соединительных муфт - номера или диспетчерские наименования КЛ, номер муфты, дата монтажа.

Бирки кабелей должны быть стойкими к негативному воздействию окружающей среды.

Бирки кабелей должны быть расположены по длине линии через 50 метров, а также на поворотах трассы и с обеих сторон прохода кабелей через огнестойкие перегородки и перекрытия.

570. Металлическая неоцинкованная броня кабелей, проложенных в кабельных сооружениях, и металлические конструкции без неметаллизированного покрытия, по которым проложены кабели, а также кабельные конструкции из обычной стали, на которых расположены кабели, должны покрываться негорючими антикоррозионными лаками и красками с периодичностью, устанавливаемой техническим руководителем, с учетом требований документации организации-изготовителя применяемых лаков и красок.

571. На КЛ, отходящих от электростанций и подстанций с круглосуточным дежурством персонала, контроль за нагрузками КЛ должен осуществляться по стационарным приборам, показания которых должны записываться в суточные ведомости, либо с использованием автоматических систем контроля и фиксации показаний.

На подстанциях и электростанциях без постоянного дежурства оперативного персонала на объекте контроль нагрузок должен проводиться не реже 1 раза в год для КЛ напряжением 0,4 - 20 кВ и не реже 2 раз в год для КЛ напряжением 35 кВ и выше в период летнего и осенне-зимнего максимума в часы, соответствующие максимальной нагрузке КЛ.

Кроме измерений в период максимума нагрузки должны проводиться измерения во всех случаях изменения схемы электрических соединений, изменения режима работы КЛ и в случаях присоединения дополнительных электроприемников.

Замер величины емкостных токов кабельной сети 6 - 35 кВ должен проводиться при изменении схемы кабельной сети, но не реже 1 раза в 6 лет.

572. Осмотры КЛ должны проводиться в соответствии с Правилами ТОиР.

573. Туннели, шахты, кабельные этажи и каналы на объектах электроэнергетики с постоянным дежурством оперативного персонала должны осматриваться не реже 1 раза в месяц, а на объектах электроэнергетики без постоянного дежурства оперативного персонала - в сроки, установленные техническим руководителем.

574. Устройство в кабельных помещениях временных и вспомогательных сооружений (мастерских, инструментальных, кладовых), а также хранение в них каких-либо материалов и оборудования не допускается.

575. В районах с электрифицированным рельсовым транспортом или с агрессивными грунтами на КЛ с металлическими оболочками должны проводиться измерения блуждающих токов, составляться и систематически корректироваться потенциальные диаграммы кабельной сети (ее отдельных участков) и карты почвенных коррозионных зон по графику, утвержденному техническим руководителем. В местах, где организована антикоррозионная защита для всех подземных коммуникаций, снятие потенциальных диаграмм не требуется.

Потенциалы кабелей должны измеряться в зонах блуждающих токов, местах сближения силовых кабелей с трубопроводами и кабелями связи, имеющими катодную защиту, и на участках кабелей, оборудованных установками по защите от коррозии.

На кабелях с шланговыми защитными покровами должно контролироваться состояние антикоррозионного покрытия в соответствии с документацией организации-изготовителя кабеля.

576. При обнаружении на КЛ опасности разрушения металлических оболочек вследствие электрокоррозии, почвенной или химической коррозии должны быть приняты меры к ее предотвращению. Для предотвращения коррозии участков алюминиевых оболочек, примыкающих к муфтам, должна быть обеспечена их защита в соответствии с требованиями документации организации-изготовителя.

Производственной (местной) инструкцией должен быть установлен регулярный контроль за защитными устройствами КЛ.

577. Раскопки кабельных трасс или земляные работы вблизи них должны проводиться в соответствии с Правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок.

Перед началом раскопок должно быть проведено контрольное вскрытие кабельной трассы под надзором персонала владельца КЛ.

578. Владельцы КЛ обязаны оповещать организации и население района, где проходят кабельные трассы, о порядке производства земляных работ вблизи этих трасс. Периодичность такого оповещения должна определяться владельцем КЛ.

579. Необходимость внеочередных испытаний КЛ после ремонтных работ или раскопок, связанных с вскрытием трасс, должна определяться владельцем КЛ.

580. Для предупреждения электрических пробоев на вертикальных участках кабелей с бумажной изоляцией напряжением 20 - 35 кВ должна контролироваться степень осушения изоляции вертикальных участков по графику, утвержденному владельцем КЛ. По результатам контроля должны заменяться дефектные участки кабелей или устанавливаться на них стопорные муфты.

581. Владельцем КЛ при надзоре за прокладкой и при эксплуатации небронированных кабелей с полимерными защитными оболочками должно контролироваться состояние оболочек. Кабели с оболочками, имеющими сквозные порывы, задиры и трещины, должны быть отремонтированы или заменены.

582. Владельцы КЛ должны обеспечить выполнение работ по определению мест повреждения КЛ.

583. Образцы поврежденных кабелей и поврежденные кабельные муфты должны подвергаться лабораторным исследованиям для установления причин повреждения и разработки мероприятий по их предотвращению.

584. Провода и жилы контрольных кабелей, присоединенные к сборкам (рядам) зажимов, должны иметь маркировку, соответствующую исполнительным схемам. Контрольные кабели должны иметь маркировку на концах, в местах разветвления и пересечения кабельных трасс, при проходе их через стены, потолки, перекрытия. Концы свободных (резервных) жил контрольных кабелей должны быть изолированы.

585. При устранении повреждений контрольных кабелей с металлической оболочкой или их наращивании соединение жил должно осуществляться с установкой герметичных муфт или с помощью предназначенных для этого коробок. Указанные муфты и коробки должны быть зарегистрированы в порядке, установленном владельцем КЛ.

Кабели с поливинилхлоридной и резиновой оболочкой должны соединяться с помощью эпоксидных соединительных муфт или на переходных рядах зажимов.

На каждые 50 м одного кабеля в среднем должно быть не более одного из указанных выше соединений.

586. При применении контрольных кабелей с изоляцией жил, подверженной разрушению под воздействием воздуха, света и масла, на участках жил от зажимов до концевых разделок должно быть выполнено дополнительное покрытие, препятствующее такому разрушению.

XXXIX. Требования к эксплуатации выпрямителей, преобразователей тока (инверторов)

587. Находящиеся в эксплуатации зарядно-подзарядные устройства (далее - ЗПУ) должны обеспечивать надежную работу и заявленные характеристики в нормальных и аварийных режимах работы системы оперативного постоянного тока (далее - СОПТ).

588. В нормальном режиме работы СОПТ не допускается питание основных электроприемников от ЗПУ без АБ.

589. ЗПУ СОПТ должны обеспечивать:

заряд и подзаряд АБ различными методами ("постоянное напряжение" (U), "постоянный ток/постоянное напряжение" (IU), "со ступенью выравнивания" (IUI), "уравнительный заряд", "ручной режим");

соответствие качества напряжения и зарядного тока техническим характеристикам АБ конкретного типа;

максимальную величину пульсации тока и напряжения на выходе зарядного устройства при отключенной АБ (при работе на активную нагрузку) не более 1% от номинального напряжения;

точность стабилизации напряжения в режиме поддерживающего заряда от заданного уровня не хуже 1%;

наличие термокомпенсации напряжения в режиме поддерживающего заряда;

наличие не менее двух источников переменного тока, питающих ЗПУ с АВР и восстановлением нормального режима, организованных в самом ЗПУ или вне ЗПУ;

автоматическое повторное включение при восстановлении напряжения переменного тока после его исчезновения;

блокировку, не допускающую проведения режимов уравнительного или ускоренного заряда при отключенной принудительной приточно-вытяжной вентиляции в помещении АБ;

наличие автоматического контроля целостности цепей присоединения АБ;

подключение к силовым цепям СОПТ цепей мониторинга и измерений только через защитные устройства;

возможность параллельной работы ЗПУ;

дистанционный контроль режима работы и управления (для подстанций);

срабатывание автоматического выключателя (предохранителя) в цепи ЗУ с отключенной или разряженной АБ.

590. Питание инверторов резервного питания верхнего уровня АСУ ТП должно обеспечиваться от СОПТ объекта либо от собственной необслуживаемой герметизированной АБ с длительным сроком службы (не менее 8 лет).

591. Ремонт и техническое обслуживание выпрямителей, преобразователей тока (инверторов) должны осуществляться в соответствии с документацией организации-изготовителя.

XL. Требования к эксплуатации РЗА

592. ЛЭП и оборудование объектов электроэнергетики независимо от их класса напряжения должны находиться в работе и опробоваться напряжением с введенными в работу устройствами РЗА (автоматическими выключателями, предохранителями) от всех видов повреждений и ненормальных режимов работы.

При выводе из работы или неисправности отдельных устройств РЗА оставшиеся в работе устройства должны обеспечить защиту ЛЭП и оборудования от всех видов повреждений. Если указанное условие не выполняется, должна быть осуществлена временная защита или присоединение должно быть отключено.

