Объем и нормы испытаний электрооборудования. СТО 34.01-23.1-001-2017

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», объекты стандартизации и общие положения при разработке и применении стандартов организаций Российской Федерации - ГОСТ Р 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения», общие требования к построению, изложению, оформлению, содержанию и обозначению межгосударственных стандартов, правил и рекомендаций по межгосударственной стандартизации и изменений к ним - ГОСТ 1.5-2001, правила построения, изложения, оформления и обозначения национальных стандартов Российской Федерации, общие требования к их содержанию, а также правила оформления и изложения изменений к национальным стандартам Российской Федерации - ГОСТ Р 1.5-2012.

Сведения о стандарте организации

1. РАЗРАБОТАН ОАО «Фирма ОРГРЭС» , при участии ПАО «Россети и ДЗО, а также ООО НТЦ «ЭДС», АО «НТЦ ФСК ЕЭС»
2. ВНЕСЕН Департаментом технологического развития и инноваций и Департаментом оперативно-технологического управления ПАО «Россети»
3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Распоряжением ПАО «Россети» от 29.05.2017 № 280р
4. ВЗАМЕН СО 34.45-51.300-97 (РД 34.45-51.300-97) «Объем и нормы испытаний электрооборудования»

Замечания и предложения по НТД следует направлять в ПАО «Россети» согласно контактам, указанным на официальном информационном ресурсе или по электронной почтой.
Настоящий документ не может быть полностью или частично воспроизведён, тиражирован и распространён в качестве официального издания без разрешения ПАО «Россети». Данное ограничение не предусматривает запрета на присоединение сторонних организаций к настоящему стандарту и его использование в своей производственно-хозяйственной деятельности. В случае присоединения к стандарту сторонней организации необходимо уведомить ПАО «Россети»

1. Область примененения стандарта.

1.1 В Стандарте приведены периодичность, объём и нормы испытаний генераторов, электродвигателей, трансформаторов, выключателей и другого электрооборудования электрических станций и сетей.

1.2 Стандарт разработан на основе РД 34.45-51.300-97 «Объём и нормы испытаний электрооборудования», содержит требования, уточненные с учетом 19 летнего опыта энергосистем, наладочных организаций, ремонтных заводов и научно-исследовательских институтов с момента выхода последней редакции РД, а также некоторые новые виды эксплуатируемого электрооборудования.

1.3 Стандарт предназначен для инженерно-технического персонала, занимающегося наладкой, эксплуатацией, техническим диагностированием, техническим обслуживанием и ремонтом электрооборудования электрических станций и сетей.

2. Нормативные ссылки.

В настоящем Стандарте использованы нормативные ссылки на следующие документы:
Федеральный закон от 26 марта 2003 г. № 35-Ф3 «Об электроэнергетике».
ГОСТ 1.5-2001 Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Общие требования к построению, изложению, оформлению, содержанию и обозначению.
ГОСТ 10169-77 Машины электрические трехфазные синхронные. Методы испытаний.
ГОСТ 10693-81 Вводы конденсаторные герметичные на номинальные напряжения 110 кВ и выше. Общие технические условия.
ГОСТ 11362-96 Нефтепродукты и смазочные материалы. Число нейтрализации. Метод потенциометрического титрования.
ГОСТ 12.1.038-82 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов
ГОСТ 13003-88 Масла изоляционные. Метод определения газостойкости в электрическом поле.
ГОСТ 13840-68 Канаты стальные арматурные 1x7. Технические условия.
ГОСТ 1516.1-76 Электрооборудование переменного тока на напряжения от 1 до 500 кВ. Требования к электрической прочности изоляции.
ГОСТ 1516.3-96 Электрооборудование переменного тока на напряжения от 1 до 750 кВ. Требования к электрической прочности изоляции.
ГОСТ 1547-84 Масла и смазки. Методы определения наличия воды.
ГОСТ 15581-80 Конденсаторы связи и отбора мощности для линий электропередач. Технические условия.
ГОСТ 17216-2001 Чистота промышленная. Классы чистоты жидкостей.
ГОСТ 18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения.
ГОСТ 18995.2-73 Продукты химические жидкие. Метод определения показателя преломления.
ГОСТ 19121-73 Нефтепродукты. Метод определения содержания серы сжиганием в ламп.
ГОСТ 19919-74 Контроль автоматизированный технического состояния изделий авиационной техники. Термины и определения.
ГОСТ 20287-91 Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания.
ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения.
ГОСТ 21046-2015 Нефтепродукты отработанные. Общие технические условия.
ГОСТ 2517-2012 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.
ГОСТ 27.002-2015 Надежность в технике. Термины и определения.
ГОСТ 28640-90 Масла минеральные электроизоляционные. Метод определения ароматических углеводородов.
ГОСТ 2917-76 Масла и присадки. Метод определения коррозионного воздействия на металлы.
ГОСТ 31320-2006 Вибрация. Методы и критерии балансировки гибких роторов.
ГОСТ 31873-2012 Нефть и нефтепродукты. Методы ручного отбора проб.
ГОСТ 33-2000 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости.
ГОСТ 3484.1-88 Трансформаторы силовые. Методы электромагнитных испытаний.
ГОСТ 3484.3-88 Трансформаторы силовые. Методы измерений диэлектрических параметров изоляции.
ГОСТ 3722-2014 Подшипники качения. Шарики стальные. Технические условия.
ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.
ГОСТ 4333-2014 Нефтепродукты. Методы определения температур вспышки и воспламенения в открытом тигле.
ГОСТ 5985-79 Нефтепродукты. Метод определения кислотности и кислотного числа.
ГОСТ 6307-75 Нефтепродукты. Метод определения наличия водорастворимых кислот и щелочей.
ГОСТ 6356-75 Нефтепродукты. Метод определения температуры вспышки в закрытом тигле.
ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей.
ГОСТ 6581-75 Материалы электроизоляционные жидкие. Методы электрических испытаний.
ГОСТ 667-73 Кислота серная аккумуляторная. Технические условия.
ГОСТ 6709-72 Вода дистиллированная. Технические условия.
ГОСТ 7822-75 Масла нефтяные. Метод определения растворенной воды.
ГОСТ 8.217-2003 Государственная система обеспечения единства измерений.Трансформаторы тока. Методика поверки.  ГОСТ 859-2014 Медь. Марки.
ГОСТ 8865-93 Системы электрической изоляции. Оценка нагревостойкости и классификация.
ГОСТ 9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии
ГОСТ 981-75 Масла нефтяные. Метод определения стабильности против окисления.
ГОСТ ИСО 10816-1-97 Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на невращающихся частях. Часть I. Общие требования.
ГОСТ ИСО 4407-2006 Чистота промышленная. Определение загрязненности жидкости методом счета частиц с помощью оптического микроскопа.
ГОСТ ИСО 6619-2013 Нефтепродукты и смазки. Число нейтрализации. Метод потенциометрического титрования
ГОСТ Р 1.4-2004 Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения.
ГОСТ Р 1.5-2012 Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты национальные. Правила построения, изложения, оформления и обозначения.
ГОСТ IEC 60947-1-2014 Аппаратура распределения и управления низковольтная. Часть 1. Общие правила.
ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром.
ГОСТ Р 51947-2002 Нефть и нефтепродукты. Определение серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии.
ГОСТ Р 53203-2008 Нефтепродукты. Определение серы методом рентгенофлуоресцентной спектрометрии с дисперсией по длине волны.
ГОСТ Р 53708-2009 Нефтепродукты. Жидкости прозрачные и непрозрачные. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости.
ГОСТ Р 54331-2011 Жидкости для применения в электротехнике. Неиспользованные нефтяные изоляционные масла для трансформаторов и выключателей. Технические условия.
ГОСТ Р 54426-2011 (МЭК 60480:2004) Руководство по проверке и обработке элегаза (SF6), взятого из электрооборудования, и технические требования к его повторному использованию.
ГОСТ Р 54827-2011 Трансформаторы сухие. Общие технические условия.
ГОСТ Р 54828-2011 Комплектные распределительные устройства в металлической оболочке с элегазовой изоляцией (КРУЭ) на номинальные напряжения 110 кВ и выше. Общие технические условия.
ГОСТ Р 55015-2012 Трансформаторы силовые Испытания баков на герметичность.
ГОСТ Р 55025-2012 Кабели силовые с пластмассовой изоляцией на номинальное напряжение от 6 до 35 кВ включительно. Общие технические условия.
ГОСТ Р 55195-2012 Электрооборудование переменного тока на напряжения от 1 до 750 кВ. Требования к электрической прочности изоляции.
ГОСТ Р 55413-2013 Масла нефтяные изоляционные. Определение межфазного натяжения масло-вода методом кольца.  ГОСТ Р 55494-2013 Масла изоляционные. Обнаружение коррозионной серы. Испытание на серебряной полоске.
ГОСТ Р 8.563-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений.
ГОСТ EN 12766-1-2014 Нефтепродукты и отработанные масла. Определение полихлорированных бифенилов (PCB) и родственных соединений. Часть 1. Разделение и определение выделенных родственных PCB методом газовой хроматографии (GC) с использованием электронозахватного детектора (ECD).
ГОСТ EN 12766-2-2014 Нефтепродукты и отработанные масла. Определение полихлорированных бифенилов (PCB) и родственных соединений. Часть 2. Определение содержания PCB.
ГОСТ EN 12766-3-2014 Нефтепродукты и отработанные масла. Определение полихлорированных бифенилов (PCB) и родственных соединений. Часть 3. Определение и вычисление содержания полихлорированных терфенилов (PCТ) и полихлорированных бензилтолуолов (PCBT) методом газовой хроматографии (GC) с использованием электронозахватного детектора (ECD).
ГОСТ Р ЕН ИСО 14596-2008 Нефтепродукты. Определение содержания серы методом рентгенофлуоресцентной спектрометрии с дисперсией по длине волны.
ГОСТ Р ЕН ИСО 2719-2008 Нефтепродукты. Методы определения температуры вспышки в закрытом тигле Пенски-Мартенса.
ГОСТ Р ИСО 3675-2007 Нефть сырая и нефтепродукты жидкие. Лабораторный метод определения плотности с использованием ареометра.
ГОСТ Р МЭК 60156-2013 Жидкости изоляционные. Определение напряжения пробоя на промышленной частоте.
ГОСТ Р МЭК 60247-2013 Жидкости изоляционные. Определение относительной диэлектрической проницаемости, тангенса угла диэлектрических потерь (tg delta) и удельного сопротивления при постоянном токе.
ГОСТ Р МЭК 60628-2013 Жидкости изоляционные. Определение газостойкости под действием электрического напряжения и ионизации.
ГОСТ Р МЭК 60666-2013 Масла изоляционные нефтяные. Обнаружение и определение установленных присадок.
ГОСТ Р МЭК 60814-2013 Жидкости изоляционные. Бумага и прессованный картон, пропитанные маслом. Определение содержания воды автоматическим кулонометрическим титрованием по Карлу Фишеру.
ГОСТ Р МЭК 61125-2013 Жидкости изоляционные неиспользованные на основе углеводородов. Методы определения стойкости к окислению.
ГОСТ Р МЭК 61198-2013 Масла изоляционные нефтяные. Методы определения 2- фурфурола и родственных соединений.
ГОСТ Р МЭК 61619-2013 Жидкости изоляционные. Определение загрязнения полихлорированными бифенилами (PCB) методом газовой хроматографии на капиллярной колонке.
ГОСТ Р МЭК 62021-1-2013 Жидкости изоляционные. Определение кислотности. Часть 1. Метод автоматического потенциометрического титрования.
ГОСТ Р МЭК 62067-2011 Кабели силовые с экструдированной изоляцией и арматура к ним на номинальное напряжение свыше 150 кВ (Um=170 кВ) до 500 кВ (Um=550 кВ). Методы испытаний и требования к ним.
ГОСТ Р МЭК 60840-2011 Кабели силовые с экструдированной изоляцией и арматура к ним на номинальное напряжение свыше 30 кВ (Um=36 кВ) до 150 кВ (Um=170 кВ). Методы испытаний и требования к ним.
ТР ТС 030/2012 О требованиях к смазочным материалам, маслам и специальным жидкостям
П р и м е ч а н и е - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов (сводов правил и/или классификаторов) в информационной системе общего пользования - на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячно издаваемого информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт (документ), на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта (документа) с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт (документ), на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта (документа) с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт (документ), на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт (документ) отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3. Термины, определения и сокращения.

3.1 Термины и определения В настоящем стандарте применяются следующие термины и определения по Федеральному закону ФЗ №35, ГОСТ 27.002, ГОСТ 18322, ГОСТ 19919, ГОСТ 20911, СТО 17330282.27.010.001, СТО 56947007-29.180.01.207, а также термины с соответствующими определениями:

автоматизированная система мониторинга и технического диагностирования (АСМД): Система непрерывного обеспечивающая сбор, хранение, обработку информации и техническое диагностирование в режиме непрерывного контроля параметров объекта с применением автоматизированных систем реального времени и участием человека.

автоматизированная система технического диагностирования (контроля технического состояния): Система диагностирования (контроля), обеспечивающая проведение диагностирования с применением средств автоматизации и участием человека.

автоматическая система технического диагностирования (контроля технического состояния): Система диагностирования (контроля), обеспечивающая проведение диагностирования (контроля) без участия человека.

аппарат электрический: Электротехническое устройство, предназначенное для включения или отключения электрических цепей, контроля электрических и неэлектрических параметров этих цепей, а также для их защиты и управления.

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

значение показателя качества масла, ограничивающее область нормального состояния: Значение, которое гарантирует надежную работу масла в электрооборудовании, при этом достаточно минимально необходимого контроля показателей качества. Минимально необходимый контроль – объем контроля, установленный как минимально необходимый в соответствующих разделах настоящего Стандарта по контролю маслонаполненного оборудования определенного вида (типа).

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

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

испытание: Техническая операция, заключающаяся в определении одной или нескольких характеристик данной продукции в соответствии с установленной процедурой.

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

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

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

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

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

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

контроль технического состояния (контроль): Проверка соответствия значений параметров объекта требованиям технической документации и определение на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент времени.
П р и м е ч а н и е: Видами технического состояния являются, например, исправное, работоспособное, неисправное, неработоспособное и т.п. в зависимости от значений параметров в данный момент времени.

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

надежность: Свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования.
П р и м е ч а н и е - Надежность является комплексным свойством, которое в зависимости от назначения объекта и условий его применения может включать безотказность, долговечность, ремонтопригодность и сохраняемость или определенные сочетания этих свойств.

напряжение линейное: Напряжение между фазными проводами электрической сети.

напряжение номинальное: Напряжение, на которое спроектирована сеть или оборудование и к которому относят их рабочие характеристики. напряжение фазное: Напряжение между фазным проводом и нейтралью.

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

неработоспособное состояние: Состояние объекта, при котором значение хотя бы одного показателя, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям нормативной технической и (или) конструкторской (проектной) документации.
П р и м е ч а н и е - Для сложных объектов возможно деление их неработоспособных состояний. При этом из множества неработоспособных состояний выделяют частично неработоспособные состояния, при которых объект способен частично выполнять требуемые функции.

объекты электроэнергетики: Имущественные объекты, непосредственно используемые в процессе производства, передачи электрической энергии.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

технический руководитель субъекта электроэнергетики: Лицо в штате организации собственника (эксплуатирующей организации), уполномоченное принимать решения и отдавать распоряжения по всем техническим вопросам касательно оборудования данного объекта электроэнергетики.

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

техническое диагностирование (диагностирование): Определение технического состояния объекта.
П р и м е ч а н и е: Задачами технического диагностирования являются:
-контроль технического состояния; поиск места и определение причин отказа (неисправности);
-прогнозирование технического состояния.

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

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

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

3.2 Обозначения и сокращения В настоящем стандарте применяются следующие сокращения:
АБ – аккумуляторная батарея;
АБП – агрегаты и источники бесперебойного питания;
АГП – автомат гашения поля;
АПВ – автоматическое повторное включение выключателя;
АРВ – автоматический регулятор возбуждения;
АРМ – автоматизированное рабочее место;
АРГ – анализ растворенных в масле газов;
АСМД – автоматизированная система мониторинга и технического диагностирования
АСУ ТП – автоматическая система управления технологическим процессом; БСВ – бесщеточная система возбуждения; ВГ – вспомогательный генератор;
ВЛ – воздушная линия;
ВН – высшее напряжение;
ВО – цикл «включение-отключение» выключателя;
ВТ – выпрямительный трансформатор;
ВТВ – встречно-параллельные тиристорные вентили;
ВУ – выпрямительная установка;
ВЧ – высокочастотное возбуждение;
ГОСТ – межгосударственный стандарт;
ГТЭС – газотурбинная электрическая станция;
ЗРУ – закрытое распределительное устройство;
ЗУ – заземляющее устройство;
ИК – инфракрасный;
КДО - комплексное диагностическое обследование;
КЗ – короткое замыкание;
КЛ – кабельная линия;
КРУ – комплектное распределительное устройство;
КРУН – комплектные распределительные устройства наружной установки;
КРУЭ – комплектное распределительное устройство элегазовое;
КС – контактное соединение;
КТП – комплектная трансформаторная подстанция;
КУ – конденсаторная установка;
МИ – методика измерений;
НВИ – низковольтные импульсы;
НН – низшее напряжение;
НТД – нормативно-техническая документация;
ОВ – цикл «отключение-включение» выключателя;
ОВО – цикл «отключение-включение-отключение» выключателя;
ОПН – ограничитель перенапряжений;
ОРУ – открытое распределительное устройство;
ОТН – оптический трансформатор напряжения;
ОТТ – оптический трансформатор тока;
ОУ – обмотка управления;
ПАО – публичное акционерное общество;
ПБВ – переключение без возбуждения;
ПИН – прибор для измерения напряжения;
ПП – полупроводниковый преобразователь;
ПС – подстанция;
ПТ – последовательный трансформатор;
ПТЭ – Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации;
ПУЭ – Правила устройства электроустановок;
РЗА – релейная защита и автоматика;
РК – компенсирующий реактор;
РП – распределительный пункт;
РПН – регулирование под нагрузкой;
РУ – распределительное устройство;
РФ – фильтровой реактор;
СВ – система возбуждения;
СЗ – степень загрязненности;
СН – среднее напряжение;
СОПТ – система оперативного постоянного тока;
СПЭ – сшитый полиэтилен;
СТК – статические тиристорные компенсаторы;
СТН – система независимого тиристорного возбуждения;
СТС – система тиристорного самовозбуждения;
СУКГ – ступенчато-управляемые конденсаторные группы;
СУРГ – ступенчато-управляемые реакторные группы;
СУТ – система управления тиристорами;
ТИ – типовая инструкция;
ТП – трансформаторная подстанция;
ТПУ – тиристорная пусковая установка;
ТРГ – тиристорно-реакторные группы;
ТУ – технические условия;
ТЭ – токопровод элегазовый;
УПП – устройства плавного пуска;
УРМ – установка для выдачи и потребления реактивной мощности;
УШР – управляемый шунтирующий реактор;
ФКУ – фильтрокомпенсирующее устройство;
ФСД – фильтр смешанного действия;
ХАРГ – хроматографический анализ растворенных в масле газов;
ХХ – холостой ход;
ЧР – частичный разряд;
ЧРП – частотно-регулируемый привод;
ЧСК – частота собственных колебаний;
ШСВ – шкаф силовой выпрямительный;
ШСИ – шкаф силовой инверторный;
ШУ – шкаф управления;
ЭВ – элегазовый выключатель;
ЭМЧ – электромагнитная части;
FRA –частотный метод определения деформации обмоток трансформатора (реактора);
U_ном – номинальное линейное напряжение;
U_о – номинальное фазное напряжение.

4. Общие положения.

4.1 Настоящим стандартом следует руководствоваться при вводе электрооборудования в работу и в процессе его эксплуатации. Наряду с настоящим стандартом следует руководствоваться действующими документами [1] – [4], а также инструкциями изготовителей электрооборудования.

4.2 Настоящим стандартом предусматриваются как традиционные испытания, положительно зарекомендовавшие себя в течение многих лет, так и испытания, широко применяемые в последние годы и подтвердившие свою эффективность, как правило, не требующие вывода оборудования из работы и позволяющие определять степень развития и опасность возможных дефектов на ранних стадиях.

4.3 В настоящем стандарте приняты следующие условные обозначения категорий контроля:

• П – при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования и электрооборудования, прошедшего восстановительный или капитальный ремонт и реконструкцию на специализированном ремонтном предприятии;
• К – при капитальном ремонте на субъекте электроэнергетики;
• С – при среднем ремонте;
• Т – при текущем ремонте электрооборудования;
• М – между ремонтами;

Категория «К» включает контроль при капитальном ремонте как данного вида основного электрооборудования, так и другого оборудования данного присоединения. Испытания при средних ремонтах турбогенераторов с выводом ротора производятся в объёме и по нормам для капитального ремонта (К), а без вывода ротора - в объёме и по нормам для текущего ремонта (Т). Периодичность контроля электрооборудования, если она не указана в ПТЭ или в соответствующих разделах настоящего стандарта, устанавливается в соответствии с действующими внутренними документами ПАО «Россети» и его дочерних зависимых обществ или техническим руководителем субъекта электроэнергетики с учетом условий и опыта эксплуатации, технического состояния и срока службы электрооборудования и указаний изготовителя.

4.4 В настоящем стандарте приведен перечень испытаний и предельно допустимые значения контролируемых параметров. Техническое состояние электрооборудования определяется не только путем сравнения результатов конкретных испытаний с нормируемыми значениями, но и по совокупности результатов всех проведенных испытаний, осмотров и данных эксплуатации, учитывая динамику и скорость изменения показателей. Значения, полученные при испытаниях, во всех случаях должны быть сопоставлены с результатами измерений на других фазах электрооборудования и на однотипном оборудовании. Однако главным является сопоставление измеренных при испытаниях значений параметров электрооборудования с их исходными значениями и оценка имеющих место различий по указанным в настоящем стандарте допустимым изменениям. Выход значений параметров за установленные границы (предельные значения) следует рассматривать как признак наличия дефектов, которые могут привести к отказу оборудования.

