регистрация компании дать объявление быстрый поиск лента публикаций восстановление доступа о портале
    
Строительный портал СтройПлан.ру
Подбор проекта Новости отраслиПубликации
 
КОРЗИНА (0)  
 >>>  ПОИСК ДОКУМЕНТОВ  
  Дополнительные материалы  [ + развернуть]  
Утвержден: Министерство нефтяной и газовой промышленност…
Дата введения: 1 сентября 1990 г.
скачать бесплатно РД 39-026-90 "Норматив-табель технического оснащения ремонтно-строительной колонны для магистральных трубопроводов"

МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ «ТРАНСНЕФТЬ»

ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ ТРАНСПОРТА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ

СОГЛАСОВАНО

Госгортехнадзором РФ

18 сентября 1996 г.

№ 10-03/359

УТВЕРЖДЕНО

Акционерной компанией

«Транснефть»

27 декабря 1996 г.

ПОЛОЖЕНИЕ
О СИСТЕМЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ
И РЕМОНТА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

РД 153-39ТН-009-96

(в 2-х частях)

ЧАСТЬ I

Уфа 1997

Настоящее Положение устанавливает основные принципы планирования, организации и проведения технического обслуживания и ремонта электроустановок магистральных нефтепроводов.

Руководящий документ разработан Институтом проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР) при участии специалистов АК «Транснефть» и предназначен для инженерно-технических и руководящих работников предприятий АО магистральных нефтепроводов, а также служб, занимающихся техническим обслуживанием и ремонтом электроустановок.

Разработчики: Абдрашитова Г.В., Автахов Н.М., Акбердин А.М., Аленина Л.И., Бажайкин С.Г., Белов А.И., Битаева Р.Р., Вишневская Т.Н., Воробьева Т.Д., Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Русов Е.В., Сулейманов М.К., Трапезникова И.Б., Чибирева А.В.

В разработке отдельных положений и редактировании документа принимали участие Миронов В.Д., Набиев М.Ф., Рогожинский В.Ф.

В оформлении документа принимали участие Батурина Л.В., Дмитриева Н.К., Иванова Н.А.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ПОЛОЖЕНИЕ О СИСТЕМЕ ТЕХНИЧЕСКОГО
ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

РД 153-39ТН-009-96

Вводится взамен

РД 39-16/17-0001-89

Срок введения 01.01.97 г.

Руководящий документ содержит основные требования по обеспечению надежной и экономичной эксплуатации, проведению технического обслуживания, диагностического контроля и ремонта электроустановок магистральных нефтепроводов на основе действующих нормативно-технических документов и с учетом результатов оценки фактического технического состояния.

Положение устанавливает типовые объемы работ по техническому обслуживанию и видам ремонта, периодичность и трудоемкость - ремонтных работ и испытаний электроустановок; нормы резерва и расхода комплектующих изделий, запасных частей и материалов.

Положение предусматривает мероприятия по консервации, расконсервации и техническому обслуживанию электроустановок на законсервированных или временно выведенных из эксплуатации нефтеперекачивающих станциях.

При разработке РД использованы отдельные положения РД 39-16/17-0001-89 «Положение о системе технического обслуживания и ремонта электроустановок магистральных нефтепроводов», выпущенного институтом Гипровостокнефть, а также учтены рекомендации главных и ведущих специалистов АО магистральных нефтепроводов АК «Транснефть».

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящее Положение устанавливает порядок организации технического обслуживания и ремонта электроустановок на действующих и временно не эксплуатируемых предприятиях АО магистральных нефтепроводов.

1.2. Положение разработано для электроустановок магистральных нефтепроводов, расположенных на нефтеперекачивающей станции или вне ее, но обслуживаемых персоналом данной станции.

1.3. Положение распространяется на электроустановки напряжением до 110 кВ: электрические машины (до 10 кВ); силовые трансформаторы и высоковольтные электрические аппараты; воздушные линии электропередачи; силовые кабельные линии (до 10 кВ); электрические аппараты (до 1000 В); конденсаторные установки; аккумуляторные батареи; электросварочное оборудование; устройства релейной защиты и автоматики; электроизмерительные приборы.

1.4. Положение направлено на повышение надежности и экономичности эксплуатации электроустановок за счет совершенствования структуры системы технического обслуживания и ремонта, внедрения элементов диагностического контроля, уменьшения времени работы с пониженными показателями работоспособности и экономичности.

1.5. Положение предусматривает проведение технического обслуживания, диагностического контроля и ремонта с учетом фактического технического состояния электроустановок, показателей надежности, условий эксплуатации, степени автоматизации и срока службы оборудования, требований нормативно-технической документации и законодательных актов.

1.6. Положение устанавливает:

планирование и организацию работ по техническому обслуживанию и ремонту электроустановок;

порядок сбора и обработки информации по показателям надежности;

типовые объемы работ по техническому обслуживанию и ремонту;

нормы трудоемкости ремонтных работ;

виды и периодичность диагностических контролей (проверок) технического обслуживания и ремонта;

нормы резерва и расхода комплектующих изделий, запасных частей и материалов;

основные требования по обеспечению работоспособности электроустановок на временно выведенных из эксплуатации или законсервированных НПС.

2. ОРГАНИЗАЦИЯ И ПЛАНИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК

2.1. Основные термины и определения

2.1.1. Система технического обслуживания и ремонта (система ТОР) электроустановок - это совокупность взаимосвязанных средств, документации и технологии технического обслуживания, диагностирования, ремонта и исполнителей, необходимых для поддержания и восстановления работоспособности электроустановок, входящих в эту систему.

2.1.2. Нефтеперекачивающая станция (НПС) - комплекс оборудования, сооружений и установок, предназначенных для обеспечения транспортирования нефти по магистральному нефтепроводу (МН) от поставщиков к потребителям. НПС является структурным подразделением районного управления магистральных нефтепроводов (РУМН) или районного нефтепроводного управления (РНУ) (далее по тексту РНУ).

2.1.3. Электроустановка - комплекс взаимосвязанного оборудования и сооружений, предназначенный для производства, преобразования, передачи, распределения, накопления или потребления электроэнергии.

2.1.4. Электроустановка действующая - электроустановка или ее участок, которые находятся под напряжением либо на которые напряжение может быть подано включением коммутационных аппаратов.

2.1.5. Эксплуатация - стадия жизненного цикла электроустановок, на которой реализуется, поддерживается или восстанавливается ее качество.

2.1.6. Техническое состояние - совокупность подверженных изменению в процессе эксплуатации или хранении свойств электроустановок, характеризуемых в определенный момент времени признаками, установленными технической, эксплуатационной документацией или определенными в результате диагностирования.

2.1.7. Работоспособное состояние (работоспособность) - состояние оборудования, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативно-технической (эксплуатационной) и (или) конструкторской (проектной) документации и других нормативных актов.

2.1.8. Неработоспособное состояние (неработоспособность) - состояние электроустановок, при котором значение хотя бы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям нормативно-технической (эксплуатационной) и (или) конструкторской (проектной) документации.

2.1.9. Техническое обслуживание (ТО) - комплекс операций по поддержанию работоспособности электроустановок в процессе эксплуатации, при ожидании (если оборудование в резерве) и хранении.

В ТО включаются следующие работы:

систематическое наблюдение (осмотр), контроль за режимом работы и нагрузкой электроустановок;

поддержание в исправном (или только в работоспособном) состоянии электроустановок и наблюдение за ними (осмотр);

очистка, смазка, регулировка и подтяжка разъемных соединений, замена отдельных составных частей (быстроизнашивающихся деталей) в целях предупреждения повреждения и прогрессирующего износа, а также устранение мелких неисправностей.

В объеме ТО могут выполняться работы по оценке технического состояния электроустановок для уточнения сроков и объемов последующих обслуживаний и ремонтов.

Техническое обслуживание электроустановок в зависимости от периодичности, назначения и содержания подразделяется на периодическое и сезонное.

2.1.10. Периодическое техническое обслуживание (далее по тексту техническое обслуживание) - техническое обслуживание, выполняемое через установленные в эксплуатационной документации значения наработки или интервалы времени.

2.1.11. Сезонное техническое обслуживание - техническое обслуживание, выполняемое для подготовки электроустановок к использованию в осенне-зимних или весенне-летних условиях.

Для электроустановок, расположенных вне помещений (открытые подстанции, электропривод запорной арматуры и т.п.) вместо сезонного технического обслуживания может проводиться текущий ремонт, целесообразность которого устанавливается в зависимости от их технического состояния.

2.1.12. Ремонт - комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности и восстановлению ресурсов электроустановок или их составных частей, обеспечивающий эксплуатацию с заданной надежностью и экономичностью в периоды между ремонтами и диагностическими контролями.

2.1.13. Плановый ремонт (плановый, предупредительный, профилактический) - ремонт, постановка на который осуществляется в соответствии с требованиями нормативно-технической документации, и проводится в плановом порядке до появления неисправностей или отказов.

2.1.14. Текущий ремонт (Т) - ремонт, выполняемый в процессе эксплуатации для обеспечения работоспособности электроустановок и состоящий в замене и (или) восстановлении отдельных частей, и их регулировке.

2.1.15. Капитальный ремонт (К) - ремонт, выполняемый для восстановления исправности, и полного или близкого к полному восстановлению ресурса электроустановок с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые, и их регулировкой.

2.1.16. Ремонт по техническому состоянию - ремонт, при котором контроль технического состояния выполняется с периодичностью и в объеме, установленными в нормативно-технической документации, а объем и момент начала ремонта определяется текущим техническим состоянием электроустановок (по результатам диагностического контроля (ДК), данными о надежности оборудования или его составных частей).

2.1.17. Регламентная остановка - остановка работы оборудования для проведения технического обслуживания, диагностических и ремонтных работ, регламентированных действующими нормативно-техническими документами (паспортами, ТУ, ГОСТ, РД и т.п.).

2.1.18. Диагностирование - процесс определения технического состояния электроустановок с помощью технических средств для поиска дефекта, оценки работоспособности и прогнозирования изменения их технического состояния.

2.1.19. Оперативный диагностический контроль - контроль технического состояния электроустановок и значений эксплуатационных параметров электроустановок в данный момент времени и в динамике.

2.1.20. Плановый диагностический контроль - контроль в плановом порядке технического состояния электроустановок по параметрам, позволяющим оценить техническое состояние электроустановок и составить прогноз их работоспособности, определить наработку до ремонта или до следующего диагностического контроля, объем и вид ремонта.

2.1.21. Неплановый диагностический контроль - контроль технического состояния электроустановок, проводимый при резком изменении значений постоянно контролируемых параметров (или в случае, когда по результатам оперативного контроля выносится решение о предполагаемом развитии дефекта).

2.1.22. Типовые объемы работ, проводимых при ТО, диагностических контролях и ремонтах приведены в последующих разделах настоящего Положения.

2.1.23. Периодичность технического обслуживания (диагностического контроля, ремонта) - интервал времени или наработка между данным видом технического обслуживания (диагностического контроля, ремонта) и последующим таким же видом или другим большей сложности.

Под видом технического обслуживания (диагностического контроля, ремонта) понимают техническое обслуживание (диагностический контроль, ремонт), выделяемое (выделяемый) по одному из признаков: этапу существования, периодичности, объему работ, условиям эксплуатации, регламентации и т.д.

2.1.24. Ремонтный цикл (цикл технического обслуживания) - наименьший повторяющийся интервал времени или наработка электроустановок, в течение которого выполняются в определенной последовательности в соответствии с требованиями нормативно-технической или эксплуатационной документации все установленные виды ремонта (периодического технического обслуживания).

2.1.25. Наработка - суммарная продолжительность или объем работы (количество пусков, включений и пр.) оборудования.

2.1.26. Трудоемкость технического обслуживания (диагностического контроля, ремонта, испытания) - трудозатраты на проведение одного технического обслуживания (диагностического контроля, ремонта, испытания) данного вида.

2.1.27. Запасная часть (запчасть) - составная часть оборудования, предназначенная для замены находившейся в эксплуатации такой же части с целью поддержания или восстановления работоспособности оборудования.

2.1.28. Обменный фонд - запас нового или заранее отремонтированного оборудования и его запасных частей, находящийся на специально выделенных базах хранения и распределяемый базой производственного обслуживания (БПО) для оперативного проведения ремонтных работ по восстановлению работоспособности оборудования НПС.

2.1.29. Консервация - осуществление временной противокоррозионной защиты металлов и изделий по установленной технологии.

2.2. Организация работ по техническому обслуживанию, диагностированию и ремонту электроустановок

2.2.1. Техническое обслуживание, диагностирование и ремонт электроустановок магистральных нефтепроводов должны проводиться в соответствии с требованиями «Правил эксплуатации электроустановок потребителей» (ПЭЭП) [1]; «Правил устройств электроустановок» (ПУЭ) [2]; «Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов» [3]; «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» (ПТБ) [4]; «Правил безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов» [5]; «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [6]; РД 16.407-95 «Электрооборудование взрывозащищенное. Ремонт» [7]; «Правил пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов» [8]; законодательных актов Госгортехнадзора РФ, Главгосэнергонадзора РФ; инструкций по эксплуатации конкретного типа электроустановок и настоящего Положения.

2.2.2. Ответственность за выполнение требований действующих нормативно-технических документов, правильную и безопасную эксплуатацию электроустановок, своевременное и качественное выполнение работ по техническому обслуживанию, диагностированию и ремонту электроустановок несут руководители предприятий и ответственные за электрохозяйство АО МН (РНУ, НПС).

2.2.3. Руководство АО МН обязано назначить ответственного за электрохозяйство АО МН и структурных подразделений.

Ответственный за электрохозяйство - лицо, непосредственно отвечающее за организацию эксплуатации и ремонта электроустановок, как правило, главный энергетик, инженер-энергетик или назначенный инженерно-технический работник, отвечающий требованиям ПЭЭП.

Если ответственный за электрохозяйство структурного подразделения (РНУ, НПС) не назначен, то ответственность за организацию эксплуатации и ремонта электроустановок в этом подразделении, независимо от его территориального расположения, несет ответственный за электрохозяйство АО МН.

2.2.4. Руководство АО МН (РНУ, НПС) обязано принять меры по обеспечению службы эксплуатации и ремонта электроустановок нормативно-технической документацией, передвижными измерительными и испытательными установками (стендами), контрольно-измерительными приборами, средствами диагностирования, методиками и инструкциями, обеспечивающими надежную, безопасную эксплуатацию и ремонт электроустановок.

2.2.5. Руководство РНУ (АО МН) совместно со специалистами соответствующих служб обязано составить и утвердить в установленном порядке должностные инструкции, определяющие круг обязанностей персонала РНУ (НПС) при эксплуатации, техническом обслуживании, диагностировании и ремонте электроустановок, а также действия персонала РНУ (НПС) во время аварийных и нештатных ситуаций.

2.2.6. Управление технологическим процессом перекачки нефти осуществляется из диспетчерского пункта АО МН, районного диспетчерского пункта (РДП) и местного диспетчерского пункта (МДП). Контроль эксплуатационных параметров и исправного состояния электроустановок осуществляется автоматизированными системами управления технологическим процессом (АСУ ТП), а также персоналом НПС.

2.2.7. Персонал НПС и линейно-производственных диспетчерских станций (ЛПДС, далее по тексту НПС) подразделяется на следующие категории:

оперативный (дежурный) персонал (оператор, дежурный механик, дежурный электрик или электромонтер, слесарь по обслуживанию механо-технологического оборудования, слесарь КИПиА и пр.); оперативно-ремонтный или эксплуатационно-ремонтный персонал (далее по тексту оперативно-ремонтный).

2.2.8. Оперативный (дежурный) персонал осуществляет технические осмотры электроустановок, контролирует параметры работы оборудования, фиксирует значения эксплуатационных параметров в журнале и проверяет регистрацию их в системе АСУ ТП в соответствии с должностными инструкциями; проводит оперативные переключения согласно утвержденным технологическим картам и указаниям диспетчера РДП.

По показаниям контрольно-измерительных приборов (при достижении предельных допустимых значений) и в соответствии с результатами технического обслуживания, осмотра и оперативного контроля оперативный (дежурный) персонал информирует ответственного за электрохозяйство и старшего инженера НПС (главного инженера НПС зам. начальника НПС, зам. начальника по технической части и т.д., далее по тексту старшего инженера НПС) о необходимости проведения диагностического контроля.

При выходе значений параметров работы электроустановок за допустимые пределы оперативный персонал контролирует и при необходимости осуществляет аварийный вывод оборудования из эксплуатации или переключения неисправного оборудования на резервное, о чем делает запись в журнале и извещает диспетчера РНУ и руководство НПС.

2.2.9. Оперативно-ремонтный персонал НПС проводит техническое обслуживание и диагностический контроль технического состояния оборудования; восстановительные работы в случаях отказа оборудования; подготовку оборудования и рабочих мест для ремонтного персонала БПО (ЦБПО) или специализированных ремонтных предприятий; привлекается к проведению ремонта.

2.2.10. Система технического обслуживания и ремонта с учетом фактического технического состояния основывается на проведении профилактических, восстановительных, ремонтных и диагностических работ через интервалы времени (или через число пусков, включений), определенные по нормативно-технической документации с учетом фактических показателей надежности, результатов предыдущих диагностических контролей и оценки работоспособного состояния, а также срока службы данного вида оборудования.

2.2.11. Оперативный, оперативно-ремонтный персонал и инженерно-технические работники (ИТР) осуществляют контроль технического состояния электроустановок (таблица 2.1), с учетом оперативной ситуации и местных инструкций.

Таблица 2.1 Периодичность контроля технического состояния и осмотра электроустановок

Наименование объекта

Должность

Периодичность

Электродвигатели магистральных и подпорных насосных агрегатов и запорная арматура

Оперативный персонал

Через 2 часа (2 раза в смену - для запорной арматуры)

Ответственный за электрохозяйство НПС

1 раз в сутки

Старший инженер

Через 2 дня

Начальник НПС

1 раз в неделю

Электроустановки технологических и вспомогательных систем автоматического пожаротушения и противопожарных средств, системы вентиляции

Оперативный персонал

1 раз в смену

Ответственный за электрохозяйство НПС

Через день

Старший инженер

Через 2 дня

Начальник НПС

1 раз в неделю

Открытое распределительное устройство 35 - 110 кВ

Оперативный персонал

1 раз в смену

Ответственный за электрохозяйство НПС

1 раз в неделю

Начальник НПС

1 раз в месяц

ЗРУ, КРУ-10 кВ, КТП, ТП

Оперативный персонал

2 раза в смену

Ответственный за электрохозяйство НПС

1 раз в смену

Начальник НПС

1 раз в месяц

Электроустановки котельных, тепловых сетей

Оперативный персонал котельной

2 раза в смену (при эксплуатации)

Ответственный за электрохозяйство НПС

1 раз в неделю

Начальник НПС

1 раз в месяц

Воздушные линии электропередачи и устройства молниезащиты

Оперативно-ремонтный персонал

1 раз в месяц (для нпс)

1 раз в 6 месяцев (для трассы)

Ответственный за электрохозяйство

2 раза в год (для НПС),

1 раз в год (для трассы)

Кабельные линии

Оперативный персонал

1 раз в месяц

Ответственный за электрохозяйство НПС

1 раз в 3 месяца

Аккумуляторные батареи

Оперативный персонал

1 раз в смену

Специально выделенное лицо (аккумуляторщик)

2 раза в месяц

Ответственный за электрохозяйство НПС

1 раз в месяц

Конденсаторные установки

Оперативный персонал

1 раз в смену

Ответственный за электрохозяйство НПС

1 раз в 2 недели

Электросварочное оборудование

Оперативно-ремонтный персонал

1 раз в месяц

Ответственный за электрохозяйство НПС

1 раз в 3 месяца

Устройства релейной защиты и автоматики (РЗА)

Оперативный персонал

1 раз в смену

Ответственный за электрохозяйство НПС

1 раз в месяц

Старший инженер службы РЗА

2 раза в год

Устройство заземления и молниезащиты электроустановок

Оперативный персонал

1 раз в сутки

Ответственный за электрохозяйство

1 раз в неделю

Здания и сооружения с размещенными в них электроустановками

Оперативный персонал

1 раз в сутки

Ответственный за электрохозяйство НПС

1 раз в неделю

Старший инженер

1 раз в 2 недели

Начальник НПС

1 раз в месяц

2.2.12. Для системы ТОР по техническому состоянию обязательными являются:

проведение диагностических контролей (обследований) с оценкой работоспособности оборудования и прогнозированием срока дальнейшей эксплуатации;

выполнение ремонтных работ по результатам диагностических обследований;

ведение нормативной, исполнительной, оперативной (эксплуатационной) баз данных и документации, формирование периодических сводок по наработке оборудования, ведение базы данных отказов, хранение на магнитных носителях документации по организации и выполнению ремонтных работ на уровнях РНУ, АО МН в составе разрабатываемой и внедряемой на предприятиях АК «Транснефть» системы СКУТОР или ей подобной.

Выполнение приведенных условий является обязательным в первую очередь для того оборудования и систем НПС, которые по условиям безопасности не могут быть допущены к эксплуатации до отказа, а по экономическим критериям - к эксплуатации до ремонта.

2.2.13. Виды диагностического контроля, ТО и ремонта электроустановок по системе ТОР с учетом технического состояния рекомендуется определять по таблице 2.2.