593. Установленные на объектах электроэнергетики устройства регистрации аварийных событий и процессов (устройства определения места повреждения, регистраторы аварийных событий, в том числе являющиеся функцией микропроцессорного устройства РЗА, устройства системы мониторинга переходных режимов) должны всегда находиться в работе, за исключением случаев их вывода из работы для технического обслуживания или при неисправности.

594. Владельцами объектов электроэнергетики должны быть обеспечены нормальные условия эксплуатации устройств РЗА, в том числе допустимые температура, влажность, вибрация, отклонения рабочих параметров от номинальных, электромагнитная обстановка, а также другие условия, приведенные в паспортных данных и руководствах по эксплуатации устройств РЗА.

595. На панелях и шкафах РЗА, а также на панелях и пультах управления на лицевой и оборотной сторонах должны быть нанесены диспетчерские наименования установленных в них устройств РЗА.

Диспетчерские наименования устройств РЗА ЛЭП, оборудования напряжением 6 кВ и выше должны однозначно определять эти устройства в пределах одного объекта электроэнергетики.

Установленная на панелях, пультах и в шкафах РЗА аппаратура должна иметь маркировку, при двустороннем обслуживании аппаратура должна иметь с обеих сторон маркировку согласно исполнительным схемам. Расположение маркировки должно однозначно определять аппарат в пределах панели, пульта, шкафа.

На панелях и шкафах РЗА с аппаратурой, относящейся к разным присоединениям или разным устройствам РЗА одного присоединения, должны быть нанесены различимые разграничительные линии.

596. Надписи и наименования указательных реле и светодиодов, предусмотренных для фиксации срабатывания каждого отдельного устройства РЗА, должны однозначно определять срабатывание устройства РЗА и его функции.

Установленные в устройствах РЗА переключающие устройства РЗА должны иметь надписи в соответствии с инструкциями по эксплуатации и оперативному обслуживанию комплексов и устройств РЗА. Надписи должны однозначно определять их назначение, а также их нормальное положение.

597. На щитах управления объектов электроэнергетики, а также на панелях и шкафах должна быть обеспечена видимость переключающих устройств РЗА для персонала объекта электроэнергетики.

В пределах одной панели или шкафа РЗА все однотипные операции с переключающими устройствами РЗА должны выполняться одинаково.

598. Предохранители и автоматические выключатели, установленные в цепях питания устройств РЗА оперативным током, должны обеспечивать селективность действия.

Автоматические выключатели, колодки предохранителей должны иметь маркировку с указанием назначения и номинального тока.

599. При нахождении ЛЭП, оборудования в работе (в резерве) вторичные обмотки трансформаторов тока должны быть всегда замкнуты на реле, на приборы или закорочены.

600. Вторичные цепи трансформаторов тока, напряжения и вторичные обмотки фильтров присоединения высокочастотных каналов должны быть заземлены.

601. Владельцы объектов электроэнергетики в отношении всех находящихся в эксплуатации устройств РЗА обязаны обеспечить наличие следующей технической документации:

инструкций по эксплуатации и оперативному обслуживанию комплексов и устройств РЗА;

перечней сложных устройств РЗА;

графиков технического обслуживания устройств РЗА;

рабочих программ вывода из работы (ввода в работу) сложных устройств РЗА;

заводских руководств по эксплуатации устройств РЗА;

методик расчета и выбора параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования устройств РЗА (допускается включение методик в состав заводских руководств по эксплуатации устройств РЗА) и иной документации по настройке устройств РЗА в соответствии с Правилами взаимодействия при настройке устройств РЗА;

исполнительных схем устройств РЗА и вторичного оборудования, паспортов-протоколов и иной документации по техническому обслуживанию устройств РЗА в соответствии с Правилами технического обслуживания устройств и комплексов РЗА;

документации, необходимой для выполнения переключений в схемах РЗА, в соответствии с Правилами переключений в электроустановках.

602. В отношении всех комплексов и устройств РЗА независимо от класса напряжения объектов электроэнергетики, на которых они установлены, владельцами объектов электроэнергетики должны быть организованы и осуществляться:

оперативное обслуживание комплексов и устройств РЗА;

техническое обслуживание комплексов и устройств РЗА и вторичного оборудования;

расчет, выбор параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования комплексов и устройств РЗА, подготовка, выдача персоналу заданий владельца объекта электроэнергетики по настройке устройств РЗА и их реализация на объектах электроэнергетики в соответствии с Правилами взаимодействия при настройке устройств РЗА;

технический учет и анализ функционирования устройств РЗА и реализованных в них функций РЗА в соответствии с Правилами технического учета и анализа функционирования релейной защиты и автоматики, утвержденными приказом Минэнерго России от 8 февраля 2019 г. № 8056 (далее - Правила технического учета и анализа функционирования РЗА).

Владельцами объектов электроэнергетики должны быть обеспечены функционирование и осуществление эксплуатации каналов связи для функционирования РЗА в соответствии с Требованиями к каналам связи для функционирования релейной защиты и автоматики, утвержденными приказом Минэнерго России от 13 февраля 2019 г. № 9757.

______________________________

56 Зарегистрирован Минюстом России 6 марта 2019 г., регистрационный № 53968, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 10 июля 2020 г. № 546 (зарегистрирован Минюстом России 23 октября 2020 г., регистрационный № 60537).

57 Зарегистрирован Минюстом России 8 мая 2019 г., регистрационный № 54595.

603. Разработка перечней сложных переключений в комплексах и устройствах РЗА, бланков и (или) программ (типовых бланков и (или) типовых программ) переключений по выводу из работы (вводу в работу) комплексов и устройств РЗА, производство переключений в устройствах РЗА должны выполняться в соответствии с Правилами переключений в электроустановках.

604. Оперативный персонал должен осуществлять контроль соответствия эксплуатационного состояния устройств РЗА схемам первичных соединений объекта электроэнергетики, фиксировать факты срабатывания устройств РЗА и передавать необходимую информацию персоналу, в диспетчерском (технологическом) управлении или ведении которого находятся такие комплексы и устройства РЗА.

605. Для контроля оперативным персоналом соответствия положений переключающих устройств в цепях РЗА технологическому режиму работы ЛЭП и оборудования для каждой панели и шкафа должны применяться таблицы положений переключающих устройств. Таблицы должны соответствовать указаниям инструкций по эксплуатации и оперативному обслуживанию устройств РЗА, разрабатываемых и утверждаемых в соответствии с пунктом 606 Правил.

Периодичность осмотров должна быть установлена техническим руководителем.

606. Для всех устройств РЗА, находящихся в эксплуатации, владельцами объектов электроэнергетики должны быть разработаны и утверждены инструкции по эксплуатации и оперативному обслуживанию устройств РЗА.

Инструкции по эксплуатации и оперативному обслуживанию устройств РЗА должны содержать:

описание устройств РЗА, включающее в том числе их расположение и назначение, описание принципа действия, распределение по трансформаторам тока и напряжения, описание сигнализации, описание взаимодействия с другими устройствами РЗА, телемеханики и связи, а также с первичным оборудованием;

расположение и назначение всех автоматических выключателей, предохранителей, переключателей, рубильников, испытательных блоков и прочих оперативных переключающих устройств на каждом шкафу, панели, микропроцессорном терминале, в цепях питания устройств РЗА оперативным током, в цепях питания устройств РЗА от трансформаторов напряжения;

указания по операциям с устройствами РЗА при отключении (включении) трансформаторов напряжения или неисправности цепей напряжения;

указания по операциям с устройствами РЗА при операциях в цепях тока;

указания по операциям с устройствами РЗА при изменении технологического режима работы и (или) эксплуатационного состояния устройств РЗА, ЛЭП и оборудования;

указания по операциям с устройствами РЗА при выводе из работы или неисправности других устройств РЗА, систем сбора и передачи информации;

указания по действиям оперативного персонала при срабатывании сигнализации и выявлении неисправностей;

указания о порядке, периодичности опробования и контроля устройств РЗА (в том числе контроля исправности устройств РЗА, измерения параметров высокочастотных защит и устройств передачи аварийных сигналов и команд, контроля тока и напряжения небаланса в устройствах РЗА и в цепях напряжения).

Инструкции по эксплуатации и оперативному обслуживанию устройств РЗА должны разрабатываться с учетом требований инструкций диспетчерских центров (ЦУС), в диспетчерском (технологическом) управлении или ведении которых находятся такие устройства РЗА.

607. Оперативное облуживание устройств РЗА должно выполняться оперативным персоналом в соответствии с инструкциями по эксплуатации и оперативному обслуживанию устройств РЗА.

608. Оперативному персоналу разрешается выполнять только те операции с устройствами РЗА, которые описаны в инструкциях, указанных в пункте 606 Правил.

609. При угрозе неправильного срабатывания устройство РЗА должно быть выведено из работы в соответствии с инструкциями по эксплуатации и оперативному обслуживанию этих устройств без разрешения диспетчерского или вышестоящего оперативного персонала, но с последующим незамедлительным уведомлением такого персонала обо всех выполненных операциях.