4.5 В качестве исходных значений контролируемых параметров при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования принимают значения, указанные в паспорте или протоколе испытаний изготовителя. При эксплуатационных испытаниях в качестве исходных принимаются значения параметров, определенные испытаниями при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования. Качество проводимого на субъекте электроэнергетики капитального ремонта оценивается сравнением результатов испытаний после ремонта с данными, указанными ы паспорте или протоколе испытаний изготовителя. После капитального или восстановительного ремонта, а также реконструкции, проведенных на специализированном ремонтном предприятии, в качестве исходных для контроля в процессе дальнейшей эксплуатации принимаются значения, полученные по окончании ремонта (реконструкции).

4.6 Контроль электрооборудования производства иностранных фирм при наличии экспертного заключения эксплуатирующей организации о соответствии функциональных показателей этого оборудования условиям эксплуатации и действующим отраслевым требованиям производится в соответствии с указаниями изготовителя.

4.7 Кроме испытаний, предусмотренных настоящим стандартом, все электрооборудование должно пройти осмотр непосредственно перед проведением испытаний, проверку работы механической части и другие испытания согласно инструкциям по его эксплуатации и ремонту.

4.8 Техническим руководителям субъектов электроэнергетики рекомендуется обеспечивать внедрение предусмотренного настоящим стандартом контроля состояния электрооборудования под рабочим напряжением, позволяющего выявлять дефекты на ранних стадиях их развития, привлекая при необходимости организации, аккредитованные на право проведения соответствующих испытаний. По мере накопления опыта проведения контроля под рабочим напряжением решением технического руководителя субъекта электроэнергетики возможен переход к установлению очередных сроков ремонта электрооборудования по результатам технического диагностирования и отказ от некоторых видов испытаний, выполняемых на отключенном электрооборудовании.

4.9 Требования по объёму и периодичности испытаний резервного электрооборудования, а также его частей и деталей должны определяться инструкциями изготовителей электрооборудования. При отсутствии таких указаний в инструкциях объем испытаний определяется настоящим стандартом, а периодичность испытаний электрооборудования определяются техническим руководителем субъекта электроэнергетики.

4.10 Испытание повышенным напряжением промышленной частоты производится для электрооборудования на напряжение до 35 кВ включительно. При отсутствии необходимой испытательной аппаратуры переменного тока допускается испытывать электрооборудование распределительных устройств напряжением до 20 кВ, за исключением основной изоляции кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена, повышенным выпрямленным напряжением, которое должно быть равно полуторакратному значению испытательного напряжения промышленной частоты.

4.11 Электрооборудование и изоляторы на номинальное напряжение, превышающее номинальное напряжение электроустановки, в которой они эксплуатируются, могут испытываться напряжением, установленным для класса изоляции данной электроустановки. Если испытание выпрямленным напряжением или напряжением промышленной частоты производится без отсоединения ошиновки электрооборудования распределительного устройства, то значение испытательного напряжения принимается по нормам для электрооборудования с самым низким уровнем испытательного напряжения. Испытание выпрямленным напряжением или напряжением промышленной частоты производить с отсоединением кабельных линий от трансформаторов тока при наличии технической возможности. Испытание выпрямленным напряжением изоляторов и трансформаторов тока, соединенных с силовыми кабелями 6-10 кВ, может производиться вместе с кабелями.

4.12 После полной замены масла в маслонаполненном электрооборудовании его изоляция должна быть подвергнута повторным испытаниям в соответствии с настоящим стандартом.

4.13 В случаях выхода значений определяемых при испытаниях параметров за установленные пределы для выявления причин этого, а также при необходимости более полной оценки состояния электрооборудования в целом и (или) его отдельных узлов, рекомендуется использовать дополнительные испытания и измерения, указанные в настоящем стандарте. Допускается применение испытаний и измерений, не предусмотренных настоящим стандартом, при условии, что уровень испытательных воздействий не превысит указанного в настоящем стандарте.

4.14 Устройства релейной защиты и электроавтоматики проверяются в объёме и по нормам, приведенным в соответствующих нормативно-технических документах.

4.15 Местные инструкции по эксплуатации должны быть приведены в соответствие с настоящим стандартом.

4.16 Объём и сроки испытания электрооборудования могут изменяться техническим руководителем субъекта электроэнергетики в зависимости от производственной важности и надежности оборудования при наличии соответствующих обоснований.

4.17 Для контроля технического состояния электрооборудования под рабочим напряжением на энергообъектах рекомендуется применение автоматизированных систем мониторинга и технического диагностирования (АСМД), которые должны осуществлять оперативное диагностирование текущего технического состояния оборудования, своевременное выявление возникающих дефектов и прогнозирование их развития.

4.17.1. Основными целями работы АСМД являются:

• предупреждение возникновения аварийных процессов из-за внутренних дефектов оборудования и своевременное предотвращение неконтролируемого развития дефектов;
• определение допустимой нагрузочной способности;
• повышение электробезопасности оперативного персонала, снижение влияния человеческого фактора в процессе сбора, обработки и формирования результатов технического диагностирования;
• интегрирование результатов мониторинга и технического диагностирования в АСУ ТП и корпоративные информационные системы;
• применение результатов работы АСМД для оценки технического состояния и планирования стратегии обслуживания производственных активов.

4.17.2 АСМД имеет следующую архитектуру:

• первичные датчики;
• контроллеры сбора и обработки сигналов;
• программно-технический комплекс (ПТК) для обработки и представления информации с локальным и/или удаленным АРМ оператора, предназначенным для обработки и анализа получаемой информации

4.17.3 Параметры программного обеспечения АСМД должны соответствовать следующим основным требованиям:

• гибкая настройка конфигурации системы с отображением размещения датчиков на реальных чертежах, фотографиях, схемах и т.д. конкретного объекта;
• возможность изменения режимов и порядка опроса датчиков;
• наглядность графической формы контроля за интенсивностью возможных процессов в изоляции обследуемого оборудования;
• автоматическое проведение замеров, с возможностью формирования сигналов предупредительной и аварийной сигнализации при превышении критического уровня измеряемых параметров;
• при сохранении полученных данных должна предусматриваться возможность статистической выборки по всему периоду наблюдения;
• обеспечение передачи данных в АСУ ТП и корпоративные информационные системы.

4.17.4 Внедрение АСМД должно проводиться на основании соответствующего технико- экономического обоснования.

4.17.5 На вновь строящихся и реконструируемых ПС при технической возможности рекомендуется применять электрооборудование в конструктивном исполнении, обеспечивающем возможность монтажа и использования АСМД для оценки технического состояния под рабочим напряжением.

4.17.6 АСМД рекомендуется оснащать функцией удаленного доступа к оперативной информации о текущем техническом состоянии оборудования.

4.17.7 В основе алгоритмов технического диагностирования АСМД должны быть реализованы опробованные методики по оценке технического состояния конкретных видов электрооборудования.

4.17.8 Алгоритмы выполняемых АСМД измерений, должны быть аттестованы в порядке, предусмотренном нормативно-технической документацией в области обеспечения единства средств измерений.

4.17.9 Средства измерений и измерительные каналы АСМД должны быть поверены и аттестованы в порядке, предусмотренном нормативно-технической документацией в области обеспечения единства средств измерений.

4.17.10.Результаты испытаний и измерений, выполняемые АСМД с калиброванными или поверенными средствами измерений и измерительными каналами, могут быть приняты в качестве результатов испытаний и измерений, предусмотренных настоящим стандартом, при условии их оформления в виде протоколов установленной нормативными документами формы.

4.17.11 При наличии (установке) на электрооборудовании АСМД и получении выходной информации о приближении/достижении предельного состояния и принятии техническим руководителем субъекта электроэнергетики решения о выводе из работы (отключении) электрооборудования рекомендуется проведение соответствующих испытаний и проверок в соответствии с настоящим стандартом для подтверждения причин вывода этого электрооборудования из работы и принятии окончательного решения о дальнейших мероприятиях.

4.17.12 АСМД должна автоматически восстанавливать свою работоспособность после несанкционированного отключения и последующего включения питания.

4.17.13 Под рабочим напряжением должен быть обеспечен непрерывный контроль состояния силовых автотрансформаторов, трансформаторов, и шунтирующих реакторов с использованием АСМД преимущественно по следующим показателям:

• электрическим параметрам (токи, напряжения, активные, реактивные мощности, )cos{phi};сторон ВН, СН, НН;
• влагосодержанию и содержанию растворенных в трансформаторном масле диагностических газов;
• качеству изоляции (tgδ, емкости) вводов ВН, СН (при соответствующем технико- экономическом обосновании);
• уровню частичных разрядов (при соответствующем технико-экономическом обосновании);
• температуре верхних слоев масла на входе и выходе охладителей (при соответствующем технико-экономическом обосновании);
• температуре наиболее нагретых точек обмоток;
• состоянию технологических защит и сигнализации, систем охлаждения, устройства РПН (ПБВ) для АТ.

4.17.14 На оборудовании, не оснащенном АСМД, необходимо проводить оценку состояния нормативными средствами периодического контроля, а при необходимости – комплексное диагностического обследование по утвержденным действующим программам и типовым техническим заданиям.

4.17.15 Эксплуатируемые и вновь вводимые комплектные распределительные устройства элегазовые (КРУЭ) должны оборудоваться АСМД при соответствующем технико- экономическом обосновании.

4.17.16 АСМД КРУЭ применяются для сбора, обработки, отображения и хранения текущей информации о состоянии КРУЭ в процессе эксплуатации и предназначена для непрерывного мониторинга состояния изоляции КРУЭ.

4.17.17 АСМД КРУЭ должны обеспечивать контроль следующих модулей:

• коммутационных аппаратов (выключателей и разъединителей);
• измерительных ТТ и ТН;
• ОПН;
• соединительных элементов (сборных шин, кабельных вводов, проходных вводов, элегазовых токопроводов).

4.17.18 АСМД КРУЭ должна соответствовать следующим общим требованиям:

• обеспечивать измерение интенсивности частичных разрядов в изоляции;

• обеспечивать определение места нахождения дефекта;
• обеспечивать контроль утечек элегаза;
• формировать заключение о техническом состоянии контролируемых модулей КРУЭ.

4.17.19 АСМД коммутационных аппаратов выполняют следующие функции:

• определяют остаточный коммутационный ресурс контактов;
• определяют техническое состояние привода, которое должно быть достаточным для проведения коммутации;
• контролируют техническое состояние изоляционной системы.

4.17.20 Для осуществления контроля технического состояния ВЛ, при соответствующем технико-экономическом обосновании рекомендовано применять АСМД для контроля температуры, вибрации и/или гололеда.

4.17.21 АСМД КЛ предназначены для сбора, обработки, отображения и хранения информации, характеризующей текущее состояние основной изоляции, концевых и соединительных муфт КЛ в процессе эксплуатации, определения аварийных участков кабельных линий.

4.17.22 Основной целью оснащения КЛ АСМД является обеспечение получения достоверной информации о текущем техническом состоянии КЛ и муфт, возможности прогнозирования развития дефектов по динамике развития разрядных процессов в изоляции, выявление дефектов в изоляции на ранних стадиях их развития, проведение определения мест возникновения дефектов в линии. Любые отказы в системах мониторинга не должны приводить к потере диагностической информации.

4.17.23 Оснащение КЛ АСМД осуществляется при наличии соответствующего технико- экономическом обоснования. 4.17.24 АСМД КЛ выполняют контроль частичных разрядов в изоляции кабельных линий и муфт и/или контроль температуры жил кабелей.

4.17.25 Техническое диагностирование концевых кабельных муфт должно осуществляться с применением электрических и акустических методов неразрушающего контроля.

4.18 В настоящем стандарте приведены типовые общие требования по объёмам и нормам испытаний электрооборудования. По типам электрооборудования, не приведенным в настоящем стандарте для получения необходимых данных по объёмам и нормам отдельных испытаний и проверок следует использовать официальные материалы изготовителей конкретных типов электрооборудования.

4.19 В настоящем стандарте не приводятся методики испытаний и метрологические требования, так как они отражены в других материалах (инструкциях, методических указаниях, пособиях и т.п.).

4.20 Комплексное диагностическое обследование (КДО) технического состояния электрооборудования рекомендуется проводить:

• для электрооборудования, выработавшего нормативные сроки службы;
• для электрооборудования, находящегося в эксплуатации, в сложных для комплексной оценки технического состояния случаях, когда анализ результатов мониторинга, регламентных измерений, выполняемых в соответствии с типовыми объемами и нормами не дают определенного результата, а также в случаях поиска места и определения причин неисправности или отказа.

КДО проводится с целью определения стратегии дальнейшей эксплуатации, объема и технологии проведения работ по капитальному ремонту электрооборудования. При проведении КДО для выявления дефектов оборудования используют как положения, изложенные в настоящем стандарте, так и специальные методы, редко используемые в эксплуатации, которые требуют применения специального оборудования, расходных материалов, специальной подготовки персонала. Рекомендуемые объемы проведения КДО приведены в соответствующих разделах настоящего стандарта по отдельным видам электрооборудования с указанием основных и дополнительных проверок и испытаний. Необходимость проведения КДО электрооборудования с расширением объёма испытаний определяется решением технического руководителя субъекта электроэнергетики на основе результатов анализа плановых испытаний/измерений и проводится по специальным программам с учетом требований настоящего стандарта и нормативных документов, отражающих специальные методы контроля и испытаний. При необходимости для проведения КДО привлекаются специализированные организации, допущенные в установленном порядке к проведению технического диагностирования.

4.21 Отдельные виды испытаний и измерений в соответствии с настоящим стандартом проводятся по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики. Основанием для принятия такого решения могут быть:

• выработка оборудованием нормативного срока службы;
• отрицательные результаты по другим видам испытаний и измерений;
• невозможность выявления причины возникновения дефекта другими видами испытаний и измерений.
• увеличение количества отказов оборудования.

5. Общие методические указания по испытаниям электрооборудования.

5.1 Испытания электрооборудования должны производиться с соблюдением требований [3] и [5]. Требования к персоналу и меры безопасности при проведении испытаний электрооборудования с подачей повышенного напряжения от постороннего источника должны соответствовать разделу 39 [3]. Измерение изоляционных характеристик электрооборудования под рабочим напряжением разрешается осуществлять при условии использования устройств, обеспечивающих безопасность работ и защиту нормально заземляемого низкопотенциального вывода контролируемого объекта от появления на нем опасного напряжения при нарушении связи с землей.

5.2 Электрические испытания изоляции электрооборудования необходимо проводить при температуре изоляции не ниже плюс 5 °С, кроме оговоренных в настоящем стандарте случаев, когда измерения следует проводить при иной температуре. В отдельных случаях (например, при приемо-сдаточных испытаниях, при проведении аварийно-восстановительных работ) по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики измерения тангенса угла диэлектрических потерь, сопротивления изоляции и другие измерения на электрооборудовании на напряжение до 35 кВ включительно могут проводиться при более низкой температуре. Измерения электрических характеристик изоляции, произведенные при отрицательных температурах, должны быть повторены в возможно короткие сроки при температуре изоляции не ниже 5 °С. При отборе трансформаторного масла важно учитывать состояние окружающей среды: нежелательно отбирать масло при относительной влажности атмосферного воздуха выше 70% и температуре отбираемого масла ниже 5 °С, атмосферных осадках, т.к. это может привести к искажению представительности отбираемой пробы масла и, как следствие, результатов испытаний и анализов. В случае необходимости отбора масла при условиях хуже указанных полученные результаты не могут гарантировать соответствие нормативным значениям в дальнейшей эксплуатации. Повторный, контрольный отбор необходимо выполнить при ближайших благоприятных погодных условиях.

5.3 Сравнение характеристик изоляции должно производиться при одной и той же температуре изоляции или близких ее значениях (расхождение - не более 5 °С). Если это невозможно, должен применяться температурный перерасчет в соответствии с инструкциями по эксплуатации конкретных видов электрооборудования. При измерении сопротивления изоляции фиксация показаний мегаомметра производится через 60 с после начала измерений. Если в соответствии с настоящим стандартом требуется определение коэффициента абсорбции (R₆₀"/R_15"), фиксация показаний производится дважды: через 15 с и 60 с после начала измерений.

5.4 Испытанию повышенным напряжением должны предшествовать тщательный осмотр и оценка состояния изоляции другими методами. Перед проведением испытаний изоляции электрооборудования (за исключением вращающихся машин, находящихся в эксплуатации) наружная поверхность изоляции должна быть очищена от пыли и грязи, кроме тех случаев, когда испытания проводятся методом, не требующим отключения электрооборудования.

5.5 Испытание изоляции обмоток вращающихся машин, трансформаторов и реакторов повышенным приложенным напряжением частоты 50 Гц должно производиться поочередно для каждой электрически независимой цепи или параллельной ветви (в последнем случае при наличии полной изоляции между ветвями). При этом вывод испытательного устройства, который будет находиться под напряжением, соединяется с выводом испытуемой обмотки, другой - с заземленным корпусом испытуемого электрооборудования, с которым на все время испытаний данной обмотки электрически соединяются все другие обмотки. Обмотки, соединенные между собой наглухо и не имеющие выведенных обоих концов каждой фазы или ветви, должны испытываться относительно корпуса без их разъединения.

5.6 При испытаниях электрооборудования повышенным напряжением частоты 50 Гц, а также при измерении тока и потерь холостого хода силовых и измерительных трансформаторов рекомендуется использовать: линейное напряжение питающей сети, источники питания, обеспечивающие синусоидальную форму напряжения.

5.7 Испытательное напряжение должно подниматься плавно со скоростью, допускающей визуальный контроль по измерительным приборам, и по достижении установленного значения поддерживаться неизменным в течение всего времени испытания. После требуемой выдержки напряжение плавно снижается до нуля и отключается. Под продолжительностью испытания подразумевается время приложения полного испытательного напряжения, установленного настоящим стандартом.

6. Синхронные генераторы и компенсаторы.¹

¹ Далее для сокращения - генераторы. Номинальная мощность указывается активная - для генераторов и реактивная - для компенсаторов.

6.1 Типовой объём и нормы испытаний

Типовой объём и нормы измерений и испытаний генераторов во время или после монтажа, при капитальных и текущих ремонтах, а также в межремонтный период, приведены в пунктах 6.2-6.35. Генераторы на напряжение 1 кВ и выше мощностью менее 1000 кВт испытываются, как минимум, только по пунктам 6.2, 6.3, 6.5, 6.6, 6.8-6.10, 6.16 и 6.17. Генераторы на напряжение ниже 1 кВ независимо от мощности испытываются, как минимум, только по пунктам 6.2, 6.3, 6.5, 6.6, 6.8, 6.16 и 6.17. Типовой объём и нормы измерений и испытаний для генераторов зарубежного производства выбираются согласно инструкции по эксплуатации изготовителя. Объём и нормы пооперационных измерений и испытаний при восстановительных ремонтах обмоток генераторов сведены в приложениях А и Б.

6.2 Определение условий включения в работу генераторов без сушки

 После текущего, среднего или капитального ремонтов генераторы, как правило, включаются в работу без сушки. Генераторы, вновь вводимые в эксплуатацию или прошедшие ремонт со сменой обмоток, включаются без сушки, если сопротивление изоляции (R₆₀") и коэффициент абсорбции (R₆₀"/R_15") обмоток статоров имеют значения не ниже указанных в таблице
6.1. После перепайки соединений у генераторов с гильзовой изоляцией подсушка является обязательной. У вновь вводимых или прошедших ремонт со сменой обмоток генераторов с газовым (в том числе воздушным) охлаждением обмоток статоров, кроме того, должна приниматься во внимание зависимость токов утечки от приложенного напряжения по пункту 6.4. Если инструкцией изготовителя вновь вводимого генератора или инструкцией поставщика обмоток статора предусматриваются дополнительные критерии отсутствия увлажнения изоляции, то они также должны быть использованы. Для генератора с бумажно-масляной изоляцией необходимость сушки после монтажа и ремонтов устанавливается по инструкции изготовителя. Обмотки роторов генераторов, охлаждаемые газом (воздухом или водородом) не подвергаются сушке, если сопротивление изоляции обмотки имеет значение не ниже указанного в таблице 6.1. Включение в работу генераторов, обмотки роторов которых охлаждаются водой, производится в соответствии с инструкцией изготовителя.

6.3 Измерение сопротивления изоляции

Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром, напряжение которого выбирается в соответствии с таблицей 6.1. Сопротивление изоляции обмоток статора с водяным охлаждением измеряется без воды в обмотке, после продувки ее водяного тракта сжатым воздухом при соединенных с экраном мегаомметра водосборных коллекторах, изолированных от внешней системы охлаждения. Случаи, когда измерения производятся с водой в обмотке, специально оговорены в таблице. Допустимые значения сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции при температуре 10-30 °С приведены в таблице 6.1. Для температур выше 30 °С допустимое значение сопротивления изоляции снижается в 2 раза на каждые 20 °С разности между температурой, при которой выполняется измерение, и 30 °С.  

6.4 П, К, М. Испытание изоляции обмотки статора повышенным выпрямленным напряжением с измерением тока утечки

Для испытания обмоток статоров впервые вводимых в эксплуатацию генераторов зависимость испытательного выпрямленного напряжения, кВ, от номинального напряжения генераторов, кВ, приведена ниже:

П р и м е ч а н и е - * Значения испытательного выпрямленного напряжения для турбогенераторов ТГВ-200 и ТГВ-300 соответственно принимаются 40 и 50 кВ. ** Для турбогенераторов ТВМ-500 (U_ном = 36,75 кВ) - 75 кВ.
В эксплуатации изоляция обмотки статора испытывается выпрямленным напряжением у генераторов, начиная с мощности 5000 кВт.