Таблица 2.2 Виды диагностического контроля, ТО и ремонта электроустановок

Наименование оборудования

Диагностический контроль

ТО

Виды ремонта

Примечание

плановый

по техническому состоянию

оперативный

плановый

периодическое

сезонное

Т

К

Т

К

Электродвигатели насосов

+

+

+

 

 

 

+

+

 

Электроприводы задвижек НПС

+

+

+

 

+

+

 

 

 

Воздушные линии электропередач

 

+

+

+

+

 

 

+

 

Силовые кабели (0,4 - 10) кВ

 

 

+

+

+

 

 

+

 

Трансформаторы силовые

+

+

+

+

+

 

 

+

 

Трансформаторы напряжения и тока

 

 

+

 

+

+

 

 

 

Выключатели:

масляные

+

+

+

+

+

+

 

 

 

воздушные

 

+

+

 

+

 

 

+

 

Разъединители, отделители, короткозамыкатели, разрядники, предохранители

 

 

+

 

+

+

 

 

Совмещать с присоединенным оборудованием

Электрические аппараты напряжением до 1000 В

+

 

+

+

+

 

 

+

 

Конденсаторные установки

+

 

+

 

+

 

 

+

 

Аккумуляторные батареи

+

+

+

 

 

 

+

+

 

Электросварочное оборудование

 

 

+

 

+

 

 

+

 

Устройства РЗА

+

 

+

 

 

 

 

 

 

Примечания

1. Сохранение работоспособности электроустановок, временно выведенных из эксплуатации НПС без выполнения работ по консервации обеспечивается осмотром и ТО, согласно графику ТОР и настоящего Положения.

2. Для неуказанных в таблице электроустановок производится планово-предупредительный ремонт, если виды ремонта не определены другими нормативными документами.

3. Если периодичность ремонтов по техническому состоянию превышает соответствующее значение межремонтной наработки, указанное в документации на данный вид электроустановки, то выполняются плановые ремонты согласно действующей документации.

2.2.14. Работы, проводимые при техническом обслуживании, диагностировании, ремонте и замене электроустановок нефтеперекачивающих станций выполняются:

специализированными подразделениями РНУ (АО МН) - выездными ремонтными бригадами (ВРБ) центральной базы производственного обслуживания (ЦБПО) или БПО;

оперативно-ремонтным персоналом НПС (в зависимости от объема ремонтных работ, оперативности их выполнения, наличия и загруженности ВРБ);

сторонними организациями, имеющими лицензию и допуск к ремонтным работам и диагностированию технического состояния электроустановок предприятий магистральных нефтепроводов.

2.2.15. Анализ изменения контролируемых параметров осуществляется ответственным за электрохозяйство РНУ с использованием сведений о номенклатуре, параметрам работы оборудования и базы данных (в т.ч. системы СКУТОР).

2.2.16. Исполнителями планового и непланового диагностического контроля являются бригада диагностики (с соответствующей диагностической аппаратурой) БПО или опытно-эксплуатационного участка АО МН, оперативно-ремонтный персонал НПС, имеющий, допуск к работе со средствами диагностирования.

2.2.17. Необходимость проведения непланового контроля определяет ответственный за электрохозяйство НПС совместно с оперативным персоналом после оповещения диспетчера РДП и анализа резкого изменения контролируемых параметров с учетом возможных изменений режимов перекачки.

2.2.18. Ремонт по фактическому техническому состоянию проводится с учетом результатов планового или непланового диагностического контроля и может выполняться по типовому объему работ текущего или капитального ремонтов.

2.2.19. Регламентная остановка проводится независимо от результатов последнего диагностического контроля для оборудования, у которого подошел срок регламентных работ (ремонтов, межремонтных испытаний, измерений и других работ, оговоренных в нормативных документах).

2.2.20. Старший инженер и ответственный за электрохозяйство НПС обязаны обеспечить условия для проведения диагностирования электроустановок, определенного планом диагностических контролей (по графику ТОР), подготовить ремонтный персонал или вызвать бригаду диагностики из РНУ.

Результатом работы бригады диагностики должно быть решение о работоспособности или неработоспособности диагностируемых электроустановок.

2.2.21. В случае принятия решения о работоспособности электроустановок бригада диагностики должна дать прогноз о предполагаемом времени работы оборудования без отказа или времени следующего диагностического контроля, довести его до сведения ответственного за электрохозяйство НПС, оформить акт о результатах диагностического контроля.

2.2.22. В случае принятия решения о неработоспособности электроустановок бригада диагностики должна указать предполагаемые дефекты и причины неработоспособного состояния и совместно с ответственным за электрохозяйство НПС определить объем ремонта.

Ответственный за электрохозяйство НПС должен принять соответствующие меры по восстановлению работоспособности электроустановок или его замене.

2.2.23. Определение сложности и трудоемкости ремонта осуществляется после проведения диагностического контроля и принятия решения о выводе электроустановок в ремонт. Вид ремонта (текущий или капитальный) устанавливается по объему работ, а не по периодичности.

2.2.24. Если в объеме ремонта предусматривается разборка оборудования, то бригадой диагностики проводится также контроль тех параметров, оценка которых возможна только при разборке, с последующей коррекцией объема ремонта.

2.2.25. При наличии резервного работоспособного оборудования срок ремонта допускается переносить по согласованию с соответствующими службами. Ответственность за перенос срока ремонта несет старший инженер НПС, ответственный за электрохозяйство НПС и РНУ.

2.2.26. При достижении электроустановками срока регламентной остановки ответственный за электрохозяйство НПС обязан по согласованию с руководством РНУ и БПО вывести данное оборудование из работы и передать его исполнителям для проведения диагностических и ремонтных работ.

2.2.27. Ответственность за выполнение оперативного контроля электроустановок, измерение диагностируемых параметров и их обработку, решение задач прогнозирования, сбора данных по отказам и наработкам оборудования, учет издержек на восстановление работоспособности и диагностирование, взаимодействие со службами РНУ и БПО, реализацию технических решений несут старший инженер и ответственный за электрохозяйство НПС.

2.2.28. Ответственность за организацию, своевременность проведения, качество технического обслуживания, диагностических контролей и ремонта электроустановок несут ответственный за электрохозяйство НПС, начальники соответствующих служб НПС, БПО и главные специалисты РНУ.

Общий контроль за выполнением ТОР электроустановок на предприятиях магистральных нефтепроводов осуществляют главные энергетики АО МН или другие лица, определенные должностными инструкциями.

2.2.29. Объем работ при проведении плановых диагностических контролей равен сумме объемов работ по определению каждого диагностируемого параметра, с учетом вида применяемых средств диагностирования и объема работ при проведении текущего ремонта.

2.2.30. Типовые объемы работ при ТО, ремонтах, характерные для соответствующих видов электроустановок представлены в последующих разделах данного Положения.

Типовые объемы работ составляются для планирования и определения объема ремонтных и диагностических работ, организации подготовительных работ и определения потребностей в материалах, инструментах и запасных частях, организации работы ремонтного персонала и контроля за расходом средств. Типовые объемы работ могут уточняться ответственным за электрохозяйство РНУ в зависимости от технического состояния электроустановок.

2.2.31. Контролируемые параметры, необходимые для оценки работоспособного состояния оборудования, представлены в последующих разделах Положения.

В случаях, когда для оценки технического состояния оборудования не достаточно существующих контролируемых параметров, должны быть приняты меры по разработке дополнительных методик, инструкций оценки технического состояния.

2.2.32. С внедрением новых методов диагностирования объем контролируемых параметров должен пересматриваться и должны быть внесены коррективы в нормы трудоемкости плановых диагностических контролей.

2.2.33. Диагностирование технического состояния электроустановок основывается на сравнении базовых и фактических характеристик электроустановок, полученных за определенный период времени.

Базовыми характеристиками являются характеристики, полученные после монтажа новых (или подвергнутых капитальному ремонту) электроустановок.

Фактическими (текущими) характеристиками являются характеристики, получаемые в процессе эксплуатации электроустановок в данный период времени.

При переходе к техническому обслуживанию и ремонту с учетом фактического технического состояния прежде всего уточняются (а в отдельных случаях и определяются новые) базовые характеристики электроустановок.

2.3. Планирование работ по техническому обслуживанию, диагностическому контролю и ремонту

2.3.1. Для планирования и организации ремонта электроустановок составляются:

перспективные графики ремонта основного электрооборудования и ВЛ напряжением 35 - 110 кВ;

годовые графики ТОР и диагностических контролей (приложение А);

месячные (квартальные) графики ТОР и диагностических контролей.

Перспективный график ремонта разрабатывается на 5 лет ответственным за электрохозяйство АО МН для определения и размещения объемов ремонтных работ и служит основанием для планирования трудовых, материальных и финансовых ресурсов по годам планируемого периода.

2.3.2. Годовой график составляется на все виды ремонта оборудования за два месяца до окончания текущего календарного года ответственным за электрохозяйство НПС, согласовывается со смежными службами, БПО и специализированными подрядными организациями, визируется руководством НПС, главными специалистами БПО и утверждается ответственным за электрохозяйство РНУ. График ТОР электроустановок, отключение которых приводит к изменению объемов перекачки нефти или условий передачи электроэнергии, утверждается главным инженером АО МН (РНУ).

2.3.3. Месячные (квартальные) графики составляются на основании утвержденных годовых графиков ТОР и диагностических контролей с учетом заявок на неплановые диагностические контроли, совмещаются с графиком осмотра и контроля (таблица 2.1) и утверждаются ответственным за электрохозяйство НПС.

2.3.4. Исходными данными для составления графика ТОР и диагностического контроля электроустановок являются: данные о показателях надежности (в первую очередь наработка на отказ за последние два года), режимах и условиях эксплуатации; показатели надежности; сведения о выполнении ранее предусмотренных диагностических контролей, ТО, ремонтов и испытаний; информация о наработке с начала эксплуатации и фактически отработанном с момента последнего ремонта времени, а также количестве включений (пусков).

При планировании следует учитывать обеспеченность материальными и финансовыми ресурсами, оснащенность контрольно-измерительными приборами и диагностической аппаратурой.

В течение года график может корректироваться на основании фактически выполненного объема работ с учетом объема неплановых работ. Измененный график должен быть утвержден ответственным за электрохозяйство РНУ (АО МН).

2.4. Нормы трудоемкости

2.4.1. Трудоемкость ремонта определяется трудозатратами на проведение одного ремонта (текущего или капитального) в пределах типового объема работ для определенного вида электроустановок с учетом мощности, напряжения, конструктивного исполнения и назначения.

2.4.2. Нормами трудоемкости, приведенными в последующих разделах настоящего Положения кроме основных работ, перечисленных в типовых объемах работ, учтено время на:

подготовительно-заключительные работы;

отдых и личные надобности (приложение Б, таблица Б.1);

обслуживание рабочего места;

переходы исполнителей в пределах рабочей зоны, связанные с подготовкой, организацией рабочего места и завершением работ;

перемещение инструмента, материалов, запасных частей, испытательной аппаратуры, приспособлений и механизмов в пределах рабочей зоны.

2.4.3. Время на подготовительно-заключительные работы состоит из затрат рабочего времени на получение задания и ознакомление с ним; производственный инструктаж о порядке и объемах выполняемых работ; ознакомление с технологией производства работ, со схемами, чертежами, инструкциями и другой технической документацией; получение инструмента, оснастки, приспособлений, их установку и снятие после выполнения задания; подготовку к работе необходимых приборов, материалов, запасных частей и сдачу их после работы; протирку и смазку механизмов, приспособлений, заправку и заточку инструмента в процессе работы; подключение механизированного инструмента и приспособлений к стационарным энергетическим и пневмогидравлическим разводкам в пределах рабочей зоны; заземление механизмов; выполнение организационно-технических мероприятий по технике безопасности, а также:

при ремонте электродвигателей - на подвод воды, воздуха, ацетилена, кислорода к рабочему месту в пределах рабочей зоны. Нормами предусматривается участие ремонтного персонала в испытаниях при укладке секций в статор, тепловых испытаниях активной стали статора и опробования электродвигателя на холостом ходу;

при ремонте трансформаторов и аппаратов высокого и низкого напряжения - на проверку отсутствия напряжения, сборку изолирующей штанги, наложение заземления; прогонку резьбы крепежных изделий (до 10 % от общего количества); подводку воздуха, ацетилена, кислорода в пределах рабочей зоны;

при ремонте воздушных и кабельных линий электропередачи - на подготовку рабочего места (проверку указателя напряжения, подготовку переносного заземления, проверку снаряжения монтеров и др.);

при техническом обслуживании устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) - на отключение вторичной коммутации при выводе сложных устройств РЗА из работы и принятие мер против возможности воздействия проверяемого устройства на другие устройства, сборку и разборку схем для проверок устройств РЗА; телефонные разговоры, связанные с проверкой аппаратуры; оформление документации в процессе и после проверок устройств РЗА;

при испытаниях электроустановок с применением переносного испытательного оборудования или с использованием стационарных испытательных установок - на ознакомление с результатами предыдущих испытаний и измерений, браковочными нормативами; подбор и настройку испытательного оборудования, приборов, приспособлений и инструмента на месте производства работ; сборку и разборку схем, проверку правильности сборки схем и надежности рабочих и защитных заземлений; на опробование схем испытаний и измерений; снятие рабочих и защитных заземлений, при необходимости;

при испытаниях электроустановок с применением передвижной испытательной установки (электротехнической лаборатории) кроме того - на определение, получение и погрузку необходимых дополнительных приборов, приспособлений и инструмента; их осмотр и проверку работоспособности на базе и на месте производства работ и перед сдачей на хранение; разгрузку на базе, сдачу на хранение.

2.4.4. Нормы не учитывают время на проведение следующих видов работ: изготовление и ремонт механизмов, приспособлений и инструмента постоянного и разового пользования силами бригады (звена); выполнение дополнительных работ, не предусмотренных технологией; оформление и закрытие наряда; исправление брака в работе; работу обслуживающего персонала и персонала высоковольтных лабораторий, наблюдающего, машиниста крана и инженерно-технических работников; переезды ремонтного персонала с одной НПС на другую, а также время доставки бригады ремонтников, аппаратуры и оборудования на объекты обслуживания и обратно; потери рабочего времени, вызванные недостатками в организации труда.

Кроме того, нормы не учитывают затраты времени:

при ремонте электродвигателей - на технологические перерывы при выполнении обмоточных работ (сушка, пропитка);

при ремонте трансформаторов и аппаратов высокого и низкого напряжения - на устройство и разборку подмостей, стремянок, настилов, конструкций для такелажных приспособлений, погрузку и разгрузку оборудования, доставку его на склад и со склада до рабочей зоны;

при ремонте воздушных и кабельных линий - на доставку элементов опор на место сборки и установки; доставку спецмеханизмов на трассу; переходы электромонтеров по трассе линий;

при техническом обслуживании устройств РЗА - на монтажные работы, исправление и калькировку схем; изготовление и ремонт приспособлений, инструмента и приборов;

при испытаниях электроустановок - на подготовку передвижной испытательной установки (электротехнической лаборатории) в соответствии с требованиями инструкции по ее эксплуатации; отключение и переключение переносного испытательного оборудования к внешнему стационарному или автономному источнику питания; выполнение расчетов, анализ результатов испытаний и измерений, оформление протоколов испытаний, заполнение журнала дефектов, вычерчивание диаграмм, схем и эскизов; ремонт испытательного оборудования, приборов, приспособлений и инструмента; перерывы в технологическом процессе; прогрев электроустановок для измерения характеристик изоляции.

2.4.5. Затраты времени на проезд ремонтного персонала, на погрузку и разгрузку инструментов учитываются отдельно согласно приложению Б (таблицы Б.2 и Б.3).

2.4.6. При производстве работ в зимних условиях на открытом воздухе и в необогреваемых помещениях к Нормам трудоемкости применяются усредненные поправочные коэффициенты (приложение Б, таблица Б.4) для соответствующих температурных зон (приложение Б, таблица Б.5).

При производстве работ в стесненных, неудобных или не приспособленных для ремонта местах (непосредственно в ячейках ЗРУ) Нормы трудоемкости определяются с коэффициентом - 1,1; на высоте от уровня пола более 1,5 м - 1,05; при температуре воздуха на рабочем месте выше 40 °С в помещениях ЗТП, РП - 1,2.

2.4.7. При введении к Нормам трудоемкости нескольких поправочных коэффициентов окончательная норма трудоемкости определяется произведением Нормы времени на все применяемые коэффициенты.

2.4.8. Выполнение ремонтов рабочими, квалификационные разряды которых не соответствуют разрядам, приведенным в Нормах, а также недостатки организационно-технического характера на отдельных предприятиях не могут служить основанием для каких-либо изменений Норм на эти работы.

2.4.9. До введения настоящих Норм трудоемкости необходимо выполнить организационно-технические мероприятия по производству работ в соответствии с требованиями настоящего раздела, нормативно-технической и проектной документации и осуществить производственный инструктаж рабочих.

2.4.10. С введением более прогрессивной технологии ремонта электроустановок указанные Нормы трудоемкости могут корректироваться. Нормы должны быть технически обоснованы и утверждены в установленном порядке.

2.4.11. Нормы трудоемкости предназначены для инженерно-технических работников при организации и планировании объемов ремонтных работ и технического обслуживания, а также для определения мощностей ремонтных баз и расчетов нормированных заданий ремонтным бригадам. При планировании трудоемкости ремонтов следует дополнительно учитывать средне-статистическую трудоемкость неплановых ремонтов.

2.5. Нормы резерва и расхода комплектующих изделий, запасных частей и материалов

2.5.1. Предприятия магистральных нефтепроводов должны располагать запасными частями, материалами и обменным фондом узлов оборудования для своевременного выполнения ремонтов.

Отделы главных энергетиков РНУ и службы, ответственные за эксплуатацию электроустановок должны вести учет наличия и расхода запасных частей, комплектующих изделий, принадлежностей и материалов. База данных должна корректироваться по мере использования и поступления новых изделий и материалов.

2.5.2. При хранении запасных частей, комплектующих изделий и материалов необходимо обеспечить их сохранность для использования по прямому назначению.

Оборудование, запасные части и материалы, сохранность которых нарушается под действием внешних атмосферных условий, следует хранить в закрытых складах.

2.5.3. Нормы резерва и расхода материалов, комплектующих изделий, запасных частей разработаны с учетом нормативов планово-предупредительного ремонта, справочной литературы и приведены в приложениях Р и С.

При этом запасными частями являются как крупные сборочные единицы (узлы), восстанавливаемые и используемые многократно, так и отдельные детали, работоспособность которых в случае возникновения отказа не подлежит восстановлению.

2.5.4. Необходимое количество запасных частей корректируется с учетом количества эксплуатируемого оборудования и времени его работы в течение года и критериев технического состояния электроустановок.

2.6. Подготовка к ремонту

2.6.1. Подготовка к ремонту электроустановок - это комплекс организационных, инженерно-технических мероприятий, а также мероприятий по материальной подготовке, которые должны обеспечить высокое качество ремонтных работ, выполнение их в установленные сроки с минимальными трудовыми и материальными затратами.

2.6.2. Организационная подготовка к ремонту включает:

ознакомление оперативно-ремонтного персонала с графиками ТОР и плановых диагностических контролей;

согласование с инженерно-технологическими службами и производственными цехами (подразделениями) конкретной даты и времени остановки электроустановок для вывода в ремонт;

обеспечение необходимыми механизмами, приспособлениями, инструментом, инвентарем;

выполнение мероприятий по технике безопасности и противопожарных мероприятий;

комплектацию специалистами и инструктаж ремонтных бригад.

2.6.3. Инженерно-техническая подготовка заключается в обеспечении ремонтной технической документацией и анализе технического состояния электроустановок с целью выполнения целенаправленного ремонта. Для этого подготавливаются схемы, чертежи элементов и узлов электроустановок, спецификации на материалы, запасные части и комплектующие изделия, ведомости дефектов.

2.6.4. Материальная подготовка включает: комплектацию резервного оборудования для создания обменного фонда; своевременное обеспечение необходимыми материалами, запасными частями, узлами и деталями, приборами и средствами диагностирования.

2.6.5. Если по результатам диагностирования и оценки технического состояния электроустановки в объеме капитального ремонта предполагаются сложные и трудоемкие специальные работы или при эксплуатации имеет место большое количество отказов, то необходимо выполнить технико-экономическую оценку целесообразности проведения ремонта по сравнению с затратами на приобретение и монтаж новой электроустановки (приложение Г).

2.7. Порядок сдачи (вывода) электроустановок в ремонт и приемки из ремонта

2.7.1. Общие требования к электроустановкам, порядок сдачи в ремонт и приемки из ремонта определяются в соответствии с требованиями ПЭЭП, РД 16.407-95 [7], ГОСТ 2.602-95 [9], ТУ на капитальный ремонт и инструкциями АО МН.

2.7.2. Передача оборудования в ремонт и приемка из ремонта осуществляются в соответствии с месячным (квартальным) графиком работы участков БПО (или специализированных предприятий) и заявками на неплановые работы.

2.7.3. Вывод электроустановок в ремонт осуществляется оперативно-ремонтным персоналом по заявке лица, ответственного за электрохозяйство и согласовывается с соответствующими службами НПС с последующей записью в оперативном (эксплуатационном) журнале. При этом передается исполнителю ремонта паспорт (формуляр) на соответствующее оборудование, акт сдачи оборудования в ремонт с результатами диагностического контроля.

2.7.4. Выводу электроустановок на ТО или ремонт и последующему пуску их в эксплуатацию должны предшествовать диагностический контроль и оценка технического состояния объекта.

Окончательное решение о необходимости ремонта, его виде и сложности принимают с учетом результатов диагностического контроля. По результатам послеремонтного диагностического контроля оценивается качество ремонта и уточняется (или устанавливается) срок планового диагностического контроля.

2.7.5. Подготовка рабочего места к производству ремонтно-наладочных работ и ввод электроустановок в работу после окончания этих работ производится в соответствии с ПЭЭП и ПТБ и по распоряжению ответственного за электрохозяйство.

2.7.6. Приемка электроустановок из капитального ремонта, выполненного специализированными подразделениями или подрядными организациями, производится ответственным за электрохозяйство, с проверкой качества и соответствия объема выполненных работ, предусмотренных планом (договором между заказчиком и подрядчиком). Под руководством ответственного за электрохозяйство осуществляются контроль качества ремонта с применением методов и средств технической диагностики и контроль своевременного и правильного заполнения соответствующих журналов и паспортов (формуляров) сведениями о выполненных ремонтных и диагностических работах.