610. Для всех устройств РЗА и вторичного оборудования владельцами объектов электроэнергетики должно быть организовано техническое обслуживание в соответствии с Правилами технического обслуживания устройств и комплексов РЗА. При выполнении работ по техническому обслуживанию устройств РЗА должны быть приняты меры, предотвращающие непредусмотренные воздействия на оборудование и другие устройства РЗА.

611. Владельцы объектов электроэнергетики должны обеспечивать ведение учета всех случаев срабатывания и отказа срабатывания устройств РЗА в соответствии с Правилами технического учета и анализа функционирования РЗА.

Владельцы объектов электроэнергетики должны обеспечивать выявление в процессе эксплуатации дефектов и неисправностей устройств РЗА, а также учет и устранение таких дефектов и неисправностей при планировании и осуществлении технического обслуживания и (или) модернизации устройств РЗА.

XLI. Требования к эксплуатации заземляющих устройств

612. Все металлические части электрооборудования и электроустановок, которые могут оказаться под напряжением вследствие нарушения изоляции, должны быть заземлены или занулены.

Каждый элемент электроустановки, подлежащий заземлению, должен быть присоединен к заземлителю посредством отдельного заземляющего проводника.

Последовательное соединение заземляющими проводниками нескольких элементов электроустановки не допускается.

Присоединение заземляющих проводников к заземлителю и заземляемым конструкциям должно быть выполнено в соответствии с требованиями документации организации-изготовителя и проектной документации.

613. Заземляющие проводники должны быть предохранены от коррозии. Открыто проложенные заземляющие проводники должны иметь черную окраску.

Проверка коррозионного состояния заземлителей подстанций и опор ВЛ должна проводиться в соответствии с графиком, утвержденным техническим руководителем.

XLII. Требования к эксплуатации защиты от перенапряжений

614. Защита от перенапряжений на объекте электроэнергетики должна эксплуатироваться в соответствии с требованиями Правил, если иной набор и (или) порядок действий не установлен технической документацией организации-изготовителя элементов защиты от перенапряжений или проектной документацией на объект электроэнергетики.

615. На объектах электроэнергетики должно быть обеспечено наличие следующих сведений и документов по защите от перенапряжений каждого РУ и ВЛ:

очертание защитных зон молниеотводов, прожекторных мачт, металлических и железобетонных конструкций, возвышающихся зданий и сооружений;

схемы устройств заземления РУ с указанием мест подключения защитных аппаратов, заземляющих спусков подстанционного оборудования и порталов с молниеотводами, расположения дополнительных заземляющих электродов с данными по их длине и количеству;

паспортные защитные характеристики использованных на РУ и ВЛ ограничителей перенапряжений, вентильных и трубчатых разрядников и искровых промежутков;

значения сопротивлений заземления опор ВЛ, в том числе тросовых подходов ВЛ, РУ, ТП и переключательных пунктов;

данные о проводимости грунтов по трассе ВЛ и территории РУ;

данные о пересечении ВЛ между собой, с линиями связи, радиотрансляции, автоблокировочными линиями железных дорог;

схемы РУ со значениями длин защищенных тросом подходов ВЛ (для ВЛ с тросом по всей длине - длин опасных зон) и соответствующими им расстояниями по ошиновке между защитными аппаратами РУ и защищаемым оборудованием.

616. Владельцем объекта электроэнергетики должны регистрироваться случаи грозовых отключений и повреждений ВЛ, оборудования РУ и ТП.

Владельцем объекта электроэнергетики должны проводиться:

ежегодная проверка состояния и готовности защиты от перенапряжений РУ и ВЛ к противодействию грозовым и внутренним перенапряжениям по графику, установленному техническим руководителем;

оценка надежности грозозащиты и разработка мероприятий по повышению ее надежности с учетом результатов вышеуказанной проверки и имеющихся у владельца объекта электроэнергетики данных о случаях грозовых отключений и повреждений ВЛ и оборудования.

617. Ограничители перенапряжений и вентильные разрядники всех напряжений должны быть постоянно включены.

В ОРУ допускается отключение на зимний период (или отдельные его месяцы) вентильных разрядников, предназначенных только для защиты от грозовых перенапряжений, в районах с ураганным ветром, гололедом, резким изменением температуры и интенсивным загрязнением.

618. Трубчатые разрядники и защитные промежутки должны осматриваться при осмотрах ВЛ. Срабатывание разрядников должно быть отмечено в листках осмотра.

Верховой осмотр без снятия трубчатых разрядников с опор, а также дополнительные осмотры и проверки трубчатых разрядников, установленных в зонах интенсивного загрязнения, должны выполняться в соответствии с порядком, установленным владельцем объекта электроэнергетики.

Ремонт либо замена трубчатых разрядников должны проводиться по результатам оценки технического состояния с учетом требований документации организации-изготовителя.

619. Для уменьшения кратности перенапряжений при однофазных замыканиях на землю, организации селективной работы релейной защиты и повышения электробезопасности при замыканиях на землю в сетях с малыми токами замыкания на землю (до 10 А) должны применяться:

высокоомное резистивное заземление нейтрали;

низкоомное резистивное заземление нейтрали;

средства селективного определения присоединения или его участка с однофазным замыканием на землю совместно с управляемыми коммутационными аппаратами, позволяющими отключать присоединение или участок присоединения с однофазным замыканием на землю.

Высокоомное резистивное заземление нейтрали допускается применять в случае, если значение тока замыкания на землю не превышает значения, указанные в пункте 621 Правил.

При высокоомном резистивном заземлении нейтрали сопротивление резистора должно выбираться из условия, чтобы значение активной составляющей тока замыкания на землю было больше или равно емкостной составляющей тока замыкания на землю.

Низкоомное резистивное заземление нейтрали следует применять в случаях, когда однофазное замыкание на землю должно быть селективно отключено в течение минимально возможного времени, а также при наличии в электрической сети силовых кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена. При этом ток в нейтрали должен быть достаточным для работы релейной защиты на отключение.

В электрических сетях, кроме электрических сетей с низкоомным резистивным заземлением, допускается работа ВЛ и КЛ с замыканием на землю до устранения повреждения.

620. Для ликвидации нарушений нормального режима, связанных с возникновением замыкания на землю в электрических сетях с изолированной нейтралью, должны применяться средства селективного определения присоединения или его участка с однофазным замыканием на землю совместно с управляемыми коммутационными аппаратами, позволяющими отключать присоединение или участок присоединения с однофазным замыканием на землю.

621. Компенсация емкостного тока замыкания на землю дугогасящими реакторами должна применяться при емкостных токах, превышающих следующие значения:

при номинальном напряжении сети 6 кВ - 30 А;

при номинальном напряжении сети 10 кВ - 20 А;

при номинальном напряжении сети 15 - 20 кВ - 15 А;

при номинальном напряжении сети 35 кВ и выше - 10 А.

В сетях СН напряжением 6 кВ блочных электростанций допускается режим работы с заземлением нейтрали сети через резистор. В цепях генераторного напряжения при обосновании соответствующими расчетами допускается режим работы с изолированной нейтралью.

В сетях напряжениям 6 - 35 кВ с ВЛ на железобетонных и металлических опорах должны использоваться дугогасящие реакторы при емкостном токе замыкания на землю более 10 А. Допускается режим работы нейтрали через низкоомный резистор с отключением присоединения с однофазным замыканием на землю.

Работа сетей напряжением 6 - 35 кВ без компенсации емкостного тока при его значениях, превышающих указанные выше, не допускается.

Измерение емкостных токов, токов дугогасящих реакторов, токов замыкания на землю и напряжений смещения нейтрали в сетях с компенсацией емкостного тока должно проводиться при вводе в эксплуатацию дугогасящих реакторов и значительных изменениях режимов сети, но не реже 1 раза в 6 лет, а также для сетей сложной конфигурации, когда расчетным путем точные значения емкостных токов получить невозможно.

Допускается определение емкостных токов расчетным путем для сети с простой конфигурацией или сети, не подвергавшейся значительным изменениям конфигурации.

Данные для расчета значений емкостных токов замыкания на землю по отходящим КЛ и ВЛ владелец таких КЛ и ВЛ должен предоставлять собственнику или иному законному владельцу подстанции (секции шин), с которой запитаны указанные ВЛ и КЛ.

При превышении значений емкостного тока, указанных в настоящем пункте Правил, должно применяться заземление нейтрали посредством системы компенсации емкостных токов (в том числе системы полной компенсации) либо через низкоомный резистор или проводиться деление сети на электрически не связанные части.

622. Мощность дугогасящих реакторов должна быть выбрана по емкостному току сети с учетом ее перспективного развития.

Заземляющие дугогасящие реакторы должны быть установлены на подстанциях, связанных с компенсируемой сетью не менее чем двумя ЛЭП.

Установка дугогасящих реакторов на тупиковых подстанциях не допускается.