Для генераторов, находящихся в эксплуатации, испытательное выпрямленное напряжение принимается равным 1,6 испытательного напряжения промышленной частоты, но не выше напряжения, которым испытывался генератор при вводе в эксплуатацию. Для межремонтных испытаний испытательное выпрямленное напряжение выбирается по указанию технического руководителя субъекта электроэнергетики. Рекомендуется, чтобы снижение испытательного напряжения, если оно предусмотрено, было не более чем на 0,5Uном по сравнению со значением, принятым при последнем капитальном ремонте. При оценке результатов токи утечки не нормируются, но по характеру зависимости их от испытательного напряжения, асимметрии токов по фазам или ветвям и характеру изменения токов утечки в течение одноминутной выдержки судят о степени увлажнения изоляции и наличии дефектов. Токи утечки для построения кривых зависимости их от напряжения должны измеряться не менее чем при пяти равных ступенях напряжения. На каждой ступени напряжение выдерживается в течение 1 мин, при этом отсчет токов утечки производится через 15 и 60 с. Ступени должны быть близкими к 0,5Uном. Резкое возрастание тока утечки, непропорциональное росту приложенного напряжения, особенно на последних ступенях напряжения (перегиб в кривой зависимости токов утечки от напряжения) является признаком местного дефекта изоляции, если оно происходит при испытании одной фазы обмотки, или признаком увлажнения, если оно происходит при испытании каждой фазы. Характеристикой зависимости тока утечки от напряжения является коэффициент нелинейности


где U_нб - наибольшее, т.е. полное испытательное напряжение (напряжение последней ступени); U_нм - наименьшее напряжение (напряжение первой ступени); I_нб, I_нм - токи утечки (I60") при напряжениях U_нб и U_нм.
Если на первой ступени напряжения ток утечки имеет значение менее 10 мкА, то за U_нм и Iнм допускается принимать напряжение и ток первой из последующих ступеней, на которой ток утечки составляет не менее 10 мкА. Для вновь вводимых генераторов коэффициент нелинейности должен быть не более трех. Коэффициент нелинейности не учитывается тогда, когда токи утечки на всех ступенях напряжения не превосходят 50 мкА. Рост тока утечки во время одноминутной выдержки изоляции под напряжением на одной из ступеней является признаком дефекта (включая увлажнение изоляции) и в том случае, когда токи не превышают 50 мкА. Во избежание местных перегревов изоляции токами утечки выдержка напряжения на очередной ступени допускается лишь в том случае, если токи утечки не превышают значений, указанных в таблице 6.2. ниже:

П р и м е ч а н и е - У генераторов с водяным охлаждением изоляция обмотки статора испытывается повышенным выпрямленным напряжением, если это позволяет конструкция. Разрешается испытания выпрямленным напряжением статорных обмоток, охлаждаемых водой после полной осушки обмотки, методом вакуумирования.
Испытание изоляции полным испытательным напряжением в течение 60 с с определением тока утечки последней ступени считается одновременно и испытанием электрической прочности изоляции выпрямленным напряжением


6.5 Испытание повышенным напряжением промышленной частоты

Значение испытательного напряжения принимается по таблице 6.3. Продолжительность приложения испытательного напряжения составляет 1 мин. Изоляцию обмотки статора машин, впервые вводимых в эксплуатацию, рекомендуется испытывать до ввода ротора в статор. При капитальных ремонтах и межремонтных испытаниях генераторов изоляция обмотки статора испытывается после останова генератора и снятия торцевых щитов до очистки изоляции от загрязнения. Изоляция генераторов ТГВ-300 до заводского N 02330 включительно (если не заменялась обмотка) испытывается после очистки ее от загрязнения. В процессе испытания необходимо вести наблюдение за состоянием лобовых частей обмоток у турбогенераторов и синхронных компенсаторов при снятых торцевых щитах, у гидрогенераторов - при открытых люках. Изоляция обмотки ротора турбогенераторов, впервые вводимых в эксплуатацию, испытывается при номинальной частоте вращения ротора. У генераторов с водяным охлаждением изоляция обмотки статора испытывается при циркуляции в системе охлаждения дистиллята с удельным сопротивлением не менее 100 кОм•см и номинальном расходе, если в инструкции изготовителя генератора не указано иначе. При первом включении генератора и послеремонтных (с частичной или полной сменой обмотки) испытаниях генераторов с номинальным напряжением 10 кВ и выше после испытания изоляции обмотки повышенным напряжением промышленной частоты в течение 1 мин испытательное напряжение снижается до номинального значения и выдерживается в течение 5 мин для наблюдения за характером коронирования лобовых частей обмотки статора. При этом не должны наблюдаться сосредоточенное в отдельных точках свечение желтого и красноватого цвета, дым, тление бандажей и тому подобные явления. Голубое и белое свечение допускаются. Перед включением генератора в работу по окончании монтажа или ремонта (у турбогенераторов - после ввода ротора в статор и установки торцевых щитов) необходимо провести контрольное испытание номинальным напряжением промышленной частоты или выпрямленным напряжением, равным 1,5U_ном. Продолжительность испытания 1 мин.

П р и м е ч а н и е - * Для концевых выводов, испытанных изготовителем вместе с изоляцией обмотки статора.
** Для резервных концевых выводов перед установкой на турбогенератор.
Не допускается совмещение испытаний повышенным напряжением изоляции обмотки статора и других расположенных в нем элементов с проверкой газоплотности корпуса генератора избыточным давлением воздуха. Испытания изоляции генераторов перед включением их в работу (по окончании монтажа или ремонта после ввода ротора в статор и установки торцевых щитов, но до установки уплотнений вала и до заполнения водородом) проводятся в воздушной среде при открытых люках статора и наличии наблюдателя у этих люков (с соблюдением всех мер безопасности). При обнаружении наблюдателем запаха горелой изоляции, дыма, отблесков огня, звуков электрических разрядов и других признаков повреждения или загораний изоляции испытательное напряжение должно быть снято, люки быстро закрыты и в статор подан инертный газ (углекислота, азот). Контрольные испытания допускается проводить после установки торцевых щитов и уплотнений при заполнении статора инертным газом или при номинальном давлении водорода. В этом случае перед испытанием изоляции повышенным напряжением при заполненном водородом корпусе генератора необходимо произвести анализ газа, чтобы убедиться в отсутствии взрывоопасной концентрации. При испытании повышенным напряжением полностью собранной машины должно быть обеспечено тщательное наблюдение за изменениями тока и напряжения в цепи испытуемой обмотки и организовано прослушивание корпуса машины с соблюдением всех мер безопасности (например, с помощью изолирующего стетоскопа). В случае обнаружения при испытаниях отклонений от нормального режима (толчки стрелок измерительных приборов, повышенные значения токов утечки по сравнению с ранее наблюдавшимися, щелчки в корпусе машины и т.п.) испытания должны быть прекращены и повторены при снятых щитах. Аналогичным образом должны проводиться профилактические испытания между ремонтами, если они проводятся без снятия торцевых щитов. При испытаниях повышенным напряжением изоляции обмоток генераторов следует соблюдать меры противопожарной безопасности.

6.6 Измерение сопротивления постоянному току

Измерение производится в холодном состоянии генератора. При сравнении значений сопротивлений с данными изготовителя или данными измерений после замены они должны быть приведены к одинаковой температуре. Нормы допустимых отклонений сопротивления приведены в таблице 6.4.

6.7 П, К. Измерение сопротивления обмотки ротора переменному току

Измерение производится в целях выявления витковых замыканий в обмотках ротора. У неявнополюсных роторов измеряется сопротивление всей обмотки, а у явнополюсных - каждого полюса обмотки в отдельности или двух полюсов вместе. Измерение следует производить при подводимом напряжении 3 В на виток, но не более 200 В. Сопротивление обмоток неявнополюсных роторов определяют на трех-четырех ступенях частоты вращения (кроме турбогенераторов с бесщеточными системами возбуждения, на которых данные измерения невозможны), включая номинальную, и в неподвижном состоянии, поддерживая приложенное напряжение или ток неизменным. Сопротивление по полюсам или парам полюсов, измеряется только при неподвижном роторе. Для сравнения результатов с данными предыдущих измерений, измерения должны производиться при аналогичном состоянии генератора (вставленный или вынутый ротор, разомкнутая или замкнутая накоротко обмотка статора) и одних и тех же значениях питающего напряжения или тока. Отклонения полученных результатов от данных предыдущих измерений или от среднего значения измеренных сопротивлений полюсов более чем на 3-5 %, а также скачкообразные снижения сопротивления при изменении частоты вращения, могут указывать на возникновение междувитковых замыканий. Окончательный вывод о наличии и числе замкнутых витков следует делать на основании результатов снятия характеристики КЗ и сравнения ее с данными предыдущих измерений. Можно использовать также другие методы (измерение пульсаций индукции в воздушном зазоре между ротором и статором, оценка распределения переменного напряжения по виткам соответствующего полюса, применение специальных импульсных приборов).

6.8 П, К. Измерение воздушного зазора

Воздушные зазоры между статором и ротором генератора в диаметрально противоположных точках не должны отличаться друг от друга более чем на ±5 % среднего значения, равного их полусумме, у турбогенераторов мощностью 150 МВт и выше с непосредственным охлаждением проводников; ±10 % - у остальных турбогенераторов и синхронных компенсаторов; ±20 % - у гидрогенераторов, если инструкциями изготовителя не предусмотрены более жесткие нормы. Воздушные зазоры между полюсами и якорем возбудителя в диаметрально противоположных точках не должны отличаться друг от друга более чем на ±5 % среднего значения у возбудителей турбогенераторов мощностью 300 МВт; ±10 % - у возбудителей остальных генераторов, если инструкциями не предусмотрены другие нормы. Воздушный зазор у вновь вводимых явнополюсных машин (генераторов и возбудителей) измеряется под всеми полюсами. Определение форм ротора и статора гидрогенераторов проводится при вводе в эксплуатацию и при каждом капитальном ремонте, а также в случае возникновения при подаче возбуждения повышенных низкочастотной вибрации сердечника, статора и крестовины, биения вала и температуры сегментов направляющих подшипников. Форма ротора и статора определяется посредством измерения зазоров под одним и тем же полюсом, поворачивая ротор каждый раз на полюсное деление с одновременным определением формы ротора - измерением зазора в одной и той же точке статора при поворотах. Результаты измерений сравниваются с данными предыдущих испытаний. При их отклонении более чем на 20 % принимаются меры по указаниям изготовителя машины.

6.9 Определение характеристик генератора

6.9.1 П, К. Снятие характеристики трехфазного короткого замыкания (КЗ)
Отклонение характеристики КЗ, снятой при испытании, от исходной должно находиться в пределах допустимых погрешностей измерений. Если отклонение снятой характеристики превышает пределы, определяемые допустимой погрешностью измерения, и характеристика располагается ниже исходной, это свидетельствует о наличии витковых замыканий в обмотке ротора. При приемо-сдаточных испытаниях характеристику КЗ собственно генератора, работающего в блоке с трансформатором, допускается не снимать, если она была снята изготовителем, и имеется соответствующий протокол испытания. У генератора, работающего в блоке с трансформатором, после монтажа и при каждом капитальном ремонте необходимо снимать характеристику КЗ всего блока (с установкой закоротки за трансформатором). Для сравнения с характеристикой изготовителя, характеристику генератора допускается получать пересчетом данных характеристики КЗ блока по ГОСТ 10169-77. Характеристика непосредственно генератора снимается у машин, работающих на шины генераторного напряжения, после монтажа и после каждого капитального ремонта, а у генераторов, работающих в блоке с трансформатором, - после ремонта со сменой обмотки статора или ротора. У синхронных компенсаторов, не имеющих разгонного электродвигателя, характеристики трехфазного КЗ снимаются на выбеге и только при испытаниях после монтажа (если характеристика не была снята изготовителем), а также после капитального ремонта со сменой обмотки ротора.
П р и м е ч а н и е – Для турбогенераторов с бесщеточной системой возбуждения характеристику трехфазного короткого замыкания допускается измерять косвенными методами в соответствии с рекомендациями изготовителя.

6.9.2 П, К. Снятие характеристики холостого хода (XX)
Характеристика снимается при убывающем токе возбуждения, начиная с наибольшего тока, соответствующего напряжению 1,3 номинального для турбогенераторов и синхронных компенсаторов и 1,5 номинального для гидрогенераторов. Допускается снимать характеристику XX турбо- и гидрогенераторов, начиная от номинального тока возбуждения при пониженной частоте вращения генератора при условии, что напряжение на обмотке статора будет не более 1,3 номинального. У синхронных компенсаторов разрешается снимать характеристику XX на выбеге. У генераторов, работающих в блоке с трансформаторами, снимается характеристика XX блока, при этом генератор возбуждается до 1,15 номинального напряжения (ограничивается трансформаторами). При вводе в эксплуатацию блока характеристику XX собственно генератора (отсоединенного от трансформатора) допускается не снимать, если она была снята изготовителем и имеются соответствующие протоколы. При отсутствии на электростанциях таких протоколов снятие характеристики XX генератора обязательно. В эксплуатации характеристика XX собственно генератора, работающего в блоке с трансформатором, снимается после капитального ремонта со сменой обмотки статора или ротора. После определения характеристики XX генератора и полного снятия возбуждения рекомендуется измерить остаточное напряжение и проверить симметричность линейных напряжений непосредственно на выводах обмотки статора. Отклонения значений снятой характеристики XX от исходной и различия в значениях линейных напряжений должны находиться в пределах точности измерений.
П р и м е ч а н и е – Для турбогенераторов с бесщеточной системой возбуждения характеристику холостого хода допускается измерять косвенными методами в соответствии с рекомендациями изготовителя

6.10 П, К. Испытание межвитковой изоляции обмотки статора

Производится при вводе в эксплуатацию, за исключением генераторов и синхронных компенсаторов, испытанных изготовителем, и при наличии соответствующих протоколов. В эксплуатации производится после ремонтов генераторов и синхронных компенсаторов с полной или частичной заменой обмотки статора. Испытание производится при XX машины (у синхронного компенсатора на выбеге) путем повышения генерируемого напряжения до значения, равного 130 % номинального, для турбогенератора и синхронного компенсатора и до 150 % для гидрогенератора. Продолжительность испытания при наибольшем напряжении 5 мин, а у гидрогенераторов со стержневой обмоткой - 1 мин. При проведении испытания допускается повышать частоту вращения машины до 115 % номинальной. Межвитковую изоляцию рекомендуется испытывать одновременно со снятием характеристики XX.

6.11 П. Определение характеристик коллекторного возбудителя

Характеристика XX определяется до наибольшего (потолочного) значения напряжения или значения, установленного изготовителем. Снятие нагрузочной характеристики производится при нагрузке на ротор генератора до значения не ниже номинального тока возбуждения генератора. Отклонения характеристик от характеристик изготовителя или ранее снятых должны быть в пределах допустимой погрешности измерений.

6.12 К. Испытание стали статора

Испытание проводится при повреждениях стали, частичной или полной переклиновке пазов, частичной или полной замене обмотки статора до укладки и после заклиновки новой обмотки. Первые испытания активной стали (если они не выполнялись по указанным ниже причинам) производятся на всех генераторах мощностью 12 МВт и более, проработавших свыше 15 лет, а затем через каждые 5-8 лет у турбогенераторов и при каждой выемке ротора - у гидрогенераторов. У генераторов мощностью менее 12 МВт испытание проводится при полной замене обмотки и при ремонте стали, по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики, но не реже, чем 1 раз в 10 лет. Генераторы и синхронные компенсаторы с косвенным охлаждением обмоток испытываются при значении индукции в спинке статора 1±0,1 Тл, генераторы с непосредственным охлаждением обмоток и все турбогенераторы, изготовленные после 01.07.1977 г., испытываются при индукции 1,4±0,1 Тл. Продолжительность испытания при индукции 1,0 Тл - 90 мин, при 1,4 Тл - 45 мин. Если индукция отличается от нормированного значения 1,0 или 1,4 Тл, но не более чем на±0 ,1 Тл, то длительность испытания должна соответственно изменяться, а определенные при испытаниях удельные потери в стали уточняться по формулам:

где В_исп - индукция при испытании, Тл; tисп- продолжительность испытания, мин; Р_исп- удельные потери, определенные при В_исп, Вт/кг; Р1,0 и Р1,4 - удельные потери в стали, Вт/кг, приведенные к индукции 1,0 и 1,4 Тл. Определяемый с помощью приборов инфракрасной техники или термопар наибольший перегрев зубцов (повышение температуры за время испытания относительно начальной) и наибольшая разность нагревов различных зубцов не должны превышать 25 и 15 °С, а для генераторов, изготовленных до 1958 г. – 45 – 30 °С. Удельные потери в стали не должны отличаться от исходных данных более чем на 10 %. Если такие данные отсутствуют, то удельные потери не должны быть более приведенных в таблице 6.7 Для более полной оценки состояния сердечника следует применять в качестве дополнительного электромагнитный метод, основанный на локации магнитного потока, вытесняемого из активной стали при образовании местных контуров замыканий.

Примечание - Для генераторов, отработавших свыше 30 лет, при удельных потерях, более указанных в пункте 6.12 и таблице 6.7, решение о возможности продолжения эксплуатации машины и необходимых для этого мерах следует принимать с привлечением специализированных организаций с учетом данных предыдущих испытаний и результатов испытаний дополнительными методами. Если намагничивающая обмотка выполняется с охватом не только сердечника, но и корпуса машины, допустимые удельные потери могут быть увеличены на 10 % относительно указанных в таблице. Измерения производятся также при кольцевом намагничивании, но малым током (с индукцией в спинке сердечника около 0,01-0,05 Тл). Метод позволяет выявлять замыкания листов на поверхности зубцов и в глубине сердечника и контролировать состояние активной стали непосредственно при проведении работ по устранению дефектов.

6.13 П, М. Испытание на нагревание

Испытание производится при температурах охлаждающих сред, по возможности близких к номинальным, и нагрузках около 60, 75, 90, 100 % номинальной при вводе в эксплуатацию, но не позже, чем через 6 мес. после завершения монтажа и включения генератора в сеть. У турбогенераторов, для которых по ГОСТ и техническим условиям допускается длительная работа с повышенной против номинальной мощностью при установленных значениях коэффициента мощности и параметров охлаждающих сред, нагревы определяются и для этих условий. Испытания на нагревание проводятся также после полной замены обмотки статора или ротора или реконструкции системы охлаждения. По результатам испытаний при вводе в эксплуатацию оценивается соответствие нагревов требованиям ГОСТ и технических условий, устанавливаются наибольшие допустимые в эксплуатации температуры обмоток и стали генератора, составляются карты допустимых нагрузок при отклонениях от номинальных значений напряжения на выводах и температур охлаждающих сред. Испытания и обработка получаемых материалов должны выполняться в соответствии с [6], а для турбогенераторов с бесщеточной системой возбуждения по рекомендациям изготовителя. В эксплуатации контрольные испытания производятся не реже 1 раза в 10 лет, а для машин, отработавших более 25 лет, - не реже 1 раза в 5 лет. Результаты сравниваются с исходными данными. Отклонения в нагревах нормально не должны превышать 3-5 °С при номинальном режиме, а температуры не должны быть более допускаемых по ГОСТ, ТУ или инструкции изготовителя.

6.14 П, К. Определение индуктивных сопротивлений и постоянных времени генератора

Определение производится один раз при вводе в эксплуатацию головного образца нового типа генератора, если эти параметры не могли быть получены на стенде изготовителя (например, для крупных гидрогенераторов, собираемых на месте установки и т.п.). Индуктивные сопротивления и постоянные времени определяются также один раз при капитальном ремонте после проведения модернизации, если в результате конструктивных изменений или применяемых материалов могли измениться эти параметры. Полученные значения индуктивных сопротивлений и постоянных времени оцениваются на соответствие их требованиям ГОСТ и ТУ.

6.15 П, К, Т, М. Проверка качества дистиллята

Система водяного охлаждения обмоток генераторов должна обеспечивать качество циркулирующего дистиллята в пределах норм, приведенных в таблице 6.8, если в инструкции изготовителя не указаны более жесткие требования

П р и м е ч а н и е - 1. В скобках указаны временно допускаемые нормы до ввода в эксплуатацию ионообменного фильтра смешанного действия (ФСД). Расход дистиллята на продувки контура свежим дистиллятом должен составлять не менее 5 м3/сут, а при необходимости снижения содержания меди расход дистиллята может быть увеличен, но во всех случаях не более 20 м3/сут для закрытых систем. 2. Допускается превышение не более чем на 50 % норм содержания соединений меди и кислорода в течение первых четырех суток при пуске генератора после ремонта, а также при нахождении в резерве. 3. При аммиачной обработке охлаждающей воды и работе фильтров в NH4OH - форме для гидрогенераторов содержание кислорода в контуре допускается не выше 50 мкг/кг. 4. При снижении удельного сопротивления дистиллята до 100 кОм•см должна работать сигнализация

6.16 Измерение вибрации

Вибрация (размах вибросмещений, двойная амплитуда колебаний) узлов генераторов и их электромашинных возбудителей при работе с номинальной частотой вращения не должна превышать значений, указанных в таблице 6.9. Рекомендации по измерению уровней вибрации на не вращающихся частях машины указаны в ГОСТ ИСО 10816-1-97. Эксплуатационное состояние обмотки статора генераторов и систем ее крепления, а также сердечника статора оцениваются по результатам осмотров при текущих и капитальных ремонтах. При обнаружении дефектов, обусловленных механическим взаимодействием элементов, как правило, проводятся измерения вибрации лобовых частей обмотки и сердечника. У гидрогенераторов осмотры и измерения вибрации опорных конструкций, стальных конструкций и лобовых частей обмотки статора должны осуществляться в соответствии с действующим [7]. Вибрация подшипников синхронных компенсаторов с номинальной частотой вращения ротора 750-1000 об/мин не должна превышать 80 мкм по размаху вибросмещений или 2,2 мм•с-1 - по среднеквадратическому значению вибрационной скорости. Вибрация измеряется при вводе в эксплуатацию компенсатора после монтажа, а затем - по необходимости. Методы и процедуры балансировки роторов указаны в ГОСТ 31320-2006.