2.7.7. Ремонтная организация, выпуская электроустановки из капитального ремонта, должна определить гарантийный ресурс с момента возобновления эксплуатации в соответствии с действующей нормативно-технической документацией.

2.7.8. Вводимые после ремонта электроустановки должны быть испытаны в соответствии с нормами ПЭЭП с составлением соответствующего акта.

2.7.9. Работы, выполненные при капитальном ремонте основного электрооборудования (электродвигателей магистральных и подпорных насосов, трансформаторов, ЗРУ, ВЛ, кабельных линий и пр.), принимаются по акту, к которому должна быть приложена техническая документация по ремонту. Форма акта сдачи-приемки приведена в приложении В настоящего Положения. Акты со всеми приложениями хранятся в паспортах оборудования.

2.7.10. О работах, выполняемых при капитальном ремонте остального электрооборудования и аппаратов, делается подробная запись в паспорте оборудования, а при диагностических контролях, ТО, текущих плановых и неплановых ремонтах - в журналах учета работ по ТОР.

2.7.11. Электроустановки, бывшие в ремонте или на испытании, включаются под напряжение только после приемки оперативным или оперативно-ремонтным персоналом.

2.8. Техническая документация

2.8.1. Каждая НПС должна иметь техническую документацию, в соответствии с которой электроустановки допускаются к эксплуатации:

документацию в соответствии с требованиями ПЭЭП и органов государственного надзора;

утвержденную проектную и исполнительную документацию (чертежи, схемы, перечень электроустановок, пояснительные записки и др.) со всеми последующими изменениями;

технические паспорта всего установленного оборудования;

инструкции по обслуживанию каждого вида оборудования;

должностные инструкции по каждому рабочему месту, пересматриваемые через каждые 5 лет или по мере поступления нового оборудования и внесения изменений в технологические схемы перекачки и т.д.;

оперативную (эксплуатационную) документацию с указанием предельных величин контролируемых рабочих параметров оборудования и величины срабатывания сигнализации и аварийных защит;

документацию по сбору данных о надежности оборудования;

документацию по техническому обслуживанию, диагностированию и ремонту электроустановок.

2.8.2. Все конструктивные и технологические изменения, произведенные в процессе эксплуатации и во время ремонтов электроустановок, должны быть согласованы с заводом-изготовителем, утверждены главным инженером АО и отражены в схемах, чертежах, паспортах оборудования ответственным за электрохозяйство НПС с указанием даты внесения изменения.

2.8.3. Оперативная документация по эксплуатации электроустановок магистральных нефтепроводов должна включать:

оперативный журнал;

формы учета работы электроустановок, в которых должны отражаться дата и время, причина пуска и остановки электроустановок, а также время простоя; сведения о режиме работы (формы учета должны позволять определять наработку и число пусков оборудования);

ведомости результатов оперативных диагностических контролей;

журнал результатов обхода электроустановок ответственным за электрохозяйство и руководством НПС, РНУ и оперативным (дежурным) персоналом.

Оперативная документация заполняется оперативным (дежурным) персоналом НПС.

2.8.4. Документация по сбору данных о надежности оборудования включает журналы учета отказов и неисправностей электроустановок, в которых регистрируются следующие данные:

дата и время возникновения отказа;

наименование (код) отказавшего узла;

причина отказа;

наработка с начала эксплуатации и после предыдущего ремонта;

количество пусков или включений для электродвигателей насосных агрегатов, электроприводов запорной арматуры, выключателей;

время и трудозатраты на проведение ремонтных работ;

должность и фамилия ответственного лица за выполнение ремонта.

Расследование причин отказов осуществляется ответственным за электрохозяйство и инженерами соответствующих служб. Сведения хранятся у старшего инженера НПС. До обслуживающего персонала доводятся причины возникновения отказов и принятые меры по предотвращению их повторения.

2.8.5. Документация по техническому обслуживанию, диагностированию и ремонту электроустановок содержит:

графики ТОР и плановых диагностических контролей для каждого вида оборудования;

журнал учета ремонтов и ТО, в котором указываются: дата проведения ТО или ремонта, вид ремонта или технического обслуживания, трудоемкость, наработка между ремонтами или ТО, расход и стоимость материалов или деталей, время простоя оборудования, ответственный исполнитель;

журнал учета диагностических контролей, который должен содержать: дату диагностического контроля, диагностируемые параметры, их значения (допустимые и фактические), заключение о работоспособности, выполненный объем ремонта, сведения об ответственном исполнителе планового диагностического контроля;

бланки нарядов-допусков на производство ремонтных и диагностических работ;

акты сдачи и приемки из ремонта оборудования;

акты проведения плановых диагностических контролей;

акты и протоколы испытаний электроустановок.

Журнал ТО, ремонтов и диагностических контролей допускается совмещать.

3. СБОР, ОБРАБОТКА ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ ИНФОРМАЦИИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ

Каждое предприятие с учетом основных требований настоящего раздела должно организовать сбор информации и определение показателей надежности для электроустановок. Фактические показатели надежности учитываются при определении периодичности диагностических контролей, технического обслуживания и ремонтов, а также в планировании работ по совершенствованию и модернизации оборудования или его замене.

Автоматизированные сбор, обработка, хранение и выдача информации о надежности работы электроустановок должны осуществляться с учетом разработки и внедрения единой системы контроля и управления техническим обслуживанием и ремонтом (СКУТОР) объектов и сооружений магистральных нефтепроводов АК «Транснефть».

3.1. Сбор информации

3.1.1. Информация о надежности подразделяется на базовую, входящую и выходящую.

3.1.2. Базовая информация должна формироваться и корректироваться АО МН или его предприятиями и содержать:

данные о номенклатуре эксплуатируемых и имеющихся в резерве электроустановок;

данные о технологических схемах и режимах НПС;

данные о номинальных и предельных значениях параметров, характеристиках электроустановок;

наработку в часах агрегата (узла, детали) с начала эксплуатации, от последнего текущего и капитального ремонтов;

сведения о фактических характеристиках устанавливаемого (нового) оборудования или вводимого в эксплуатацию после ремонта;

периодически фиксируемые технико-экономические показатели оборудования;

кодификаторы оборудования, видов его отказов и причин, их вызывающих.

3.1.3. Входящая информация должна содержать:

сведения о фактических эксплуатационных параметрах действующих электроустановок;

данные об отказах, времени и трудозатратах на проведение ремонтных работ;

сведения о стоимости выполненных в отчетном периоде ремонтных работ;

сведения об изменениях состава и размещения электроустановок.

3.1.4. Параметры электроустановок, подлежащие обязательному контролю, определяются в соответствии с эксплуатационной документацией на каждый его вид. Данные об эксплуатационных параметрах, результаты проведения диагностического и неразрушающего контроля, испытаний оборудования должны регистрироваться в журналах учета работы оборудования с периодичностью, предусмотренной эксплуатационной документацией, а также приводимой в разделах настоящего Положения.

3.1.5. Отказом электроустановок является любое нарушение работоспособности, приводящее к их остановке или постепенному изменению одного или нескольких заданных параметров.

3.1.6. Технологические остановки оборудования, а также остановки, связанные с проведением технического обслуживания и ремонтов, испытаний (обкатки) к отказам не относятся и при расчете показателей надежности не используются.

3.1.7. Конкретные виды электроустановок, по которым следует осуществлять сбор информации по отказам, определяются решением АО МН. Необходимо регистрировать отказы следующих электроустановок:

а) электрических машин - по причинам повреждений изоляции обмоток ротора и статора (в том числе лобовых частей обмоток), отказов возбудителей, неисправностей подшипников (перегрев, повышенная вибрация и др.), повреждения активной стали, демпферных обмоток ротора, разрушения или недопустимых дефектов вала, отказов беличьего колеса ротора (для асинхронных электрических машин);

б) воздушных линий электропередачи - при атмосферных перенапряжениях (гроза), скорости ветра выше расчетной, посторонних воздействиях, изменении материалов в процессе эксплуатации (загнивание древесины, старение изоляции);

в) трансформаторов - из-за повреждений обмоток, неисправностей выводов, нарушения изоляции, повреждений переключателей и бака, утечки масла и др.;

г) оборудования распределительных устройств;

д) выключателей, разрядников, разъединителей, отделителей, короткозамыкателей, силовых кабелей;

е) устройств РЗА - при ложных срабатываниях, отказах срабатывания, по другим причинам.

3.1.8. Для возможности оценки влияния пусков (включений) на надежность работы оборудования и изменение его параметров следует вести учет числа пусков (включений).

3.1.9. С целью оценки работы служб БПО (ВРБ) необходимо фиксировать данные о времени, затраченном на ремонт, трудозатратах и стоимости выполненных ремонтных работ с последующим вводом в базу данных (БД).

3.1.10. Сбор информации об отказах и наработках электроустановок должен производиться непрерывно с начала их эксплуатации с помощью средств АСУ, а при их отсутствии - персоналом НПС.

Все отказы, произошедшие в работе электроустановок, регистрируются в хронологическом порядке в журнале учета аварий и отказов. Далее сведения должны быть введены в БД.

Ответственность за правильность учета аварий и отказов в работе, своевременное представление в вышестоящую организацию актов расследования и сведений об отказах, а также хранение журнала учета отказов и неисправностей, актов расследований возлагается на ответственного за электрохозяйство предприятия.

3.1.11. Предприятия должны обеспечить достаточно полное и своевременное заполнение эксплуатационной и ремонтной документации сведениями об отказах, неисправностях, объемах ремонтов.

3.2. Порядок обработки эксплуатационной информации

3.2.1. Обработка эксплуатационной информации о надежности производится в следующем порядке:

первичная обработка информации и формирование выборок;

определение показателей надежности;

анализ показателей надежности.

3.2.2. Календарная продолжительность наблюдений (τк) для определения показателей надежности должна составлять не менее двух лет либо приниматься равной межремонтному периоду при условии, что за это время зарегистрировано три - четыре отказа.

3.2.3. Первичная обработка информации

За установленный период наблюдений (τк) в БД должны быть внесены следующие сведения:

дата, время отказа, отказавший узел (деталь), причина отказа;

наработка оборудования (а также узлов, деталей, наработка которых регламентирована другими НТД) с начала эксплуатации, с момента проведения последнего текущего и капитального ремонтов;

суммарная наработка оборудования за период наблюдений;

результаты анализа показателей надежности;

суммарное время, затраченное на ремонт;

данные о числе пусков.

В число наработок между отказами входят все наработки между отключениями, не относящимися к отказам электроустановок (например, остановки электродвигателя по причине отсутствия электроэнергии, изменения режима перекачки нефти и др.).

Наработка в часах между отказами определяется как сумма всех наработок между отключениями за период между двумя отказами. Информация о наработках между отказами необходима для определения наработки оборудования за период наблюдений, а также средней наработки на отказ.

Данные о количестве пусков используются при оценке работы ремонтных служб, а также возможного влияния пусков на надежность работы электродвигателей насосных агрегатов. На основании сведений, имеющихся в БД, формируются выборки конкретно по видам отказов для каждой единицы оборудования (например, для двигателей - по отказам подшипников, возбудителей и др.) содержащие данные о количестве отказов и наработках между ними. Сведения используются для определения средних наработок на отказ для различных узлов оборудования и выявления минимальной из них, определяются другие показатели надежности.

3.2.4. Определение показателей надежности проводится с учетом требований ГОСТ 27.002-89 [10].

Средняя наработка на отказ  узлов (деталей) и электроустановки в целом рассчитывается по формуле:

                                                                (3.1)

где r - суммарное число отказов за период наблюдений τк;

ti  - i-я наработка в часах между отказами за период τк.

Среднее время восстановления:

                                                              (3.2)

где tвi - время в часах, затраченное на i-й ремонт.

В качестве показателя, позволяющего оценить степень влияния частоты пусков на надежность работы некоторого вида электроустановок принимается коэффициент относительной частоты пусков KП, величина которого равна среднему числу пусков за определенное время. Для электродвигателя коэффициент KП равен среднему числу пусков за 1000 ч. работы:

                                                           (3.3)

где П  - суммарное число пусков за отчетный период;

TР - суммарное время работы в часах (наработки) за отчетный период τк.

3.2.5. Анализ надежности электроустановок базируется на результатах расчетов средней наработки на отказ  (п. 3.2.4).

Из всех значений  узлов (деталей) одного вида оборудования или электроустановки в целом, выбирается наименьшее значение , которое называется средней наработкой на отказ слабого звена -

Данные о фактических показателях надежности оборудования и значения  используются для определения периодичности диагностических контролей и уточнения сроков проведения диагностических контролей и ремонтов.

Определение  проводится для однотипного оборудования, проработавшего примерно одинаковое время и эксплуатируемого в подобных условиях.

4. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ

4.1. Наименование оборудования

К электрическим машинам (ЭМ) относятся:

асинхронные и синхронные высоковольтные электродвигатели основных и подпорных насосных агрегатов;

асинхронные с короткозамкнутым ротором (низковольтные) электродвигатели вспомогательных насосных агрегатов, подъемных механизмов, арматуры и систем НПС (откачки утечек, маслоснабжения, водоснабжения, вентиляции);

генераторы стационарных и передвижных дизельных электростанций;

регулируемые электроприводы (рассматриваются только частотнорегулируемые, как наиболее перспективные).

4.2. Общие положения

Виды технического обслуживания, диагностического контроля и ремонта электрических машин определены в разделе 2 настоящего Положения. При этом ремонт взрывозащищенного электрооборудования, связанный с восстановлением и изготовлением деталей сборочных единиц, неисправность которых может повлечь за собой нарушение взрывозащищенности электрооборудования, а также ремонт, который в соответствии с ПЭЭП и ПТБ запрещается проводить оперативно-ремонтному персоналу, должен выполняться ремонтными предприятиями (цехами, участками), имеющими лицензию Госгортехнадзора.

Электродвигатели магистральных и подпорных насосных агрегатов, вводимые в эксплуатацию после ремонта, подлежат испытаниям и обкатке в течение 8 часов после текущего и 72 часов после капитального ремонта. Новый электродвигатель (ЭД) после монтажа подлежит испытаниям и обкатке в течение 72 часов.

После завершения обкатки определяются базовые характеристики (энергетические, виброакустические, температурные и т.д.) с указанием режима работы (силы тока и мощности), которые сравниваются со значениями, допускающими ввод ЭД в эксплуатацию, а полученные характеристики и измеренные параметры заносятся в базу данных АСУ ТП (АРМО, систему СКУТОР).

Электродвигатели вспомогательных насосных агрегатов (НА) и систем НПС после ремонта подлежат испытаниям и обкатке не менее одного часа.

Во время обкатки измеряют виброакустические параметры, которые предусмотрены объемом испытаний или нормативно-технической документацией, и сравнивают с допустимыми значениями.

4.3. Типовой объем работ по техническому обслуживанию и видам ремонта

4.3.1. Типовой объем работ по техническому обслуживанию

В объем технического обслуживания ЭМ входят операции:

наружный осмотр электрической машины, в том числе систем управления, защиты, вентиляции и охлаждения;

визуальная проверка состояния изоляторов, заземляющего проводника;

проверка состояния ограждения, контура заземления, крепления к раме (фундаменту);

визуальный контроль герметичности системы, наличия и состояния (качества) масла, пополнение масла при необходимости;

проверка на отсутствие посторонних шумов;

чистка доступных частей от загрязнения и пыли;

проверка интенсивности искрения в области щеточной траверсы и на контактных кольцах (коллекторе);

проверка элементов соединения двигателя с приводимым механизмом;

проверка аппаратуры пуска;

визуальная проверка работы приборов для контроля температуры подшипников железа и меди, измерения вибрации двигателя; параметров энергопотребления (мощности, cos φ, тока, напряжения и пр.). Дополнительно проводятся следующие операции:

а) для взрывозащищенных электродвигателей:

проверка подсоединения и надежности уплотнения подводимых кабелей, технического состояния и герметичности вводных коробок и муфт уплотненного ввода;

б) для электроприводов запорной арматуры:

проверка крепления электропривода к задвижке;

проверка состояния аппаратуры управления;

в) для синхронных электродвигателей:

проверка работы системы возбуждения.

Техническое обслуживание генераторов стационарных и передвижных дизельных электростанций проводится согласно технической документации.

4.3.2. Типовой объем работ при текущем ремонте

При текущем ремонте асинхронных и синхронных электродвигателей проводятся все операции технического обслуживания, а также:

разборка в необходимом для ремонта объеме с учетом результатов диагностических контролей;

продувка статора и ротора сжатым воздухом;

проверка состояния и замер зазоров между вкладышем и крышкой подшипника (замена подшипника при необходимости);

проверка сопротивления изоляции обмоток и других диагностических параметров согласно ПЭЭП и приложению Д;

проверка исправности элементов системы охлаждения и ремонт при необходимости;

осмотр и проверка пусковых устройств (в соответствии с типовым объемом работ, разделы 5, 7);

оценка работоспособности по виброакустическим параметрам и температуре (см. п. 4.4.2. и приложение Е);

осмотр, при необходимости демонтаж и замена полумуфты;

сборка и испытание (в режиме холостого хода или под нагрузкой) в соответствии с Нормами ПЭЭП и раздела 4. Кроме того:

а) для электродвигателей синхронных:

зачистка контактных колец, проверка крепления и регулировка траверсы щеткодержателя, щеточного механизма, при необходимости замена и подгонка щеток;

б) для взрывозащищенных электродвигателей:

проверка сопряжения деталей, обеспечивающих герметичность и взрывозащиту, взрывонепроницаемости вводов кабелей и проводов и соответствие их требованиям руководства по эксплуатации;

в) для электроприводов запорной арматуры:

проверка наличия и пополнение смазки в подшипниках электродвигателя, в подшипниках зубчатых, червячных передачах и подвижных частях привода и силового редуктора;

проверка и подтяжка контактных соединений, восстановление изоляции выходных концов обмотки электродвигателя, проверка состояния уплотнителей, поверхностей и деталей, обеспечивающих взрывозащиту;

регулировка путевых (концевых) и моментных конечных выключателей, ревизия узлов выключателей.

Текущий ремонт генератора дизельной электростанции проводится в объеме и с периодичностью, указанных в соответствующей документации или с учетом результатов диагностирования.

4.3.3. Типовой объем работ при капитальном ремонте без замены обмоток

При капитальном ремонте без замены обмоток (с выемкой ротора) проводятся все операции текущего ремонта, а также:

полная разборка с выемкой ротора из статора;

ремонт подшипниковых узлов;

проверка изоляции на стояках подшипников;

проверка (ремонт) расклиновки статорных (роторных) пазов;

проверка крепления лобовых частей обмотки статора, целостности бандажей ротора;

проверка крепления центрирующих, стопорных и контактных колец, балансировочных грузов;

проверка состояния шеек и дисков (лабиринтов) уплотнения на валу и, при необходимости, их ремонт;

ремонт элементов системы охлаждения электродвигателей;

балансировка ротора;

покрытие обмоток электроэмалью;

проверка и установка зазоров между статором и ротором, монтажных зазоров;

проверка (ремонт) проходных и опорных изоляторов, выводных концов (шин);

дефектоскопия ротора;

выверка магнитных осей ротора и статора;

регулировка расстояния между торцами вала ротора двигателя и вала насоса;

проверка целостности и надежности крепления смотровых стекол, отсутствия трещин и других повреждений;

переборка контактных колец - для синхронных электродвигателей;

оборка, покраска; испытания в соответствии с Нормами ПЭЭП.

При капитальном ремонте электроприводов запорной арматуры дополнительно проводится замена пришедших в негодность узлов и базовых деталей.

4.3.4. Типовой объем работ при капитальном ремонте с перемоткой (заменой) обмоток

При капитальном ремонте с перемоткой (заменой) обмоток проводятся все операции капитального ремонта без замены обмоток (с выемкой ротора), а также:

замена обмоток статора (ротора, катушек полюсов) в соответствии с картой технологического процесса;

замена вентилятора, щеточного механизма и других изношенных узлов и деталей;

ремонт воздухоохладителя и системы охлаждения;

восстановление элементов взрывозащиты, проведение гидравлических испытаний деталей и сборочных единиц взрывонепроницаемой оболочки, обновление маркировок взрывозащиты, предупредительных надписей;

покраска, сборка; испытания в соответствии с Нормами ПЭЭП.

4.4. Контроль работоспособности электрических машин

4.4.1. Общие положения

Контроль работоспособности ЭМ осуществляется:

при диагностировании (оперативный и плановый контроль);

при техническом обслуживании;

до и после выполнения текущего и капитального ремонтов с учетом результатов испытаний в объеме, предусмотренном нормативно-технической документацией.

Оценку работоспособности устанавливают по показаниям контрольно-измерительных приборов (оперативный диагностический контроль), при этом оператор не реже чем через два часа контролирует значения измеряемых величин. Регистрацию значений температуры и вибрации проводят один раз в смену по каждой контролируемой точке на установившемся режиме. На каждом новом режиме регистрируют силу тока, а при наличии соответствующих приборов также мощность.

При контроле вибрации переносным (портативным) прибором датчик при каждом измерении должен устанавливаться строго в одном месте.

Рекомендуемые способы и методы диагностирования электрических машин и оценка работоспособности электродвигателей по виброакустическим параметрам и температуре приведены в приложениях Д и Е.

4.4.2. Типовой объем работ при диагностическом контроле по виброакустическим параметрам и температуре

В объем работ диагностического контроля входят измерение и регистрация значений температуры подшипников, меди и железа статора, вибрации электродвигателей основных и подпорных насосных агрегатов, уровня шума и определение технического состояния подшипников качения.