623. Дугогасящие реакторы должны быть подключены к нейтралям трансформаторов, генераторов или синхронных компенсаторов через разъединители.

Для подключения дугогасящих реакторов должны использоваться трансформаторы со схемой соединения обмоток "звезда-треугольник".

Подключение дугогасящих реакторов к трансформаторам, защищенным плавкими предохранителями, не допускается.

Ввод дугогасящего реактора, предназначенного для заземления, должен быть соединен с общим заземляющим устройством через трансформатор тока.

Дугогасящие реакторы должны иметь резонансную настройку.

Настройка с перекомпенсацией, при которой степень расстройки компенсации должна быть не более 5%, допускается. Если установленные в сетях 6 - 20 кВ дугогасящие реакторы имеют большую разность токов смежных ответвлений, допускается настройка с реактивной составляющей тока замыкания на землю не более 10 А. В сетях 35 кВ при емкостном токе замыкания на землю менее 15 А допускается степень расстройки не более 10%.

Работа сетей с недокомпенсацией емкостного тока не допускается (за исключением случаев применения дугогасящих реакторов, настраиваемых в резонанс при возникновении замыкания на землю).

Допускается применение настройки с недокомпенсацией временно при отсутствии дугогасящих реакторов необходимой мощности и при условии, что аварийно возникающие несимметрии емкостей фаз сети не могут привести к появлению напряжения смещения нейтрали, превышающего 70% фазного напряжения.

624. В сетях, работающих с компенсацией емкостного тока, напряжение несимметрии должно быть не выше 0,75% фазного напряжения (за исключением случаев применения дугогасящих реакторов, настраиваемых в резонанс при возникновении замыкания на землю).

При отсутствии в сети замыкания на землю напряжение смещения нейтрали допускается не выше 15% фазного напряжения длительно и не выше 30% в течение одного часа.

Понижение напряжения несимметрии и смещения нейтрали до указанных значений должно быть осуществлено выравниванием емкостей фаз сети относительно земли (изменением взаимного положения фазных проводов, а также распределением конденсаторов высокочастотной связи между фазами линий).

При подключении к сети конденсаторов высокочастотной связи и конденсаторов молниезащиты вращающихся машин должна быть проверена допустимость несимметрии емкостей фаз относительно земли.

Пофазные включения и отключения ВЛ и КЛ, которые могут приводить к напряжению смещения нейтрали, превышающему указанные значения, не допускаются.

625. В сетях напряжением 6 - 20 кВ должны применяться плавнорегулируемые дугогасящие реакторы с автоматическими регуляторами настройки тока компенсации и с ручным регулированием тока настройки.

При применении дугогасящих реакторов с ручным регулированием тока показатели настройки должны определяться по измерителю расстройки компенсации.

Настройка дугогасящих реакторов на основании результатов измерений емкостного тока замыкания на землю и тока компенсации дугогасящих реакторов допускается, если емкостный ток замыкания на землю компенсируемой сети изменяется в среднем не чаще 2 раз в сутки с расстройкой компенсации не более 5%.

626. РУ напряжением 110 - 500 кВ с электромагнитными трансформаторами напряжения и выключателями, контакты которых шунтированы конденсаторами, должны быть проверены владельцем оборудования на возможность возникновения феррорезонансных перенапряжений при отключениях систем шин. При возможности возникновения феррорезонанса оперативные переключения должны выполняться в соответствии с требованиями Правил переключений в электроустановках. Владельцем оборудования должны быть приняты меры по предотвращению феррорезонанса при автоматических отключениях.

В сетях и на присоединениях напряжением 6 - 35 кВ владельцем оборудования должны быть приняты меры по предотвращению феррорезонансных процессов, в том числе самопроизвольных смещений нейтрали.

627. Неиспользуемые обмотки низшего (среднего) напряжения трансформаторов и автотрансформаторов должны быть соединены в "звезду" или "треугольник" и защищены от перенапряжений.

Защита неиспользуемых обмоток низшего напряжения, расположенных между обмотками более высокого напряжения, должна быть осуществлена вентильными разрядниками или ограничителями перенапряжений, присоединенными к вводу каждой фазы. Защита не требуется, если к обмотке низшего напряжения постоянно подключена КЛ длиной не менее 30 м, имеющая заземленную оболочку или броню.

Защита неиспользуемых обмоток низшего и среднего напряжения в других случаях должна быть осуществлена заземлением одной фазы или нейтрали либо вентильными разрядниками (или ограничителями перенапряжений), присоединенными к вводу каждой фазы.

628. Защита от перенапряжений нейтрали трансформатора с уровнем изоляции ниже, чем у линейных вводов, должна быть осуществлена вентильными разрядниками или ограничителем перенапряжений.

629. В сетях напряжением 110 - 750 кВ при оперативных переключениях и в аварийных режимах повышение напряжения промышленной частоты (50 Гц) на оборудовании не должно превышать значений, указанных в приложении к Правилам предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима.

XLIII. Требования к эксплуатации освещения объектов электроэнергетики

630. Светильники аварийного освещения должны отличаться от светильников рабочего освещения знаками или окраской.

631. Светоограждение дымовых труб и других высоких сооружений должно соответствовать Федеральным авиационным правилам "Требования, предъявляемые к аэродромам, предназначенным для взлета, посадки, руления и стоянки гражданских воздушных судов", утвержденным приказом Минтранса России от 25 августа 2015 г. № 26258.

______________________________

58 Зарегистрирован Минюстом России 9 октября 2015 г., регистрационный № 39264, с изменениями, внесенными приказом Минтранса России от 24 ноября 2017 г. № 495 (зарегистрирован Минюстом России 21 декабря 2017 г., регистрационный № 49344).

632. В помещениях главного, центрального и блочного щитов управления электростанций и подстанций, а также на диспетчерских пунктах светильники аварийного освещения должны обеспечивать на фасадах панелей основного щита освещенность не менее 30 люкс. Владельцем объекта электроэнергетики должно быть обеспечено электроснабжение ламп аварийного освещения с использованием источников бесперебойного питания.

Эвакуационное освещение должно обеспечивать в помещениях и проходах освещенность не менее 0,5 люкс на уровне пола.

633. Переносные ручные светильники ремонтного освещения должны питаться от сети напряжением не выше 42 В, а при повышенной опасности поражения электрическим током - не выше 12 В.

Вилки 12 - 42 В не должны подходить к розеткам 127 и 220 В. Розетки должны иметь надписи с указанием напряжения и рода тока.

634. Сеть освещения, выполненная на светильниках, не имеющих собственных пускорегулирующих устройств, должна получать питание через стабилизаторы или от отдельных трансформаторов, обеспечивающих возможность поддержания напряжения освещения в необходимых пределах.

Напряжение на лампах должно быть не выше номинального. Понижение напряжения у ламп сети внутреннего рабочего освещения, а также прожекторных установок должно быть не более 5% номинального напряжения, у ламп сети наружного и аварийного освещения и в сети 12 - 42 В - не более 10% (для люминесцентных ламп - не более 7,5%) номинального напряжения.

635. На щитах и сборках осветительной сети на всех выключателях (рубильниках, автоматах) должны быть надписи с наименованием присоединения, а на предохранителях - с указанием значения тока плавкой вставки.

636. Владельцем объекта электроэнергетики должно быть обеспечено наличие у дежурного персонала схемы сети освещения и запаса плавких калиброванных вставок и ламп всех напряжений осветительной сети.

Дежурный и оперативно-ремонтный персонал при наличии аварийного освещения должен быть снабжен переносными электрическими фонарями.

637. При обслуживании сети освещения:

проверка действия автомата аварийного освещения должна проводиться не реже 1 раза в месяц в дневное время;

проверка исправности аварийного освещения при отключении рабочего освещения должна проводиться 2 раза в год.

638. Владельцем объекта электроэнергетики должен быть определен порядок и обеспечено осуществление проверки состояния стационарного оборудования и электропроводки аварийного, эвакуационного и рабочего освещения, испытаний и измерений сопротивления изоляции.

XLIV. Требования к эксплуатации электролизных установок

639. Электролизные установки должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями Правил, если иной набор и (или) порядок действий не установлен технической документацией организации-изготовителя электролизной установки или проектной документацией на объект.

При эксплуатации электролизных установок должны контролироваться: напряжение и ток на электролизерах, давление водорода и кислорода, уровни жидкости в аппаратах, разность давлений между системами водорода и кислорода, температура электролита в циркуляционном контуре и температура газов в установках осушки, влажность водорода после установок осушки, чистота водорода и кислорода в аппаратах и содержание водорода в помещениях установки.

Нормальные и предельные значения контролируемых параметров должны быть установлены владельцем объекта электроэнергетики на основе документации организации-изготовителя.

640. Технологические защиты электролизных установок должны действовать на отключение преобразовательных агрегатов (двигателей-генераторов) при следующих отклонениях от установленного режима:

разности давлений в регуляторах давления водорода и кислорода более 200 кгс/м2 (2 кПа);

содержании водорода в кислороде 2%;

содержании кислорода в водороде 1%;

давлении в системах выше номинального;

межполюсных коротких замыканиях;

однополюсных коротких замыканиях на землю (для электролизеров с центральным отводом газов);

исчезновении напряжения на преобразовательных агрегатах (двигателях-генераторах) со стороны переменного тока.