6.17 П, К. Испытание газоохладителей гидравлическим давлением

Испытательное гидравлическое давление должно быть равно двукратному наибольшему возможному при работе давлению, но не менее 0,3 МПа для турбо- и гидрогенераторов с воздушным охлаждением; 0,6 МПа для турбогенераторов серии ТГВ; 0,8 МПа для турбогенераторов ТВВ единой серии и 0,5 МПа для остальных турбогенераторов и синхронных компенсаторов с водородным охлаждением. Продолжительность испытания - 30 мин. При испытании не должно наблюдаться снижение испытательного давления или течи воды. Во время капитальных ремонтов турбогенераторов ТГВ-300 проводятся гидравлические испытания каждой трубки газоохладителя в отдельности давлением воды 2,5 МПа в течение 1 мин. Количество дефектных отглушенных трубок в газоохладителе не должно превышать 5 % общего количества.

П р и м е ч а н и е - ¹⁾ Временно до оснащения турбоагрегатов аппаратурой контроля виброскорости. При наличии соответствующей аппаратуры среднеквадратическое значение виброскорости при вводе в эксплуатацию турбогенераторов после монтажа и капитальных ремонтов не должно превышать 2,8 мм•с^-1 по вертикальной и поперечной осям и 4,5 мм•с^-1 - по продольной оси. В межремонтный период вибрация не должна быть более 4,5 мм•с-1. ²⁾ В числителе значение вибрации с частотой 100 Гц в нагрузочном режиме (сердечник "горячий") и в скобках - в режиме холостого хода с возбуждением (сердечник "холодный"), в знаменателе - низкочастотная полигармоническая вибрация (оборотной и кратной ей частот) на холостом ходу и при нагрузке.
³⁾ Вибрация частотой 100 Гц, приведенная к номинальному режиму.
⁴⁾ В межремонтный период размах горизонтальной вибрации верхней и нижней крестовин вертикального гидрогенератора, если на них расположены направляющие подшипники, не должен превышать следующих значений:

Частота вращения ротора гидрогенератора, об/мин 60 и менее 150 300 428 600
Допустимое значение вибрации, мм 0,18 0,16 0,12 0,10 0,08
Размах вертикальной вибрации опорного конуса или грузонесущей крестовины гидрогенератора в зависимости от частоты вибрации не должен превышать следующих значений:
Частота вибрации, Гц 1 и менее 3 6 10 16 30 и более
Допустимое значение вибрации, мм 0,18 0,15 0,12 0,08 0,06 0,04

6.18 П, К. Проверка плотности водяной системы охлаждения обмотки статора

Плотность системы вместе с коллекторами и соединительными шлангами проверяется гидравлическими испытаниями конденсатом или обессоленной водой. Предварительно через систему прокачивается горячая вода (60-80 °С) в течение 12-16 ч. (желательно, чтобы нагрев и остывание составляли 2-3 цикла.) Плотность системы проверяется избыточным статическим давлением воды, равным 0,8 МПа на машинах с фторопластовыми соединительными шлангами наружного диаметра 28 мм (Dвнутр=21 мм) и 1 МПа при наружном диаметре шлангов 21 мм (Dвнутр = 15 мм), если в инструкциях изготовителя не указаны другие, более жесткие требования. Продолжительность испытания 24 ч. При испытаниях падение давления при неизменной температуре и утечке воды не должно быть более чем на 0,5 %. Перед окончанием испытания следует тщательно рассмотреть обмотку, коллекторы, шланги, места их соединения и убедиться в отсутствии просачивания воды. Если результаты гидравлических испытаний отрицательные и определить место утечки не удается, систему охлаждения необходимо продуть сухим воздухом и затем опрессовать смесью сжатого воздуха с фреоном-12. Плотность системы при этом проверяется галоидным течеискателем.

6.19 П, К. Осмотр и проверка устройств жидкостного охлаждения

Осмотр и проверка производятся согласно инструкциям изготовителя.

6.20 П, К. Проверка газоплотности ротора, статора, газомасляной системы и корпуса генератора в собранном виде

Газоплотность ротора и статора во время монтажа и ремонта проверяется согласно инструкции изготовителя. Газоплотность турбогенераторов и синхронных компенсаторов с водородным охлаждением в собранном виде проверяется согласно [8]. С целью своевременного выявления утечек водорода необходимо не реже одного раза в месяц проверять газовую плотность водородной системы генератора (утечка водорода не должна превышать в сутки 5 % общего объёма газа в корпусе генератора) Перед заполнением корпуса генератора водородом после подачи масла на уплотнения вала производится контрольная проверка газоплотности генератора вместе с газомасляной системой сжатым воздухом под давлением, равным номинальному рабочему давлению водорода. Продолжительность испытания - 24 ч. Значение суточной утечки воздуха в процентах определяется по формуле:



где Рн и Рк - абсолютное давление в системе водородного охлаждения в начале и в конце испытания, МПа; испытания.ϑ_{н  и}ϑ_к- температура воздуха в корпусе генератора в начале и конце
Вычисленная по формуле суточная утечка воздуха не должка превышать 1,5 %.

6.21 П, К, Т, М. Определение суточной утечки водорода

Суточная утечка водорода (приведенная к нормальным условиям) в генераторе, определенная по формуле пункта 6.20, должна быть не более значений:
3 м³ – для генераторов мощностью до 32 МВт;
7 м³ – для генераторов мощностью до 63 МВт;
10 м³ – для генераторов мощностью до 110 МВт;
12 м³ – для генераторов мощностью до 800 МВт;
18 м³ – для генераторов мощностью свыше 800 МВт.
Суточный расход с учетом продувок для поддержания чистоты водорода по пункту 6.25 - не более 10 % общего количества газа в машине при рабочем давлении. Суточный расход водорода в синхронном компенсаторе должен быть не более 5 % общего количества газа в нем.

6.22 П, К, Т, М. Контрольный анализ чистоты водорода, поступающего в генератор

В поступающем в генератор водороде содержание кислорода по объёму не должно быть более 0,5 %.

6.23 П, К. Контрольное измерение напора, создаваемого компрессором у турбогенераторов серии ТГВ

Измерение производится при номинальной частоте вращения, номинальном избыточном давлении водорода, равном 0,3 МПа, чистоте водорода 98 % и температуре охлаждающего газа 40 °С. Напор должен примерно составлять 8 кПа (850 мм вод. ст.) для турбогенераторов ТГВ мощностью 200-220 МВт и 9 кПа (900 мм вод. ст.) для турбогенераторов ТГВ-300.

6.24 П, К. Проверка проходимости вентиляционных каналов обмотки ротора турбогенератора

Проверка производится у турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток по инструкциям изготовителей.

6.25 П, К, Т, М. Контрольный анализ содержания водорода и влажности газа в корпусе генератора

Содержание водорода в охлаждающем газе в корпусах генераторов с непосредственным водородным охлаждением обмоток и синхронных компенсаторов с непосредственным и косвенным водородным охлаждением должно быть не менее 98 %; в корпусах генераторов с косвенным водородным охлаждением при избыточном давлении водорода 50 кПа и выше – 97 %, при избыточном давлении водорода до 50 кПа – 95 %. Содержание кислорода в газе у турбогенераторов с водородным охлаждением всех типов и синхронных компенсаторов не должно превышать в эксплуатации 1,2 %, а при вводе в эксплуатацию и после капитального ремонта при чистоте водорода 98 и 97 % - соответственно 0,8 и 1,0 %, в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительной установки - не более 2 %. В газовой системе турбогенератора, в которой происходит постоянная циркуляция газа (корпус генератора, трубопроводы осушителя, импульсные трубки газоанализатора), проверяется его влажность. При этом температура точки росы водорода в корпусе турбогенератора при рабочем давлении должна быть ниже, чем температура воды на входе в газоохладителе, но не выше 15 °С. Температура точки росы воздуха в корпусе турбогенератора с полным водяным охлаждением не должна превышать значения, указанного в инструкции изготовителя.

6.26 П, К, Т, М. Контрольный анализ газа на содержание водорода в картерах подшипников, сливных маслопроводах, в газовом объёме масляного бака и экранированных токопроводах

При анализе проверяется содержание водорода в указанных узлах. В масляном баке следов водорода быть не должно. Содержание водорода в картерах подшипников, сливных маслопроводах, экранированных токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов должно быть менее 1 %.

6.27 П, К, Т, М. Проверка расхода масла в сторону водорода в уплотнениях генератора

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

6.28 П, К, Т. Опробование регулятора уровня масла в гидрозатворе для слива масла из уплотнений в сторону генератора

Опробование производится у генераторов с водородным охлаждением при рабочем номинальном давлении воздуха или водорода в корпусе генератора. Диапазон изменения уровней масла в гидрозатворе должен соответствовать требуемым уровням при открытии и закрытии поплавкового клапана.

6.29 П, К. Гидравлические испытания буферного бака и трубопроводов системы маслоснабжения уплотнений

Испытание производится у генераторов с водородным охлаждением при давлении масла, равном 1,5 рабочего давления газа в корпусе генератора. Трубопроводы системы маслоснабжения уплотнений до регулятора перепада давления, включая последний, испытываются при давлении масла, равном 1,25 наибольшего допустимого рабочего давления, создаваемого источниками маслоснабжения. Продолжительность испытаний 3 мин.

6.30 П, К, Т. Проверка работы регуляторов давления масла в схеме маслоснабжения уплотнений

Проверка производится у генераторов с водородным охлаждением. Регуляторы давления уплотняющего, компенсирующего и прижимающего масел проверяются при различных давлениях воздуха в корпусе генератора в соответствии с инструкцией изготовителя.

6.31 П, К. Проверка паек лобовых частей обмотки статора

Проверка производится у генераторов, пайки лобовых частей обмотки статора которых выполнены оловянистыми припоями (за исключением генераторов с водяным охлаждением обмотки). Проверка паек при капитальных ремонтах, а также при обнаружении признаков ухудшения состояния паек в межремонтный период, производится по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики. Качество паек мягкими и твердыми припоями контролируется при восстановительных ремонтах с частичной или полной заменой обмотки. Метод проверки и контроля состояния паек (вихревых токов, ультразвуковой, термоиндикаторами и термопарами, приборами инфракрасной техники и др.) устанавливается ремонтной или специализированной организацией.

6.32 П, К, М. Измерение электрического напряжения между концами вала и на изолированных подшипниках производится у работающих генераторов, имеющих один или оба изолированных от корпуса (земли) конца вала ротора. Для определения целостности изоляции подшипника турбогенератора измеряются напряжение между стояком (обоймой) подшипника и фундаментной плитой (при шунтировании масляных пленок шеек вала ротора) и напряжение между концами вала ротора. При исправной изоляции значения двух измеренных напряжений должны быть практически одинаковы. Различие более чем на 10 % указывает на неисправность изоляции. При проведении измерений в соответствии с [9] сопротивление изоляции корпуса подшипника должно быть не менее 2 кОм, сопротивление изоляции масляной пленки - не менее 1 кОм. Исправность изоляции подшипников и подпятников гидрогенераторов следует проверять в зависимости от их конструкции либо по указанию изготовителя, либо способом, применяемым на турбогенераторах. Значение напряжения между концами вала не нормируется, но резкое увеличение его по сравнению с измеренным ранее при той же нагрузке машины может указывать на изменение однородности и симметричности в магнитных цепях статора и ротора.

6.33 Испытание концевых выводов обмотки статора турбогенератора серии ТГВ

Помимо испытаний, указанных в таблицах 6.1 и 6.4, концевые выводы с конденсаторной стеклоэпоксидной изоляцией подвергаются испытаниям по подпунктам 6.33.1, 6.33.2.

6.33.1 П. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tg)

Измерение производится перед установкой концевого вывода на турбогенератор при испытательном напряжении 10 кВ и температуре окружающего воздуха 10-30 °С. Значение tg собранного концевого вывода не должно превышать 130 % значения, полученного при измерениях изготовителем. В случае измерения tg концевого вывода без фарфоровых покрышек его значение не должно превышать 3 %. В эксплуатации измерение tg концевых выводов не обязательно и его значение не нормируется.

6.33.2 П, К. Испытания на газоплотность

Испытание на газоплотность концевых выводов, испытанных изготовителем давлением 0,6 МПа, производится давлением сжатого воздуха 0,5 МПа. Концевой вывод считается выдержавшим испытание, если при давлении 0,3 МПа падение давления не превышает 0,5 мм рт. ст./ч.

6.34 К. Эндоскопический контроль

При каждом капитальном ремонте генератора рекомендуется производить контроль с помощью оптических или видеоэндоскопов следующих частей генератора:
трубки газоохладителей,
лобовые части обмотки статора,
лобовые части обмотки ротора,
бочка ротора,
вентиляционные каналы пазовой части обмотки ротора с непосредственным газовым охлаждением,
гидравлические каналы обмотки ротора с непосредственным водяным охлаждением.

6.35 К. Контроль плотности прессовки стали

В каждый капитальный ремонт рекомендуется проводить ультразвуковой контроль плотности прессовки сердечника статора согласно [10]. Оценка состояния активной стали производится по значению времени распространения ультразвуковых колебаний, приходящемуся на 1 мм длины пакета. Состояние активной стали оценивают по таблице 6.10.

6.36 П, К. Измерение уровня частичных разрядов

Контроль по характеристикам частичных разрядов (ЧР) за состоянием изоляции обмотки статора распространяется на турбогенераторы с воздушным охлаждением мощностью от 50 МВт и выше, а также гидрогенераторы мощность от 20 МВт и выше. Перечень контролируемых по ЧР генераторов и применяемые при этом измерительные системы устанавливаются по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики.

6.37 П, К, М. Турбинное масло в синхронных компенсаторах

Производится в соответствии с требованиями документов изготовителей оборудования (синхронных компенсаторов) не реже 1 раза в 6 мес., если в документах изготовителя отсутствуют требования к качеству турбинного масла, подлежащего замене, рекомендуется использовать требования таблицы 6.11.

7. Машины постоянного тока (кроме возбудителей).

7.1 Оценка состояния изоляции обмоток машин постоянного тока

Машины постоянного тока включаются без сушки при соблюдении следующих условий:
а) для машин постоянного тока до 500 В - если значение сопротивления изоляции обмоток не менее приведенного в таблице 7.1;
б) для машин постоянного тока выше 500 В - если значение сопротивления изоляции обмоток не менее приведенного в таблице 7.1 и значение коэффициента абсорбции не менее 1,2.
   

7.2 П, К, Т. Измерение сопротивления изоляции

7.2.1 Сопротивление изоляции обмоток
Измерение производится при номинальном напряжении обмотки до 0,5 кВ включительно мегаомметром на напряжение 500 В, а при номинальном напряжении обмотки выше 0,5 кВ - мегаомметром на напряжение 1000 В. Измеренное значение сопротивления изоляции должно быть не менее приведенного в таблице 7.1. В эксплуатации сопротивление изоляции обмоток измеряется вместе с соединенными с ними цепями и кабелями.

7.2.2 Сопротивление изоляции бандажей
Измерение производится относительно корпуса и удерживаемых ими обмоток. Измеренное значение сопротивления изоляции должно быть не менее 0,5 МОм.

7.3 П, К. Испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты

Значение испытательного напряжения устанавливается по таблице 7.2. Продолжительность приложения испытательного напряжения 1 мин.

7.4 Измерение сопротивления постоянному току

Измерения производятся у генераторов, а также электродвигателей при холодном состоянии обмоток машины. Нормы допустимых отклонений сопротивления приведены в таблице 7.3.

7.5 П, К. Измерение воздушных зазоров под полюсами

Измерение производится у генераторов, а также электродвигателей мощностью более 3 кВт при повороте якоря - между одной и той же точкой якоря и полюсами. Размеры зазоров в диаметрально противоположных точках не должны отличаться друг от друга более чем на ±10 % от среднего размера зазора (если в инструкции изготовителя не установлены более жесткие требования.).

7.6 П, К. Снятие характеристики холостого хода и испытание витковой изоляции

Характеристика XX снимается у генераторов постоянного тока. Подъем напряжения производится до значения, равного 130 % номинального. Отклонения значений снятой характеристики от значений характеристики изготовителя не должны быть больше допустимой погрешности измерений. При испытании витковой изоляции машин с числом полюсов более четырех значений среднего напряжения между соседними коллекторными пластинами не должно быть выше 24 В. Продолжительность испытания витковой изоляции 3 мин.

7.7 П, К. Проверка работы машин на холостом ходу

Проверка производится в течение не менее 1 ч. Оценивается рабочее состояние машины.

7.8 П, К. Определение пределов регулирования частоты вращения электродвигателей

Производится на холостом ходу и под нагрузкой у электродвигателей с регулируемой частотой вращения. Пределы регулирования должны соответствовать технологическим данным механизма.

8. Электродвигатели переменного тока.

8.1 Измерение сопротивления изоляции

Производится мегаомметром, напряжение которого указано в таблице 8.1. Допустимые значения сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции R60"/R15" указаны в таблицах 8.1-8.3

8.2 Оценка состояния изоляции обмоток электродвигателей при решении вопроса о необходимости сушки

Электродвигатели переменного тока включаются без сушки, если значения сопротивления изоляции обмоток и коэффициента абсорбции не ниже указанных в таблицах 8.1-8.3

8.3 Испытание повышенным напряжением промышленной частоты

Значение испытательного напряжения принимается согласно таблице 8.4. Продолжительность приложения испытательного напряжения 1 мин.

8.4 П, К. Измерение сопротивления постоянному току

Измерение производится при практически холодном состоянии машины.
8.4.1 Обмотки статора и ротора^1
1 Сопротивление постоянному току обмотки ротора измеряется у синхронных электродвигателей и асинхронных электродвигателей с фазным ротором.
Измерение производится у электродвигателей на напряжение 3 кВ и выше. Приведенные к одинаковой температуре измеренные значения сопротивлений различных фаз обмоток, а также обмотки возбуждения синхронных двигателей не должны отличаться друг от друга и от исходных данных больше чем на 2 %.

Измерение производится у электродвигателей  на напряжение 3 кВ и выше, подшипники которых имеют изоляцию относительно корпуса.Измерение производится относительно фундаментной плиты при полностью собранных маслопроводах.В эксплуатации              измерение производится при ремонтах с выемкой ротора П р и м е ч а н и е - * При текущих ремонтах измеряется, если для этого не требуется специально проведения демонтажных работ. ** Сопротивление изоляции измеряется при номинальном напряжении обмотки до 0,5 кВ включительно мегаомметром на напряжение 500 В, при номинальном напряжении обмотки свыше 0,5 кВ до 1 кВ - мегаомметром на напряжение 1000 В, а при номинальном напряжении обмотки выше 1 кВ - мегаомметром на напряжение 2500 В.

П р и м е ч а н и е - * Испытание необходимо производить при капитальном ремонте (без смены обмоток) тотчас после останова электродвигателя до его очистки от загрязнения. ** U_р - напряжение на кольцах при разомкнутом неподвижном роторе и полном напряжении на статоре. *** С разрешения технического руководителя субъекта электроэнергетики испытание двигателей напряжением до 1000 В при вводе в эксплуатацию может не производиться.

8.4.2 Реостаты и пускорегулировочные резисторы
Для реостатов и пусковых резисторов, установленных на электродвигателях напряжением 3 кВ и выше, сопротивление измеряется на всех ответвлениях. Для электродвигателей напряжением ниже 3 кВ измеряется общее сопротивление реостатов и пусковых резисторов и проверяется целостность отпаек. Значения сопротивлений не должны отличаться от исходных значений больше чем на 10 %. При капитальном ремонте проверяется целостность цепей.

8.5 П, К. Измерение воздушного зазора между сталью ротора и статора

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

8.6 П, К. Измерение зазоров в подшипниках скольжения

Увеличение зазоров в подшипниках скольжения более значений, приведенных в таблице 8.5, указывает на необходимость перезаливки вкладыша.

8.7 П, К. Проверка работы электродвигателя на холостом ходу или с ненагруженным механизмом

Производится у электродвигателей напряжением 3 кВ и выше. Значение тока ХХ для вновь вводимых электродвигателей не нормируется. Значение тока XX после капитального ремонта электродвигателя не должно отличаться больше чем на 10 % от значения тока, измеренного перед его ремонтом, при одинаковом напряжении на выводах статора. Продолжительность проверки электродвигателей должна быть не менее 1 ч.

8.8 П, К, М. Измерение вибрации подшипников электродвигателя

Измерение производится у электродвигателей напряжением 3 кВ и выше, а также у всех электродвигателей ответственных механизмов. Вертикальная и поперечная составляющие вибрации (среднеквадратическое значение виброскорости или размах вибросмещений), измеренные на подшипниках электродвигателей, сочлененных с механизмами, не должны превышать значений, указанных в инструкциях изготовителя. При отсутствии таких указаний в технической документации вибрация подшипников электродвигателей, сочлененных с механизмами, не должна быть выше следующих значений:
Синхронная частота вращения, об/мин 3000 1500 1000 750 и менее
Вибрация подшипников, мкм 30 60 80 95
Периодичность измерений вибрации узлов ответственных механизмов в межремонтный период должна быть установлена по графику, утвержденному техническим руководителем субъекта электроэнергетики.