Объем работ и допустимые значения для различных видов диагностического контроля по виброакустическим параметрам и температуре представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 Объем работ и допустимые значения параметров при диагностических контролях

Вид диагностического контроля

Контролируемый параметр и место измерения

Допустимые значения параметров

Оперативный

Среднее квадратическое значение (СКЗ) виброскорости на подшипниковых опорах в вертикальном направлении

7,1 мм/с

Оперативный

СКЗ виброскорости на лапах подшипниковых стояков в вертикальном направлении

1,8 мм/с

Температура подшипников, меди и железа статора

Увеличение температуры относительно базового значения не более чем на 10 °С

Плановый

СКЗ и спектральные составляющие виброскорости на подшипниковых опорах в трех взаимно перпендикулярных направлениях

7,1 мм/с

СКЗ виброскорости на лапах подшипниковых стояков и рядом на раме

1,8 мм/с

Уровень шума

Увеличение относительно базового значения на 6 дБА

Температура подшипников, меди и железа статора

Увеличение температуры относительно базового значения не более чем на 10 °С

Техническое состояние подшипников качения для электродвигателей типа ВАО и электродвигателей вспомогательных насосных агрегатов и систем НПС

Не более 45 дБ (для прибора типа ИСП-1В)

Неплановый

Контролируемые параметры, допустимые их значения, место измерения и объем соответствуют плановому диагностическому контролю

 

Дополнительно выполняется: проверка состояния центровки; измерение и анализ вибрации при выбеге; измерение вибраций в точках, не предусмотренных плановым диагностическим контролем

 

Послеремонтный

СКЗ виброскорости на подшипниковых опорах в трех взаимно перпендикулярных направлениях (под нагрузкой)

Не более 4,5 мм/с

СКЗ виброскорости на лапах подшипниковых стояков и рядом на раме в вертикальном направлении

Не более 1,0 мм/с

Техническое состояние подшипников качения для электродвигателей вспомогательных насосных агрегатов и смете НПС и ВАО

Не более 35 дБ (для прибора типа ИСП-1В)

Температура подшипников

Не более 70 °С

Температура меди и железа статора при окружающей температуре от 20 до 30 °С

Не более 110 °С

Примечания

1. Значения температуры, указанные в таблице, соответствуют электродвигателям типа СТД. Для других типов электродвигателей значения температуры принимаются в соответствии с технической документацией.

2. При анализе изменения температуры относительно базовой, ее величина не должна превышать предельного значения, установленного для данной электрической машины.

4.5. Периодичность технического обслуживания, диагностического контроля и ремонта

Периодичность технического обслуживания, диагностического контроля и ремонта определяется из условия наработки на отказ слабого звена (см. п. 3.2.5).

До получения значений наработки слабого звена, для определения периодичности ТОР и диагностических контролей рекомендуется пользоваться значениями периодичности ТО, ДК и ремонтов указанных в таблицах 4.2 и 4.3.

Таблица 4.2 Периодичность технического обслуживания, диагностического контроля и ремонта электродвигателей магистральных и подпорных насосных агрегатов

Наименование оборудования

Периодичность, ч

ТО

Планового ДК

Т

К

Электродвигатели синхронные напряжением 6 - 10 кВ с частотой вращения 3000 об/мин, мощностью:

800 - 2000 кВт

700 - 800

2100 - 3000 или 30 пусков

4200 - 6000 или 60 пусков

15000 - 17000

2500 - 3200 кВт

700 - 800

1800 - 2100 или 30 пусков

3500 - 4200 или 60 пусков

15000 - 17000

4000 кВт и выше

600 - 700

1500 - 2000 или 30 пусков

3500 - 4000 или 60 пусков

15000 - 17000

Электродвигатели асинхронные напряжением 6 - 10 кВ с частотой вращения:

3000 об/мин

700 - 800

1800 - 2100

3500 - 4200

15000 - 17000

1000 - 1500 об/мин

700 - 800

2100 - 3000

4200 - 6000

20000 - 21000

до 1000 об/мин

700 - 800

3500 - 4000

7000 - 8000

25000 - 26000

Электродвигатели асинхронные вертикальные типа ВАОВ напряжением 6 - 10 кВ, мощностью до 2000 кВт, с частотой вращения 1000 - 1500 об/мин

400 - 500

1000 - 1500

2000 - 3000

10000 - 12000

Электродвигатели асинхронные напряжением 0,4 кВ, мощностью свыше 100 кВт, с частотой вращения до 3000 об/мин

700 - 800

3500 - 4000

7000 - 8000

25000 - 26000

Примечание - Периодичность проведения работ указана для электродвигателей НПС, находящихся постоянно в эксплуатации, в других случаях для проведения ТО, диагностических и ремонтных работ осуществляется регламентная остановка согласно действующим нормативно-техническим документам (паспортам, инструкциям, ТУ, ГОСТам, РД и пр.).

Таблица 4.3 Периодичность ремонта электродвигателей вспомогательных насосных агрегатов и систем НПС

Наименование оборудования

Периодичность, мес.

Место установки

Т

К

Электродвигатели маслосистемы, электропривод агрегатных задвижек, электродвигатели подпорного вентилятора и компрессора воздушного

6

По результатам испытаний и техсостоянию

Машзал, площадка агрегатных задвижек, блок вентиляции, компрессорная

Электродвигатели насоса дренажной откачки и вспомогательного маслонасоса

12

-"-

Машзал

Электродвигатели вытяжного вентилятора, приточного вентилятора и насоса нефтеутечек

12

-"-

Наружная установка

Электропривод задвижек узла учета нефти

6

-"-

Территория

Электропривод задвижек узла приема и пуска очистных устройств

6

-"-

Территория

Электропривод задвижек резервуарного парка

12

-"-

В приямке территории резервуарного парка

Электропривод задвижек прувера

12

-"-

Территория

Электропривод задвижек узла переключения

12

-"-

Территория

Электродвигатели вентиляторов, водяного насоса, насоса пенообразования пожарной насосной

12

-"-

Система пенного пожаротушения

Электродвигатели водонасоса, пожаротушения, электропривод задвижек системы пожаротушения

6

-"-

Блок пожаротушения

Электродвигатель насоса артскважины

6

-"-

Артскважина

Электродвигатель насоса системы канализации

12

-"-

Территория

Электропривод задвижек системы канализации

6

-"-

Территория

Электродвигатель насоса системы оборотного водоснабжения

6

-"-

Территория

Электропривод задвижек и вентиляции системы гашения ударной волны

6

-"-

Территория

Электропривод задвижек фильтров-грязеуловителей

6

-"-

Территория

Электропривод задвижек и электродвигатель насоса системы хозяйственно-питьевого водоснабжения

12

-"-

Блок водоснабжения

Электропривод задвижек

12

-"-

КРД

Электродвигатели насоса откачки утечек и гидрорегулятора камеры регулятора давления (КРД)

12

-"-

Блок гидрорегулятора

Электродвигатели вентиляции КРД

12

-"-

Территория при крд

Электропривод задвижек технологических нефтепроводов

6

-"-

Технологические нефтепровода

Электродвигатели насосов вентиляторов, задвижек котельной

6

-"-

Блок котельной

Электродвигатели промблока гаража, мехмастерских

12

-"-

Промблок, гараж, мастерские

Электродвигатели вентиляции узла связи, административного здания

6

-"-

Блок узла связи, территория

Периодичность ТО принимается в 5 - 6 раз меньше продолжительности наработки слабого звена на отказ.

Рекомендации по определению периодичности ДК и текущего ремонта приведены в приложении Д.

Периодичность текущего ремонта электрических машин, которые эксплуатируются не постоянно, корректируется ответственным за электрохозяйство РНУ.

Необходимость проведения капитального ремонта устанавливается с учетом результатов диагностического контроля и испытаний в соответствии с Нормами ПЭЭП.

Периодичность технического обслуживания и ремонта генераторов дизельных электростанций определены исходя из условий эксплуатации по наработке в часах, согласно инструкции по эксплуатации.

Техническое обслуживание генератора и возбудителя стационарной электростанции производится через 250 - 1000 часов наработки в зависимости от типоразмера и инструкции по эксплуатации; передвижной электростанции - через 700 часов наработки.

Текущий ремонт генератора и возбудителя стационарной и передвижной электростанции производится через 2000 - 4000 часов наработки, но не реже одного раза в три года.

Капитальный ремонт электростанций проводится в зависимости от технического состояния, установленного с учетом результатов измерений, испытаний и диагностических контролей.

4.6. Особенности эксплуатации, обслуживания и ремонта частотнорегулируемого электропривода

В состав частотнорегулируемого электропривода (ЧРЭ) входят тиристорный преобразователь частоты (ТПЧ), электродвигатель и системы автоматического регулирования и защиты.

4.6.1. При питании серийных синхронных электродвигателей от ТПЧ со сложной формой выходного напряжения необходимо снижать допустимую длительную нагрузку до 60 - 70 % номинальной при номинальной частоте вращения. При использовании синхронных электродвигателей со специальными роторами с размещением на них специальной демпферной обмотки (для подавления высших гармоник выходного тока преобразователя частоты) допустимая длительная нагрузка должна составлять 80 - 90 % номинальной при номинальной частоте вращения.

4.6.2. При использовании ТПЧ с улучшенной формой выходного напряжения с малым содержанием высших гармоник требования п. 4.6.1 снимаются.

4.6.3. При питании серийных асинхронных электродвигателей от ТПЧ со сложной формой выходного напряжения необходимо снижать допустимую длительную нагрузку до 80 - 90 % номинальной при номинальной частоте вращения.

4.6.4. Работа электродвигателя (насосного агрегата) запрещается на критической скорости и вблизи ее (диапазон отклонения от критической скорости составляет ±30 - 50 оборотов). При отсутствии данных по критическим скоростям проводятся экспресс испытания и по возрастанию вибрации на подшипниковых опорах определяют значения критических скоростей.

Возможно применение и других способов определения значений критических скоростей вращения.

4.6.5. Допустимый предел отрицательного влияния ЧРЭ на питающую сеть установлен ГОСТ 13109-87 [11], в случае превышения используются специальные фильтро-компенсирующие устройства.

4.6.6. При питании электродвигателей от ТПЧ оперативный контроль выполняется в том же объеме и в те же сроки, как и при питании их от промышленной сети. Объемы и сроки плановых диагностических контролей выбираются исходя из показателей надежности, техническое обслуживание и ремонты - в соответствии с инструкциями (рекомендациями) заводов-изготовителей электродвигателей.

Периодичность замеров сопротивления изоляции обмоток статора электродвигателей при питании их от ТПЧ рекомендуется совмещать с плановыми диагностическими контролями (таблица 4.2).

4.6.7. Порядок проведения технического обслуживания и ремонта ТПЧ и систем управления, регулирования и защиты приведен в «Руководстве пользователя» или другом документе, прилагаемом к каждому ТПЧ.

4.6.8. Все оборудование должно иметь сертификат на возможность использования его на НПС.

4.6.9. К обслуживанию ТПЧ и в целом привода допускается обученный персонал, знающий схемы, должностные и эксплуатационные инструкции, особенности работы привода и прошедший проверку знаний ПЭЭП.

4.6.10. Для электродвигателя с ТПЧ должна быть разработана техническая документация с учетом п. 2.8. Должностные и эксплуатационные инструкции составляются на основании ПЭЭП, ПТБ и опыта эксплуатации с учетом местных условий. В инструкциях должны быть указаны объем и сроки проведения планово-предупредительных и диагностических работ.

4.7. Трудоемкость технического обслуживания, диагностического контроля и ремонта

4.7.1. Трудоемкость технического обслуживания планируется в объеме 10 % от трудоемкости текущего ремонта.

4.7.2. Трудоемкость оперативного, планового, непланового диагностического контроля по виброакустическим параметрам и температуре (таблица 4.4) определена исходя из перечисленных объемов работ и применения переносных приборов, указанных в приложении Е и определена без учета времени на дорогу.

4.7.3. Нормы трудоемкости ремонта электрических машин приведены в таблице 4.5 без учета трудоемкости диагностических контролей. Трудоемкость ремонта определяется трудозатратами на проведение одного ремонта данного вида в чел.-ч в пределах типового объема работ для электрических машин без учета конструкционного исполнения.

Таблица 4.4 Нормы трудоемкости диагностического контроля по виброакустическим параметрам и температуре на единицу оборудования

Наименование оборудования

Трудоемкость диагностического контроля, чел.-ч

планового

непланового

после ремонта

Для электродвигателей:

 

 

 

магистральных насосных агрегатов

4,0

6,0

4,0

подпорных горизонтальных насосных агрегатов

4,0

6,0

4,0

подпорных вертикальных насосных агрегатов

2,5

4,0

2,5

вспомогательного оборудования

1,5

2,5

1,5

Таблица 4.5 Нормы трудоемкости ремонта электрических машин

Мощность, кВт

Трудоемкость, чел.-ч

Т

К

с перемоткой обмоток

без перемотки обмоток

до 0,8

2

11

6

0,81 - 1,5

2

12

6

1,6 - 3,0

3

13

7

3,1 - 5,5

3

15

8

5,6 - 10

4

20

11

10,1 - 17

4

27

14

17,1 - 22

6

32

17

22,1 - 30

8

40

21

30,1 - 40

10

47

25

40,1 - 55

12

55

29

55,1 - 75

15

60

37

75,1 - 100

18

85

44

101 - 125

22

110

57

126 - 160

27

130

68

161 - 200

30

140

75

201 - 250

33

155

82

251 - 320

36

175

92

321 - 400

40

195

102

401 - 500

44

225

120

501 - 630

52

260

135

631 - 800

100

275

143

801 - 1000

112

319

166

1001 - 2000

148

407

212

2001 - 3750

212

583

303

3751 - 5000

248

682

355

5001 - 8000

280

770

400

8001 - 12500

325

905

467

4.7.4. Для учета конструкционного исполнения ЭМ и условий работ к нормам трудоемкости вводятся следующие коэффициенты:

при частоте вращения 3000 об/мин - 0,8; 1000 об/мин - 1,1; 750 об/мин - 1,2; 600 об/мин - 1,4; 500 об/мин и ниже - 1,5;

для коллекторных машин постоянного и переменного тока - 1,8; для синхронных машин - 1,2;

для электродвигателей с фазным ротором, взрывозащищенных, крановых, погружных насосных агрегатов и многоскоростных - 1,3;

при напряжении до 3,3 кВ - 1,7; до 6,6 кВ - 2,1; до 10,5 кВ - 2,5.

При наличии нескольких показателей, усложняющих ремонт, учитываются все коэффициенты.

В трудоемкость ремонта и технического обслуживания не входит трудоемкость ремонта пускорегулирующей аппаратуры и регуляторов частоты вращения, напряжения и частоты, а также другой коммутационной аппаратуры, трудоемкость ремонта которых определяется нормативами на соответствующее оборудование.

4.8. Нормы резерва и расхода для электрических машин

Нормы резерва оборудования, комплектующих изделий и запасных частей приведены в приложении Р (таблицы Р.1, Р.3).

Нормы расхода материалов на ремонт приведены в приложении С (таблицы С.1 - С.7).

5. СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ И ВЫСОКОВОЛЬТНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ АППАРАТЫ

5.1. Наименование оборудования

К электрооборудованию высокого напряжения относятся:

трансформаторы силовые до 110 кВ;

трансформаторы тока измерительные;

трансформаторы напряжения измерительные;

реакторы бетонные токоограничивающие;

вводы маслонаполненные;

подстанции трансформаторные комплектные;

устройства распределительные комплектные;

выключатели масляные (ВМ) и их приводы;

выключатели воздушные (ВВ) и их приводы;

выключатели электромагнитные (ВЭ) и их приводы;

выключатели высоковольтные вакуумные (ВВВ) и их приводы;

выключатели нагрузки (ВН) и их приводы;

разъединители, отделители, короткозамыкатели и их приводы;

разрядники трубчатые и вентильные;

предохранители.

5.2. Типовой объем работ по техническому обслуживанию и видам ремонта

5.2.1. Типовой объем работ по техническому обслуживанию

5.2.1.1. В объем работ по техническому обслуживанию входят следующие операции:

осмотр оборудования;

контроль режимов его работы;

отключение оборудования в аварийных случаях в соответствии с требованиями ПЭЭП, ПТБ и местных инструкций;

устранение мелких дефектов, не требующих отключения оборудования.

5.2.1.2. В объем осмотров, проводимых в составе операций технического обслуживания, входят следующие работы:

контроль за показаниями термометров, мановакууметров; за уровнем, температурой* и цветом** масла в маслонаполненном аппарате, маслонаполненных вводах, расширителях;

* Проводится наблюдение за температурой верхних слоев масла.

** При наличии частых (50 и более в месяц) циклов «включение-отключение» масляных выключателей электродвигателей насосных агрегатов, а также потемнения масла проводится обязательная его замена.

проверка отсутствия течи масла (через фланцы, спускные краны) и состояния маслоочистительных устройств непрерывной регенерации масла, термосифонных фильтров, маслосборных устройств;

контроль состояния креплений, кожухов, уплотнений, кранов;

визуальный осмотр состояния изоляторов (отсутствие пыли, трещин, сколов, разрядов и т.п.) и проверка надежности крепления;

проверка исправности термосигнализаторов;

контроль состояния шин, ошиновок и кабелей;

проверка отсутствия признаков нагрева контактных соединений и шин;

осмотр и проверка состояния заземления;

проверка наличия и состояния противопожарных средств;

проверка наличия ограждения, предупредительных плакатов, надписей, защитных средств и знаков исполнения (должны быть выделены отличительной краской);

проверка исправности сигнализации положения указательных реле, состояния пробивных предохранителей у трансформаторов с незаземленным нулем с низкой стороны, а также, при осмотре следует проверить:

а) для трансформаторов тока и напряжения:

отсутствие следов перегрева токоведущих частей и магнитопровода;

отсутствие вытекания изоляционной массы, исправность цепей вторичной коммутации;

б) для токоограничивающих реакторов: отсутствие в бетонных колонках трещин и сколов; состояние креплений колонок изоляторов и контактных зажимов; целостность лакового покрытия бетонных колонок; исправность изоляции витков, отсутствие их деформации и замыкания между собой;

в) для электромагнитных и масляных выключателей, разъединителей, отделителей, короткозамыкателей:

состояние приводов, контактов, демпферных устройств, отключающих пружин;

необходимый объем масла в полюсах и в масляном буфере (ВМ);

состояние лебедки и тросов для спуска бака (ВМ);

состояние ножей, дугогасительных систем; полноту включения ножей, отсутствие их перекоса;

надежность крепления к сооружению или конструкции;

состояние блок-контактных узлов, розеточных и рабочих контактов и устройств;

состояние изоляции, чистоту межфазных изоляционных перегородок (очистить при необходимости);

г) для вакуумных выключателей:

состояние выключателя, привода, контактных элементов (при снятой крышке привода);

д) для трубчатых и вентильных разрядников:

внешний осмотр;

проверка состояния поверхности разрядника;

длину и размер внешнего искрового промежутка между подвижным и неподвижным электродами, при необходимости отрегулировать;

показания регистраторов срабатывания и их состояние;

крепление разрядника;

измерение сопротивления элементов вентильных разрядников, отключаемых на зимний период;

е) для комплектных трансформаторных подстанций (КТП):

состояние высоковольтного и низковольтного оборудования подстанции;

состояние коммутационной аппаратуры распределительных щитов;

исправность блокировочных устройств;

наличие и исправность электроизмерительных приборов;

ж) для распределительных устройств (РУ) во взрывоопасных зонах:

отсутствие изменений или отклонений от обычного состояния электрооборудования при эксплуатации;

степень коррозии, покраску труб, крепление;

отсутствие люфта в местах присоединения труб и кабелей к оборудованию (разрешается проверка покачиванием), наличие заглушек на неиспользованных вводах; крышки фитингов и коробок должны быть завернуты до отказа;

исправное состояние вводов проводов и кабелей в электрооборудовании;

целостность стекол смотровых окон и светильников;

исправность приточно-вытяжной вентиляции и наличие избыточного давления воздуха в помещениях с электрооборудованием нормального исполнения, блок-боксах регуляторов давления, гашения ударной волны, электрозалах;

наличие всех предусмотренных конструкцией болтов и крепящих элементов;

отсутствие на электрооборудовании пылеобразования, брызг и капель;

наличие порядкового номера на электрооборудовании;

состояние поверхностей взрывозащищенных электродвигателей и электрооборудования;

отсутствие трещин, сколов, вмятин на оболочке;

наличие уплотнительных прокладок для электрооборудования с видом взрывозащиты «повышенная надежность против взрыва»;

исправную работу системы продувки, целостность уплотнения и показания измерительных приборов, контролирующих величину давления воздуха в корпусе, температуру подшипников, корпуса, входящего и выходящего воздуха;

наличие пломб.

Результаты осмотра состояния отдельных частей и деталей оборудования трансформаторных подстанций и распределительных устройств записываются в эксплуатационном (оперативном) журнале с указанием дефектов, обнаруженных во время осмотра.