При автоматическом отключении электролизной установки, а также повышении температуры электролита в циркуляционном контуре до 70°C, при увеличении содержания водорода в воздухе помещений электролизеров и датчиков газоанализаторов до 1% на щит управления должен подаваться сигнал.

После получения сигнала оперативный персонал должен прибыть на установку не позднее чем через 15 минут.

Повторный пуск установки после отключения ее технологической защитой должен осуществляться оперативным персоналом после выявления и устранения причины отключения.

641. Электролизная установка, работающая без постоянного дежурства персонала, должна осматриваться не реже 1 раза в смену.

При осмотре электролизной установки должны контролироваться:

соответствие показаний дифференциального манометра-уровнемера уровням воды в регуляторах давления работающего электролизера;

положение уровней воды в регуляторах давления отключенного электролизера;

открытие клапанов выпуска газов в атмосферу из регуляторов давления отключенного электролизера;

наличие воды в гидрозатворах;

расход газов в датчиках газоанализаторов (по ротаметрам);

нагрузка и напряжение на электролизере;

температура газов на выходе из электролизера;

давление водорода и кислорода в системе и ресиверах;

давление инертного газа в ресиверах.

642. Для проверки исправности автоматических газоанализаторов с периодичностью 1 раз в сутки должен проводиться химический анализ содержания кислорода в водороде и водорода в кислороде. При неисправности одного из автоматических газоанализаторов химический анализ должен проводиться каждые 2 часа.

643. На регуляторах давления водорода и кислорода и на ресиверах предохранительные клапаны должны быть отрегулированы на давление, равное 1,15 номинального. Предохранительные клапаны на регуляторах давления должны проверяться не реже 1 раза в 6 месяцев, а предохранительные клапаны на ресиверах - не реже 1 раза в 2 года. Предохранительные клапаны должны испытываться на стенде азотом или чистым воздухом.

644. На трубопроводах подачи водорода и кислорода в ресиверах, а также на трубопроводе подачи обессоленной воды (конденсата) в питательные баки должны быть установлены газоплотные обратные клапаны.

645. Для питания электролиза должна применяться вода, по качеству соответствующая дистилляту (обессоленная вода, конденсат), имеющая удельную электрическую проводимость не более 5 мкСм/см или удельное сопротивление не менее 200 кОм/см.

Для приготовления электролита должен применяться гидрат окиси калия (далее - КОН) технический высшего сорта.

646. Чистота водорода, вырабатываемого электролизными установками, должна быть не ниже 99,5% (в электролизных установках типа СЭУ-4 м и СЭУ-8 м - не ниже 99%), а кислорода - не ниже 98,5%.

647. Температура электролита в электролизере должна быть не выше 80°C, а разность температур наиболее горячих и холодных ячеек электролизера - не более 20°C.

648. При использовании кислорода для нужд электростанции давление в ресиверах кислорода должно автоматически поддерживаться ниже давления водорода в них.

649. Перед включением электролизера в работу все аппараты и трубопроводы должны быть продуты азотом. Чистота азота для продувки должна быть не ниже 97,5%. Продувка должна быть признана законченной, если содержание азота в выдуваемом газе достигает 97%.

Продувка аппаратуры электролизеров углекислым газом не допускается.

650. Подключение электролизера к ресиверам, находящимся под давлением водорода, должно осуществляться при превышении давления в системе электролизера по отношению к давлению в ресиверах не менее чем на 0,5 кгс/см2 (50 кПа).

651. Для вытеснения воздуха или водорода из ресиверов должен применяться углекислый газ или азот. Воздух должен вытесняться углекислым газом до тех пор, пока содержание углекислого газа в верхней части ресиверов не достигнет 85%, а при вытеснении водорода - 95%.

652. Вытеснение воздуха или водорода азотом должно проводиться, пока содержание азота в выдуваемом газе не достигнет 97%.

При необходимости проведения внутреннего осмотра ресиверов такие ресиверы должны предварительно продуваться воздухом до тех пор, пока содержание кислорода в выдуваемом газе не достигнет 20%.

Азот или углекислый газ должен вытесняться водородом из ресиверов, пока в их нижней части содержание водорода не достигнет 99%.

653. В процессе эксплуатации электролизной установки должны проверяться:

плотность электролита - не реже 1 раза в месяц;

напряжение на ячейках электролизеров - не реже 1 раза в 6 месяцев;

действие технологических защит, предупредительной и аварийной сигнализации и состояние обратных клапанов - не реже 1 раза в 3 месяца;

влажность водорода - не реже 1 раза в сутки.

654. При работе установки сорбционной осушки водорода или кислорода переключение адсорберов-осушителей должно выполняться по графику, утвержденному владельцем объекта электроэнергетики. Температура точки росы водорода после установки осушки должна быть не выше минус 5°C.

При осушке водорода методом охлаждения температура водорода на выходе из испарителя должна быть не выше минус 5°C.

Для оттаивания испаритель должен периодически отключаться по графику, утвержденному владельцем объекта электроэнергетики.

655. При отключении электролизной установки на срок до одного часа допускается оставлять аппаратуру под номинальным давлением газа, при этом сигнализация повышения разности давлений в регуляторах давления кислорода должна быть включена.

При отключении электролизной установки на срок до 4 часов давление газов в аппаратах должно быть понижено до 0,1 - 0,2 кгс/см2 (10 - 20 кПа), а при отключении на срок более 4 часов аппараты и трубопроводы должны быть продуты азотом. Продувка должна выполняться также во всех случаях вывода электролизера из работы при обнаружении неисправности.

656. При работе на электролизной установке одного электролизера и нахождении другого в резерве вентили выпуска водорода и кислорода в атмосферу на резервном электролизере должны быть открыты.

657. Промывка электролизеров, проверка усилия затяжки их ячеек и ревизия арматуры должны проводиться 1 раз в 6 месяцев.

Текущий ремонт, включающий указанные работы, а также разборку электролизеров с заменой прокладок, промывку и очистку диафрагм и электродов и замену дефектных деталей, должен осуществляться 1 раз в 3 года.

Капитальный ремонт с заменой асбестовой ткани на диафрагменных рамах должен осуществляться 1 раз в 6 лет.

При отсутствии утечек электролита из электролизеров и сохранении нормальных параметров технологического режима допускается удлинение срока работы электролизной установки между текущими и капитальными ремонтами по решению технического руководителя.

Для электролизных установок иностранного производства плановое техническое обслуживание таких установок с заменой оборудования должно проводиться в соответствии с документацией организаций-изготовителей.

658. Трубопроводы электролизной установки должны окрашиваться в соответствии с требованиями межгосударственного стандарта ГОСТ 12.4.026-2015 "Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний"59 и межгосударственного стандарта ГОСТ 14202-69 "Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки"60. Окраска аппаратов должна выполняться по цвету окраски трубопроводов соответствующего газа, окраска ресиверов - светлой краской с кольцами по цвету окраски трубопроводов соответствующего газа.

______________________________

59 Принят Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 10 декабря 2015 г. № 48) и введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации приказом Росстандарта от 10 июня 2016 г. № 614-ст (М., Стандартинформ, 2016 г.), с изменением № 1, принятым Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 29 ноября 2018 г. № 54) и введенным в действие приказом Росстандарта от 29 января 2016 г. № 11-ст (ИУС "Национальные стандарты", № 4, 2019 г.).

60 Утвержден и введен в действие постановлением Комитета стандартов, мер и измерительных приборов при Совете Министров СССР от 7 февраля 1969 г. № 168 (М., Издательство стандартов, 2001 г.).

XLV. Требования к использованию энергетических масел

659. При использовании на объектах электроэнергетики энергетических масел должны быть обеспечены:

работа технологических систем маслонаполненного оборудования без сбоев и нарушений функционирования;

сохранение эксплуатационных свойств масел;

сбор отработанных масел для утилизации.

660. Энергетические масла, применяемые на объектах электроэнергетики, должны иметь паспорта (сертификаты) качества и паспорта безопасности организации-изготовителя масел.

В случае несоответствия качества энергетических масел характеристикам, указанным в паспорте (сертификате) качества и паспорте безопасности, применение этих масел в оборудовании не допускается.

Отбор проб масел из транспортных емкостей должен осуществляться в соответствии с положениями межгосударственного стандарта ГОСТ 2517-2012 "Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб"61, межгосударственного стандарта ГОСТ 6433.5-84 "Диэлектрики жидкие. Отбор проб"62, межгосударственного стандарта ГОСТ 31873-2012 "Нефть и нефтепродукты. Методы ручного отбора проб"63 и национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р МЭК 60475-2013 "Жидкости изоляционные. Отбор проб"64.