8.9 П, К. Измерение разбега ротора в осевом направлении

Измерение производится у электродвигателей, имеющих подшипники скольжения. Осевой разбег ротора двигателя, не соединенного с механизмом, зависит от конструкции двигателя, приводится в технической документации на двигатель и должен составлять от 2 до 4 мм на сторону от нейтрального положения1, определяемого действием магнитного поля при вращении ротора в установившемся режиме и фиксируемого меткой на валу. Разбег ротора проверяется при капитальном ремонте у электродвигателей ответственных механизмов или в случае выемки ротора. 1 Если в инструкции по эксплуатации не оговорена другая норма.

8.10 П, К. Проверка работы электродвигателя под нагрузкой

Проверка производится при неизменной мощности, потребляемой электродвигателем из сети не менее 50 % номинальной, и при соответствующей установившейся температуре обмоток. Проверяется тепловое и вибрационное состояние двигателя.

8.11 П, К. Гидравлическое испытание воздухоохладителя

Испытание производится избыточным давлением 0,2-0,25 МПа в течение 5-10 мин, если отсутствуют другие указания изготовителя.

8.12 К, М. Проверка исправности стержней короткозамкнутых роторов

Проверка производится у асинхронных электродвигателей при капитальных ремонтах осмотром вынутого ротора или специальными испытаниями, а в процессе эксплуатации по мере необходимости - по пульсациям рабочего или пускового тока статора.

8.13 Испытание возбудителей

Испытание возбудителей производится у синхронных электродвигателей в соответствии с указаниями раздела 38.

8.14. К. Измерение уровня частичных разрядов

Измерение уровня частичных разрядов распространяется на двигатели от 6 кВ и выше. Перечень контролируемых по ЧР двигателей, применяемые при этом диагностические системы и периодичность контроля, принимается по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики. Измерение ЧР в обмотке статора двигателей рекомендуется проводить при вводе в эксплуатацию и каждый капитальный ремонт на остановленном двигателе при подаче фазного напряжения промышленной частоты от постороннего источника. Рекомендуется одновременно проводить контроль ЧР кабелей питания электродвигателей.

9. Силовые трансформаторы¹, автотрансформаторы и реакторы.² 

9.1 П. Определение условий включения трансформаторов

9.1.1 Контроль при вводе в эксплуатацию новых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный или восстановительный ремонт со сменой обмоток и изоляции (первое включение) Контроль осуществляется в соответствии с требованиями настоящего раздела, инструкций изготовителей и рекомендациями [13–16].

9.1.2 Контроль при вводе в эксплуатацию трансформаторов, прошедших капитальный ремонт в условиях эксплуатации (без смены обмоток и изоляции) Контроль осуществляется в соответствии с требованиями настоящего раздела и указаниями, изложенными в [17].

9.2 П, К, М. Хроматографический анализ газов, растворенных в масле

Контроль производится:

• для класса напряжения 35 кВ - у блочных трансформаторов, трансформаторов собственных нужд и трансформаторов, имеющих среднегодовую нагрузку не менее 50 % от номинальной (при наличии соответствующей методики отбора проб анализа газов, растворенных в масле);
• для классов напряжения 110 кВ и выше – у всех трансформаторов.

При необходимости техническим руководителем субъекта электроэнергетики может быть определен дополнительный перечень трансформаторов напряжением 35 кВ, подлежащих контролю и диагностированию по результатам ХАРГ в масле. Методики отбора проб, подготовки и проведения хроматографического анализа газов, растворенных в масле приведены в [18] и [19].
П р и м е ч а н и е – Возможно применение других аттестованных методов анализа растворенных в масле газов.

Состояние трансформаторного оборудования рекомендуется оценивать путем сопоставления измеренных данных с граничными значениями концентрации газов в масле, по скорости роста концентрации газов в масле, по соотношениям концентраций диагностических газов (пар газов) и графическому критерию с учетом эксплуатационных факторов в соответствии с рекомендациями [20], [21] и других действующих нормативных документов по диагностированию силовых трансформаторов. Для шунтирующих реакторов оценка состояния по результатам анализа газов, растворенных в масле, производится по инструкциям изготовителей. Анализ растворенных в масле газов должен осуществляться в следующие сроки:

• трансформаторы напряжением 35 кВ (блочные трансформаторы, трансформаторы собственных нужд и трансформаторы, имеющие среднегодовую нагрузку не менее 50 % от номинальной) после включения их в работу – в течение первых 3 суток, через 1 и 6 мес. после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес.;
• все трансформаторы напряжением 35 кВ, независимо от нагрузки, после включения их в работу следует контролировать в течение первых 3 суток;
• все  трансформаторы 35 кВ и выше - перед вводом в работу, перед началом и после завершения капитального и восстановительного ремонта трансформатора и/или работ с маслом;

¹ На трансформаторах с кабельными вводами объем испытаний определяется конструктивными особенностями и рекомендациями изготовителя. ² Далее – трансформаторы.

• трансформаторы напряжением 110 кВ и выше после включения их в работу - в течение первых 3 суток, через 10 дней, 1, 3 и 6 месяцев после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес

Для трансформаторов с предполагаемым дефектом периодичность отбора проб масла устанавливается в каждом конкретном случае, исходя из состава и концентрации газов, скорости их нарастания в соответствии с рекомендациями [20], [21] и настоящего подраздела.

9.3 П, К, М. Оценка влажности твердой изоляции

Производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше. Допустимое значение влагосодержания твердой изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, - не выше 1 %, а эксплуатируемых трансформаторов - не выше 2 % по массе. Для трансформаторов, отработавших установленные нормативно технической документацией сроки, допускается значение влагосодержания твердой изоляции трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, - 2 %, а эксплуатируемых трансформаторов - 4 % по массе. Определение влагосодержания твердой изоляции трансформаторов проводится:

• перед вводом трансформаторов в эксплуатацию и при капительном ремонте при появлении признаков увлажнения, установленных измерениями и/или при продолжительности пребывания активной части трансформатора на воздухе, превышающей установленные в пункте 9.1 [17];
• в период выполнения капитального ремонта, предусматривающего проведение работ по подсушке/промывке твердой изоляции. Технология контроля степени осушенности твердой изоляции (порядок отбора проб/образцов изоляции, точки отбора и порядок интерпретации данных) определяется с учетом выбранной технологии обработки изоляции трансформаторов в период капитального ремонта и излагается в описательной части технологии процесса сушки и промывки твердой изоляции, являющейся неотъемлемой составляющей проекта производства работ на выполнение капитального ремонта трансформатора.

Определение влагосодержания твердой изоляции трансформаторов проводится приоритетно по анализу влагосодержания заложенных в бак образцов изоляции (при их наличии). При их отсутствии точка отбора пробы (образца) твердой изоляции и порядок их отборов оговаривается в проекте производства работ на выполнение капитального ремонта и/или монтажа трансформатора. В процессе эксплуатации трансформатора допускается оценка влагосодержания твердой изоляции расчетным путем по результатам измерения тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток и масла, произведенных на прогретом до 60 °С трансформаторе, согласно рекомендаций [22], [23]. Использование в расчетах тангенса угла диэлектрических потерь масла проводится при показателях масла, удовлетворяющих пунктам 1, 2, 4, 6, 7, 9 таблицы 31.4 настоящего стандарта. Отбор проб масла на влагосодержание рекомендуется проводить в период максимальных ожидаемых значений, с прогретого не менее чем до 60 °С работающего трансформатора. Допускается производить оценку влагосодержания твердой изоляции иными инструментальными методами, реализуемыми без вскрытия бака трансформатора. Влагосодержание твердой изоляции в процессе эксплуатации допускается не определять, если влагосодержание масла, проба которого отобрана из трансформатора, прогретого до 60 °С, не превышает 10 г/т. В случае нарушения условий транспортирования или хранения трансформатора при пусконаладочных испытаниях дополнительно проводится проверка влагосодержания образцов изоляции согласно [22]. Периодичность контроля влагосодержания твердой изоляции расчетными способами или иными инструментальными методами, реализуемыми без вскрытия бака трансформатора в процессе эксплуатации: первый раз - через 12 лет после включения и в дальнейшем – 1 раз в 6 лет.

9.4 Измерение сопротивления изоляции

9.4.1 П, К, Т, М. Измерение сопротивления изоляции обмоток Измерение сопротивления изоляции обмоток трансформаторов производится по ГОСТ 3484.3-88. Сопротивление изоляции обмоток измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление изоляции каждой обмотки вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведенное к температуре испытаний, при которой определялись исходные значения (пункт 4.5), должно быть не менее 50 % по отношению к значениям, указанным изготовителем. В случае отсутствия значений изготовителя – по отношению к первично измеренным значениям. В любом случае сопротивление изоляции выше 3000 МОм при температуре 20 °С считается удовлетворительным и сравнение с исходными данными не требуется. Для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно мощностью до 10 000 кВА и дугогасящих реакторов сопротивление изоляции обмоток должно быть не ниже 300 МОм при температуре обмотки 20 °С. При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации сопротивление изоляции измеряется как по схемам, применяемым изготовителем (по ГОСТ 3484.3-88), так и дополнительно - по зонам изоляции (например, ВН - корпус, НН - корпус, ВН - НН) с подсоединением вывода "экран" мегаомметра к свободной обмотке или баку. В процессе эксплуатации допускается проводить только измерения по зонам изоляции. Измерения по зонам производят для трансформаторов напряжением 110 кВ и более. Измерения производят на трансформаторе, залитом маслом, через 0,5 - 2 суток после заливки. В трансформаторах с принудительной циркуляцией масла в этот период следует произвести перемешивание масла путем включения насосов. Измерение сопротивления изоляции обмоток должно производиться при температуре изоляции не ниже: а) 10 °С - у трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно; б) 20 °С - у трансформаторов напряжением 220-750 кВ; в) близкой (разница не более 5 °С) к температуре, указанной в паспорте - для реакторов 500 кВ и выше. В случае необходимости прогрев трансформаторов производить, руководствуясь инструкцией по прогреву. В процессе эксплуатации измерения сопротивления изоляции обмоток трансформаторов производятся с периодичностью не реже 1 раза в 4 года, а также при неудовлетворительных результатах испытаний масла (область "риска", пункт 31.3.1) и/или анализа газов, растворенных в масле и в объёме комплексного диагностического обследования. Результаты измерений сопротивления изоляции обмоток в процессе эксплуатации, включая динамику их изменения, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний. После ввода в работу трансформаторы 6-10 кВ мощностью до 630 кВА включительно разрешается эксплуатировать без проведения межремонтных измерений. Измерения сопротивления изоляции масляных трансформаторов 6-10 кВ мощностью 1 000 кВА в процессе эксплуатации производятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла по пунктам 1-5, 7 таблицы 31.4 настоящего стандарта.

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

П р и м е ч а н и е - На трансформаторах, имеющих проходной изолятор, измерения проводятся в межремонтный период при появлении дефектов электрического и/или термического характера, выявленных по результатам анализа растворенных в масле газов.

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

9.5 П, К, Т, М. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tgδ) изоляции обмоток

Измерения тангенса угла диэлектрических потерь (tgδ) изоляции обмоток трансформаторов производятся по ГОСТ 3484.3-88 для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше. По решению технического руководителя измерения могут производиться на масляных трансформаторах напряжением 35 кВ и ниже. Значения tgδ изоляции обмоток вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведенные в соответствии с рекомендациями [15] к температуре испытаний, при которой определялись исходные значения (пункт 4.5), с учетом влияния tg δ масла не должны отличаться от значений, указанных изготовителем в сторону ухудшения более чем на 50 %. Измеренные (при температуре изоляции 20 °С и выше) значения tgδ изоляции обмоток вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов прошедших капитальный ремонт, не превышающие 1 %, считаются удовлетворительными и их сравнение с исходными данными не требуется. Для трансформаторов, отработавших установленные нормативно технической документацией сроки, допускается максимальное значение tgδ изоляции обмоток, измеренного при 20 °С, не более 1,5 %. При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации tgδ изоляции измеряется как по схемам, применяемым изготовителем, так и дополнительно по зонам изоляции (например, ВН - корпус, НН - корпус, ВН - НН) с подсоединением вывода "экран" измерительного моста к свободным обмоткам или баку. В процессе эксплуатации допускается проводить только измерения по зонам изоляции. Измерение tgδ обмоток должно производиться при температуре изоляции не ниже: а) 10 °С - у трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно; б) 20 °С - у трансформаторов напряжением 220-750 кВ; в) 60 °С – для всех трансформаторов при выполнении оценки влагосодержания твёрдой изоляции расчётным путём. В процессе эксплуатации измерения значения tgδ изоляции обмоток трансформаторов производятся с периодичностью не реже 1 раза в 4 года, а также при неудовлетворительных результатах испытаний масла (область "риска", пункт 31.3.1) и/или анализа газов, растворенных в масле и в объёме комплексного диагностического обследования. Результаты измерений tgδ изоляции обмоток в процессе эксплуатации, включая динамику их изменения, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний.

9.6 Оценка состояния бумажной изоляции обмоток

9.6.1 М. Оценка по наличию фурановых соединений и соотношения СО₂/СО в масле
Оценка производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики, если дефект вероятен по другим методам испытаний. Оценка производится по методикам, приведенным в пункте 31.6.2 настоящего стандарта либо по иным аттестованным методикам испытаний в соответствии с пунктом 31.6.1. Значение содержания фурановых производных в трансформаторном масле, ограничивающее область нормального состояния оборудования, должно быть не более 0,0006 % массы. Достижение значений соотношения СО₂/СО более 30 в сочетании с влагосодержанием масла более 30 г/т указывает на полное исчерпание ресурса бумажной изоляции обмоток (показатель предельного состояния). В случае достижения содержания фурановых производных и (или) соотношения СО₂/СО указанных выше значений необходимо выполнить испытания бумажной изоляции по пункту

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

9.6.2 К. Оценка по степени полимеризации
Оценка по степени полимеризации деструкции целлюлозы, влияющей на механическую прочность бумажной изоляции, производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше согласно рекомендаций [17], [24], [25]. Отбор образцов твердой изоляции производится в случае, если по косвенным методам оценки имеются достаточные основания ожидать значительного износа твердой изоляции. Косвенная оценка состояния твердой изоляции осуществляется по следующим показателям:

• наличие в трансформаторном масле фурановых производных, в том числе фурфурола;
• результаты хроматографического анализа растворенных в масле фурановых соединений, газов СО и СО₂ в соответствии с рекомендациями подраздела 9.2 настоящего стандарта;
• результаты физико-химического анализа масла (пункты 1, 2, 4, 6-9 таблицы 31.4);
• результаты измерения диэлектрических параметров изоляции (R₆₀, tgδ). Ресурс бумажной изоляции обмоток считается исчерпанным при снижении степени полимеризации бумаги до 250 единиц (показатель предельного состояния) и менее.

П р и м е ч а н и е - Степень полимеризации исходной (новой) изоляции должна быть не менее 1250 единиц согласно [26]. При нормальном состоянии изоляции степень полимеризации находится в пределах 600- 800 единиц [27].

У ответственных трансформаторов напряжением 35 кВ, отработавших установленные нормативно-технической документацией сроки (блочных трансформаторов, трансформаторов собственных нужд), оценка состояния бумажной изоляции обмоток по степени полимеризации и определение фурановых соединений проводится при комплексных диагностических обследованиях.

9.7 Испытание изоляции повышенным напряжением частоты 50 Гц

9.7.1 П, К. Испытание изоляции обмоток вместе с вводами Испытание изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов при вводе их в эксплуатацию и капитальных ремонтах без смены обмоток и изоляции не обязательно. Если при монтаже проходные изоляторы (вводы) 6-35 кВ устанавливались на трансформатор без предварительных высоковольтных испытаний вводов, то испытание изоляции обмоток вместе с проходными изоляторами (вводами) обязательно. При капитальном ремонте с полной сменой обмоток и изоляции испытание повышенным напряжением обязательно для трансформаторов всех типов и классов напряжения. Значение испытательного напряжения равно значению напряжения, используемому изготовителем. При капитальном ремонте с частичной сменой изоляции или при реконструкции трансформатора значение испытательного напряжения равно 0,9 от значения, используемого изготовителем. Значения испытательных напряжений приведены в таблицах 9.1 и 9.2. Продолжительность приложения испытательного напряжения составляет 1 мин. Импортные трансформаторы разрешается испытывать напряжениями, указанными в таблицах 9.1 и 9.2, лишь в тех случаях, если они не превышают напряжения, которым данный трансформатор был испытан изготовителем.

9.7.2 П, К. Испытание изоляции цепей защитной и контрольно-измерительной аппаратуры, установленной на трансформаторе Испытание производится на полностью собранных трансформаторах. Испытывается изоляция (относительно заземленных частей и конструкций) цепей с присоединенными трансформаторами тока, газовыми и защитными реле, маслоуказателями, отсечным клапаном и датчиками температуры при отсоединенных разъемах манометрических термометров, цепи которых испытываются отдельно. Значение испытательного напряжения - 1 кВ. Продолжительность испытания - 1 мин. Значение испытательного напряжения при испытаниях манометрических термометров - 750 В. Продолжительность испытания - 1 мин.  

9.8 П, К, М. Измерение сопротивления обмоток постоянному току

Измерения сопротивления обмоток трансформаторов постоянному току производятся по ГОСТ 3484.1-88. Измерения производятся на всех ответвлениях, если в паспорте трансформатора нет других указаний. При необходимости измерения температуры обмоток в межремонтный период измерения сопротивления обмоток трансформаторов постоянному току проводятся на рабочем ответвлении трансформатора. Измерения сопротивления обмоток трансформаторов постоянному току в межремонтный период проводятся в случае комплексного диагностического обследования трансформатора, а также, если на наличие дефекта указывают средства периодического контроля, осуществляемого на работающем трансформаторе, такие как анализ растворенных в масле газов, физико-химический анализ масла, тепловизионный контроль, осмотр и проверка РПН. На трансформаторах с устройствами РПН измерения в процессе эксплуатации проводятся с периодичностью:

• трансформаторы напряжением 110 кВ и выше - 1 раз в 4 года;
• трансформаторы напряжением 35 кВ - по решению технического руководителя.

Для трансформаторов 6-10 кВ измерения сопротивления обмоток трансформаторов постоянному току в межремонтный период проводятся по решению технического руководителя. У трансформаторов с устройствами РПН и ПБВ перед измерением сопротивлений.

¹⁾ Если при изготовлении электрооборудование было испытано напряжением, отличающимся от указанного, испытательные напряжения при вводе в эксплуатацию и в эксплуатации должны быть соответственно скорректированы. ²) Испытательные напряжения, указанные в виде дроби, распространяются на электрооборудование: числитель - с нормальной изоляцией, знаменатель - с облегченной изоляцией.
³⁾ Испытательные напряжения для аппаратов и КРУ распространяются как на их изоляцию относительно земли и между полюсами, так и на промежуток между контактами с одним или двумя (цифра в скобках) разрывами на полюс. В случаях если испытательное оборудование не позволяет обеспечить испытательное напряжение выше 100 кВ, допускается проводить испытание при максимально возможном испытательном напряжении, но не менее 100 кВ.

¹⁾ Для электрооборудования, разработанного с 1 января 1999 г. до 1 января 2014 г., распространяется действие ГОСТ 1516.3–96; для разработанного до 1 января 1999 г. – ГОСТ 1516.1–76 (см. таблицу 9.1 настоящего стандарта).
²⁾ Если изготовитель произвел испытание электрооборудование напряжением, отличающимся от указанного (например, согласно ГОСТ 1516.1–76 или ГОСТ 1516.3– 96) , испытательные напряжения при вводе в эксплуатацию и в эксплуатации должны быть соответственно скорректированы.
³⁾ Значение в скобках – для электрооборудования с облегченной изоляцией (уровень изоляции (а) по ГОСТ Р 55195–2012).
⁴⁾ В числителе указаны значения для электрооборудования с нормальной изоляцией с уровнем изоляции а и с облегченной изоляцией с уровнем изоляции (а) по ГОСТ Р 55195–2012; в знаменателе – для электрооборудования с нормальной изоляцией с уровнем изоляции б по ГОСТ Р 55195–2012.
⁵⁾ Значения испытательных напряжений не нормированы в ГОСТ Р 55195–2012. См. нормативные документы и эксплуатационную документацию на конкретные виды оборудования.
⁶⁾ В квадратных скобках указаны значения испытательных напряжений между контактами разъединителей, предохранителей, а также КРУ с двумя разрывами на полюс. В остальных случаях – см. значения, указанные без квадратных скобок.
⁷⁾ Для опорных изоляторов категорий размещения 2, 3 и 4.
⁸⁾ В случаях если испытательное оборудование не позволяет обеспечить испытательное напряжение выше 100 кВ, допускается проводить испытание при максимально возможном испытательном напряжении, но не менее 100 кВ.


обмоток постоянному току необходимо произвести не менее 3-х полных циклов переключения. Сопротивления обмоток трехфазных трансформаторов, измеренные на одинаковых ответвлениях разных фаз при одинаковой температуре, не должны отличаться более чем на 2 %. Если из-за конструктивных особенностей трансформатора это расхождение может быть большим и об этом указано в технической документации изготовителя, следует руководствоваться нормой на допустимое расхождение, приведенное в паспорте трансформатора. Значения сопротивления обмоток однофазных трансформаторов после температурного пересчета не должны отличаться более чем на 5 % от исходных значений.

9.9 П, К. Проверка коэффициента трансформации

Проверка коэффициента трансформации производится по ГОСТ 3484.1-88 при всех положениях переключателей ответвлений. Коэффициент трансформации, измеренный при вводе трансформатора в эксплуатацию, не должен отличаться более чем на 2 % (если иное не указано в документации изготовителя) от значений, измеренных на соответствующих ответвлениях других фаз, и от исходных значений, а измеренный при капитальном ремонте, не должен отличаться более чем на 2 % от коэффициента трансформации, рассчитанного по напряжениям ответвлений. При капитальных ремонтах коэффициент трансформации проверяется в случае замены или ремонта обмоток трансформатора.