5.2.2. Типовой объем работ при текущем ремонте

В ходе текущего ремонта предварительно выполняются работы, предусмотренные ТО, с устранением всех выявленных дефектов, а также:

а) для масляных и сухих трансформаторов (35 - 110 кВ):

выявление и устранение дефектов, поддающихся ликвидации на месте;

чистка, проведение дефектации узлов и деталей;

удаление загрязнения из расширителя и доливка трансформаторного масла при необходимости;

чистка изоляторов, подтяжка болтовых соединений;

проверка целостности мембраны, выхлопной трубы и пробивного предохранителя;

разборка, очистка маслоуказателя (при необходимости ремонт);

проверка спускного крана и уплотнений, болтов уплотнений;

проверка состояния переключателя напряжения (при необходимости ремонт);

чистка и ремонт охлаждающих устройств;

измерение сопротивления изоляции обмоток до и после ремонта;

проверка газовой защиты;

испытание трансформаторного масла;

ремонт подключающего устройства;

испытание в соответствии с Нормами ПЭЭП [1];

б) для масляных (ТМ) и сухих трансформаторов (ТСЗ) 6 - 10 кВ:

выявление и устранение мелких дефектов;

подтяжка болтов крепления вводов, ошиновки, крышки (ТМ);

отбор проб масла на химанализ, замена силикагеля, регулирование уровня масла и доливка (ТМ);

проверка состояния обмоток, панели для переключения (ТСЗ);

продувка сухим воздухом, чистка, прозвонка стяжных шпилек (ТСЗ);

проверка надежности контактных соединений паек и заземлений, подтяжка болтовых соединений (ТСЗ);

протирка вводов, крышки, корпуса, маслоуказательных стекол (ТМ);

восстановление расцветки фаз;

испытание в соответствии с Нормами ПЭЭП;

в) для измерительных трансформаторов тока и напряжения (35 - 110 кВ):

проверка фундамента, заземления, вертикальности установки;

снятие (осмотр) и очистка расширителя;

разборка, чистка, проверка работы маслоуказателя;

проверка мегомметром обмотки на обрыв и соединение с корпусом;

ремонт коробки зажимов;

чистка фарфоровых изоляторов;

проверка состояния и обтяжки контактов и болтовых соединений;

зачистка контактов и перезапрессовка наконечников;

сушка изоляции (обмоток);

ремонт присоединений шин и проводов (кабелей) вторичной коммутации;

проверка заземляющих болтов и шунтирующих перемычек;

отбор проб и регулировка уровня масла;

удаление продуктов коррозии, окраска металлических поверхностей кистью;

испытание в соответствии с Нормами ПЭЭП;

г) для измерительных трансформаторов тока и напряжения (6 - 10 кВ):

выявление дефектов, проверка крепления трансформатора к конструкциям;

расшиновка трансформатора, отсоединение выводов вторичной коммутации;

проверка обмоток на обрыв;

проверка состояния вводов высокого и выводов низкого напряжения, при необходимости установка новых;

проверка уровня масла (доливка при необходимости);

проверка состояния бака, подтяжка болтовых соединений;

проверка исправности фарфоровых изоляторов, при необходимости замена их;

зачистка, смазка контактных поверхностей, подсоединение выводов вторичной коммутации;

удаление продуктов коррозии, окраска;

д) для токоограничивающих реакторов:

ремонт бетонных колонок, обтяжка крепежных болтов и контактных зажимов, при необходимости их замена;

измерение сопротивления изоляции витков относительно крепежных болтов и при необходимости замена опорных изоляторов;

ремонт ошиновки;

проверка состояния обмоток и ремонт изоляции витков;

проверка крепления опорных изоляторов, их чистка, при необходимости замена;

восстановление лакового покрытия;

испытание в соответствии с Нормами ПЭЭП;

е) для масляных выключателей:

проверка состояния вводов, контактной системы;

чистка без вскрытия дугогасительных устройств;

проверка состояния маслоспускных пробок, маслоуказателей, при необходимости чистка;

чистка фарфоровых изоляторов и армировочных швов;

проверка состояния опорных и проходных (ВМГ, МГГ) изоляторов;

проверка состояния изоляционных перегородок, тяг, рычагов, траверс и штанг (ВМП, МГГ);

проверка состояния маслоотделителей, осмотр выхлопных клапанов газоотводов;

проверка состояния и работы привода и приводного механизма;

чистка и мелкий ремонт (при необходимости) демпферных устройств и ячейки масляного выключателя;

смазка подъемного троса, ролика и лебедки (МКП - 35 кВ);

подтяжка контактов в местах присоединения ошиновки к токовым зажимам;

регулирование уровня масла;

замена масла в горшках малообъемных масляных выключателей (при необходимости);

чистка, смазка;

измерение переходного сопротивления контактов;

проверка состояния рамы, заземления выключателя;

опробование выключателя и привода на надежное включение и отключение;

испытание в соответствии с Нормами ПЭЭП;

восстановление расцветок фаз, наименований;

ж) для воздушных выключателей:

выявление дефектов;

проверка расхода воздуха на включение и отключение, измерение сброса давления, спуск воздуха;

измерение сопротивления токоведущего контура;

чистка головок, выхлопных козырьков, изоляторов, фланцев, крепления контактных зажимов, осмотр, смазка;

ремонт дутьевого клапана пневматического блока;

проверка состояния шкафа управления, агрегатного шкафа;

чистка бака, осмотр, проверка состояния уплотнения, спускных клапанов;

замена дефектных болтов, обтяжка гаек крепления, смазка шпилек;

заполнение воздухом;

покраска;

проверка работы многократным включением и отключением;

испытание в соответствии с Нормами ПЭЭП;

и) для электромагнитных выключателей:

ревизия ошиновки, осмотр;

проверка состояния защитного кожуха, изоляционных перегородок (частей), при необходимости мелкий ремонт;

проверка состояния междуфазовых тяг;

очистка выключателя (протирка ветошью);

проверка состояния контактной системы;

проверка состояния привода и приводного механизма;

проверка состояния рамы выключателя;

испытание в соответствии с Нормами ПЭЭП;

установка защитного кожуха на место, проверка крепления выключателя и привода к раме;

проверка на надежное включение и отключение;

восстановление расцветок фаз, наименований;

к) для высоковольтных вакуумных выключателей [12, 13]:

чистка и замена дефектных изоляторов;

измерение и регулировка хода подвижной части приводного механизма;

очистка вакуумных дугогасительных камер корпуса, изоляционных тяг и смазка трущихся частей привода;

проверка исправности дугогасительных систем (ВВВ);

проверка работы блокировки, при необходимости регулировка момента срабатывания вспомогательных контактов и зазоров в механизме блокировки;

проверка и подтяжка крепежных соединений;

проверка работы многократным включением и отключением;

окраска ошиновки и металлоконструкций;

испытание привода в соответствии с Нормами ПЭЭП;

л) для разъединителей и выключателей нагрузки (6 - 10 кВ):

выявление дефектов;

проверка состояния привода, шарнирных и болтовых соединений;

проверка опорных и поворотных колонок, блокировки, ножей, устройства заземления (РЛН);

проверка состояния подвижных и неподвижных контактов (ВН);

разборка дугогасительной камеры, очистка от копоти, при необходимости замена вкладышей и коробок (ВН);

очистка деталей изоляторов, армировочных швов, смазка подшипников (РЛН);

подтяжка болтовых соединений;

проверка последовательности включения и отключения главных и дугогасительных контактов (ВН);

регулировка электрооборудования и привода;

измерение переходного сопротивления контакта (РЛН);

м) для остальных выключателей нагрузки, разъединителей, отделителей, короткозамыкателей:

выявление дефектов;

чистка всех узлов разъединителя и сборки изоляторов и шин, осмотр, устранение перекоса ножей и очистка от окиси (нагара) поворотных колонок, смазка подшипников;

проверка пружин;

проверка состояния, крепления и плавности вращения изоляторов, ошиновки; подтяжка болтовых соединений;

смазка, регулировка, устранение мелких дефектов привода и приводного механизма;

покраска;

регулировка;

проверка заземления разъединителя и сборки;

проведение установленных измерений вторичной цепи несколькими контрольными включениями и отключениями;

и) для вентильных разрядников:

очистка;

испытание в соответствии с требованиями Норм ПЭЭП;

проверка крепления, регулирование угла наклона по отношению к вертикальной оси;

зачистка наружных контактов;

исправление армировки;

восстановление защитного эмалевого покрытия;

проверка заземления;

п) для трубчатых разрядников:

проверка расположения зон выхлопа трубчатых разрядников;

ревизия разрядников;

проверка и измерение внутреннего диаметра, дугогасительного канала, внутреннего и внешнего искровых промежутков;

испытание в соответствии с требованиями Норм ПЭЭП;

р) для предохранителей:

проверка целостности, соответствия схемам и проектным данным, действующим нагрузкам и нормам;

замена, при необходимости, плавких вставок и токоограничивающих сопротивлений;

проверка и регулировка плотности вжима контактной части;

зачистка окислившихся или замена обгоревших контактов;

проверка целостности армировочных швов;

проверка прочности крепления арматуры к фарфоровому телу опорного изолятора;

с) для заземлителей (ЗОН):

проверка состояния контактной системы опорных изоляторов, тяги, привода, рабочего ножа, крепления заземления, осмотр;

смазка, регулирование;

покраска, опробование.

5.2.3. Типовой объем работ при капитальном ремонте

В объем капитального ремонта входят работы текущего ремонта, а также работы, состоящие из основных и дополнительных. Дополнительные работы выполняются по мере необходимости и не в каждый капитальный ремонт.

В объем капитального ремонта входят следующие основные работы:

а) для масляных и сухих трансформаторов (35 - 110 кВ)*:

* Капитальный ремонт трансформаторов 110 кВ с разборкой или заменой обмоток рекомендуется выполнять на спец. предприятиях по заводской технологии

слив масла из бака;

демонтаж аппаратуры, переключателей напряжения и бака расширителя;

отсоединение выводов от катушек;

ремонт переключателей, расширителя, выхлопной трубы, охлаждающих и маслоочистительных устройств;

очистка и промывка бака расширителя сухим маслом;

выемка сердечника из бака, разболчивание и расшихтовка верхнего ярма магнитопровода, при необходимости с распрессовкой и снятием катушек для замены их или ремонта обмоток низкого (НН) и высокого напряжения (ВН);

сушка и пропитка обмоток, при необходимости переизолировка стали магнитопровода;

ремонт магнитопровода, при необходимости замена обмоток;

установка катушек ВН и НН на стержни магнитопровода, присоединяющих швеллеров и изолирующих планок, расклиновка обмоток;

установка сердечника в бак, монтаж крышки, выводов катушек,

переключателя, расширителя, выхлопной трубы;

ремонт маслоочистительных и охлаждающих устройств;

ревизия и ремонт бака с промывкой его маслом, заполнение трансформатора маслом, отбор проб масла и проверка уплотнений на герметичность;

испытание в соответствии с требованиями Норм ПЭЭП;

наружная окраска;

б) для масляных и сухих трансформаторов (6 - 10 кВ):

расшиновка, выявление дефектов;

слив масла из бака;

отсоединение и демонтаж арматуры, вводов, привода переключателя, воздухоосушителя;

вскрытие активной части;

предварительное испытание изоляции;

ремонт бака, крышки, переключателя (ТМ);

ремонт активной части, при необходимости опрессовка обмоток;

сушка активной части (ТСЗ);

ремонт радиаторов, предохранительной трубы, расширителя, вводов, воздухоосушителя (ТМ);

установка активной части в бак;

заливка масла (ТМ);

ремонт кожуха (ТСЗ);

сборка трансформатора, установка вводов и соединение отводов;

испытание в соответствии с требованиями Норм ПЭЭП;

покраска, нанесение расцветок фаз, диспетчерских наименований;

установка термосигнализатора с подключением контрольного кабеля, ошиновка;

в) для измерительных трансформаторов тока и напряжения:

разболчивание маслоспускных отверстий, слив масла в емкость;

разборка трансформатора - разболчивание, снятие, осмотр и очистка расширителя (35 кВ);

проверка состояния и ремонт ввода;

перемотка катушек (в случае необходимости);

проверка коэффициента трансформации;

разборка, очистка, ремонт маслоуказателя (35 - 150 кВ);

проверка уплотнений, притирка, сборка кранов (35 - 150 кВ);

проверка и промывка маслом магнитопровода и обмоток, при необходимости их замена;

сушка обмоток (35 - 150 кВ) с магнитопроводом (6 - 10 кВ);

сборка трансформатора;

заполнение трансформатора маслом, отбор проб (35 - 150 кВ);

установка ввода (6 - 35 кВ);

проверка правильности работы;

испытание в соответствии с требованиями Норм ПЭЭП;

окраска;

а также, дополнительные работы:

замена блока трансформатора (осмотр, расшиновка, демонтаж блока, проверка состояния монтируемого блока, монтаж блока, ошиновка (35 - 150 кВ);

замена масла в трансформаторах (внешний осмотр, слив и заполнение маслом, вакуумирование, измерение сопротивления изоляции, регулирование уровня масла, чистка поверхности трансформатора (35 - 150 кВ);

замена ввода высокого напряжения (6 - 10 кВ);

г) для токоограничивающих реакторов:

замена отдельных бетонных колонок, крепежных болтов и зажимов;

измерение сопротивления изоляции обмотки относительно анкерных болтов, при необходимости реактор просушить;

испытание в соответствии с требованиями Норм ПЭЭП;

д) для масляных выключателей:

расшиновка, выявление дефектов;

измерение сопротивления постоянного тока токоведущего контура каждого полюса;

слив масла из бака, полюсов (гасительных колонок - МГГ);

ремонт маслоуказателей, маслоспускных пробок, баков, кранов, вводов, чистка (35 - 110 кВ);

разборка выключателя и его полюсов;

проверка состояния изолирующих цилиндров;

ремонт дугогасительных камер, очистка от нагара;

ремонт неподвижных и подвижных контактов, их центровка и установка;

проверка состояния шунтирующего сопротивления (МКП-110 кВ);

ремонт механизмов расцепителя, пружинного буфера, корпуса,

механизма ручного отключения, электромагнитного привода;

ремонт изоляторов, маслоотделителей, газоотводов, клапанов;

ремонт приводного механизма и привода;

ремонт электронагревающего устройства (МКП);

сборка выключателя и его полюсов;

регулирование контактов и приводного механизма выключателя, снятие характеристик;

заливка масла в полюса, отбор пробы (35 - 110 кВ);

ошиновка;

испытание в соответствии с требованиями Норм ПЭЭП;

покраска;

а также дополнительные работы:

замена опорного, проходного изолятора (ВМГ-10; ВМП-10; МГГ-10); замена катушки выключающего соленоида, сушка масла цеолитами (МКП);

е) для воздушных выключателей:

установка настилов для ремонта (35 - 110 кВ);

расшиновка, внешний осмотр;

ремонт гасительных камер, опорных частей, шкафов управления, резурвуаров, распределительного шкафа;

проверка крепления;

испытание в соответствии с требованиями Норм ПЭЭП;

ошиновка;

а также, дополнительные работы: ремонт опорных колонок, изоляторов; гидравлическое испытание изоляторов отделителя, камеры и внутренних полостей (ВВН-110, 154); поднятие шинных спусков, сборка токоведущей цепи, минуя выключатель; снятие временного крепления, чистка, смазка контактного вывода (ВВН-110, 154); замена опорного изолятора (ВВН-110, 154);

покраска;

ж) для электромагнитных выключателей:

расшиновка, выявление дефектов;

ремонт дугогасительных камер;

ремонт подвижных и неподвижных контактов;

проверка и ремонт цилиндров воздушного поддува;

сборка контактной системы, регулирование;

ремонт приводного механизма и привода;

ремонт проходных и опорных изоляторов;

регулирование выключателя, привода;

измерение переходного сопротивления контактов; измерение (скоростных характеристик) и испытание в соответствии с требованиями Норм ПЭЭП;

проверка состояния катушек;

ошиновка;

регулирование выключателя, привода;

покраска выключателя, шин;

а также, дополнительные работы: замена проходного и опорного изолятора;

переборка керамических пластин, дугогасительного устройства;

и) для высоковольтных вакуумных выключателей:

отсоединение от шин; разборка;

замена вакуумных дугогасительных камер;

ремонт блокировки;

ремонт и смазка привода подшипниковых и шарнирных устройств;

сборка аппарата и привода;

регулировка приводного механизма и контактов;

испытание в соответствии с требованиями Норм ПЭЭП;

к) для выключателей нагрузки, разъединителей, отделителей, короткозамыкателей:

расшиновка, осмотр;

ремонт головок с механизмом подъема и опускания ножа;

ремонт рабочих и главных ножей; ремонт головок механизма поворотных контактов;

ремонт поворотных и опорных колонок;

ремонт привода и приводного механизма;

контрольная подтяжка болтовых соединений;

ремонт цепей вторичной коммутации и наладка световой сигнализации;

регулировка;

покраска;

ошиновка;

проверка состояния крепления;

испытание в соответствии с требованиями Норм ПЭЭП;

а также, дополнительные работы: ремонт заземляющих ножей; замена изоляторов и отдельных участков шин; замена болтовых и контактных соединений;

л) для трубчатых и вентильных разрядников:

демонтаж и полная разборка разрядника;

удаление оплавленного конца стержневого электрода (РТ), регулировка его длины (замена в случае необходимости);

чистка кольцевого электрода;

ремонт гасительной камеры, замена вилитовых дисков при необходимости (РВ);

чистка и ремонт выхлопного устройства;

восстановление лаковой изоляции;

сборка и монтаж разрядника;

проверка герметичности;

испытание в соответствии с требованиями Норм ПЭЭП;

м) для предохранителей (свыше 1000 В):

испытание в соответствии с требованиями Норм ПЭЭП;

н) для заземлителей (ЗОН):

расшиновка, осмотр;

ремонт опорных изоляторов, контактной сети, рабочего ножа, тяги привода;

измерение переходного сопротивления контактов;

проверка крепления;

испытание в соответствии с требованиями Норм ПЭЭП;

покраска;

опробование путем 5 - 10 кратных операций включения и отключения.

Примечание - Для комплектных трансформаторов подстанций и распределительных устройств типовые объема работ включают в себя соответствующие объемы работ по ТО, текущему и капитальному ремонтам оборудования и аппаратуры, рассмотренные в настоящем разделе и входящие в том или ином составе в комплект этих подстанций и РУ.

5.3. Контроль работоспособности электрооборудования высокого напряжения

5.3.1. Работоспособность электрооборудования поддерживается периодическими осмотрами, плановыми диагностическими контролями, испытаниями, ремонтами.

Требования при выполнении работ изложены в общих правилах - ПУЭ, ПЭЭП, ПТБ, отраслевых документах и научно-технической документации по диагностированию - приложение Ж, таблица Ж.5 данного Положения, «Методические указания по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов» [14], «Методические указания по определению расхода коммутационного ресурса выключателей при эксплуатации» [15] и т.п.

Оптимальное сочетание требований, содержащихся в НТД, определяется для каждого предприятия АО МН по следующим критериям:

надежность электроснабжения (для одного оборудования должна быть стопроцентной, для другого допускается кратковременные перерывы в электроснабжении);

экономичность (оборудование, имеющееся в резерве, позволяет отодвинуть сроки испытаний и ремонтов).

5.3.2. Надежность работы электрооборудования зависит от состояния изоляции токоведущих частей. Оценка состояния изоляции при испытаниях проводится по значению активного сопротивления и по результатам испытаний изоляции повышенным напряжением.

Активное сопротивление изоляции силовых трансформаторов не нормируется, но качество изоляции подлежит регулярной проверке. Требования к изоляции электрооборудования приведены в ПЭЭП, ПУЭ, государственных стандартах и других нормативных документах.

Основные признаки неработоспособности, требующие вывода силовых трансформаторов из работы: сильный неравномерный шум и потрескивание внутри трансформатора; ненормальный и постоянно возрастающий нагрев трансформатора при номинальных нагрузке и охлаждении; выброс масла из расширителя или разрыв диафрагмы выхлопной трубы; течь масла с понижением уровня ниже уровня масломерного стекла; резкое изменение цвета масла (на несколько баллов); наличие сколов и трещин на изоляторах, появление следов их перекрытия.

5.3.3. Основным способом оценки работоспособности и выявления дефектов аппаратов высокого напряжения является комплексное опробование, при котором проводятся проверки и измерения, характеризующие готовность электрооборудования к работе.

При опробовании выключателя проводятся измерения времени включения и отключения, а также разновременности замыкания и размыкания контактов, проверка работы приводов (напряжение срабатывания электромагнитов и т.п.). Правильность регулировки и функционирования узлов определяют по осциллограмме выполнения рабочих циклов. Высокие нагревы токоведущих частей являются следствием дефектов контактных соединений и обнаруживаются путем контроля их температуры.

Контроль работоспособности предохранителей осуществляется одновременно с присоединенным электрооборудованием. Плавкие предохранители проверяются при плановых ремонтах на их соответствие номинальным параметрам защищаемого электрооборудования.

Техническое состояние разъединителей определяется работоспособностью изоляторов (на поверхности глазури не должно быть трещин и сколов площадью более 1 см2), токоведущих частей, приводного механизма и каркаса. Регулировка разъединителей должна обеспечивать попадание подвижных ножей в неподвижные контакты без ударов и перекосов, нож не должен доходить на 5 мм до основания неподвижного контакта.

5.3.4. Применение методов и средств диагностирования (безразборного определения технического состояния) позволит персоналу располагать точными данными о техническом состоянии электрооборудования и безошибочно определять время его ремонта или замены.

Применение диагностирования позволяет проводить ремонты электрооборудования с учетом его технического состояния, то есть только в тех случаях, когда износ узлов и деталей достигает значений, при которых дальнейшая работа может привести к отказу и будет экономически нецелесообразной.

5.4. Периодичность технического обслуживания, контроля и ремонта

5.4.1. Осмотр трансформаторов без их отключения согласно ПЭЭП проводится в следующие сроки:

главных понижающих трансформаторов станций и силовых трансформаторов собственных нужд - 1 раз в сутки;

остальных трансформаторов и трансформаторных подстанций - 1 раз в месяц.

Трансформаторы и аппараты высокого напряжения во взрывоопасных зонах не реже одного раза в 3 месяца подвергаются наружному осмотру ответственным за электрохозяйство НПС.

5.4.2. Внеочередные осмотры трансформаторных подстанций, РУ (высоковольтных аппаратов) проводятся: после неблагоприятных погодных воздействий (гроза, резкое изменение температуры, сильный ветер, туман, мокрый снег, гололед и т.п.); при срабатывании газовой защиты на сигнал, а также при отключении трансформатора (реактора) газовой или (и) дифференциальной защитой; после каждого отключения высоковольтных аппаратов от короткого замыкания и при сильном загрязнении.

Распределительные устройства (гасительные камеры выключателей нагрузки, газогенерирующие дугогасящие вкладыши и неподвижные контакты) осматривают в сроки, установленные ответственным за электрохозяйство, в зависимости от частоты оперативных переключений.

5.4.3. Технический осмотр выключателей в КРУ проводится 1 раз в год и при отключении от тока короткого замыкания. Кроме того, не менее 1 раза в год проверяется действие выключателя с приводом, если за истекший период выключатель не выполнял операции включения и отключения (ВО). Осмотр вакуумных выключателей проводится через 2500 операций ВО, но не реже 1 раза в год.