______________________________

61 Принят Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 24 октября 2012 г. № 52) и введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации приказом Росстандарта от 29 ноября 2012 г. № 1448-ст (М., Стандартинформ, 2014 г.), с изменением № 1, принятым Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 30 марта 2018 г. № 107-П) и введенным в действие приказом Росстандарта от 13 апреля 2018 г. № 193-ст (ИУС "Национальные стандарты", № 6, 2018 г.).

62 Утвержден и введен в действие постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 27 марта 1984 г. № 1031 (М., Издательство стандартов, 1984 г.).

63 Принят Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 15 ноября 2012 г. № 42) и введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации приказом Росстандарта от 29 ноября 2012 г. № 1447-ст (М., Стандартинформ, 2014 г.).

64 Утвержден и введен в действие приказом Росстандарта от 29 апреля 2013 г. № 60-ст (М., Стандартинформ, 2014 г.).

661. Электрооборудование в зависимости от типа и класса напряжения после ремонта, выполнявшегося со сливом масла из оборудования, должно быть залито подготовленным электроизоляционным маслом.

Электрооборудование (активная часть, маслобак) должно быть промыто или очищено от остатков загрязнения до начала залива электроизоляционного масла, которое будет в нем эксплуатироваться.

Качество электроизоляционного масла в электрооборудовании, ремонт которого выполнялся без слива масла, должно соответствовать требованиям, установленным техническим руководителем с учетом требований организации-изготовителя.

662. Марка трансформаторного масла должна выбираться в зависимости от типа и класса напряжения оборудования, в котором это масло будет использоваться.

663. Сорбенты в термосифонных и адсорбционных фильтрах трансформаторов мощностью свыше 630 кВА должны заменяться при достижении значения кислотного числа масла 0,1 мг КОН на 1 г масла, а также в случае появления в масле растворенного шлама, водорастворимых кислот и (или) повышения значения тангенса угла диэлектрических потерь выше эксплуатационной нормы.

Замена сорбента в фильтрах трансформаторов до 630 кВА включительно должна проводиться во время ремонта или при эксплуатации при ухудшении характеристик твердой изоляции.

Содержание воды в сорбенте, загружаемом в фильтры, должно быть не более 0,5% массы.

664. Баки (резервуары) для хранения трансформаторных масел должны быть оборудованы воздухоосушительными фильтрами. Допускается хранение трансформаторного масла в заводской таре (упаковке).

665. На объектах электроэнергетики должен постоянно храниться запас трансформаторного масла в количестве, равном (или более) вместимости одного самого вместительного масляного выключателя, и запас на доливки не менее 1% всего масла, залитого в оборудование, на объектах электроэнергетики, имеющих только элегазовые, воздушные или малообъемные масляные выключатели, - не менее 10% объема масла, залитого в трансформатор наибольшей емкости.

Допускается формирование владельцем объекта электроэнергетики централизованного запаса трансформаторных масел для нескольких принадлежащих ему объектов электроэнергетики в количестве не менее 10% объема масла, залитого в трансформатор наибольшей емкости среди всех установленных трансформаторов на принадлежащих ему объектах электроэнергетики.

В сетевых организациях должно быть обеспечено формирование и хранение запаса трансформаторного масла в количестве не менее 2% залитого в оборудование.

666. До слива из транспортной емкости турбинные нефтяные и огнестойкие масла должны быть подвергнуты лабораторным анализам в соответствии с требованиями, установленными техническим руководителем с учетом требований документации организации-изготовителя.

Масло перед заливом в оборудование должно быть подготовлено в соответствии с требованиями, установленными техническим руководителем с учетом требований документации организации-изготовителя оборудования.

667. Энергетические масла и смазки должны удовлетворять требованиям, установленным техническим руководителем с учетом требований документации организации-изготовителя оборудования.

668. Огнестойкие турбинные масла, показатели качества которых достигли предельно допустимых значений, установленных техническим руководителем с учетом требований документации организации-изготовителя оборудования, должны быть отправлены на регенерацию или утилизацию. Эксплуатация огнестойких турбинных масел должна осуществляться в соответствии с требованиями, установленными техническим руководителем.

669. Эксплуатационное турбинное масло в гидротурбинах должно соответствовать требованиям, установленным техническим руководителем с учетом требований организации-изготовителя гидротурбин.

Периодичность, объем испытаний и предельно допустимые значения показателей качества указанного масла должны определяться техническим руководителем с учетом требований документации организации-изготовителя гидротурбин.

670. В процессе хранения и эксплуатации турбинное масло должно периодически подвергаться визуальному контролю, лабораторным испытаниям и анализам.

Периодичность, объем испытаний и предельно допустимые значения показателей качества турбинного масла должны определяться техническим руководителем с учетом требований документации организации-изготовителя турбин.

671. Визуальный контроль масла, применяемого в паровых турбинах и турбонасосах, должен проводиться 1 раз в сутки.

Визуальный контроль масла, применяемого в гидротурбинах, на электростанциях с постоянным дежурством персонала должен проводиться 1 раз в неделю, а на автоматизированных электростанциях - при каждом очередном осмотре оборудования, но не реже 1 раза в месяц.

672. На электростанции должен храниться постоянный запас нефтяного турбинного масла в количестве не менее вместимости маслосистемы самого крупного агрегата и запас такого масла на доливки в количестве не менее 45-дневной потребности. На объектах электроэнергетики должен храниться постоянный запас масла в количестве не менее вместимости масляной системы одного синхронного или асинхронного компенсатора и запас масла на доливки не менее 45-дневной потребности.

673. На электростанции должен храниться постоянный запас огнестойкого турбинного масла в количестве не менее годовой потребности его на доливки для одного турбоагрегата.

674. Индустриальные, компрессорные и другие масла при приемке и хранении должны подвергаться лабораторным анализам и испытаниям в соответствии с требованиями, установленными техническим руководителем.

Лабораторные анализы и испытания пластичных смазок должны выполняться по решению технического руководителя.

675. Для вспомогательного оборудования и механизмов на объектах электроэнергетики техническим руководителем должны быть установлены нормы расхода, периодичность контроля качества и смены смазочных материалов.

В системах смазки вспомогательного оборудования с принудительной циркуляцией масло должно подвергаться визуальному контролю на содержание механических примесей, шлама и воды не реже 1 раза в месяц. При обнаружении загрязнения масло должно быть очищено или заменено.

На каждом объекте электроэнергетики должен храниться постоянный запас смазочных материалов для вспомогательного оборудования в количестве, необходимом для удовлетворения не менее 45-дневной потребности в таких материалах.

676. Обслуживание маслохозяйства и оборудования для обработки масел должно осуществляться персоналам производственного подразделения, определенного организационно-распорядительным документом технического руководителя.

677. Техническим руководителем должен быть определен порядок учета и контроля приемки свежего масла, расхода масел, смазок, присадок, их испытания, регенерации и утилизации.

678. В случае, если производственными (местными) инструкциями предусмотрено проведение дополнительных анализов эксплуатационного масла, такие анализы должны проводиться с периодичностью, установленной указанными инструкциями.

679. Прием из транспортных емкостей и подача трансформаторного или турбинного масла к оборудованию должны осуществляться по раздельным маслопроводам, а при отсутствии маслопроводов - с применением передвижных емкостей или металлических бочек.

Стационарные маслопроводы между операциями по перекачке должны быть заполнены маслом.

На трубопроводах, предназначенных для залива масла в оборудование, перед запорной арматурой на входе в оборудование должны быть установлены пробоотборные устройства.

680. Масла, подготовленные к заливу, должны заливаться в маслосистемы оборудования, не содержащие загрязнений и масляного шлама, проверенные на промышленную чистоту.

XLVI. Требования к эксплуатации ВЭС (СЭС)

681. Эксплуатация ВЭС (СЭС), включая установленное на них оборудование, устройства и системы управления, должна осуществляться в соответствии с требованиями глав I - VIII, XXXI - XLV (с учетом абзаца второго настоящего пункта) Правил и требованиями настоящей главы Правил.

Положения глав XXXI - XLV Правил, устанавливающие требования к эксплуатации генераторов, электродвигателей и КЛ, на генерирующее оборудование ВЭС (СЭС) и входящую в состав ВЭС (СЭС) коллекторную сеть не распространяются.

682. Управление технологическим режимом работы и эксплуатационным состоянием оборудования и устройств ВЭС (СЭС) должно осуществляться оперативным персоналом электростанции.

Для управления технологическим режимом работы и эксплуатационным состоянием оборудования и устройств ВЭС (СЭС) в случаях, когда не предусмотрено постоянное пребывание оперативного персонала на электростанции, собственник или иной законный владелец ВЭС (СЭС) (далее - владелец ВЭС (СЭС) может создавать центры управления ВЭС (СЭС), осуществляющие в числе функций оперативно-технологического управления функции дистанционного управления технологическим режимом и эксплуатационным состоянием оборудования и устройств принадлежащих ему ВЭС (СЭС), при условии организации дистанционного управления из диспетчерского центра и выполнения требований, предусмотренных пунктами 683 - 687 Правил.