9.10 П, К, М. Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов.

Проверка группы соединения обмоток трансформаторов производится по ГОСТ 3484.1-88. Группа соединений должна соответствовать указанной в паспорте трансформатора, а полярность выводов - обозначениям на крышке трансформатора. Измерения производятся при вводе в эксплуатацию, в эксплуатации - в случае отсутствия заводской документации (заводской таблички) на трансформатор и после капитального ремонта - в случае изменения схемы соединения или замены обмоток.

9.11 П, К. Фазировка трансформаторов

Перед первым включением в работу нового или вышедшего из ремонта оборудования (при изменении внешней силовой схемы присоединения трансформатора) должна производиться его фазировка.

9.12 П, К. Измерение потерь холостого хода при малом напряжении

Измерения потерь холостого хода проводятся по ГОСТ 3484.1-88. Измерения производятся у трансформаторов мощностью 1 000 кВА и более при напряжении, подводимом к обмотке низшего напряжения, равном указанному в протоколе испытаний, проведенных изготовителем (паспорте). Измерения потерь холостого хода трансформаторов мощностью до 1 000 кВА производятся после капитального ремонта с полной или частичной расшихтовкой магнитопровода. У трехфазных трансформаторов потери холостого хода измеряются при однофазном возбуждении по схемам, применяемым изготовителем. У трехфазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию и при капитальном ремонте соотношение потерь на разных фазах не должно отличаться от соотношений, приведенных в протоколе испытаний, проведенных изготовителем (паспорте), более чем на 5 %. У однофазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию измеренные потери не должны превышать исходные (паспортные) значения более чем на 10 %. В отдельных случаях по согласованию с предприятием-изготовителем могут быть допущены большие отличия. Измерения в процессе эксплуатации производятся по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики исходя из результатов анализа растворенных в масле газов. Измеренные значения не должны превышать исходные (паспортные) значения более чем на 30 % - для всех трансформаторов.

9.13 П, К, М. Измерение сопротивления короткого замыкания (Z_к) трансформатора

Измерения производятся у трансформаторов мощностью 125 000 кBА и более. Для трансформаторов с устройством регулирования напряжения под нагрузкой Zк измеряется на основном и обоих крайних ответвлениях. Значения Z_к при вводе трансформатора в эксплуатацию не должны превышать значения, определенного по напряжению КЗ (U_к) трансформатора, на основном ответвлении более чем на 5 %. Значения Z_к при измерениях в процессе эксплуатации и при капитальном ремонте не должны превышать исходные более чем на 3 % (показатель предельного состояния). У трехфазных трансформаторов дополнительно нормируется различие значений Z_к по фазам на основном и крайних ответвлениях. Оно не должно превышать 3 %. В процессе эксплуатации измерения Z_к производятся после воздействия на трансформатор тока КЗ, превышающего 70 % расчетного значения, используемого изготовителем, а также в объёме комплексного диагностического обследования.

9.14 Оценка состояния переключающих устройств

9.14.1 К. Переключающие устройства с ПБВ (переключение без возбуждения)
Оценка состояния переключающих устройств производится в соответствии с указаниями, изложенными в [17], [28]. В устройствах с ПБВ проверяют состояние:

• контактного узла и привода;
• контактных пружин.

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

9.14.2 П, К. Т. Переключающие устройства с РПН (регулирование под нагрузкой)
Оценка состояния переключающих устройств при вводе трансформаторов в эксплуатацию и капитальном ремонте производится в соответствии с требованиями инструкций изготовителя и указаниями, изложенными в [17], [28] и инструкции по эксплуатации конкретного переключающего устройства. Текущие ремонты устройств РПН с выводом их из работы следует проводить совместно с текущими ремонтами трансформаторов не реже 1 раза в год (если иное не оговорено документацией изготовителя), а также после определенного числа переключений, указанного в инструкции изготовителя данного устройства РПН. Масло из бака контакторов устройств РПН должно испытываться на пробивное напряжение по пункту 1 таблицы 31.4 после определенного числа переключений, указанного в инструкции изготовителя данного устройства РПН, но не реже 1 раза в год. На наличие влагосодержания по пункту 4 таблицы 31.4 масло из устройства РПН испытывается по решению технического руководителя или в случае получения неудовлетворительных результатов по пробивному напряжению. Масло из бака контакторов устройств РПН, работающих в не автоматическом режиме допускается испытывать на соответствие требованиям пункта 1 таблицы 31.4 – 1 раз в 2 года. По решению технического руководителя субъекта электроэнергетики анализ масла из бака контакторов устройств РПН всех трансформаторов на соответствие пунктам 2-9 таблицы 31.4 можно проводить не реже 1 раза в 4 года. При значениях показателей по пунктам 1, 4, 5 таблицы 31.4, превышающих нормируемые значения, масло должно быть осушено, очищено или заменено. При неудовлетворительных показателях по пунктам 2, 3, 6-9 таблицы 31.4 масло должно быть заменено. Отбор пробы масла из бака контактора устройства РПН для проведения анализа растворенных в масле газов проводится при неудовлетворительных результатах АРГ масла, отобранного из бака трансформатора. Оценка результатов производится в соответствии с [20], рекомендациями изготовителя устройства РПН, и архивными материалами технического диагностирования переключающего устройства.

9.15 П, К. Испытание бака на герметичность

Испытания баков трансформаторов на герметичность проводятся в соответствии с ГОСТ Р 55015-2012. Испытанию подвергаются все трансформаторы, кроме герметизированных и не имеющих расширителя. Испытания производятся:

• у трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно - гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя составляет 0,6 м, за исключением трансформаторов с волнистыми баками и пластинчатыми радиаторами, для которых высота столба масла принимается равной 0,3 м;
• у трансформаторов с пленочной защитой масла - созданием внутри гибкой оболочки избыточного давления воздуха 10 кПа;
• у остальных трансформаторов - созданием избыточного давления азота или сухого воздуха 10 кПа в надмасляном пространстве расширителя.

Продолжительность испытания во всех случаях - не менее 3 ч. Температура масла в баке при испытаниях трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно - не ниже 10 °С, остальных - не ниже 20 °С. Испытания в процессе эксплуатации производятся для трансформаторов, оборудованных высоковольтными вводами протяжного типа, верхний узел герметизации которых находится выше уровня масла в баке-расширителе трансформатора, при неудовлетворительных результатах испытаний масла из бака трансформатора на газосодержание (по пункту10 таблицы 31.4). Бак трансформатора считают выдержавшим испытания на герметичность, если в течение нормированного времени снаружи бака не обнаружено течей масла или не произошло падения избыточного нормированного давления.

9.16 П, К, Т, М. Проверка устройств охлаждения

Проверка устройств охлаждения при вводе в эксплуатацию, текущем ремонте трансформаторов и в межремонтный период производится в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы охлаждения, входящей в комплект технической документации изготовителя данного трансформатора, а при капитальном ремонте – в соответствии с требованиями, изложенными в [17], [28] и [29].

9.17 П, К. Проверка предохранительных устройств

Проверка предохранительного и отсечного клапанов, а также предохранительной (выхлопной) трубы при вводе трансформатора в эксплуатацию и капитальном ремонте производится в соответствии с требованиями инструкций изготовителя и указаниями, изложенными в [17], [28].

9.18 П, К. Проверка и испытания газового реле, реле давления и струйного реле

Проверка и испытания производятся в соответствии с инструкциями по эксплуатации соответствующих реле. Проверка работоспособности газового реле, установленного на трансформаторах с пленочной защитой, путем нагнетания в него воздуха запрещается. Величина уставки газового реле должна соответствовать требованиям эксплуатационной документации на трансформатор. При отсутствии в эксплуатационной документации указаний, следует принять уставку, соответствующую максимальной чувствительности, исключавшую срабатывание реле при пуске и остановке электронасосов системы охлаждения.

9.19 П, К, М. Проверка средств защиты масла

Проверка воздухоосушителя, установок азотной и пленочной защит масла, термосифонного и адсорбционного фильтров при вводе трансформатора в эксплуатацию, и капитальном ремонте и в процессе эксплуатации производится в соответствии с требованиями документации изготовителя, местными инструкциями и указаниями, изложенными в [17], [28- 30]. Адсорбент, загружаемый в воздухоосушитель и фильтры трансформаторов, должен иметь остаточное влагосодержание не более 0,5 % массы.

9.20 М. Тепловизионный контроль состояния трансформаторов

Тепловизионный контроль производится у трансформаторов напряжением 6 кВ и выше в соответствии с рекомендациями, изложенными в [29] и приложении Д настоящего стандарта. Периодичность контроля трансформаторов:

• 35 кВ и ниже – 1 раз в 3 года;
• 110-220 кВ – 1 раз в 2 года;
• 330-750 кВ – ежегодно.

Для трансформаторов и автотрансформаторов, у которых по результатам анализа газов, растворенных в масле, концентрации метана, этана и этилена превышают граничные значения или приближаются к ним тепловизионный контроль следует проводить через каждые 3– 6 месяцев, если иное не предусмотрено техническим руководителем. Целесообразно проводить ИК-контроль при максимально возможной нагрузке трансформатора и дополнительно на холостом ходу.

9.21 Испытание трансформаторного масла

9.21.1 П. Испытание остатков масла в баке трансформаторов, поставляемых без масла
При испытаниях проверяется пробивное напряжение и влагосодержание остатков масла. Пробивное напряжение должно быть не менее 50 кВ, а влагосодержание не более 0,002 % (20 г/т). Результаты испытаний учитываются при комплексной оценке состояния трансформатора после транспортировки.

9.21.2 П. Испытание масла в процессе хранения трансформаторов
У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно, находящихся на хранении, проба масла испытывается в соответствии с требованиями таблиц 31.2 или 31.3 (пункт 1) не реже 1 раза в год. У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, находящихся на хранении, масло испытывается в соответствии с требованиями таблиц 31.2 или 31.3 (пункты 1-4) не реже 1 раза в год. У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно, ранее бывших в эксплуатации и находящихся на хранении, проба масла испытывается в соответствии с требованиями таблицы 31.4 (пункт 1) не реже 1 раза в год, с учетом подраздела 31.3. У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, ранее бывших в эксплуатации и находящихся на хранении, масло испытывается в соответствии с требованиями таблицы 31.4 (пункты 1-6) не реже 1 раза в год, с учетом подраздела 31.3.

9.21.3 П, К. Испытание масла перед вводом трансформаторов в эксплуатацию
При вводе в эксплуатацию трансформаторов масло должно быть испытано в соответствии с требованиями раздела 31 настоящего стандарта. У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно масло испытывается согласно требованиям пунктов 1, 4, 6 таблицы 31.2. У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше масло испытывается согласно требованиям пунктов 1-8, 10, 11 таблицы 31.2 или пунктов 1-8, 11-12 таблицы 31.3. Определение пункта 10 таблиц 31.2 или 31.3 выполняют только для трансформаторов с пленочной защитой. Определение пункта 12 таблицы 31.3 проводят по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики для регенерированных масел и смесей масел различных марок. По решению технического руководителя испытания масла по пункту 11 таблиц 31.2 или 31.3 могут не производиться.

9.21.4 М. Испытание масла в процессе эксплуатации трансформаторов^1
1 Масло из трансформаторов мощностью до 630 кВ*А включительно, установленных в электрических сетях, допускается не испытывать.
У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно масло испытывается по требованиям пункта 1 таблицы 31.4 в течение первого месяца эксплуатации - 1 раз в первой половине, 1 раз во второй половине месяца и через 1 год. В дальнейшем масло испытывается по требованиям пунктов 1-4 таблицы 31.4 не реже 1 раза в 4 года с учетом требований пунктов 31.3.1, 31.3.2 и рекомендациями подраздела 31.6 настоящего стандарта. У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше масло испытывается по требованиям таблицы 31.4 (пункты 1-7), а у трансформаторов с пленочной защитой масла - дополнительно по пункту 10 той же таблицы, в следующие сроки после ввода в эксплуатацию:

• трансформаторы 110-220 кВ - через 10 дней и 1 мес.;
• трансформаторы 330-750 кВ - через 10 дней, 1 и 3 мес.

В дальнейшем масло из трансформаторов напряжением 110 кВ и выше испытывается не реже 1 раза в 2 года согласно требованиям пунктов 1-4 таблицы 31.4 и не реже 1 раза в 4 года согласно требованиям пунктов 1-8 таблицы 31.4 (у трансформаторов с пленочной защитой дополнительно по пункту 10 таблицы 31.4) с учетом требований пунктов 31.3.1, 31.3.2 и рекомендациями подраздела 31.6 настоящего стандарта. Испытание масла по требованиям таблицы 31.4 (пункт 3) может не производиться, если с рекомендуемой периодичностью проводятся испытания по пункту 9.2 настоящего стандарта.

9.22 П. Испытание трансформаторов включением на номинальное напряжение

Включение трансформаторов производится на время не менее 30 мин. В течение этого времени осуществляется прослушивание и наблюдение за состоянием трансформатора. В процессе испытаний не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора.

9.23 П, К, М. Испытание вводов

Испытания вводов производятся в соответствии с разделом 29 настоящего стандарта.

9.24 Испытание встроенных трансформаторов тока

Испытания производятся в соответствии с пунктом 10.1.8 настоящего стандарта.

9.25 Испытание сухих трансформаторов

Испытания сухих трансформаторов, а также сухих трансформаторов с литой изоляцией проводятся в соответствии с ГОСТ Р 54827-2011 по подразделам 9.4, 9.7, 9.8, 9.9, 9.10, 9.11, 9.12, 9.20, 9.22 настоящего стандарта, если в технической документации изготовителя не оговорены иные условия испытаний. Условия включения сухих трансформаторов без сушки определяются в соответствии с указаниями изготовителя. Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температуре обмоток 20-30 °C должно быть для трансформаторов с номинальным напряжением:

• до 1 кВ включительно - не менее 100 МОм;
• более 1 до 6 кВ включительно - не менее 300 МОм;
• более 6 кВ - не менее 500 МОм

Измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем, прессующих колец, ярмовых балок и электростатических экранов сухих трансформаторов производится также и при текущем ремонте. Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром на напряжение 1 000 В. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции обмоток сухих трансформаторов по пункту 9.7.1 настоящего стандарта обязательно как при капитальных ремонтах с полной сменой обмоток и изоляции, так и при капитальных ремонтах без замены обмоток и изоляции.

9.26 Объём испытаний при комплексном диагностическом обследовании трансформаторов

Комплексное диагностическое обследование (КДО) трансформаторов проводится по отдельным программам с учетом требований [31] и рекомендаций пункта 4.20 настоящего стандарта. КДО силовых трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов рекомендуется проводить:

•  для оборудования, отработавшего установленные нормативной документацией сроки, - по решению технического руководителя, вне зависимости от технического состояния;
• при обнаружении динамики изменений диагностических параметров в сторону ухудшения в рамках планового контроля или мониторинга;
• при вводе в эксплуатацию резервной фазы, либо из аварийного резерва;
• при необходимости проведения капитального ремонта;
• при необходимости уточнения уровня и характера развития дефекта расширенными методами контроля, не выполняемыми в рамках регламентного диагностирования.

При необходимости для проведения КДО силовых трансформаторов привлекаются организации, специализирующиеся в области технического диагностирования силовых трансформаторов. Рекомендательными при КДО трансформаторов являются следующие инструментальные измерения:

• испытания и измерения по пунктам 9.2-9.6; 9.8-9.9; 9.12-9.14; 9.16; 9.20-9.21, 9.27 настоящего раздела;
• измерение уровня частичных разрядов при работе силового трансформатора под нагрузкой и в режиме холостого хода (акустическим и электрическим методами);
• измерение уровня вибрации на стенке бака силового трансформатора под нагрузкой и в режиме холостого хода;
• измерение вибрационных характеристик элементов системы охлаждения;
• определение механического состояния (деформации) обмоток трансформатора (реактора) частотным методом (FRA), методом низковольтных импульсов (НВИ), методами вибродиагностики;
• тепловизионные измерения в различных режимах работы трансформатора;
• испытания трансформаторного масла для оценки качества жидкого диэлектрика по методикам, указанным в подразделе 31.6.

Перечень дополнительных испытаний и инструментальных измерений, необходимые условия и создаваемые режимы для проведения измерений, набор необходимых измерительных схем определяются решением технического руководителя субъекта электроэнергетики по результатам рассмотрения плановых испытаний/измерений обследуемого трансформатора и предварительно поставленного диагноза, с последующим их включением в программу по комплексному диагностическому обследованию.

9.27 Измерение характеристик частичных разрядов¹

¹ Выполняется по решению технического руководителя. (П, К, М)
Контроль изоляции обмоток по характеристикам частичных разрядов (ЧР) распространяется на трансформаторы классов напряжений от 110 кВ до 750 кВ. Для трансформаторов классов напряжений 35 кВ контроль изоляции обмоток по характеристикам частичных разрядов проводится при обнаружении дефектов электрического характера на основании анализа растворенных в масле газов. Можно использовать диагностические системы, позволяющие проводить измерение ЧР, как перед выводом трансформатора в ремонт, так и в процессе эксплуатации под рабочим напряжением. Перечень контролируемых по ЧР трансформаторов и применяемые при этом измерительные системы устанавливаются по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики.

9.28 Объём испытаний при отключении трансформатора по газовой защите

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

• при срабатывании газовой защиты на сигнал или отключение (при появлении газа в газовом реле) провести отбор пробы газа из газового реле с последующим ее анализом согласно требований [20], [32] и [33].
• при срабатывании газовой защиты на сигнал или отключение провести отбор пробы масла из бака трансформатора на физико-химический анализ по показателям пунктов 1, 2, 4, 6 таблицы 31.4 и дополнительно пункта 10 таблицы 31.4 для трансформаторов с пленочной защитой);
• при срабатывании газовой защиты на сигнал или отключение провести отбор пробы масла из бака трансформатора на анализ растворенных газов в соответствии с рекомендациями подраздела 9.2 настоящего стандарта;
• при срабатывании газовой защиты на отключение провести испытания по пунктам 9.4.1, 9.5, 9.8, 9.23 настоящего стандарта;
• при срабатывании газовой защиты устройства РПН на сигнал провести отбор пробы масла из бака РПН на физико-химический анализ по показателям пунктов 1, 2, 4 таблицы 31.4.

Необходимость расширения объема измеряемых параметров при отключении трансформаторов по газовой защите до принятия решения о его вводе в работу определяется техническим руководителем субъекта электроэнергетики.

9.29 Контроль уровня вибрации шунтирующих реакторов

Производится для масляных шунтирующих реакторов напряжением 500 и 750 кВ один раз в 6 лет в соответствии с требованиями [34], [35]. Норма виброперемещения:

• на стенке бака - не более 30 мкм;
• на элементах системы охлаждения, расширителя - не более 50 мкм.

Предельно-допустимое значение виброперемещения:

• стенки бака - 60 мкм;
• системы охлаждения - 85 мкм

10. Трансформаторы тока.

10.1 Маслонаполненные электромагнитные трансформаторы тока

10.1.1 П, К, М. Измерение сопротивления изоляции

Измерение сопротивления основной изоляции трансформаторов тока, изоляции измерительного конденсатора и вывода последней обкладки бумажно-масляной изоляции конденсаторного типа производится мегаомметром на 2500 В. Измерение сопротивления вторичных обмоток и промежуточных обмоток каскадных трансформаторов тока относительно цоколя производится мегаомметром на 1000 В. В процессе эксплуатации измерения производятся:

• на трансформаторах тока 35 кВ - при ремонтных работах в ячейках (присоединениях), где они установлены;
• на трансформаторах тока 110 кВ и выше с бумажно-масляной изоляцией (без уравнительных обкладок) - при неудовлетворительных результатах испытаний масла согласно требованиям таблицы 31.4, подпункты 1-4 (область "риска");
• на трансформаторах тока типа ТФЗМ первые 2 года эксплуатации - ежегодно, затем 1 раз в 4 года, если иное не оговорено в инструкции изготовителя. - на трансформаторах тока с бумажно-масляной изоляцией конденсаторного типа 330 кВ и выше - при отсутствии контроля изоляции под рабочим напряжением - 1 раз в год

Измеренные значения сопротивления изоляции должны быть не менее приведенных в таблице 10.1.1.

П р и м е ч а н и е - В числителе указаны значения сопротивления изоляции трансформаторов тока при вводе в эксплуатацию, в знаменателе - в процессе эксплуатации. * Сопротивления изоляции вторичных обмоток приведены: без скобок - при отключенных вторичных цепях, в скобках - с подключенными вторичными цепями.  
 У каскадных трансформаторов тока сопротивление изоляции измеряется для трансформатора тока в целом. При неудовлетворительных результатах таких измерений сопротивление изоляции дополнительно измеряется по ступеням.
10.1.2 П, К, М. Измерение tgδ изоляции
Измерения tgδ у трансформаторов тока с основной бумажно-масляной изоляцией производятся при напряжении 10 кВ. В процессе эксплуатации измерения производятся:

• на трансформаторах тока напряжением до 35 кВ включительно - при ремонтных работах в ячейках (присоединениях), где они установлены;
• на трансформаторах тока 110 кВ и выше с бумажно-масляной изоляцией (без уравнительных обкладок) - при неудовлетворительных результатах испытаний масла по требованиям таблица 31.4, подпункты 1-4 (область "риска");
• на трансформаторах тока типа ТФЗМ - первые 2 года эксплуатации ежегодно, затем 1 раз в 4 года.
• на трансформаторах тока с бумажно-масляной изоляцией конденсаторного типа 330 кВ и выше – при отсутствии контроля под рабочим напряжением – 1 раз в год;

У каскадных трансформаторов тока tgδ основной изоляции измеряется для трансформаторов тока в целом. При неудовлетворительном результате таких измерений tgδ дополнительно проверяется по ступеням. Измеренные значения, приведённые к температуре 20 °С, должны быть не более указанных в таблице 10.1.2.