5.4.4. Диагностический контроль электрооборудования высокого напряжения проводится в сроки, определяемые РД 34.46.302-89 [14], РД 34.46.303-89 [16], методическими указаниями по диагностированию и приложениями А, Ж данного Положения.

5.4.5. Ремонт трансформаторов и аппаратов высокого напряжения, непосредственно связанных с механо-технологическим оборудованием, выполняется одновременно с ремонтом последних, с учетом требований РД 153-39ТН-008-96 [17].

5.4.6. Техническое обслуживание, ремонт и испытания трансформаторов и аппаратов высокого напряжения проводятся в сроки, определяемые ПЭЭП, руководством по эксплуатации на данный вид электрооборудования и аппаратов, таблицами 5.1, 5.2.

Таблица 5.1 Периодичность ремонта трансформаторов и аппаратов высокого напряжения

Наименование оборудования

Периодичность

Т, мес.

К, лет

Открытые распределительные устройства (ОРУ) напряжением 35 - 150 кВ

Трансформаторы силовые напряжением 150/35/6 - 10 кВ, 110/35/6 - 10 кВ, 150/6 - 10 кВ, 110/6 - 10 кВ, 35/6 - 10 кВ с РПН (110 кВ)

12

По состоянию и результатам диагностического контроля

без РПН (35 кВ)

24

-"-

Трансформаторы напряжения и тока

36

8

Для остальных трансформаторов

48

По техническому состоянию

Выключатели масляные (электромагнитные)

12

6 - 8

Отделители, короткозамыкатели, разъединители наружной установки

12

2 - 3

Разрядники вентильные (линейные и подстанционные)

36

8 (совместно с присоединением)

Подвесные, опорные и проходные изоляторы

36

8

Шины сборные и соединительные, штыревые изоляторы

см. табл. 6.4

8 (через 4 года испытания)

Разрядники трубчатые

36

Совместно с присоединением

Разъединители всех типов

36

4 - 8 (в зависимости от конструкции)

Закрытые комплектные распределительные устройства напряжением 6 - 10 кВ

 

 

Трансформаторы силовые напряжением 6 - 10/0,4 кВ

12

По техническому состоянию

Трансформаторы напряжения, тока

36

8 (по результатам испытаний)

Выключатели масляные (электромагнитные):

 

 

вводные секционные

36

6 - 8 (при контроле характеристик в межремонтный период)

отходящих фидеров

12 (или после 10 отключений токов КЗ)

6 - 8

электродвигателей насосных агрегатов

см. таблицу 5.2

Вакуумные выключатели

Каждые 10000 операций ВО, но не реже 1 раза в 2 года

10

Выключатели нагрузки

12

4 - 8 (в зависимости от конструкции)

Разъединители внутренней установки

по мере

необходимости

Выключатели воздушные

48

По техническому состоянию

Реакторы токоограничивающие

36

8 (или по результатам испытаний)

Разрядники вентильные (высоковольтных электродвигателей)

12

8 (совместно с присоединением)

Предохранители напряжения выше 1000 В

12

8 (по техническому состоянию)

Шины сборные и соединительные

см. таблицу 6.4

Электрооборудование вдоль трассовой ВЛ 6 - 10 кВ

Трансформатор типа ОМ, ОМП

12

По техническому состоянию

Подстанции трансформаторные мачтовые 6 - 10/0,4 кВ

36

По техническому состоянию

Прочее электрооборудование

Трансформаторы малой мощности для сети освещения, цепей управления и другие

36

По техническому состоянию

Таблица 5.2 Периодичность ремонта выключателей масляных (электромагнитных) для электродвигателей 6 - 10 кВ

Наименование оборудования

Периодичность

Т, количество пусков

К, лет

Выключатели масляные (электромагнитные) для синхронных и асинхронных электродвигателей 6 - 10 кВ с частотой вращения:

 

 

3000 об/мин, мощностью:

8000 кВт и выше

25

3

2000 - 6300 кВт

50 - 60

6

(8 при контроле характеристик в межремонтный период)

300 - 1600 кВт

60 - 70

-"-

1000 - 1500 об/мин, мощностью:

250 - 1000 кВт

60 - 70

-"-

50 - 750 об/мин, мощностью:

300 - 1000 кВт

60 - 70

-"-

Примечания

1. При отключении 3-х токов короткого замыкания - ревизия.

2. Текущий ремонт проводится не реже 1 раза в год, если выключатель не выполнил операции по включению и отключению.

5.4.7. Периодичность ремонта оборудования, работающего в условиях повышенной влажности, агрессивных сред, усиленного загрязнения, определяется местными инструкциями, с учетом требований ПЭЭП, но не реже сроков, указанных в таблице 5.1. В зависимости от местных условий и состояния электрооборудования указанные сроки могут быть изменены ответственным за электрохозяйство.

5.5. Трудоемкость ремонта

Нормы трудоемкости ТО трансформаторов и аппаратов высокого напряжения на объектах, обслуживаемых по графику ТОР, принимаются в объеме 10 % от плановой (табличной) трудоемкости текущего ремонта.

Нормы трудоемкости ремонта трансформаторов и аппаратов высокого напряжения заимствованы из нормативов системы ТОР Минтопэнерго РФ [12, 13] и нормативных документов РАО «ЕЭС России» [18, 19] и указаны в таблицах 5.3, 5.4.

Таблица 5.3 Нормы трудоемкости ремонта трансформаторов

Наименование оборудования

Состав звена электрослесарей при капитальном ремонте, разряд-чел.

Трудоемкость, чел.-ч

Т

К

Трансформаторы силовые, маслонаполненные, двухобмоточные типа ТМ напряжением 6 - 10 кВ, мощностью, кВА:

 

 

 

10

3р-1

2р-1

4,0

41,9

25

-"-

4,6

46,5

40

-"-

4,8

52,8

60

-"-

5,1

58,2

100

-"-

5,8

67,6

160

-"-

7,0

76,9

180

-"-

7,2

78,1

250

-"-

9,6

111,3

400

-"-

11,4

124,0

630

-"-

14,2

177,0

1000

-"-

17,2

190,0

1600, 2500

4р-1

3р-1

2р-1

18,6

210,0

4000

-"-

20,0

245,0

Трансформаторы силовые, маслонаполненные, двухобмоточные напряжением 35/6 кВ, типов: ТМ 4000/35

5р-1

4р-1

3р-1

2р-1

28,2

275,3

ТМ 6300/35

-"-

30,3

304,0

ТМ 10000/35

-"-

60,0

480,0

ТД 10000/35

-"-

42,1

452,1

ТДНС-15000/35

-"-

48,9

537,1

ТДН-20000/35

-"-

53,5

666,5

ТРДН-32000/35

-"-

80,5

731,8

Трансформаторы силовые, маслонаполненные, двухобмоточные типа ТМ напряжением 110 - 150 кВ, мощностью, кВА:

 

 

 

2500

6р-1

4р-1

3р-1

2р-1

26,0

360,4

4000

-"-

37,0

424,0

6300

-"-

40,0

490,0

Трансформаторы силовые, маслонаполненные, трехобмоточные, типа ТМ

см. примечание таблицы 5.3

Трансформаторы силовые, маслонаполненные, двухобмоточные типа ТД напряжением 110 - 150 кВ, мощностью, кВА:

 

 

 

10000

6р-1

4р-1

3р-2

2р-1

56,0

557,8

16000

6р-1

5р-1

4р-1

3р-2

2р-1

60,0

623,0

20000

-"-

64,0

715,0

25000

-"-

77,3

751,7

40000

-"-

81,0

868,0

63000

-"-

98,0

929,0

Трансформаторы силовые, маслонаполненные, трехобмоточные, типа ТД

см. примечание таблицы 5.3

Трансформаторы силовые типа ТМЗ напряжением 6 - 10 кВ, мощностью, кВА:

 

 

 

630

3р-1

2р-2

15,4

191,5

1000

-"-

19,7

220,0

1600

-"-

25,5

230,0

Трансформаторы однофазные сухие напряжением 0,2 - 0,4 кВ:

 

 

 

ОСО мощностью 0,25 кВА

3р-1

2р-1

1,2

6,5

ОСВ мощностью 0,25 - 3 кВА

3р-1

2р-1

1,2

6,5

ОСО-04 мощностью 0,20 - 5 кВА

-"-

1,8

8,7

ТБС-2 мощностью 1,0 кВА

-"-

2,3

11,0

ТПД мощностью 0,05 - 0,25 кВА

-"-

2,3

11,0

ТС мощностью 2,5 кВА

-"-

3,4

18,4

Трансформаторы трехфазные сухие типов:

 

 

 

ТС-40

3р-1

2р-1

4,8

37,3

ТС-180

»»

9,6

79,6

ТС-400

-"-

15,4

128,2

Трансформаторы сухие типа ТСЗ и ТСЗС напряжением 6 - 10 кВ с сушкой активной часта в индукционной печи [18], мощностью, кВА:

без замены обмоток

 

 

 

до 100

4р-1

3р-1

2р-1

13,2

54,2

(20,2)*

160

-"-

13,2

56,6

(20,6)*

250

-"-

13,6

69,0

(21,0)*

400

-"-

13,6

81,7

(21,7)*

630

-"-

14,2

94,2

(22,2)*

1000

-"-

14,7

94,7

(22,7)*

То же, с заменой обмоток и частичной заменой пластин магнитопровода:

 

 

 

до 100

4р-1

3р-1

2р-1

13,2

76,4

(42,4)*

160

-"-

13,2

80,8

(44,8)*

250

-"-

13,6

95,2

(47,2)*

400

-"-

13,6

109,9

(49,9)*

630

-"-

14,2

124,4

(52,4)*

1000

-"-

14,7

128,4

(56,4)*

ТСВ-4-10

3р-1

2р-1

4,6

38,2

ТСЗВ-360

-"-

15,1

126,0

Трансформаторы вдольтрассовые однофазные типа ОМ, ОМП напряжением 6 - 35 кВ, мощностью, кВА:

 

 

 

до 4

 

2,2

3,0

10

 

2,4

3,2

до 60

 

5,8

62,9

Трансформатор местного освещения типа ЯТП мощностью 0,75 кВА, напряжением 36 В

 

1,2

8,0

* без сушки активной части при капитальном ремонте

Примечания

1. Норму времени на ремонт трехфазных трехобмоточных трансформаторов определять с коэффициентом 1,2 к норме времени на ремонт соответствующего по мощности трехфазного двухобмоточного трансформатора.

2. Норму времени на ремонт однофазных двухобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов определять с коэффициентом 0,75 к нормам времени на ремонт соответствующего по мощности трехфазного двухобмоточного трансформатора.

3. Текущий ремонт сухих трансформаторов типа ТСЗ и ТСЗС напряжением 6 - 10 кВ проводится звеном электрослесарей в составе: 4р-1, 2р-1.

4. При ремонте трансформаторов, мощности которых отличаются от предусмотренных в Положении, нормы времени приравнивать к ближайшей по числовому значению мощности нормативной таблицы.

Таблица 5.4 Нормы трудоемкости ремонта трансформаторов тока и напряжения, аппаратов высокого напряжения

Наименование оборудования

Состав звена электрослесарей, разряд-чел.

Трудоемкость, чел.-ч

 

Т

К

 

основные работы

дополнительные работы

Т

К

 

Трансформаторы тока напряжением:

 

 

 

 

 

 

до 150 кВ

ТФНД-150

5р-1

3р-1

5р-1

4р-1

5,2

16,7

-

 

до 110 кВ

ТФНД-110М

5р-1

3р-1

5р-1

4р-1

4,0

14,5

7,5*

3,9

 

до 35 кВ

ТФНД-35М, ТФНР-35, ТФН-35

4р-1

3р-1

4р-1

3р-1

2,8

6,3

4,9*

3,9

 

до 10 кВ

ТПОЛ, ТПФ-8, ТПФМ-10, ТПЛ, ТК-4, ТК(0-49)

4р-1

2р-1

4р-1

2р-1

2,9

-

-

 

Трансформаторы тока внутренней установки катушечные [12], А:

 

 

 

 

 

 

5000

-"-

-"-

6,0

18,0

-

 

1500

-"-

-"-

4,5

13,5

-

 

Трансформаторы напряжения, напряжением:

 

 

 

 

 

 

до 150 кВ

НКФ-150

5р-1

3р-1

2р-1

5р-1

4р-1

7,2

17,7

8,8*

18,9

 

до 110 кВ

НКФ-110

5р-1

3р-1

5р-1

3р-1

3,7

13,7

7,6*

12,4

 

до 35 кВ

НОМ-35

4р-1

3р-1

4р-1

3р-1

2,8

8,0

4,4*

3,4

 

до 10 кВ [18]

НОМ-6, НОМ-10

4р-1

2р-1

4р-1

3р-1

1,4

4,4

0,5

один ввод

 

НТМИ-6, НТМИ-10, НКМИ-10

-"-

-"-

1,5

7,2

0,5

 

НТМК-6, НТМК-10

4р-1

2р-1

4р-1

3р-1

1,5

8,2

0,5

 

Реакторы сухие

4р-1

3р-1

5р-1

3р-1

2р-1

4,5

38,1

-

 

Выключатели масляные напряжением:

 

 

 

 

 

 

до 150 кВ

МКП-160 с приводом ШПС-30Б

5р-1

4р-1

3р-2

6р-1

4р-2

3р-1

16,1

107,0

23,8

 

до 110 кВ

МКП-110, МКП-110М У-110 с приводами ШПЖ-33, ШПЭ-31

-"-

-"-

16,1

110,3

23,4

 

ВМК-110, ВМК-110М с приводом ПЭВ-3

5р-1

3р-1

5р-1

4р-1

3р-1

2р-1

16,1

105,3

7,8

 

МГ-110 с приводом ШПС-30 [19]

5р-1

3р-1

5р-1

4р-1

3р-1

14,8

92,0

8,0

 

ММО-110 с приводом ЗПИ-70000

-"-

-"-

24,3

133,9

25,8

 

до 35 кВ

ВМП-16, ВМП-14, ВМ-16, ВМ-14 с приводом ПС-10

4р-1

3р-1

4р-1

3р-1

4,4

13,1

1,0

 

ВМ-23, ВМ-22 с приводом ПС-20

4р-1

3р-1

4р-1

3р-1

4,4

15,4

1,5

 

ВМ-35, ВМД-35, ВТД-35, С-35 с приводом ШПЭ-2

4р-1

3р-1

4р-1

3р-1

7,4

26,9

2,5

 

МКП-35 с приводом ШПЭ

4р-1

3р-1

5р-1

3р-1

2р-1

7,8

31,4

11,8

 

ВМП-35П, ВМПЭ-35 с приводом ППМ-10, ПЭ-11

-"-

4р-1

3р-1

2р-1

6,3

24,0

-

 

до 10 кВ

ВМГ-10, ВМГП-10, ВПМ-10 с приводами ПП-67, ППВ-10, ПЭ-11, ПС-10

4р-1

3р-1

4р-1

3р-1

2р-1

5,9

16,7

0,8

 

ВМП-10, ВМП-10К, ВМПЭ-10, ВМП-10Э с приводами ПЭ-11, ПЭВ-11а

-"-

-"-

5,7

20,4

0,3

 

ВМП-10П, ВМП-10, ВМПП-10 с приводами ПЭ-11, ППМ-10

-"-

-"-

4,9

24,2

-

 

ВГ-10 с приводом ППР-21

-"-

-"-

4,2

16,6

-

 

МГГ-10 с приводом ПЭ-21

-"-

-"-

7,3

42,5

1,0

 

МГ-10, МГУ-20 с приводом ПС-31

-"-

-"-

14,0

62,0

1,5

 

ВМ-10, ВМБ-10 с приводами ПС-20, ПРБА, ПС-10

-

-

4р-1

3р-1

4,4

13,6

1,0

 

Воздушные выключатели напряжением:

 

 

 

 

 

 

до 150 кВ

ВВН-154-8

5р-1

3р-1

2р-1

5р-1

4р-1

3р-1

2р-1

49,7

358,5

93,1

 

до 110 кВ

ВВН-110-6

5р-1

3р-1

2р-1

5р-1

4р-1

3р-2

2р-1

37,6

230,2

49,3

 

до 33 кВ

ВВН-35

4р-1

3р-1

2р-1

5р-1

3р-1

2р-1

20,0

92,2

7,8

 

ВВН-35-2

-"-

-"-

20,0

78,8

11,4

 

Электромагнитные выключатели [18]

 

 

 

 

 

 

ВЭМ-6-2000 с приводом ПЭ-22

4р-1

3р-1

4р-1

3р-1

2р-1

6,3

37,8

0,8

 

ВЭМ-6-3200 с приводом ПЭ-22

-"-

-"-

8,1

48,8

0,8

 

ВЭС-6-40/2000 с электромагнитным приводом

-"-

-"-

8,0

52,0

-

 

ВЭ-6-40/2000, ВЭ-6-40/3200, ВЭ-10-2500 с встроенным пружинным приводом

-"-

-"-

8,9

60,0

-

 

ВЭ-6-40/1600, ВЭ-10-1250, ВЭ-10-1600 с встроенным пружинным приводом

-"-

-"-

7,8

57,1

-

 

Вакуумные выключатели 6 - 10 кВ, А:

 

 

 

 

 

 

до 630

-"-

-"-

6,0

-

-

 

1600

-"-

-"-

12,0

-

-

 

Разъединители напряжением:

до 150 кВ

 

 

 

 

 

 

РНДЗ-150, РЛНД-150

5р-1

4р-1

3р-1

2р-1

5р-1

4р-1

3р-2

8,2

37,0

4,6

 

РЛКЗ-150 с приводом ПДН-220

5р-1

3р-1

5р-1

3р-2

2р-1

8,0

43,5

3,9

 

до 110 кВ [12] наружные на номинальный ток, А:

 

 

 

 

 

 

до 600

4р-1

3р-1

2р-1

5р-1

4р-1

3р-1

2р-1

7,2

24,0

 

 

1000

-"-

-"-

8,4

30,0

-

 

2000

-"-

-"-

10,8

36,0

-

 

до 35 кВ наружные на номинальный ток, А:

 

 

 

 

 

 

до 600

4р-1

3р-1

4р-1

3р-1

4,6

20,8

-

 

1000

-"-

-"-

6,0

25,0

-

 

2000

-"-

-"-

7,5

28,5

-

 

до 10 кВ

РЛН-6, РЛН-10 с приводом ПРН-10

-"-

3р-1

2р-1

3,5

7,4

-

 

РЛНД-6, РЛНД-10 с приводом ПРН-10

-"-

-"-

3,5

7,0

-

 

однополюсные на номинальный ток [18], А:

 

 

 

 

 

 

до 630

4р-1

3р-1

4р-1

3р-1

0,8

1,4

0,3

 

1000

-"-

-"-

0,9

2,6

0,3

 

2000

-"-

-"-

2,1

3,6

0,3

 

4000

-"-

-"-

2,5

5,7

0,4

 

трехлолюскые, на номинальный ток [18], А:

 

 

 

 

 

 

до 630

4р-1

2р-1

4р-1

3р-1

2,8

7,3

0,3

 

свыше 630

-"-

-"-

3,2

9,9

0,3

 

2000

-"-

-"-

4,8

13,7

0,3

 

до 4000

-"-

-"-

5,2

15,9

0,4

 

Отделители напряжением:

 

 

 

 

 

 

до 150 кВ

4р-1

3р-1

5р-1

4р-1

3р-2

8,6

49,3

-

 

до 110 кВ

-"-

-"-

4,7

23,5

3,4

 

до 35 кВ

-"-

-"-

4,2

22,9

2,3

 

Короткозамыкатели напряжением:

 

 

 

 

 

 

до 150 кВ

КЗ-150, КЗ-150М с приводом ШПКМ

4р-1

3р-1

4р-1

3р-1

4,8

14,5

-

 

до 110 кВ

КЗ-110, КЗ-110М с приводом ШПКМ

-"-

-"-

3,7

12,1

-

 

до 35 кВ

КЗ-35 с приводом ШПКМ

4р-1

3р-1

4р-1

3р-1

3,9

14,2

-

 

Заземлители ЗОН-110М, ЗОН-110У с приводом ПРН-10

4р-1

2р-1

4р-1

3р-1

2,6

6,6

-

 

Разрядники трубчатые типа РТВ

4р-1

2р-1

-"-

0,5

3,0

-

 

Разрядники вентильные типов:

 

 

 

 

 

 

до 110 кВ

РВМГ-110, РВС-110

4р-1

3р-1

4р-1

3р-1

6,0

15,0

-

 

до 35 кВ

РВС-35

-"-

-"-

3,0

12,7

-

 

до 10 кВ

РВП-6, РВО-10, РВМ-10, РВРД-10

-"-

-"-

0,8

6,3

-

 

* - в числителе трудоемкость при замене блока, в знаменателе - при замене масла.

Примечания

1. Для трансформаторов тока напряжением 35 - 110 (150) кВ кормами предусмотрена замена верхнего блока, при замене нижнего блока нормы трудоемкости применяются с коэффициентом 1,8.

2. Значения норм трудоемкости используются с поправочными коэффициентами: для трансформаторов на месте установки, в стесненных условиях - 1,2; для трансформаторов с РПН (регулированием под нагрузкой), спецтрансформаторов - 1,25; при отсутствии мостового крана на ремонтной площадке трансформатора (на операции, выполняемые с помощью подъемных механизмов) - 1,2; для трансформаторов с расщепленными и алюминиевыми обмотками - 1,1; трансформаторов сухих - 0,4.

 

Нормы трудоемкости ремонта комплектных трансформаторных подстанций и комплектных распределительных устройств определяются суммой норм трудоемкости входящих в их состав аппаратов.