683. Осуществление оперативно-технологического управления ВЭС (СЭС) из центра управления ВЭС (СЭС) допускается при условии выполнения владельцем ВЭС (СЭС) следующих требований к созданию, образованию и функционированию такого центра:

а) обеспечение технологического оснащения центра управления ВЭС (СЭС), необходимого для выполнения функций оперативно-технологического управления, в том числе обеспечение наличия и функционирования АСТУ;

б) организация двух независимых каналов связи и информационного обмена между:

центром управления ВЭС (СЭС) и соответствующими электростанциями;

центром управления ВЭС (СЭС) и диспетчерскими центрами, в операционной зоне которых расположены ВЭС (СЭС);

центром управления ВЭС (СЭС) и ЦУС сетевой организации, к электрическим сетям которой технологически присоединены ВЭС (СЭС), - в случае, если изменение эксплуатационного состояния объектов электросетевого хозяйства, входящих в состав ВЭС (СЭС), может привести к полному или частичному ограничению режима потребления электрической энергии потребителей, ограничению выдачи мощности другого объекта по производству электрической энергии или невозможности включения в работу объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих на праве собственности или ином законном основании иным субъектам электроэнергетики, с учетом требований, установленных пунктом 685 Правил;

в) организация и обеспечение функционирования каналов связи и передачи телеметрической информации между каждой ВЭС (СЭС) и диспетчерским центром, в операционной зоне которого расположена электростанция;

г) обеспечение дистанционного управления технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием генерирующего оборудования, коммутационными аппаратами и устройствами ВЭС (СЭС) из центра управления ВЭС (СЭС);

д) обеспечение дистанционного управления из диспетчерского центра, осуществляемого путем воздействия на системы регулирования генерирующего оборудования либо путем отключения коммутационных аппаратов, обеспечивающих отключение генерирующего оборудования, и реализующего возможность полного отключения ВЭС (СЭС) или ограничения выдачи ее мощности в точке присоединения к электрической сети в случае отказа средств связи диспетчерского центра с центром управления ВЭС (СЭС) при возникновении нарушения нормального режима электрической части энергосистемы или объектов электроэнергетики.

Выбор способа дистанционного управления из диспетчерского центра должен осуществляться владельцем ВЭС (СЭС) при разработке проектной документации.

684. Организация дистанционного управления ВЭС (СЭС) из диспетчерского центра в соответствии с подпунктом "д" пункта 683 Правил должна осуществляться с использованием каналов связи, функционирование которых не зависит от функционирования телекоммуникационного оборудования центра управления ВЭС (СЭС).

Для целей подпункта "д" пункта 683 Правил понятие "отказ средств связи" следует применять в значении, установленном пунктом 177 Правил предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима.

685. По решению владельца ВЭС (СЭС) организация каналов связи и информационного обмена между центром управления ВЭС (СЭС) и ЦУС сетевой организации, к электрическим сетям которой технологически присоединены ВЭС (СЭС), в соответствии с подпунктом "б" пункта 683 Правил может быть заменена реализацией автоматического отключения выключателей ЛЭП, к которым присоединены ВЭС (СЭС), а при отсутствии выключателей - автоматического отключения линейных разъединителей со стороны ВЭС (СЭС) по факту исчезновения напряжения на таких ЛЭП. Указанное автоматическое отключение выключателей ЛЭП (линейных разъединителей) со стороны ВЭС (СЭС) допускается применять только для ВЭС (СЭС), присоединенных к ЛЭП ответвлениями (отпайками).

686. В отношении ВЭС (СЭС), оперативно-технологическое управление которыми осуществляется из центра управления ВЭС (СЭС), должны быть также обеспечены организация в соответствии с пунктом 52 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и функционирование каналов связи между ВЭС (СЭС) и ЦУС сетевой организации, в технологическом управлении (ведении) которого находятся отходящие от ВЭС (СЭС) ЛЭП.

687. В отношении функционирования центра управления ВЭС (СЭС) должно быть обеспечено:

выполнение в процессе функционирования центра управления ВЭС (СЭС) требований, указанных в пунктах 683 - 686 Правил;

круглосуточное дежурство оперативного персонала центра управления ВЭС (СЭС);

соблюдение в отношении оперативного персонала центра управления ВЭС (СЭС) требований Правил работы с персоналом и Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок.

688. В случае обеспечения выполнения функций оперативно-технологического управления в отношении одной ВЭС (СЭС) посредством организации дистанционного управления оборудованием и устройствами такой ВЭС (СЭС) с рабочего места оперативного персонала другой ВЭС (СЭС) или иного объекта электроэнергетики, владельцем ВЭС (СЭС) в отношении такого рабочего места оперативного персонала должно быть обеспечено выполнение требований по технологическому оснащению и организации каналов связи, предусмотренных пунктами 683 - 686 Правил для центра управления ВЭС (СЭС).

689. При эксплуатации ВЭС (СЭС), находящейся в работе, не допускается отключение устройств регулирования или изменение их настройки, приводящее к невозможности выполнения требований к участию генерирующего оборудования ВЭС (СЭС) в общем первичном регулировании частоты, регулированию напряжения и активной мощности на электростанции, в том числе дистанционно.

690. Настройка устройств регулирования на ВЭС (СЭС) должна обеспечивать возможность снижения генерации активной мощности до заданного значения вплоть до нуля со скоростью не менее 10% от номинальной мощности в минуту. На ВЭС (СЭС) допускается выполнять настройку устройств регулирования, предусматривающую снижение активной мощности путем отключения отдельных ветроэнергетических установок (групп фотоэлектрических солнечных модулей) с дискретностью, определяемой схемой их подключения к РУ.

691. Должна быть обеспечена:

а) длительная работа ВЭС (СЭС) при отклонениях напряжения на шинах РУ классом напряжения 110 кВ и выше, посредством которого осуществляется непосредственная выдача мощности ВЭС (СЭС), в диапазоне от минимально допустимого напряжения до наибольшего рабочего напряжения на шинах РУ, определяемого в соответствии с требованиями ГОСТ Р 57382-2017.

Минимально допустимое напряжение на шинах РУ (Uмин, В) должно определяться по формуле:

, (1)

где - коэффициент запаса устойчивости по напряжению, равный 0,15;

б) работа ВЭС (СЭС) в течение не менее 20 мин при отклонениях напряжения на шинах РУ классом напряжения 110 кВ и выше, посредством которого осуществляется выдача мощности ВЭС (СЭС), от минимально допустимого напряжения до аварийно допустимого напряжения , определяемого по формуле:

, (2)

где - коэффициент запаса устойчивости по напряжению в послеаварийном режиме, равный 0,1.

692. Оборудование РУ классом напряжения 110 кВ и выше, посредством которого осуществляется непосредственная выдача мощности ВЭС (СЭС), должно оставаться в работе при кратковременных повышениях уровней напряжения на шинах такого РУ свыше наибольшего рабочего напряжения в соответствии с требованиями ГОСТ Р 57382-2017.

693. Оборудование ВЭС (СЭС) должно оставаться в работе в течение не менее 20 минут при кратковременных повышениях уровней напряжения на шинах РУ, посредством которых осуществляется непосредственная выдача мощности ВЭС (СЭС), сверх наибольшего рабочего напряжения в соответствии с ГОСТ Р 57382-2017 в пределах 1,1 относительно наибольшего рабочего напряжения РУ классом напряжения 110 кВ и выше.

Приложение № 1 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденным приказом Минэнерго России от 4 октября 2022 г. № 1070

Термины и определения, используемые в Правилах технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации

Воздушная линия электропередачи - устройство для передачи электрической энергии по проводам, расположенное на открытом воздухе и прикрепленное при помощи изолирующих конструкций и арматуры к опорам, несущим конструкциям, кронштейнам и стойкам на инженерных сооружениях;

кабельная линия электропередачи - устройство для передачи электрической энергии, состоящее из одного или нескольких параллельных кабелей (проводов, токопроводов) с соединительными, стопорными и конечными муфтами (уплотнениями) и крепежными деталями, проложенное в коробах, трубах, лотках, тросах, изоляторах, свободным подвешиванием, а также по поверхности стен и потолков и в пустотах строительных конструкций или другим способом;

нормальный подпорный уровень - наивысший проектный подпорный уровень верхнего бьефа, который может поддерживаться в нормальных условиях эксплуатации гидротехнических сооружений;

производственная (местная) инструкция - инструкция по эксплуатации оборудования, технологической системы, здания, сооружения объекта электроэнергетики, разработанная на основании инструкций (руководств по эксплуатации, иной технической и (или) технологической документации) организаций-изготовителей, проектной документации, результатов испытаний и утверждаемая техническим руководителем;

смежный объект электроэнергетики - объект электроэнергетики, имеющий непосредственное присоединение к другому объекту электроэнергетики;

центр управления ветровыми (солнечными) электростанциями - структурное подразделение субъекта электроэнергетики, осуществляющее функции оперативно-технологического управления (в том числе функции технологического управления и ведения) в отношении принадлежащих такому субъекту на праве собственности или ином законном основании ветровых или солнечных электростанций, присоединенных к электроэнергетической системе.