П р и м е ч а н и е - В числителе указаны значения tgδ основной изоляции трансформаторов тока при вводе в эксплуатацию, в знаменателе - в процессе эксплуатации

10.1.3 П, К, М. Испытание повышенным напряжением частоты 50 Гц
10.1.3.1 П. Испытание повышенным напряжением основной изоляции
Испытание проводится на трансформаторах тока на напряжение до 35 кВ включительно. Значение испытательного напряжения основной изоляции принимается в соответствии с таблицами 9.1 и 9.2. Длительность испытания трансформаторов тока – 1 мин. Допускается проведение испытаний трансформаторов тока совместно с ошиновкой.

10.1.3.2 П, К, М. Испытание повышенным напряжением изоляции вторичных обмоток Значения испытательного напряжения для изоляции вторичных обмоток вместе с присоединенными к ним цепями принимается равным 1 кВ. Продолжительность приложения испытательного напряжения – 1 мин.

10.1.4 П, К. Снятие характеристик намагничивания Характеристика снимается повышением напряжения на всех вторичных обмотках, расположенных на отдельных сердечниках. Характеристика снимается до начала насыщения, но не выше 1800 В. При наличии у обмоток ответвлений характеристика снимается на рабочем ответвлении. Мощность испытательного источника должна обеспечить синусоидальность подаваемого на обмотку напряжения вплоть до начала насыщения сердечника. В эксплуатации допускается снятие только трех контрольных точек. Снятая характеристика сопоставляется с типовой характеристикой намагничивания или с характеристиками намагничивания исправных трансформаторов тока, однотипных с проверяемыми. Отличия от значений, измеренных изготовителем или от измеренных на исправном трансформаторе тока, однотипном с проверяемым, не должны превышать 10 %.

10.1.5 П. Измерение коэффициента трансформации Отклонение измеренного коэффициента от указанного в паспорте или от измеренного на исправном трансформаторе тока, однотипном с проверяемым, не должно превышать 2 %.

10.1.6 П, К. Измерение сопротивления вторичных обмоток постоянному току Отклонение измеренного сопротивления обмотки постоянному току от паспортного значения или от измеренного на других фазах не должно превышать 2 %. При сравнении измеренного значения с паспортными данными измеренное значение сопротивления должно приводиться к температуре, при которой проводились измерения изготовителем. При сравнении с другими фазами измерения на всех фазах должны проводится при одной и той же температуре.

10.1.7 П, К, М. Испытания трансформаторного масла При вводе в эксплуатацию трансформаторов тока трансформаторное масло перед и после заливки (доливки) в трансформаторы должно быть испытано в соответствии с требованиями раздела 31 настоящего стандарта. Перед заливкой (доливкой) в оборудование масло испытывается на соответствие требованиям подпунктов 1-8 таблицы 31.2 (для свежих масел), таблицы 31.3 (для регенерированных масел). В процессе эксплуатации трансформаторное масло из трансформаторов тока напряжением до 35 кВ включительно допускается не испытывать. Масло из трансформаторов тока 110 кВ и выше, не оснащённых системой контроля под рабочим напряжением, испытывается согласно требованиям подпунктов 1-4 таблицы 31.4 с учётом подраздела 31.3.2 – 1 раз в 2 года (для трансформаторов тока герметичного исполнения – согласно инструкции изготовителя). При неудовлетворительных результатах масло дополнительно испытывается по п 5-7 таблицы 31.4. Масло из трансформаторов тока, оснащённых системой контроля под рабочим напряжением, по достижении контролируемыми параметрами предельных значений, приведённых в таблице 10.1.3, испытывается согласно требованиям таблицы 31.4 (подпункты 1-9).

У маслонаполненных каскадных трансформаторов тока оценка состояния трансформаторного масла в каждой ступени проводится по нормам, соответствующим рабочему напряжению трансформатора тока. Необходимость проведения хроматографического анализа растворенных в масле газов для трансформаторов тока на напряжение 110 кВ и выше определяется техническим руководителем субъекта электроэнергетики. Оценка результатов хроматографического анализа растворенных в масле газов проводится в соответствии с рекомендациями изготовителя и местным опытом технического диагностирования трансформаторов тока.

10.1.8 П, К, М. Испытания встроенных трансформаторов тока Испытания встроенных трансформаторов тока производятся по подпунктам 10.1.1, 10.1.3., 10.1.4 - 10.1.6. Измерение сопротивления изоляции встроенных трансформаторов тока производится мегаомметром на напряжение 1000 В. Измеренное сопротивление изоляции без вторичных цепей должно быть не менее 10 МОм. Допускается измерение сопротивления изоляции встроенных трансформаторов тока вместе со вторичными цепями. Измеренное сопротивление изоляции должно быть не менее 1 МОм.

10.1.9 М. Тепловизионный контроль
Тепловизионный контроль трансформаторов тока производится в соответствии с указаниями [29] и приложения Д. Контроль проводится при наличии технической возможности.

10.1.10 М. Контроль изоляции под рабочим напряжением Контроль изоляции под рабочим напряжением рекомендуется производить у трансформаторов тока напряжением 110-750 кВ. Для трансформаторов тока, контролируемых под рабочим напряжением, контроль по подпунктам 10.1.1, 10.1.2 и 10.1.7 в эксплуатации может производиться только при неудовлетворительных результатах испытаний по пункту 10.1.10. Контролируемые параметры: изменения тангенса угла диэлектрических потерь (∆tgδ) и емкости (∆С/С) основной изоляции. Изменение значений контролируемых параметров определяется как результат двух измерений: очередных и при вводе в работу системы контроля под напряжением. При значении ∆tgδ равном и более 0,3 % рекомендуется выполнить измерения на Uисп = 10 кВ. При подтверждении результатов определения ∆tgδ под рабочим напряжением необходимо провести ХАРГ и снять характеристику намагничивания. Предельное значение увеличения емкости составляет 5 % значения, измеренного при вводе в работу системы контроля изоляции под рабочим напряжением. Периодичность контроля трансформаторов тока под рабочим напряжением до организации непрерывного автоматизированного контроля - 2 раза в год.

10.1.11 М. Измерение уровня частичных разрядов Измерение уровня частичных разрядов производится у трансформаторов тока на напряжение 110 кВ и выше по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики.

10.2 Элегазовые электромагнитные трансформаторы тока

10.2.1 П, К, М. Измерение сопротивления изоляции Измерение сопротивления основной изоляции трансформаторов тока производится, если это позволяет конструкция трансформатора тока, мегаомметром на 2500 В, а измерения вторичных контуров - мегаомметром на 1000 В. Измерение сопротивления изоляции вторичных обмоток трансформаторов тока относительно цоколя при вводе в эксплуатацию производится как отдельно, так и совместно с токовыми цепями. Измерения сопротивления изоляции вторичных обмоток трансформаторов тока относительно цоколя при капитальных ремонтах и в межремонтный период производится вместе с токовыми цепями и сравнивается с предыдущими замерами. Измеренные значения сопротивления изоляции отдельного трансформатора тока должны быть не менее приведенных в документации изготовителя. В процессе эксплуатации измерения производятся:

• на трансформаторах тока 35 кВ - при ремонтных работах в ячейках (присоединениях), где они установлены;
• на трансформаторах тока 110 кВ и выше - при отсутствии контроля изоляции под рабочим напряжением - не менее 1 раза в 4 года, если иное не установлено документацией изготовителя.

10.2.2 П, К, М. Испытание повышенным напряжением частоты 50 Гц

10.2.2.1 П. Испытание повышенным напряжением основной изоляции
Испытание проводится на трансформаторах тока на напряжение 35 кВ. Значение испытательного напряжения основной изоляции принимается в соответствии с таблицами 9.1 и 9.2. Длительность испытания трансформаторов тока – 1 мин. Допускается проведение испытаний трансформаторов тока совместно с ошиновкой.

10.2.2.2 П, К, М. Испытание повышенным напряжением изоляции вторичных обмоток
Значения испытательного напряжения для изоляции вторичных обмоток вместе с присоединёнными к ним цепями принимается равным 1 кВ. Продолжительность приложения испытательного напряжения – 1 мин.

10.2.3 П, К. Снятие характеристик намагничивания
Характеристика снимается повышением синусоидального напряжения на всех вторичных обмотках, расположенных на отдельных сердечниках. Характеристика снимается до начала насыщения, но не выше 1800 В. При наличии у обмоток ответвлений характеристика снимается на рабочем ответвлении. В процессе эксплуатации допускается снятие только трех контрольных точек. Снятая характеристика сопоставляется с типовой характеристикой намагничивания или с характеристиками намагничивания исправных трансформаторов тока, однотипных с проверяемыми. Отличия от значений, измеренных изготовителем или от измеренных на исправном трансформаторе тока, однотипном с проверяемым, не должны превышать 10 %. При послеаварийных проверках следует учитывать возможность наличия остаточного намагничивания сердечников трансформатора тока апериодической составляющей тока КЗ. Поэтому при послеаварийных проверках необходимо проводить размагничивание сердечников. Рекомендуется снимать характеристики до и после размагничивания.

10.2.4 П. Измерение коэффициента трансформации
Отклонение измеренного коэффициента от указанного в паспорте или от измеренного на исправном трансформаторе тока, однотипном с проверяемым, не должно превышать 2 %. Перед измерениями рекомендуется произвести размагничивание трансформатора согласно ГОСТ 8.217-2003 (пункт 9.3).

10.2.5 П, К. Измерение сопротивления вторичных обмоток постоянному току
Отклонение измеренного сопротивления обмотки постоянному току от паспортного значения или от измеренного на других фазах не должно превышать 2 %. При сравнении измеренного значения с паспортными данными измеренное значение сопротивления должно приводиться к температуре, при которой проводились измерения изготовителем. При сравнении с другими фазами измерения на всех фазах должны проводиться при одной и той же температуре.

10.2.6 П, К. Испытания элегаза или газовой смеси, заполняющей трансформатор тока

10.2.6.1 Проверка содержания влаги в элегазе
Проверке влагосодержания подлежит товарный элегаз в случае отсутствия сертификата изготовителя и бывший в употреблении элегаз, предназначенные для заполнения или дозаполнения газоизолированных отсеков. Массовая доля воды должна быть не более 0,0015 % (что соответствует точке росы минус 40 °С при атмосферном давлении) для элегаза изготовленного в соответствии c [36]. В случае предъявления изготовителем повышенных требований к качеству элегаза, по сравнению с указанными ТУ, влагосодержание такого элегаза должно соответствовать этим требованиям. Влагосодержание элегаза, находящегося в отсеке трансформатора тока, подлежит измерению перед вводом трансформатора тока в эксплуатацию (после проведения в необходимых случаях первоначального заполнения или дозаполнения трансформатора тока элегазом или газовой смесью). Наибольшее допустимое содержание влаги внутри газоизолированного отсека тансформатора тока должно быть таким, чтобы точка росы была не выше, чем минус 5 ºС для измерения при температуре плюс 20 °С и номинальном давлении элегаза. Соответствующая поправка должна быть сделана для измерения влагосодержания, выполненного при других температурах, если иная величина влагосодержания не предусмотрена изготовителем трансформатора тока. При превышении норматива влагосодержания в элегазе, находящемся в газоизолированном отсеке трансформатора тока, необходимо произвести откачку элегаза, осушку отсека и заполнение элегазом. Откачанный из отсека элегаз может быть восстановлен и использован в соответствии с указаниями производителей трансформаторов тока и рекомендаций ГОСТ Р 54426-2011. Влагосодержание в элегазе, предназначенном для повторного применения, должно соответствовать требованиям ГОСТ Р 54426-2011.

10.2.6.2 Проверка срабатывания электроконтактного устройства приборов контроля плотности элегаза (газовой смеси) Проверка срабатывания электроконтактного устройства приборов контроля плотности элегаза (газовой смеси) производится для каждой из групп контактов устройства при искусственном снижении контролируемого прибором давления до величин предупредительной и аварийной сигнализации. Значения указанных величин должны определяться по показаниям контрольного манометра и в дальнейшем приведены к температуре плюс 20 °С. Полученные таким образом значения должны соответствовать нормативу, указанному в руководстве по эксплуатации трансформатора тока.

10.2.6.3 Проверка давления заполнения элегазом или газовой смесью газоизолированных отсеков трансформатора тока контрольным манометром Проверка давления заполнения элегазом или газовой смесью газоизолированных отсеков ТТ должна производиться контрольным манометром класса точности не ниже 0,6. Измеренная величина давления, приведенная к температуре плюс 20 °С, находиться в диапазоне, установленном изготовителем.

10.2.7 М. Тепловизионный контроль
Тепловизионный контроль трансформаторов тока производится в соответствии с указаниями [29] и приложения Д. Контроль производится при наличии технической возможности.

10.3 Оптические трансформаторы тока

10.3.1 П. К. Проверка высоковольтного блока
Проверка высоковольтного блока производится в соответствии с инструкциями изготовителя.

10.3.2 П. К. Проверка электронного блока
Проверка электронного блока производится в соответствии с инструкциями изготовителя изготовителем или специализированной наладочной организацией.

10.3.3 М. Тепловизионный контроль
Тепловизионный контроль силовых контактов производится в соответствии с указаниями [29] и приложения Д. Контроль производится при наличии технической возможности.

10.4. Электромагнитные трансформаторы тока с литой твёрдой изоляцией

10.4.1 П, К, М. Измерение сопротивления изоляции
Измерение сопротивления основной изоляции трансформаторов тока производится мегаомметром на 2500 В. Измерение сопротивления изоляции вторичных обмоток трансформаторов тока относительно друг друга производится мегаомметром на 1000 В. В процессе эксплуатации измерения производятся:

• на трансформаторах тока 3-35 кВ - при ремонтных работах в ячейках (присоединениях), где они установлены;
• на трансформаторах тока 110 кВ и выше - при отсутствии контроля изоляции под рабочим напряжением – не менее 1 раза в 4 года, если иное не предусмотрено документацией изготовителя.

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

10.4.2 П, К, М. Испытание повышенным напряжением частоты 50 Гц

10.4.2.1 П. Испытание повышенным напряжением основной изоляции
Испытание проводится на трансформаторах тока на напряжение до 35 кВ включительно. Значение испытательного напряжения основной изоляции принимается в соответствии с таблицами 9.1 и 9.2. Длительность испытания трансформаторов тока - 1 мин. Допускается проведение испытаний трансформаторов тока совместно с ошиновкой.

10.4.2.2 П, К, М. Испытание повышенным напряжением изоляции вторичных обмоток Значение испытательного напряжения для изоляции вторичных обмоток вместе с присоединенными к ним цепями принимается равным 1 кВ. Продолжительность приложения испытательного напряжения - 1 мин.

10.4.3 П, К. Снятие характеристик намагничивания Характеристика снимается повышением синусоидального напряжения на всех вторичных обмотках, расположенных на отдельных сердечниках. Характеристика снимается до начала насыщения, но не выше 1800 В. При наличии у обмоток ответвлений характеристика снимается на рабочем ответвлении. В процессе эксплуатации допускается снятие только трех контрольных точек. Снятая характеристика сопоставляется с типовой характеристикой намагничивания или с характеристиками намагничивания исправных трансформаторов тока, однотипных с проверяемыми. Отличия от значений, измеренных изготовителем или от измеренных на исправном трансформаторе тока, однотипном с проверяемым, не должны превышать 10 %. При послеаварийных проверках следует учитывать возможность наличия остаточного намагничивания апериодической составляющей тока КЗ.

10.4.4 П. Измерение коэффициента трансформации Отклонение измеренного коэффициента от указанного в паспорте или от измеренного на исправном трансформаторе тока, однотипном с проверяемым, не должно превышать 2 %. Перед измерениями рекомендуется произвести размагничивание трансформатора согласно ГОСТ 8.217-2003 (пункт 9.3).

10.4.5 П, К. Измерение сопротивления обмоток постоянному току Отклонение измеренного сопротивления обмотки постоянному току от паспортного значения или от измеренного на других фазах не должно превышать 2 %. При сравнении измеренного значения с паспортными данными измеренное значение сопротивления должно приводиться к температуре, при которой проводились измерения изготовителем. При сравнении с другими фазами измерения на всех фазах должны проводиться при одной и той же температуре.

10.4.6 М. Тепловизионный контроль Тепловизионный контроль трансформаторов тока производится в соответствии с указаниями [29] и приложения Д. Контроль проводится при наличии технической возможности.

11. Трансформаторы напряжения.

11.1 Маслонаполненные трансформаторы напряжения

11.1.1 Маслонаполненные электромагнитные трансформаторы напряжения

11.1.1.1 П, К, М. Измерение сопротивления изоляции обмоток
Измерение сопротивления изоляции обмоток ВН трансформаторов напряжения производится мегаомметром на напряжение 2500 В. Измерение сопротивления изоляции вторичных обмоток, а также связующих обмоток каскадных трансформаторов напряжения производится мегаомметром на напряжение 1000 В. Сопротивление изоляции обмоток ВН трансформаторов напряжения 35 кВ и выше с изоляцией нулевого вывода на напряжение до 1000 В допускается измерять с помощью мегаомметра на 500 В. В процессе эксплуатации измерения производятся:

• на трансформаторах напряжения 3-35 кВ - при проведении ремонтных работ в ячейках (присоединениях), где они установлены;
• на трансформаторах напряжения 110 кВ и выше – 1 раз в 4 года.

Измеренные значения сопротивления изоляции при вводе в эксплуатацию и в эксплуатации должны быть не менее приведенных в таблице 11.1. В процессе эксплуатации допускается проведение измерений сопротивления изоляции вторичных обмоток совместно с вторичными цепями.

П р и м е ч а н и е - *Сопротивления изоляции вторичных обмоток приведены: без скобок - при отключенных вторичных цепях; в скобках - совместно с подключенными вторичными цепями

11.1.1.2 П. Испытание повышенным напряжением частоты 50 Гц
Испытание проводится на трансформаторах напряжения до 35 кВ включительно. Испытания изоляции обмотки ВН повышенным напряжением частоты 50 Гц проводятся для трансформаторов напряжения с изоляцией всех выводов обмотки ВН этих трансформаторов на номинальное напряжение. Значение испытательного напряжения основной изоляции принимается в соответствии с таблицами 9.1 и 9.2. Длительность испытания трансформаторов напряжения - 1 мин. Значение испытательного напряжения для изоляции вторичных обмоток вместе с присоединенными к ним цепями принимается равным 1 кВ. Продолжительность приложения испытательного напряжения - 1 мин.

11.1.1.3 П, М. Измерение сопротивления обмоток постоянному току
Измерение сопротивления обмоток постоянному току производится у первичных, вторичных и связующих обмоток трансформаторов напряжения. Необходимость проведения измерения сопротивления обмоток постоянному току в процессе эксплуатации определяется техническим руководителем субъекта электроэнергетики. Отклонение измеренного сопротивления обмотки постоянному току от паспортного значения или от измеренного на других фазах не должно превышать 2 %. При сравнении измеренного значения с паспортными данными измеренное значение сопротивления должно приводиться к температуре испытаний изготовителя. При сравнении с другими фазами измерения на всех фазах должны проводиться при одной и той же температуре.

11.1.1.4 П, К, М. Испытание трансформаторного масла
При вводе в эксплуатацию трансформаторов напряжения масло должно быть испытано в соответствии с требованиями раздела 31 настоящего стандарта. Перед заливкой (доливкой) в оборудование масло испытывается на соответствие требованиям подпунктов 1-8 таблицы 31.2 (для свежих масел), таблицы 31.3 (для регенерированных масел). После заливки (доливки) в оборудование масло испытывается на соответствие требованиям подпунктов 1, 4, 5, таблицы 31.2 (для свежих масел), таблицы 31.3 (для регенерированных масел). В процессе эксплуатации трансформаторное масло из трансформаторов напряжения до 35 кВ включительно допускается не испытывать. У трансформаторов напряжения 110 кВ и выше устанавливается следующая периодичность испытаний трансформаторного масла:

• для трансформаторов напряжения 110-220 кВ - 1 раз в 4 года;
• для трансформаторов напряжения 330-500 кВ - 1 раз в 2 года.

В процессе эксплуатации масло испытывается на соответствие требованиям таблицы 31.4, пунктов 1-4 с учетом разделов 31.3.1, 31.3.2 и 31.6. При неудовлетворительных результатах дополнительно проводятся испытания по п. 5-7 таблицы 31.4. У маслонаполненных каскадных трансформаторов напряжения оценка состояния масла в отдельных ступенях проводится по нормам, соответствующим рабочему напряжению ступени. Необходимость проведения хроматографического анализа растворенных в масле газов для трансформаторов напряжения 110 кВ и выше определяется техническим руководителем субъекта электроэнергетики. Оценка результатов хроматографического анализа растворенных в масле газов поводится в соответствии с рекомендациями изготовителя и местным опытом технического диагностирования трансформаторов напряжения.

11.1.1.5 М. Тепловизионный контроль
Тепловизионный контроль трансформаторов напряжения производится в соответствии с указаниями [29] и приложения Д. Контроль проводится при наличии технической возможности.

11.1.1.6 М. Измерение уровня частичных разрядов
Измерение уровня частичных разрядов производится у трансформаторов напряжения 110 кВ и выше по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики.

11.1.2 Маслонаполненные ёмкостные трансформаторы напряжения

11.1.2.1 П, К, М. Испытания конденсаторов делителей напряжения Испытания конденсаторов делителей напряжения проводятся в соответствии с требованиями раздела 26.

11.1.2.2 П, М. Измерение сопротивления изоляции электромагнитного устройства
Измерение сопротивления изоляции обмоток проводится мегаомметром на 2500 В. В процессе эксплуатации измерения производятся при проведении ремонтов в ячейках, где установлены трансформаторы напряжения. Сопротивление изоляции не должно отличаться от указанного в паспорте более чем на 30 % в худшую сторону, но должно быть не менее 300 МОм.