5.6. Нормы резерва и расхода для электрооборудования высокого напряжения

Нормы резерва трансформаторов и электрооборудования высокого напряжения приведены в приложении Р (таблица Р.1), комплектующих изделий и запасных частей к ним - таблица Р.3.

Нормы расхода материалов на ремонт трансформаторов приведены в приложении С, таблицы С.8 - С.11; масляных выключателей - таблица С.12; разъединителей - таблица С.13.

Нормы расхода комплектующих изделий и запасных частей трансформаторов, масляных выключателей, разъединителей и предохранителей приведены в таблице С.14.

6. ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

6.1. Наименование линий

К линиям электропередачи относятся:

воздушные линии электропередачи (ВЛ) напряжением до 110 кВ, находящиеся на балансе и в эксплуатации предприятий АО МН;

силовые кабельные линии (КЛ) наружной и внутренней прокладки напряжением до 10 кВ;

осветительные сети;

силовые шинопроводы, шинные сборки, магистральные шины и ошиновки распределительных устройств (РУ);

заземляющие устройства.

6.2. Типовой объем работ по техническому обслуживанию и видам ремонта

В объем технического обслуживания входят следующие работы:

периодические осмотры с исправлением дефектов, не требующих отключения линий;

контроль равномерности загрузки фаз;

выполнение отдельных видов работ по устранению мелких повреждений и неисправностей.

Внеочередные осмотры ВЛ и их участков проводятся для выявления неисправностей, возникающих после аварий, стихийных явлений или условий, влияющих на конструктивную целостность элементов ВЛ (образование на проводах и тросах гололеда, ледоход и разлив рек, пожары вблизи ВЛ, ураганы, оползни, туманы и моросящие дожди в зонах загрязнения и т.п.).

6.2.1. Типовой объем работ по техническому обслуживанию

В объем ТО входят следующие операции:

а) для воздушных линий электропередачи:

контроль противопожарного состояния трассы: (расчистка трасс от поросли, ликвидация посторонних предметов, случайных строений, стогов сена, деревьев, угрожающих падением на линию, складирования горючих материалов, костров);

контроль состояния фундаментов, приставок (проверка оседания и вспучивания грунта вокруг фундаментов, наличия трещин и повреждений в фундаментах, приставках);

проверка состояния опор (отклонение от вертикали; следы обгорания и расщепления деревянных деталей; целостность бандажей, заземляющих спусков на деревянных опорах; состояние сварных швов болтовых и заклепочных соединений на металлических опорах; отрыв металлических элементов; наличие трещин и повреждений в бетоне железобетонных опор);

контроль состояния проводов и тросов (выявление обрывов проводов, нарушений регулировки проводов и тросов; выявление недопустимого изменения стрел провеса и расстояний от проводов до земли и объектов);

проверка состояния изоляторов (выявление боя, трещин, загрязненности, повреждения глазури; контроль за наличием гаек, замков или шплинтов; наличие заземления крюков штыревых изоляторов);

проверка состояния разрядников, коммутационной аппаратуры ВЛ и концевых кабельных муфт; наличия и целостности заземляющих проводов.

В объем отдельных видов работ, проводимых при техническом обслуживании ВЛ, входят: обрезка сучьев; восстановление знаков и плакатов на отдельных опорах; замена поврежденных элементов; выправка опор; подтрамбовка грунта у оснований опор; перетяжка проволочных бандажей крепления деревянных стоек к приставкам; удаление набросов на провода; осмотр, проверка, замена трубчатых разрядников;

б) для силовых кабельных линий:

контроль соответствия кабелей фактическим нагрузкам;

контроль температуры нагрева кабеля;

наружный осмотр всей трассы, мест пересечения трассы кабелей с другими коммуникациями, железными и шоссейными дорогами;

проверка трассы на отсутствие осыпей грунта; провалов в траншеях с кабелями, в местах пересечения с канавами, кюветами; завалов трасс посторонними и тяжелыми громоздкими предметами (при необходимости устранение);

проверка наличия и целостности покрытия кабельных каналов съемными плитами;

проверка состояния мест прохода кабелей через стены и подходы к распределительным пунктам, токоприемникам, кабельным колодцам;

проверка состояния мест выхода кабелей из земли в блок-контейнеры, на стены зданий и блок-боксов механо-технологического оборудования НПС или опоры ВЛ;

проверка исправности соединительных и концевых муфт (отсутствие подтеков кабельной массы), сухих разделок и креплений;

проверка состояния наружных поверхностей оболочек кабелей, а также отсутствие джута на проложенных кабелях;

проверка состояния устройств (труб, коробов, крыш), защищающих и закрепляющих кабельные линии, проложенные по стенам зданий, эстакадам, металлоконструкциям и на наклонных участках;

проверка состояния заземления кабелей;

проверка и восстановление маркировки кабелей, реперов, предупредительных плакатов и надписей;

в) для внутрицеховых силовых и осветительных сетей;

контроль прочности крепления мест механической защиты; мест ввода (вывода) в аппараты, электродвигатели, распределительные пункты, шкафы управления;

осмотры мест прохода сетей через стены и перекрытия; крепления и состояния конструкций, по которым проложены кабели и провода;

проверка состояния изоляции сетей и защитных покрытий;

проверка состояния контактных соединений, паек и т.п. во взрывоопасных и пожароопасных помещениях (блок-боксах), экранирующих оболочек и защитных покрытий;

проверка надежности соединения трубных вводов во взрыво- и пожароопасных средах, состояния заземления трубных проводок;

контроль за отсутствием признаков перегрева и соответствия сетей фактическим нагрузкам;

проверка состояния проводов, изоляторов, роликов и мест их крепления, замена при необходимости поврежденных скоб и креплений;

проверка целостности концевых воронок; деревянных, эбонитовых и карболитовых втулок;

проверка и чистка распаечных коробок;

устранение провеса сетей и участков с поврежденной изоляцией;

восстановление нарушений маркировки, надписей и предупредительных плакатов;

г) для силовых шинопроводов, шинных сборок магистральных шин и ошиновок РУ:

проверка плотности контактов соединений;

контроль за отсутствием признаков перегрева, подгаров и коррозии контактов; исправление, подтяжка, зачистка контактов при первом возможном профилактическом отключении;

контроль изменения цвета термопокрытий и термопленок;

контроль соответствия фактических нагрузок сечениям шин;

проверка и восстановление целостности защитных кожухов, сетчатых ограждений и их заземления, а также изоляционных перегородок, прокладок, креплений, клиц и изоляторов;

проверка наличия и восстановление маркировки, надписей, предупредительных плакатов, окраски шин и защитных мест для наложения переносных заземлений;

д) для заземляющих устройств:

проверка целостности и надежности заземляющих проводников, сварных и болтовых соединений, наличия контргаек и контршайб;

проверка надежности приварки наконечников на гибких заземляющих проводниках, соответствия сечения заземляющих проводников;

проверка отсутствия последовательного заземления оборудования и аппаратов;

контроль целостности и соответствия окраски, антикоррозионных покрытий;

контроль доступности проложенных заземляющих проводников для осмотра и ремонта.

6.2.2. Типовой объем работ при текущем ремонте

В объем текущего ремонта входят операции технического обслуживания (осмотров), а также:

а) для воздушных линий электропередачи:

верховой осмотр;

проверка загнивания древесины; возобновление антисептических обмазок, при необходимости замена деревянных опор и деталей;

проверка наличия ржавчины металлических опор и траверс железобетонных опор, при необходимости их очистка и окраска;

проверка правильности установки опор;

ремонт опор, деталей и поддерживающих конструкций;

подтяжка болтовых соединений и анкерных болтов металлических опор;

удаление ржавчины на бандажах и хомутах, при необходимости замена и окраска;

проверка натяжения, ремонт или замена подкосов, оттяжек и узлов их крепления;

замена поврежденных изоляторов и арматуры;

снятие с опор и ревизия разрядников;

измерение расстояний от проводов до земли и пересекаемых сооружений;

перетягивание отдельных участков, подтяжка и регулирование провеса проводов;

измерение сопротивления заземления;

восстановление постоянных знаков по всей длине ВЛ;

б) для силовых кабельных линий:

чистка кабельных каналов, туннелей;

ремонт и замена конструкций крепления кабелей, исправление их раскладки, рихтовка кабелей, устранение коррозии оболочек;

устранение завалов, просадок и подмывов в траншеях; ремонт кабельных каналов, траншей и эстакад; замена отдельных плит перекрытия;

осмотр, чистка и перезаделка (при необходимости) концевых кабельных муфт, воронок, соединительных муфт, сухих разделок; замена наконечников;

определение температуры нагрева кабелей;

перекладка (при необходимости) отдельных участков кабельных линий;

испытание изоляции кабелей повышенным напряжением или мегомметром в соответствии с требованиями Норм ПЭЭП; [1]

восстановление надписей, бирок утраченной маркировки, окраска сухих разделок;

в) для внутрицеховых силовых и осветительных сетей:

замена отдельных участков сети с поврежденной или ветхой изоляцией;

протирка изоляторов, замена при необходимости;

подтяжка проводов сетей, упорядочение их раскладки;

проверка прочности присоединения проводок и кабелей;

проверка соответствия плавких вставок предохранителей условиям их выбора и (при необходимости) замена их;

замена выключателей, розеток, распаечных коробок, разъемов;

ремонт комплектующих аппаратов, щитков освещения;

мелкий ремонт групповых распределительных и предохранительных щитков и коробок;

измерение сопротивления изоляции в соответствии с требованиями Норм ПЭЭП;

г) для силовых шинопроводов, шинных, сборок, магистральных шин и ошиновок РУ:

внешний осмотр шин, выявление дефектов и их устранение, проверка степени нагрева;

очистка от загрязнений, протирка;

рихтовка шин и ремонт болтовых и сварных контактных соединений;

измерение сопротивления изоляции;

подтяжка креплений корпуса шинопровода, опорных конструкций;

измерение переходных сопротивлений контактных соединений;

очистка, ремонт изоляторов, изоляционных перегородок и перегородок клиц, при необходимости замена;

проверка, ремонт или замена сетчатых ограждений, защитных кожухов и их заземления;

окраска несущих и защитных конструкций;

восстановление расцветок фаз, защита мест для наложения переносного заземления;

д) для заземляющих устройств:

измерение сопротивления заземляющего устройства; ликвидация обрывов;

проверка отдельных стыков и ремонт мест соединения; замена и окраска отдельных участков сети заземления;

проведение измерений и испытаний в соответствии с требованиями Норм ПЭЭП.

6.2.3. Типовой объем работ при капитальном ремонте

В объем капитального ремонта входят все операции текущего ремонта, а также:

а) для воздушных линий электропередач 35 - 110 кВ;

- на деревянных опорах:

замена опор (деталей), у которых загнивание древесины больше допустимого, в том числе замена деревянных приставок и опор (железобетонными);

установка приставок;

выправка опор;

замена и окраска болтовых соединений, деталей опор;

- на металлических и железобетонных (ж/б) опорах:

усиление или замена элементов опор, потерявших несущую способность;

заделка трещин и выбоин на ж/б опорах;

защита бетона подземной части опор от действия агрессивной среды на ж/б опорах;

замена отдельных опор;

выправка опор, устранение перекосов траверс;

ремонт подземной части опор (фундаментов);

усиление заделки опор в грунте;

окраска металлических узлов, деталей опор и их оснований;

- на проводах и тросах:

установка и замена соединителей, ремонтных зажимов и бандажей;

контроль сварных соединений;

закрепление оборванных проволок, подмотка лент в зажимах;

вырезка и замена неисправных участков провода (троса);

- на изоляторах, арматуре, трубчатых, разрядниках:

увеличение количества изоляторов в изолирующих подвесках (при необходимости);

чистка и обмыв изоляторов;

установка гасителей вибрации; замена поддерживающих и натяжных зажимов, распорок, крюков;

установка и замена трубчатых разрядников;

- на заземлении:

ремонт контуров заземления, при необходимости замена;

ремонт или замена заземляющих спусков и мест присоединения их к заземляющему контуру;

- на трассе ВЛ:

поддержание проектных размеров ширины просеки;

устройство проездов по трассе (без строительства дорог);

планировка, подсыпка, подтрамбовка грунта у основания опоры;

установка и ремонт отбойных тумб у опор, расположенных у обочин дорог;

испытание ВЛ в соответствии с Нормами ПЭЭП;

- специальные работы:

переустройство переходов, пересечений и подходов к НПС или подстанциям;

ремонт светоограждений опор (при необходимости);

б) для воздушных линий электропередачи до 35 кВ:

поддержание ширины просеки в размере, установленном проектом;

установка и ремонт отбойных тумб;

выправка опор, подсыпка и трамбовка грунта у основания опор;

замена стоек, траверс, подкосов и приставок;

перенос и установка дополнительных опор;

переустройство закрепления опор в грунте;

перетяжка, замена участков и ремонт (установка и замена соединителей, ремонтных зажимов, бандажей) проводов, замена вводов ВЛ к производственным зданиям и жилым домам;

устройство двойных креплений;

установка дополнительных изоляторов;

замена крюков и штырей;

регулировка, ремонт или замена разъединителей;

замена заземляющего спуска, устройств заземления;

проверка, замена и установка недостающих устройств грозозащиты;

- при ремонте под напряжением:

подключение нового ввода в здание к действующей линии;

замена и перетяжка проводов ответвления от действующей линии к вводу в здание;

замена на опоре петли (перемычки) и устранение обрыва проводов ответвления от действующей линии к вводу в здание;

установка концевой кабельной муфты на опоре и подключение ее к действующей линии;

подключение построенной линии (отпайки) к действующей линии;

устройство на деревянной опоре спуска повторного заземления нулевого провода;

установка светильника наружного освещения на опоре с подключением к действующей линии;

в) для силовых кабельных линий:

выборочные шурфование и вскрытие кабельных траншей, полное вскрытие каналов со съемными плитами;

частичная или полная замена (по результатам проверки и испытаний) участков кабельной линии;

окраска кабелей и кабельных конструкций;

обеспечение дополнительной механической защиты (перегородок) в местах возможного повреждения кабелей;

испытание кабелей повышенным напряжением в соответствии с Нормами ПЭЭП;

г) для осветительных сетей:

частичная (не менее 30 %) или полная замена проводов и кабелей участков сети;

увеличение сечения проводов по условиям повышения пропускной способности;

окраска труб, конструкций, скоб и других креплений;

дополнительное крепление участков сети;

текущий ремонт светильников, замена их при необходимости;

замена неисправных трансформаторов местного освещения;

д) для силовых шинопроводов, шинных сборок, магистральных шин и ошиновок РУ:

замена отдельных участков шинопроводов, сборных шин подстанций, РУ, силовых щитов и пунктов; рихтовка шинных сборок;

замена секций ввода и вывода, защитных кожухов и сетчатых ограждений;

замена изоляторов, изоляционных прокладок и клиц; ремонт креплений, проверка сопротивления изоляции;

е) для заземляющих устройств электроустановок:

выборочное вскрытие грунта (2 %), осмотр и, при необходимости, полная или частичная замена элементов контура, находящегося в земле, магистралей и проводников заземляющей сети и их окраска;

измерение сопротивления заземляющего устройства, испытание в соответствии с Нормами ПЭЭП;

ремонт или замена заземляющих спусков и мест присоединения их к заземляющему контуру.

6.3. Контроль работоспособности линий электропередачи

6.3.1. Осмотры и проверки контролируемых параметров КЛ, ВЛ и осветительных сетей проводятся согласно методическим указаниям, нормативно-технической документации и таблицам 6.1, 6.2, 6.3.

Таблица 6.1 Контроль и измерения параметров кабельных линий

Наименование контролируемого параметра

Периодичность

Порядок проведения

Средства измерения

Контроль изоляции кабелей:

 

Прикладывается напряжение 2500 В в течение 1 мин. Проводится после мелких ремонтов, не связанных с перемонтажем кабеля, перед наступлением сезона и не реже 1 раза в год в стационарных установках

Мегомметр

до 10 кВ

1 раз в год

 

до 1000 В

1 раз в 3 года

 

 

 

Оценка состояния изоляции кабелей, находящихся в эксплуатации, указана в приложении К, таблица К.5.

Мегомметр

Контроль температуры:

 

Проводится на участках, где имеется опасность перегрева кабелей, точную зону выявляют тепловизором. Температура кабелей должна быть не выше допустимых значений (приложение К, таблица К.3)

Температуру КЛ, проложенных открыто, измеряют термометром, при прокладке в земле - с помощью термопар.

Для выявления зон нагрева КЛ - тепловизоры, термометр «Кельвин» и другие

оболочки кабеля и жилы, проложенных открыто

2 раза в год

в земле

Не реже 1 раза в год

воздуха в помещениях и кабельных туннелях

В летнее время - 1 раз в неделю, далее 1 раз в месяц

Температура воздуха внутри туннелей, сооружений в летнее время должна быть не более, чем на 10 °С выше температуры наружного воздуха

Термометры

Контроль нагрузок на кабельные линии

Ежегодно, не менее 2 раз в различных точках сети. Один раз измерения проводятся в период максимальной нагрузки линии

Допустимые токовые перегрузки на период ликвидации аварии указаны в приложении К, таблица К.6

Измерительные трансформаторы тока с вторичными приборами, измерительные клещи (для 0,4 кВ)

Контроль антикоррозийной защиты оболочек КЛ

Не реже 1 раза в 3 года

Коррозия КЛ от воздействия блуждающих электрических токов определяется по «Правилам защиты подземных металлических сооружений от коррозии». Почвенная коррозия оценивается по степени агрессивности грунтов, величине удельного электрического сопротивления (приложение К, таблица К.4) и данным химического анализа проб грунтов

 

Испытания и измерения параметров КЛ

В соответствии с Нормами испытаний ПЭЭП, совместно с планово предупредительными ремонтами

В соответствии с требованиями Норм ПЭЭП


Таблица 6.2 Осмотр, контроль и профилактические проверки при обслуживании ВЛ

Наименование работ (контролируемые параметры)

Периодичность проведения, методы контроля

Выявляемые дефекты, неисправности

Порядок проведения и регистрация работ, регламентирующая документация

Способ контроля или измерения, инструменты

1. Периодические осмотры ВЛ

1.1. Осмотр по всей длине ВЛ электромонтерами

Не реже 1 раза в год

Трещины и сколы изоляторов, набросы на проводах и тросах, искрение в соединениях проводов

По графику ТОР с заполнением листка осмотра (приложение И)

Визуально

1.2. Осмотр ВЛ 0,4 - 10 кВ без подъема на опоры (на территории НПС)

Не реже 1 раза в месяц

То же

То же

Визуально

1.3. Контрольный (выборочный) осмотр отдельных участков ВЛ инженерно-техническими работниками

Не реже 1 раза в год

То же

То же

Визуально

1.4. Плановый осмотр и контроль ВЛ, включенных в план капитального ремонта на будущий год. ИТР (совместно с электромонтерами) проводит проверку загнивания древесины, заземления опор, расстояний от проводов до земли и сооружений, сопротивления петли «фаза-нуль»

В течение года, предшествующего году проведения капитального ремонта

Загнивание древесины, разрушение заземляющего контура, нарушение габарита с землей

На основании результатов измерений, занесенных в журнал дефектов, проводится корректировка срока капитального ремонта, составление смет и спецификаций

Проверки осуществляются соответствующими инструментами

1.5. Осмотр в ночное время

По мере необходимости, в сырую погоду, в периоды максимальных нагрузок

Коронирование изоляторов, опасность перекрытия изоляции для ВЛ 35 - 110 кВ - неисправные контактные соединения

По интенсивности коронирования определяется степень загрязненности, наличие на изоляторах разрядов желтого или белого цвета является признаком приближающегося перекрытия. Требуется очистка или замена изоляции

Визуально

1.6. Верховые осмотры с выборочной оценкой состояния проводов и тросов в зажимах и дистанционных распорках

На ВЛ 35 - 110 кВ не реже 1 раза в 6 лет; на ВЛ, эксплуатируемых более 20 лет - 1 раз в 5 лет; на ВЛ до 35 кВ - при необходимости

Неисправности крепления подвесок, проводов, молниезащитных тросов, верхней части опор, изоляторов и степени их загрязнения

При обнаружении повреждения проводов от вибрации проводится сплошная проверка с выемкой проводов из поддерживающих зажимов. Сведения заносятся в листок осмотра (проверки)

Визуально

2. Внеочередные осмотры ВЛ

2.1. Осмотр после стихийных явлений или в условиях, приводящих к повреждениям ВЛ (осматриваются все ВЛ, находящиеся в зоне стихийных явлений)

По мере необходимости

Дефекты, вызванные стихийными явлениями (пожары, ураганы, гололед)

Заполняется листок осмотра (проверки)

Визуально

2.2. Осмотр:

 

 

Заполняется листок осмотра, выявляются дефекты, приводящие к самоустраняющимся автоматическим отключениям ВЛ

Специальные инструменты и приборы

после неуспешного автоматического повторного включения ВЛ;

Немедленно

Выяснить причины отключения

после успешного повторного включения

По мере необходимости

То же

3. Оперативный диагностический контроль ВЛ, напряжением 0,4 - 10 кВ (с учетом таблицы 2.1)

4. Плановый диагностический контроль и профилактические проверки

4.1. Проверка состояния трассы ВЛ (противопожарное состояние)

При осмотрах ВЛ

Наличие набросов, поросли, деревьев (угрожающих падением на провода ВЛ)

Порядок проведения согласно местным инструкциям

Визуально

4.2. Проверка загнивания деревянных элементов опор в сечениях, наиболее подверженных загниванию (рисунок 6.1)

1 раз через 3 - 6 лет после ввода ВЛ в эксплуатацию; далее - не реже одного раза в 3 года; для ВЛ 0,4 - 10 кВ - не реже 1 раза в 5 лет; а также перед подъемом электромонтера на опору или сменой деталей опоры.