Приложение № 2 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденным приказом Минэнерго России от 4 октября 2022 г. № 1070

Таблица 1. Допустимые значения размаха горизонтальной вибрации корпуса турбинного подшипника и размаха горизонтальной вибрации верхней и нижней крестовин генератора

Частота вращения ротора гидроагрегата, об./мин.

60 и менее 150300428600

Допустимое значение вибрации, мм0,180,160,120,100,08

Таблица 2. Допустимые значения размаха вертикальной вибрации крышки турбины, опорного конуса или грузонесущей крестовины генератора

Частота вибрации, Гц 1 и менее 361016 30 и более

Допустимый размах вибрации, мм 0,180,150,120,080,060,04

Приложение № 3 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденным приказом Минэнерго России от 4 октября 2022 г. № 1070

Значения температуры пылегазовоздушной смеси

Для действующих электростанций при инертизации надпылевого пространства бункера пыли углекислотой или азотом.

При сушке воздухом - температура смеси за мельницей.

При сушке дымовыми газами при работе шаровых барабанных мельниц - температура смеси за мельницей, при других типах мельниц - за сепаратором.

Значения температуры пылегазовоздушной смеси за мельницей (сепаратором) приведены в таблице 1.

Таблица 1

Группа топливЗначение критерия взрываемости (Кт)Сушка горячим воздухом в установкахСушка дымовыми газами в установках

с прямым вдуваниемс бункером пылис прямым вдуваниемс бункером пыли

IКт <= 1,0220130--

II1,0 < Кт <= 1,5130100220130

III1,5 < Кт <= 3,510070.1220120.2

IVКт > 3,580-220-

Значения температуры пылегазовоздушной смеси °C приведены в таблице 2.

Таблица 2

ТопливоУстановка с прямым вдуванием, за сепаратором при сушкеУстановка с пылевым бункером при сушке

воздухомдымовыми газами

системы с молотковыми мельницамисистемы со среднеходными мельницамисистемы с молотковыми мельницамисистемы с мельницами-вентиляторамивоздухомдымовыми газами

Экибастузский уголь 210150--130150

Тощий уголь 180150--130150

Кузнецкие каменные угли марок ОС и СС 130130180-80130

Другие каменные угли 130130180-70130

Фрезерный торф 80-150150--

Канско-ачинские, азейские, райчихинские, башкирский бурые угли 80-18022070120

Другие бурые угли 100-18022070120

Сланцы 100-180---

Лигниты ---220--

Антрацитовый штыб не нормируется

Приложение № 4 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденным приказом Минэнерго России от 4 октября 2022 г. № 1070

Присосы воздуха в пылеприготовительной установке

Расход сушильного агента, тыс. м3/чСистемы пылеприготовления с бункером пыли при сушкеСистемы пылеприготовления прямого вдувания с мельницами-вентиляторами

воздушной и газовоздушной в случае установки перед мельницами дымососов рециркуляциигазовоздушной с забором газов из газоходов за счет разрежения, создаваемого мельничным вентилятором

с шаровыми барабанными мельницамис мельницами других типовс шаровыми барабанными мельницамис мельницами других типовпри газовоздушной сушке

До 503025403540

51 - 1002520353035

101 - 1502217322730

Свыше 1502015302525

Приложение № 5 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденным приказом Минэнерго России от 4 октября 2022 г. № 1070

Температура воздуха, поступающего в воздухоподогреватель

Вид топливаВоздухоподогреватель

трубчатыйрегенеративный

Бурые угли (с содержанием серы <= 0,4%), торф, сланцы 5030

Канско-ачинские бурые угли 65-

Каменный уголь (с содержанием серы <= 0,4%), антрациты 3030

Экибастузский уголь

(с содержанием серы <= 0,4%) 7555

Бурый уголь (с содержанием серы > 0,4%) 8060

Каменный уголь

(с содержанием серы > 0,4%) 6050

Мазут с содержанием серы более 0,5% 11070

Мазут с содержанием серы 0,5% и менее 9050

Приложение № 6 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденным приказом Минэнерго России от 4 октября 2022 г. № 1070

Водно-химические режимы котла-утилизатора, исполненного по барабанной схеме

Схема котла-утилизатора

Допускаемые водно-химические режимы

Одноуровневая Аммиачно-гидразинный - для конденсатно-питательного тракта; фосфатный, щелочно-фосфатный или гидратный - для контура испарения

Аминосодержащий - для всего контура

Двухуровневая Аммиачно-гидразинный - для конденсатно-питательного тракта и контура испарения низкого давления; фосфатный, щелочно-фосфатный или гидратный - для контура испарения высокого давления

Аминосодержащий - для всего тракта

Трехуровневая

Аммиачно-гидразинный - для конденсатно-питательного тракта и контура испарения низкого давления; фосфатный, щелочно-фосфатный или гидратный - для контуров испарения среднего и высокого давлений

Аминосодержащий - для всего тракта

Приложение № 7 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденным приказом Минэнерго России от 4 октября 2022 г. № 1070

Допустимая кратность перегрузки генераторов и синхронных компенсаторов по току статора

Продолжительность перегрузки, мин., не болееКосвенное охлаждение обмотки статораКратность перегрузки генераторов и синхронных компенсаторов по току статора с непосредственным охлаждением обмотки статора

водойводородом

601,11,1-

151,151,15-

10--1,1

61,21,21,15

51,251,25-

41,31,31,2

31,41,351,25

21,51,41,3

12,01,51,5

Приложение № 8 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденным приказом Минэнерго России от 4 октября 2022 г. № 1070

Допустимая кратность перегрузки турбогенераторов по току ротора

Продолжительность перегрузки, минут/секунд, не болееКратность перегрузки турбогенераторов

серия ТВФ, кроме серии ТВФ-120-2серия ТГВ, серия ТВВ (до 500 МВт включительно), серия ТВФ-120-2

60 минут1,061,06

4 минуты1,21,2

1 минута1,71,5

30 секунд2,0-

20 секунд-2,0

Приложение № 9 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденным приказом Минэнерго России от 4 октября 2022 г. № 1070

Таблица 1. Минимальные нормы аварийного запаса материалов и оборудования для ликвидации повреждений воздушных линий электропередачи классом напряжения 0,4 - 20 кВ, трансформаторных подстанций классом напряжения 6 - 20/0,4 кВ, распределительных пунктов классом напряжения 6 - 20 кВ

№

Наименование

Единица измерения

Минимальная норма аварийного запаса

1.Стойки опор линии электропередачи (далее - ЛЭП)шт. на 100 км

по трассе Воздушные линии электропередачи (далее - ВЛ) классом напряжения 0,4 кВ на железобетонных (далее - ж/б) опорах - 0,5 ж/б опоры ВЛ классом напряжения 6 - 20 кВ на ж/б опорах - 0,25 ж/б опоры

2.Провод неизолированный сталеалюминевый типа "АС"м на 100 км

по трассе

ВЛ ВЛ классом напряжения 0,4 кВ - 140 м (но не менее 180 м) ВЛ классом напряжения 6 - 20 кВ - 30 м (но не менее 180 м)

3.Провод самонесущий изолированныйм на 100 км

по трассе

ВЛ с изолированными проводами/ВЛ с защищенными проводами ВЛ классом напряжения 0,4 кВ - 140 м (но не менее 180 м)

ВЛ классом напряжения 6 - 20 кВ - 30 м

(но не менее 180 м)

4.Траверса типа "ТМ" для ЛЭПшт. на 100 км

по трассе ВЛ классом напряжения 0,4 кВ на ж/б опорах - 0,5 траверсы ВЛ классом напряжения 6 - 20 кВ на ж/б опорах - 0,25 траверсы

5.Изолятор ЛЭПшт. на 100 км

по трассе ВЛ классом напряжения 0,4 кВ на ж/б опорах - 2,5 изолятора ВЛ классом напряжения 6 - 20 кВ на ж/б опорах - 2 изолятора

ВЛ классом напряжения 0,4 кВ на деревянных опорах - 10 изоляторов

ВЛ классом напряжения 6 - 20 кВ на деревянных опорах - 3 изолятора

6.Изолятор (для трансформаторной подстанции (далее - ТП) классом напряжения 6 - 20/0,4 кВ и распределительного пункта (далее - РП) классом напряжения 6 - 20 кВ)шт. на 100

эксплуатируемых элементов ТП и РП Изолятор опорный напряжением 0,4 кВ - 0,22 изолятора Изолятор опорный напряжением 6 - 20 кВ - 0,25 изолятора

Изолятор проходной напряжением 6 - 20 кВ - 0,45 изолятора

7.Трансформатор токашт. на 100

эксплуатируемых элементов ТП и РП Трансформатор тока напряжением 6 - 20 кВ - 0,5 трансформатора тока

8.Трансформатор напряженияшт. на 100 эксплуатируемых элементов ТП и РП