11.1.2.3 П, К, М. Измерение сопротивления обмоток постоянному току
При вводе в эксплуатацию измерение сопротивления обмоток постоянному току производится на всех выводах вторичных обмоток. Необходимость проведения измерения сопротивления обмоток постоянному току в процессе эксплуатации определяется техническим руководителем субъекта электроэнергетики. Измеренные значения, приведенные к температуре при испытаниях изготовителя, не должны отличаться от указанных в паспорте более чем на 5 %.

11.1.2.4 П, К, М. Испытания трансформаторного масла из электромагнитного устройства
Испытания проводятся при наличии технической возможности. Перед вводом в эксплуатацию определяется пробивное напряжение масла из электромагнитного устройства. Значение пробивного напряжения масла должно быть не менее 30 кВ. При вводе в эксплуатацию трансформаторное масло для заливки (доливки) электромагнитного устройства должно быть испытано в соответствии с требованиями раздела 31. В процессе эксплуатации трансформаторное масло из электромагнитного устройства должно испытываться первый раз через четыре года после ввода в эксплуатацию, в дальнейшем – через 6 лет согласно требованиям таблицы 31.4 (подпункты 1-4) с учётом разделов 31.3.1., 31.3.2 и 31.6. настоящего стандарта. При неудовлетворительных результатах дополнительно проводятся испытания по пунктам 5-7 таблицы 31.4. Необходимость проведения хроматографического анализа растворенных в масле газов для трансформаторов напряжения 110 кВ и выше определяется техническим руководителем субъекта электроэнергетики. Оценка производится в соответствии с рекомендациями изготовителя и местным опытом диагностирования состояния трансформаторов напряжения.

11.1.2.5 П, К, М. Испытания вентильных разрядников и ОПН
Испытания вентильных разрядников и ОПН проводятся согласно указаниям раздела 27.

11.2 Элегазовые трансформаторы напряжения

11.2.1 П, К, М. Измерение сопротивления изоляции обмоток
Измерение сопротивления изоляции обмотки ВН трансформаторов напряжения производится мегаомметром на напряжение 2500 В. Измерение сопротивления изоляции вторичных обмоток трансформаторов напряжения производится мегаомметром на напряжение 1000 В. В процессе эксплуатации испытания проводятся во время проведения ремонтов ячеек, где установлены ТН. Измеренные значения сопротивления изоляции при вводе в эксплуатацию и в эксплуатации должны быть не менее приведенных в документации изготовителя. В случае отсутствия данной информации в документации изготовителя могут быть использованы значения, приведенные в таблице 11.2.1. В процессе эксплуатации допускается проведение измерений сопротивления изоляции вторичных обмоток совместно с вторичными цепями.

П р и м е ч а н и е - * Сопротивления изоляции вторичных обмоток приведены: без скобок - при отключенных вторичных цепях; в скобках - совместно с подключенными вторичными цепями.

11.2.2 П. Испытание повышенным напряжением частоты 50 Гц
Испытание проводится на трансформаторах напряжения на напряжение до 35 кВ включительно. Испытания изоляции обмотки ВН повышенным напряжением частоты 50 Гц проводятся для трансформаторов напряжения с изоляцией всех выводов обмотки ВН этих трансформаторов на номинальное напряжение. Значение испытательного напряжения основной изоляции принимается в соответствии с таблицами 9.1 и 9.2. Продолжительность приложения испытательного напряжения - 1 мин. Значение испытательного напряжения для изоляции вторичных обмоток вместе с присоединенными к ним цепями принимается равным 1 кВ. Продолжительность приложения испытательного напряжения - 1 мин.

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

11.2.4 П, К, Т. Испытания элегаза или газовой смеси, заполняющей трансформатор напряжения

11.2.4.1 Проверка содержания влаги в элегазе
Проверке влагосодержания подлежит товарный элегаз в случае отсутствия сертификата изготовителя и бывший в употреблении элегаз, предназначенные для заполнения или дозаполнения газоизолированных отсеков трансформаторов напряжения. Массовая доля воды должна быть не более 0,0015 % (что соответствует точке росы минус 40 °С при атмосферном давлении) для элегаза изготовленного в соответствии c [36]. В случае предъявления изготовителем повышенных требований к качеству элегаза, по сравнению с указанными ТУ, влагосодержание такого элегаза должно соответствовать этим требованиям. Влагосодержание элегаза, находящегося в отсеке трансформатора напряжения, подлежит измерению перед вводом трансформатора напряжения в эксплуатацию (после проведения в необходимых случаях первоначального заполнения или дозаполнения трансформатора напряжения элегазом или газовой смесью). Наибольшее допустимое содержание влаги внутри газоизолированного отсека трансформатора напряжения должно быть таким, чтобы точка росы была не выше, чем минус 5 °С для измерения при температуре плюс 20 °С и номинальном давлении элегаза. Соответствующая поправка должна быть сделана для измерения влагосодержания, выполненного при других температурах, если иная величина влагосодержания не предусмотрена изготовителем трансформатора напряжения. При превышении норматива влагосодержания в элегазе, находящемся в газоизолированном отсеке трансформатора напряжения, необходимо произвести откачку элегаза, осушку отсека и заполнение элегазом. Откачанный из отсека элегаз может быть восстановлен и использован в соответствии с указаниями производителей трансформаторов напряжения и рекомендаций ГОСТ Р 54426-2011. Влагосодержание в элегазе, предназначенном для повторного применения, должно соответствовать требованиям ГОСТ Р 54426-2011.

11.2.4.2 Проверка срабатывания электроконтактного устройства приборов контроля плотности элегаза (газовой смеси) Проверка срабатывания электроконтактного устройства приборов контроля плотности элегаза (газовой смеси) производится для каждой из групп контактов устройства при искусственном снижении контролируемого прибором давления до величин предупредительной и аварийной сигнализации. Значения указанных величин должны определяться по показаниям контрольного манометра и в дальнейшем приведены к температуре плюс 20 °С. Полученные таким образом значения должны соответствовать нормативу, указанному в руководстве по эксплуатации ТН.

11.2.4.3 П, С Проверка давления заполнения элегазом или газовой смесью газоизолированных отсеков ТН контрольным манометром Проверка давления заполнения элегазом или газовой смесью газоизолированных отсеков ТН должна производиться контрольным манометром класса точности не ниже 0,6 и проверяться с периодичностью 1 раз в 5 лет. Измеренная величина давления, приведенная к температуре плюс 20 °С, находиться в диапазоне, установленном изготовителем.

11.2.5 М. Тепловизионный контроль
Тепловизионный контроль трансформаторов напряжения производится в соответствии с указаниями [29] и приложения Д. Контроль проводится при наличии технической возможности.

11.3 Оптические трансформаторы напряжения

11.3.1 П. К. Проверка высоковольтного блока
Проверка высоковольтного блока производится в соответствии с инструкциями изготовителя ОТН изготовителем или специализированной наладочной организацией.

11.3.2 П. К. Проверка электронного блока
Проверка электронного блока производится в соответствии с инструкциями изготовителя ОТН самим изготовителем или специальной наладочной организацией.

11.3.3 М. Тепловизионный контроль
Тепловизионный контроль силовых контактов производится в соответствии с указаниями [29] и приложения Д. Контроль проводится при наличии технической возможности.  

11.4 Трансформаторы напряжения с литой твёрдой изоляцией

11.4.1.1 П, К, М. Измерение сопротивления изоляции обмоток
Измерение сопротивления изоляции обмотки ВН трансформаторов напряжения производится мегаомметром на напряжение 2500 В. Измерение сопротивления изоляции вторичных обмоток производится мегаомметром на напряжение 1000 В. Сопротивление изоляции обмоток ВН трансформаторов напряжения 35 кВ и выше с изоляцией нулевого вывода на напряжение до 1000 В допускается измерять с помощью мегаомметра на 500 В. В процессе эксплуатации испытания проводятся при плановых ремонтных работах в ячейках (присоединениях), где они установлены. Измеренные значения сопротивления изоляции при вводе в эксплуатацию и в эксплуатации должны быть не менее приведенных в документации изготовителя.

11.4.1.2 П. Испытание повышенным напряжением частоты 50 Гц
Испытание проводится на трансформаторах на напряжение до 35 кВ включительно. Испытания изоляции обмотки ВН повышенным напряжением частоты 50 Гц проводятся для трансформаторов напряжения с изоляцией всех выводов обмотки ВН этих трансформаторов на номинальное напряжение. Значение испытательного напряжения основной изоляции принимается в соответствии с таблицами 9.1 и 9.2. Длительность испытания трансформаторов напряжения - 1 мин. Значение испытательного напряжения для изоляции вторичных обмоток вместе с присоединенными к ним цепями принимается равным 1 кВ. Продолжительность приложения испытательного напряжения - 1 мин.

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

11.4.1.4 М. Тепловизионный контроль Тепловизионный контроль трансформаторов напряжения производится в соответствии с указаниями [29] и приложения Д. Контроль проводится при наличии технической возможности.

11.4.1.5. М. Измерение уровня частичных разрядов. Измерение уровня частичных разрядов производится у трансформаторов напряжения 110 кВ и выше по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики.

12. Масляные и электромагнитные выключатели.

12.1 П, С, Измерение сопротивления изоляции

12.1.1 Измерение сопротивления изоляции подвижных и направляющих частей, выполненных из органических материалов Сопротивление изоляции должно быть не ниже значений, приведенных в таблице 12.1. Измерение сопротивления изоляции должно выполняться мегаомметром на напряжение 2500 В.

12.1.2 Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и электромагнитов управления
Измерение должно выполняться в соответствии с таблицей 32.1.

12.2 Испытания вводов

Испытания должны выполняться согласно указаниям раздела 29.

12.3 П, С. Испытание изоляции повышенным напряжением частоты 50Гц

12.3.1 Испытание опорной изоляции и изоляции выключателей относительно корпуса Испытание проводится на оборудовании напряжением до 35 кВ включительно. Значение испытательного напряжения для выключателей каждого класса напряжения принимается в соответствии с таблицами 9.1 и 9.2. Продолжительность приложения испытательного напряжения - 1 мин. Кроме того, аналогичному испытанию должна подвергаться изоляция межконтактных разрывов маломасляных выключателей 6-35 кВ.

12.3.2 Испытание изоляции вторичных цепей Испытание должно выполняться в соответствии с разделом 32, пункт 2.

12.4 П, С, М. Оценка состояния внутрибаковой изоляции и изоляции дугогасительных устройств баковых масляных выключателей 35 кВ

Оценка производится у баковых масляных выключателей на напряжение 35 кВ в том случае, если при измерении tgδ вводов на полностью собранном выключателе получены повышенные значения по сравнению с нормами, приведенными в таблице 29.1. Внутрибаковая изоляция и изоляция дугогасительных устройств подлежат сушке, если исключение влияния этой изоляции снижает измеренный tgδ более чем на 4 % (абсолютное значение).

12.5 Измерение сопротивления постоянному току

12.5.1 П, С, Т. Измерение сопротивления токоведущего контура контактной системы
Измерения сопротивления постоянному току производятся пофазно. При проведении измерений следует руководствоваться данными изготовителя.

12.5.2 П, С. Измерение сопротивления шунтирующих резисторов дугогасительных устройств
Измеренные значения сопротивлений должны соответствовать данным изготовителя с указанными в них допусками.

12.5.3 П, С. Измерение сопротивления обмоток электромагнитов управления
Измеренные значения сопротивлений обмоток электромагнитов должны соответствовать нормам изготовителя.

12.6 П, С. Измерение скоростных и временных характеристик выключателей

Измерения скоростей движения подвижных контактов и времени их включения и отключения проводятся при полностью залитом маслом выключателе и номинальном напряжении оперативного тока на выводах электромагнитов управления. Скоростные и временные характеристики выключателя должны соответствовать данным его изготовителя.

12.7 П, С. Измерение хода подвижных частей, вжима контактов при включении, одновременности замыкания и размыкания контактов выключателей

При проведении измерений следует руководствоваться данными изготовителя.

12.8 П, С, Т. Проверка регулировочных и установочных характеристик механизмов приводов и выключателей

Проверка производится в объёме и по нормам инструкций изготовителя и паспортов для каждого типа привода и выключателя.

12.9 П, С, Т. Проверка действия механизма свободного расцепления

Механизм свободного расцепления привода должен позволять произведение операции отключения на всем ходе контактов, т.е. в любой момент от начала операции включения. Механизм свободного расцепления проверяется в работе при полностью включенном положении привода и в двух-трех промежуточных его положениях. Допускается не производить проверку срабатывания механизма свободного расцепления приводов ПП-61 и ПП-67 в промежуточных положениях из-за возникновения опасности резкого возврата рычага ручного привода.

12.10 П, С. Проверка минимального напряжения (давления) срабатывания выключателей

Проверка минимального напряжения срабатывания производится пополюсно у выключателей с пополюсными приводами. Минимальное напряжение срабатывания электромагнитов должно быть не более значений, указанных в таблице 12.2.

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

12.11 П, С. Испытание выключателей многократными опробованиями

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

• 3-5 операций включения и отключения;
• 2-3 цикла каждого вида

12.12 П, С, Т. Испытания трансформаторного масла выключателей

При вводе в эксплуатацию выключателей масло должно быть испытано в соответствии с требованиями раздела 31. Испытания должны выполняться при вводе выключателей в эксплуатацию после монтажа, среднего, текущего и непланового ремонтов и проводиться по требованиям таблицы 31.2 и 31.3 (подпункты 1,4 и 5), если ремонт осуществляется со сливом масла из выключателя, и таблицы 31.4 (подпункты 1, 4 и 5), если ремонт ведется без слива масла из выключателя. Испытания должны выполняться:

• до и после заливки его в баковые выключатели;
• до заливки его в маломасляные выключатели всех напряжений

В процессе эксплуатации испытания трансформаторного масла баковых выключателей на напряжение 110 кВ и выше при выполнении ими предельно допустимого без ремонта числа коммутаций (отключений и включений) токов КЗ или токов нагрузки должны производиться в соответствии с требованиями таблицы 31.4 (подпункты 1, 4 и 5). Масло из баковых выключателей на напряжение до 35 кВ включительно и маломасляных выключателей на все классы напряжения после выполнения ими предельно допустимого числа коммутаций токов КЗ (или токов нагрузки) испытанию не подлежит, так как должно заменяться подготовленным к заливке в электрооборудование маслом, отвечающим требованиям таблицы 31.3. У баковых выключателей на напряжение 35 кВ при всех ремонтах должны проводится испытания масла согласно требованиям таблицы 31.4 (пункт 1). У баковых выключателей на напряжение 110 кВ и выше испытания масла согласно требованиям таблицы 31.4 (пункт 1) должны проводится не реже одного раза в 4 года. Проба масла должна браться после слива конденсата из бака. По решению технического руководителя объекта электроэнергетики дополнительные испытания масла по подпункту 9 таблицы 31.2 или 31.3 до залива в выключатель могут производиться, если применяются специальные масла с улучшенными низко-температурными свойствами (арктические масла).

12.13 Испытания встроенных трансформаторов тока

Испытания должны выполняться в соответствии с указаниями раздела 10.

12.14 Испытания конденсаторов

Испытания должны выполняться согласно указаниям раздела 26. Разность величин емкости конденсаторов в пределах полюса выключателя не должна превышать нормативов указанных в документации изготовителя.  

12.15 М. Тепловизионный контроль

При контроле оценивается нагрев рабочих и дугогасительных контактов, а также контактных соединений токоведущего контура выключателя. Тепловизионный контроль производится в соответствии с указаниями [29] и приложения Д. Контроль проводится при наличии технической возможности.

12.16 Комплексное диагностическое обследование

КДО проводится на генераторных выключателях и выключателях напряжением 110 кВ и выше с учетом рекомендаций пункта 4.22 настоящего стандарта.

13. Воздушные выключатели.

13.1 П, С. Измерение сопротивления изоляции

13.1.1 Измерение сопротивления изоляции воздухопроводов, опорных и подвижных частей, выполненной из органических материалов
Измерение должно производиться мегаомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление изоляции должно быть не ниже значений, приведенных в таблице 12.1.
13.1.2 Измерение сопротивления изоляции многоэлементных изоляторов
Измерение должно выполняться согласно указаниям раздела 23.
13.1.3 Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления
Измерение должно выполняться в соответствии с таблицей 33.1.  

13.2 П, С. Испытание изоляции повышенным напряжением частоты 50 Гц

13.2.1 Испытание опорной изоляции Испытание проводится на оборудовании напряжением до 35 кВ включительно. Значение испытательного напряжения принимается в соответствии с таблицами 9.1 и 9.2 и указаниями раздела 23.
13.2.2 Испытание изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления Испытание должно выполняться в соответствии с указаниями раздела 32, пункт 2. 

13.3 Измерение сопротивления постоянному току

13.3.1 П, С, Т. Измерение сопротивления токоведущего контура (главной цепи)
Сопротивление токоведущего контура должно измеряться по частям, т.е. для каждого дугогасительного устройства (модуля), элемента (разрыва) гасительной камеры и отделителя, внутриполюсной ошиновки и т.п. в отдельности. При текущих ремонтах допускается измерять сопротивление токоведущего контура полюса в целом. При проведении измерений следует руководствоваться данными изготовителя.
13.3.2 П, С. Измерение сопротивления обмоток электромагнитов и цепей управления
Измеренные значения сопротивлений обмоток электромагнитов и цепей управления воздушных выключателей должны соответствовать нормам изготовителя.
13.3.3 П, С. Измерение сопротивления постоянному току делителей напряжения и шунтирующих резисторов
Результаты измерений сопротивления элементов делителей напряжения и шунтирующих резисторов должны соответствовать нормам изготовителя.

13.4 П, С. Проверка минимального напряжения срабатывания выключателя

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

13.5 П, С. Испытания конденсаторов делителей напряжения

Испытания должны выполняться согласно указаниям раздела 26. Разность величин емкости конденсаторов в пределах полюса выключателя не должна превышать норм изготовителя.

13.6 П, С. Проверка характеристик выключателей

При проверке работы воздушных выключателей должны определяться характеристики, предписанные инструкциями изготовителя, а также паспортами на выключатели. Результаты проверок и измерений должны соответствовать нормам изготовителя. Виды операций и сложных циклов, значения давлений и напряжений оперативного тока, при которых должна производиться проверка характеристик выключателей, приведены в таблице 13.3.

13.7 П, С, Т. Испытание выключателей многократными опробованиями

Многократные опробования - выполнение операций включения и отключения и сложных циклов (ВО без выдержки времени обязателен для всех выключателей; ОВ и ОВО - для выключателей, предназначенных для работы в режиме АПВ) должны производиться при различных давлениях сжатого воздуха и напряжениях на зажимах электромагнитов управления с целью проверки исправности действия выключателей согласно таблице 13.3.

П р и м е ч а н и е - При выполнении операций и сложных циклов (подпункты 4-9, 12-14) должны быть сняты зачетные осциллограммы.

13.8 П, С. Проверка регулировочных и установочных характеристик

Проверка размеров, зазоров и ходов дугогасительных устройств и узлов шкафов управления производится в объёме требований инструкций изготовителя и паспортов на выключатели.

13.9 П Испытание воздуховодов

Испытание воздуховодов к воздушным выключателям должно проводиться согласно инструкции изготовителя воздуховодов.

13.10 М. Тепловизионный контроль

При контроле оценивается нагрев дугогасительных устройств и отделителей, а также контактные соединения токоведущего контура выключателя. Тепловизионный контроль производится в соответствии с указаниями [29] и приложения Д. Контроль проводится при наличии технической возможности.

13.11 Комплексное диагностическое обследование

КДО проводится на генераторных выключателях и всех выключателях напряжением 110 кВ и выше с учетом рекомендаций пункта 4.22 настоящего стандарта.

14. Выключатели нагрузки (за исключением генераторных).

14.1 П, С. Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления

Измерение должно выполняться в соответствии с таблицей 32.1.  

14.2 П, С. Испытания изоляции повышенным напряжением частоты 50 Гц

14.2.1 Испытание изоляции выключателя нагрузки
Испытание проводится на оборудовании напряжением до 35 кВ включительно. Значение испытательного напряжения для выключателей каждого класса напряжения принимается в соответствии с таблицами 9.1 и 9.2. Продолжительность приложения испытательного напряжения - 1 мин.
14.2.2 Испытание изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления
Испытание должно выполняться в соответствии с указаниями раздела 32, пункт 2.

14.3 П, С. Измерение сопротивления постоянному току

14.3.1 Измерение сопротивления токоведущего контура контактной системы выключателя Результаты измерения сопротивления токоведущего контура полюса должны соответствовать данным изготовителя.

14.4 С. Определение степени износа дугогасящих вкладышей

Толщина стенки вкладышей должна быть в пределах 0,5-1,0 мм.

14.5 С. Определение степени обгорания контактов

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

14.6 П, С. Проверка действия механизма свободного расцепления

Проверка должна выполняться согласно указаниям пункта 12.9.  

14.7 П, С. Проверка срабатывания привода при пониженном напряжении на выводах электромагнитов

Проверка должна выполняться в соответствии с указаниями пункта 12.10.

14.8 П, С. Испытание выключателей нагрузки многократными опробованиями

Многократные опробования выключателей должны производиться при номинальном напряжении на выводах электромагнитов. Число операций, подлежащих выполнению выключателем, должно составлять по 3 включения и отключения.

14.9 М. Тепловизионный контроль

При контроле оценивается нагрев контактов и контактных соединений токоведущего контура выключателя. Тепловизионный контроль производится в соответствии с указаниями [29] и приложения Д. Контроль проводится при наличии технической возможности. 14.10 Комплексное диагностическое обследование КДО проводится на генераторных выключателях и выключателях напряжением 110 кВ и выше с учетом рекомендаций пункта 4.22 настоящего стандарта.