Отдельные очаги гнили, трещины; глубина загнивания древесины

Заполняется листок осмотра. При применении некачественной древесины сроки проверки корректируются ответственным за электрохозяйство на основании опыта эксплуатации, но не реже 1 раза в 3 года

Щуп с полусантиметровыми делениями, полый буравчик. Индикатор загнивания древесины опор - ИЗД. Запрещается устанавливать степень загнивания методом простукивания

4.3. Проверка расстояний от проводов до поверхности земли и различных объектов, до пересекаемых сооружений

Не реже 1 раза в 5 лет и по мере необходимости

Нарушение габарита с землей, нарушения габарита на пересечении

«Типовая инструкция по эксплуатации ВЛ напряжением 35 - 800 кВ», часть II [20]. Заполняется листок осмотра (проверка)

Теодолит, высотомер, изолирующие штанги и канаты. Рулетка, канат, рейки - при снятом напряжении и др.

4.4. Проверка вертикального положения опор и состояния железобетонных ее элементов

Не реже 1 раза в 6 лет; в процессе осмотров; перед подъемом на опору или сменой деталей

Оголение арматуры, растрескивание бетона

«Типовая инструкция по техническому обслуживанию и капитальному ремонту ВЛ напряжением 0,38 - 20 кВ» [21]

Для проверки положения опор - геодезические инструменты, индикаторы натяжения; для ж/б элементов - бинокль и др.

4.5. Проверка состояния контактных болтовых соединений проводов электрическими измерениями на ВЛ 35 - 110 кВ

1 раз в 6 лет и совместно с верховыми осмотрами

Падение напряжения

Контактные болтовые соединения, измерения по которым показали их неудовлетворительное состояние, подвергаются вскрытию, а затем ремонтируются или заменяются

Измерительные приборы, штанги и др.

4.6. Измерение сопротивления петли «фаза-нуль» на ВЛ 0,4 - 10 кВ

При подключении новых потребителей и выполнении работ, вызывающих увеличение этого сопротивления; при увеличении нагрузки, требующей замены плавкой вставки предохранителя или установки автоматического выключателя

Сопротивление петли «фаза-нуль» выше нормативного

Заполняется листок осмотра (проверки)

М-417 и другие

4.7. Проверка заземляющих устройств (заземления) на опорах всех типов

При осмотрах ВЛ, после капитального ремонта или реконструкции заземляющего устройства, на ВЛ 0,4-10 кВ не реже 1 раза в 5 лет

Сопротивление заземления выше нормы, разрушение заземляющего контура

Проводится в сухую погоду с заполнением листка осмотра (проверки)

МС-07; МС-08; М-416; без снятия напряжения - ИЗБОТ и другие

4.8. Проверка изоляторов

 

 

 

 

4.8.1. Контроль состояния фарфоровых и стеклянных изоляторов всех типов и линейной арматуры

При осмотрах ВЛ

Трещины, оплавления глазури

То же

Визуально

4.8.2. Проверка электрической прочности подвесных тарельчатых фарфоровых изоляторов

В первый год эксплуатации, далее - не реже 1 раза в 6 лет

Внутренние повреждения изоляции

Проверка проводится:

а) под напряжением

б) со снятием напряжения

а) измерительные штанги с применением киловольтметра;

б) испытательные устройства

4.9. Осмотр с земли трубчатых разрядников

В процессе осмотров

Ожоги, трещины, расслоения, царапины

Заполняется листок осмотра (проверки)

Визуально

4.10. Проверка трубчатых разрядников и защитных промежутков

Не реже одного раза в 5 лет на ВЛ 0,4 - 10 кВ, 1 раз в 3 года на ВЛ 35 - 110 кВ

Нарушение искровых промежутков

Нормы испытаний ПЭЭП

АИ-70, МС-05, Ф-410212 и другие

4.11. Проверка антикоррозионного состояния покрытия металлических опор, траверс и подножников с выборочным вскрытием грунта, всех металлических частей

Не реже 1 раза в 6 лет, одновременно с верховыми осмотрами

Коррозия металла

МУ 34-70-177-87

«Методические указания по оценке технического состояния металлических опор воздушных линий электропередачи и порталов открытых распределительных устройств напряжением 35 кВ и выше»

Индикаторный глубиномер, шабер, дефектоскоп, (ЛКМ-1М), штангенциркуль

4.12. Контроль состояния опорной, подвесной и натяжной изоляции ОРУ и ВЛ-110 кВ

Периодический контроль

Нарушение работоспособности внешней изоляции

Используется документация СибНИИЭ, (Новосибирск, ул. Фрунзе, 9)

Специальные приборы

4.13. Контроль за интенсивностью «пляски» проводов на ВЛ-35 кВ и выше

Экспертная оценка обобщенного фактора опасности пляски - R

Контроль предотвращает повреждения элементов ВЛ, замыкания, обрыв проводов

РД 34.20.181-91

«Методические указания по районированию территории энергосистем и трасс ВЛ по частоте повторяемости и интенсивности пляски проводов»

Угломерные инструменты

4.14. Комплексная проверка изоляции (без снятия напряжения) у присоединенных к сети ТП и ВЛ 6 - 10 кВ

Периодичность проведения проверки согласовать с испытаниями в соответствии с требованиями Норм ПЭЭП

Замыкания, целостность изоляции

МУ 34-70-108-85

«Методические указания по проведению комплексных проверок изоляции без снятия напряжения в распределительных воздушных сетях 6 - 10 кВ»

Измерительный трансформатор напряжения НТМИ, регулятор напряжения, выпрямительное устройство приборы для определения места повреждения изоляции

4.15. Тепловизионный контроль на ВЛ 35 - 110 кВ

Периодический контроль. Метод инфракрасной диагностики для контроля зон нагрева

Дефекты в контактных соединениях, локальные перегревы

Порядок проведения устанавливается на основе материалов фирмы ОРГРЭС с учетом условий эксплуатации электроустановок МН

Приборы инфракрасной техники: тепловизоры, пирометры, термометры «Кельвин», КМ 826, КМ 801, КМ 1000 и другие

5. Определение мест повреждения

Определение мест повреждения (ОМП) на ВЛ 110 кВ

Методы ОМП:

с двухсторонним измерением токов и напряжений нулевой и обратной последовательности;

с односторонним измерением полного (индуктивного) сопротивления, симметричных составляющих токов (напряжений)

Повреждения проводов ВЛ, все виды короткого замыкания

ТИ 34-70-035-85 «Типовая инструкция по организации работ для определения мест повреждения ВЛ-110 кВ и выше с помощью фиксирующих приборов»

РД 34.35.517-89 «Методические указания по определению мест повреждения ВЛ-110 кВ и выше с помощью фиксирующих приборов»

«Типовое положение по организации эксплуатации устройств для определения мест повреждений ВЛ напряжением 6 - 20 кВ»

Фиксирующие индикаторы сопротивления (ФИС), тока и напряжения обратной последовательности; омметры - измеряют сопротивление петли КЗ; ЛИФП; ФИП; ФИП-1; ФИП-2 и другие


а - одностоечная опора с подкосом; б - П-образная опора без приставок; в - П-образная опора с приставками; г - П-образная опора с раскосами.

А - на глубине 30 - 40 см ниже уровня земли; Б - на уровне земли; В - на траверсе в месте сочленения ее со стойкой; Г - у верхних бандажей; Д - в местах закрепления раскосов, распорок и подкосов

Рисунок 6.1 - Опасные сечения деревянных опор

Таблица 6.3 Осмотры и контроль параметров осветительных сетей и световых приборов

Технологическая операция

Периодичность

Объем работ и порядок проведения

Осмотры и проверки

В зависимости от производственных условий, но не реже 1 раза в 2 месяца для элементов осветительной установки, относящихся к рабочему освещению, 1 раз в месяц - для аварийного освещения

Очистка от загрязнений; контроль за местом эксплуатации, крепежными элементами, уплотнением кабельных вводов, защитными сетками и колпаками, заземлением, резьбовыми соединениями; замена ламп (при необходимости). Для оборудования с взрывонепроницаемой оболочкой - контроль за взрывонепроницаемыми зазорами щупом; для оборудования с защитой вида «е» - контроль за работоспособностью стартера и балластного сопротивления

Контроль сопротивления изоляции сетей рабочего и аварийного освещения

Не реже 1 раза в 3 года

Сопротивление изоляции электрических сетей рабочего и аварийного освещения должно быть не менее 0,5 мОм

Контроль состояния изоляции сетей во взрывоопасных помещениях

Не реже 1 раза в 6 месяцев

Порядок проведения согласно местным инструкциям

Контроль освещенности помещений

Фотометрические измерения освещенности основных помещений во время эксплуатации 1 раз в год, в остальных случаях - не реже 1 раза в 2 года

Контроль за освещенностью рабочих мест на объектах НПС осуществляют люксмером в соответствии с проектными требованиями

Очистка от грязи, пыли осветительной арматуры и ламп

Очищаются в сроки по местным инструкциям. При толщине слоя осевшей пыли и грязи более 5 мм - досрочно

Толщина слоя на одной из нагревающихся поверхностей не должна превышать 5 мм

6.4. Периодичность технического обслуживания и ремонта

6.4.1. Периодичность ТО и ремонта воздушных и кабельных линий (таблица 6.4, 6.5) установлена с учетом назначения конструкций линий, влияния окружающей среды и требований ПЭЭП. В условиях эксплуатации выполнение ремонтных работ в объеме текущего или капитального ремонта окончательно устанавливается в зависимости от технического состояния линий.

Таблица 6.4 Периодичность технического обслуживания и ремонта линий электропередач

Наименование линий

Периодичность

ТО, мес.

Т, мес.

К, лет

Воздушные линии электропередачи напряжением 35 - 110 (150) кВ:

 

 

 

на железобетонных и металлических опорах

6 (3*)

72 (48*)

По техническому состоянию, но не реже одного раза в 10 лет (при контроле изоляторов и соединений проводов через 6 лет)

на деревянных опорах с железобетонными приставками

6 (3*)

60 (36*)

То же с проверкой степени загнивания древесины через 3 года

Воздушные линии электропередачи напряжением 6 (10) кВ:

 

 

 

на железобетонных опорах

6 (3*)

36 (12*)

По техническому состоянию, но не реже одного раза в 6 лет

на деревянных опорах с железобетонными приставками

6

36

По состоянию, но не реже одного раза в 5 лет

Воздушные линии электропередачи напряжением до 1 кВ:

 

 

 

на железобетонных опорах

6 (3*)

36 (36*)

По техническому состоянию, но не реже одного раза в 6 лет

на деревянных опорах с железобетонными приставками

6 (3*)

36 (36*)

По состоянию, но не реже одного раза в 5 лет

Разрядники

Совместно с ВЛ

12

Совместно с ВЛ

Силовые кабельные линии напряжением 6 (10) кВ:

 

 

 

на территории НПС

см. таблицу 6.5

36 (12*)

5

на переходах ВЛ

12

36

5

То же, напряжением 0,4 кВ

12 (6*)

36 (12*)

5(4*)

Концевые разделки кабелей 6 (10) и 0,4 кВ, контрольных кабелей

6

12

5

Внутрицеховые электропроводки напряжением до 1 кВ:

 

 

 

в чистых и сухих помещениях

24 (12*)

72 (60*)

1 (10* мес.)

в помещениях с повышенной опасностью

12

36

5

Шины сборные соединительные напряжением 110, 35, 10, 6 кВ

-

36

6

Шины магистральные, шинопроводы силовые, сборки шинные напряжением 0,4 кВ

-

12

6

Заземляющие устройства ВЛ

Совместно с ВЛ

36 (12*)

Совместно с ВЛ

Заземляющие устройства электроустановок, кроме ВЛ

Совместно с оборудованием

36 (24*)

Совместно с оборудованием

* Для районов Крайнего Севера и местностей, приравненных к ним.

6.4.2. Периодичность осмотров и диагностических контролей ВЛ указаны в таблице 6.1, КЛ - в таблице 6.5 и может уточняться методическими указаниями, разработанными на конкретный контролируемый параметр диагностического контроля.

Возможные возникновения неработоспособности кабельных линий с указанием дефектов приведены в таблице 6.6.

Таблица 6.5 Периодичность осмотров кабельных линий

Вид и объект

Периодичность

Плановый диагностический контроль туннелей, коллекторов, каналов оперативным (дежурным) персоналом

По местным инструкциям, но не реже 1 раза в месяца

Плановые осмотры монтерами:

 

трасс кабелей, проложенных в земле

По местным инструкциям, но не реже 1 раза в 3 месяца

концевых муфт на линиях напряжением выше 1000 В, трасс кабелей, проложенных на эстакадах, каналах, коллекторах и по стенам зданий

Одновременно с осмотром электрооборудования, но не реже 1 раза в 6 месяцев

то же, напряжением до 1000 В

Одновременно с другим оборудованием, не реже 1 раза в год

кабельных муфт, расположенных в трансформаторных помещениях и РУ

Одновременно с осмотром электрооборудования, не реже 2 раз в год

кабельных колодцев

Не реже 1 раза в 2 года

подводных кабелей

По местным инструкциям

Выборочные осмотры (сезонное ТО) кабельных каналов ИТР

В соответствии с местными инструкциями, но не реже 1 раза в 6 месяцев

Осмотры кабельных колодцев и каналов

Одновременно с осмотром кабельных трасс

Внеочередные осмотры

В период паводков и после ливней, при отключении КЛ релейной защитой, при установлении повреждения на данном участке

Таблица 6.6 Неисправности кабельных линий

Дефекты, подлежащие немедленному устранению

Дефекты, подлежащие устранению в кратчайший срок (в плановом порядке)

Дефекты, за которыми устанавливают повышенное наблюдение

Кабельные линии

Пробки, глубокие вмятины, трещины, расплавление свинцовой оболочки, вспучивание, сквозное разъедание химическими реагентами или блуждающими токами свинцовой оболочки

Провисание в летние месяцы из-за отсутствия промежуточных кронштейнов;

соединения генераторных и трансформаторных кабелей

Перекрещивание, изломы, крутые изгибы, продольное перекручивание и изменение круглой формы, глубокие складки и сильная волнистость на оболочке

Соединительные муфты

Глубокие вмятины, сквозные трещины, вспучивание, сплющивание

Кособокость с овальностью 1:5 и более, складки глубиной 6 - 12 мм в горловине, наклонное положение муфты и отсутствие заземляющих перемычек

Незначительные механические повреждения (неглубокие вмятины и т.п.)

Концевые муфты

Рекристаллизация заливной массы, сильное загрязнение, трещины в фарфоре, нарушение армировки, фланцев и изоляторов муфт наружной установки

Трещины и изломы изоляции на расстоянии до 100 мм от края воронки, нарушение заземления корпуса воронки

Переплетение фаз, свинцовые конусы в месте уплотнения горловины, длинные концы фаз над воронкой

Примечание - Поврежденные кабели и кабельные муфты (образцы) при электрическом пробое изоляции подвергаются исследованиям (лабораторным) для установления причин повреждений и разработки мероприятий по их предупреждению.

6.4.3. Техническая диагностика с применением приборов (инфракрасной техники), методических указаний по диагностированию позволит осуществить переход на профилактическое обслуживание и ремонт по состоянию (ремонтный цикл примет вид ТО (осмотр)-Т-ТО (осмотр). Объем ТО и ремонтов определяется с учетом результатов технической диагностики.

Приборы инфракрасной техники выявляют неисправности: в ВЛ - дефектные контактные соединения проводов при контроле с вертолета или земли, в кабельных линиях - пожароопасность кабелей по их тепловому состоянию;

в КРУ - нарушения контактных соединений ошиновки вводных проходных изоляторов, болтовых соединений ошиновки. При оценке состояния контактных соединений учитывается характер их выполнения (болтовые, спрессованные, сварные), влияющий на скорость развития дефекта.

Периодичность проверок контактных соединений с помощью тепловизора:

вновь вводимых ВЛ 35 - 110 кВ и выше - при приемке в эксплуатацию;

ВЛ 35 - 110 кВ и выше, проработавших 25 лет и более, при отбраковке контактных соединений 5 % и более - ежегодно;

то же, при отбраковке контактных соединений менее 5 % - один раз в 2 года;

ВЛ 110 кВ и выше, а также ВЛ, работающих с предельной токовой нагрузкой или питающих ответственных потребителей - ежегодно;

остальных ВЛ 35 - 110 кВ - не реже одного раза в 3 - 5 лет.

Сроки проверки работоспособности устройств пожарной сигнализации и пожаротушения, находящихся в кабельных сооружениях, устанавливаются местными инструкциями.

6.5. Трудоемкость технического обслуживания и ремонта

6.5.1. Нормами трудоемкости предусмотрены наиболее распространенные условия производства работ:

ремонт выполняется на отключенных одноцепных и двухцепных ВЛ, проходящих по невспаханной, неболотистой, без зарослей и кустарника равнинной или холмистой незаселенной местности с крутизной склонов до 1:5, по снегу глубиной до 0,5 м;

ремонт и техническое обслуживание выполняется на опорах ВЛ, изготовленных из антисептированной древесины; на ВЛ не имеющих пересечений, зон напряжения от других ВЛ; с применением телескопической вышки при подъеме электромонтера на опору; без применения экранирующих костюмов;

сборка опор проводится на месте их установки;

ремонт и техническое обслуживание кабельных линий проводится в колодцах, коллекторах, туннелях, закрытых сооружениях, находящихся на глубине до 3 м от поверхности земли.

При выполнении работ в условиях, отличающихся от наиболее распространенных, Нормы трудоемкости применяются с поправочными коэффициентами (таблица 6.7).

При необходимости применения нескольких коэффициентов (по условиям проведения работ) величина трудоемкости (табличная) умножается на произведение коэффициентов. Не могут применяться одновременно коэффициенты, исключающие друг друга, например, при проведении работ в распутицу и на болотистой местности, в распутицу и в горных условиях и т.п.

Таблица 6.7 Поправочные коэффициенты к Нормам трудоемкости

Условия проведения работ

Коэффициент

На воздушных линиях:

 

по болотистой местности

1,40

по местности, покрытой кустарником

1,30

по вспаханному полю или в распутицу (независимо от времени года)*

1,25

по территории городов, поселков, предприятий, стройплощадок

1,20

по снегу глубиной более 0,5 м

1,15

горные условия, склоны, имеющие уклон более 1:5 при невозможности применения спецмеханизмов

1,40

по котлованам с притоком грунтовых вод

1,20

по барханным пескам

1,30

при работе (без снятия напряжения) на токоведущих частях

1,60

при работе с антисептированной древесиной

1,20

в зоне наведенного напряжения от других ВЛ

1,20

по просеке

1,10

на пересечениях с другими ВЛ

1,10

при выполнении работ в экранирующих костюмах при t ≤ 25 °С

1,05

25 °С < t ≤ 30 °С

1,10

t > 30 °С

1,25

при выполнении работ вручную (без применения спецмеханизмов) (0,4; 6 - 10 кВ)

1,80

На кабельных линиях:

 

при замене (прокладке) кабеля в траншеях весной и осенью в распутицу в стороне от дорог с твердым покрытием

1,30

в коллекторах (туннелях), колодцах, закрытых сооружениях, находящихся на глубине более 3 м от поверхности земли

1,10

* Период работы в распутицу устанавливается руководителем предприятия по согласованию с местным комитетом профсоюза и оформляется актом

6.5.2. Нормы трудоемкости ремонта воздушных и кабельных линий всех напряжений, указанных в таблицах 6.7, 6.8, 6.9, заимствованы из нормативов планово-предупредительного ремонта Минтопэнерго РФ [12, 13], РАО «ЕЭС России» [18, 19, 20].

Таблица 6.8 Нормы трудоемкости ТО и ремонта линий электропередач

Наименование линии

Трудоемкость, чел.-ч

ТО

Т

К

Воздушные линии 0,4; 6 - 10 кВ на деревянных опорах на 1000 м однолинейного провода, сечением, мм2:

до 35

0,5

12,0

40,0

50

0,5

15,0

50,0

70

0,5

18,0

60,0

95 и более

0,5

24,0

80,0

То же, на металлических и железобетонных опорах, мм2:

до 35

0,5

9,0

30,0

50

0,5

12,0

40,0

70

0,5

15,0

60,0

95 и более

0,5

18,0

70,0

Воздушные линии напряжением 35 - 110 кВ на деревянных опорах на 1000 м при сечении однолинейного провода, мм2:

 

 

 

до 50

0,5

18,0

60,0

70

0,5

24,0

80,0

95 и выше

0,5

30,0

90,0

То же, на металлических и железобетонных опорах, мм2:

до 50

0,5

15,0

60,0

70

0,5

18,0

70,0

95 и выше

0,5

24,0

80,0

Воздушная линия напряжением 110 (150) кВ на железобетонных и металлических опорах на 1000 м однолинейного провода

1,0

35,0

105,0

Кабельные линии напряжением до 10 кВ, проложенные в земле на территории НПС и на переходах ВЛ, на 1000 м провода, сечением, мм2:

 

 

 

до 16

1,5

14,0

60,0

35

1,8

18,0

80,0

50

2,0

20,0

90,0

70

2,8

28,0

110,0

120

3,0

36,0

140,0

185

3,5

46,0

160,0

240

4,0

50,0

180,0

То же, проложенные на эстакадах, в туннелях, каналах и траншеях, мм2:

 

 

 

до 16

1,0

10,0

30,0

35

1,2

12,0

40,0

50

1,2

12,0

60,0

70

1,2

12,0

60,0

120

2,0

20,0

80,0

185

2,2

22,0

100,0

240

2,4

24,0

120,0

То же, проложенные по кирпичным и бетонным основаниям, в железобетонных блоках в земле, мм2:

 

 

 

до 16

1,5

15,0

62,0

35

1,8

18,0

86,0

50

2,0

25,0

98,0

70

2,8

30,0

120,0

120

3,0

35,0

160,0

185 - 240

4,0

45,0

200,0

Внутрицеховые силовые сети, проложенные в трубах, на 100 м провода с затягиванием одного провода, суммарным сечением, мм2:

 

 

 

1,5 - 6

-

4,0

8,0

10 - 16

-

4,5

10,0