Правила технічної експлуатації електроустановок споживачів

Про затвердження Правил технічної експлуатації електроустановок споживачів Наказ Міністерства палива та енергетики України від 25 липня 2006 р. № 258 Зареєстровано в Міністерстві юстиції України 25 жовтня 2006 р. № 1143/13017 Відповідно до вимог Закону України "Про електроенергетику" Положення про Міністерство палива та енергетики України затверджене Указом Президента України від 14 квітня 2000 року № 598 з метою дотримання єдиних положень і вимог щодо організації експлуатації електроустановок споживачів електроенергії виконання яких забезпечуватиме надійну безпечну та ефективну роботу цих електроустановок наказую: 1. Затвердити Правила технічної експлуатації електроустановок споживачів далі – Правила що додаються. 2. Департаменту з питань електроенергетики Меженний С.Я. у встановленому порядку подати цей наказ на державну реєстрацію в Міністерство юстиції України. 3. Установити що Правила набирають чинності через 6 місяців після їх державної реєстрації в Міністерстві юстиції України. 4. Головному державному інспектору України з енергетичного нагляду Арбузову Є. Л. забезпечити: - організацію видання Правил доведення їх до споживачів та здійснення позачергової перевірки знань цих Правил; - систематичний контроль за дотриманням вимог Правил. 5. З набранням чинності цих Правил уважати такими що не застосовуються на території України такі нормативні документи: - "Правила технической эксплуатации електроустановок потребителей" затверджені начальником Головдерженергонагляду Міненерго СРСР 21 грудня 1984 року; - "Глава Э III.2. Электроустановки во взрывоопасных зонах Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей" затверджена начальником Головдерженергонагляду Міненерго СРСР 10 січня 1989 року; - "Раздел Э III. Электроустановки специального назначения – спецустановки Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей" затверджені начальником Держенергонагляду Міненерго СРСР 12 квітня 1969 року. 6. Госпрозрахунковому підрозділу "Науково-інженерний енергосервісний центр" інституту "Укрсільенергопроект" Білоусов В. І. унести Правила до реєстру і комп'ютерного банку даних чинних нормативних документів Мінпаливенерго та забезпечити своєчасне внесення змін і доповнень до них у контрольні примірники Правил. 7. Контроль за виконанням цього наказу покласти на заступника Міністра Тітенка С. М. Міністр І. Плачков Правила технічної експлуатації електроустановок споживачів Затверджено Наказом Міністерства палива та енергетики України від 25 липня 2006 р. № 258 Зареєстровано в Міністерстві юстиції України 25 жовтня 2006 р. № 1143/13017 1. Загальні положення 1.1. Правила технічної експлуатації електроустановок споживачів далі – Правила установлюють основні організаційні й технічні вимоги до експлуатації електроустановок та електрообладнання далі – електроустановки споживачів. Правила поширюються на діючі електроустановки напругою до 150 кВ включно які належать споживачам електричної енергії незалежно від форм власності та відомчої належності а також на електроустановки населення напругою понад 1000 В. Правила поширюються також на електроустановки до 1000 В які перебувають на правах власності в населення у частині застосування норм випробувань та вимірювання параметрів електрообладнання. Вимоги до експлуатації генераторів синхронних компенсаторів силових кабельних ліній з маслонаповненими кабелями споживачів будь-якої напруги а також силових трансформаторів автотрансформаторів реакторів повітряних ліній електропередавання та електроустановок споживачів напругою понад 150 кВ установлюються відповідно до галузевого керівного документа Міністерства палива та енергетики України ГКД 34.20.507-2003 "Технічна експлуатація електричних станцій і мереж. Правила" затверджені наказом Міністерства палива та енергетики України від 13.06.2003 № 296. 1.2. Правила обов'язкові для працівників що здійснюють експлуатацію електроустановок споживачів функції керування регулювання режимів електроспоживання інспектування електроустановок споживачів а також підприємств установ та організацій усіх форм власності що виконують науково-дослідні проектно-конструкторські і проектні роботи виготовлення постачання монтаж налагодження випробування діагностику ремонт електроустановок споживачів. 1.3. Усі діючі електроустановки споживачів а також ті що проектуються споруджуються реконструюються чи модернізуються повинні відповідати чинним "Правила устройства электроустановок" далі – ПУЭ та іншим чинним нормативним документам далі – НД . Крім того електрообладнання спеціальних електроустановок напругою до 10 кВ повинно відповідати також ДНАОП 0.00-1.32-01 "Правила будови електроустановок. Електрообладнання спеціальних установок" затверджені наказом Міністерства праці та соціальної політики України від 21.06.2001 № 272. 1.4. Технічна експлуатація електроустановок споживачів може здійснюватись за спеціальними правилами установленими в галузі. Галузеві правила не повинні суперечити цим Правилам і ДНАОП 0.00-1.21-98 "Правила безпечної експлуатації електроустановок споживачів" затверджені наказом Державного комітету України по нагляду за охороною праці від 09.01.98 № 4 зареєстровані в Міністерстві юстиції України 10.02.98 за № 93/2533. 1.5. Експлуатація побутових електроприладів в умовах виробництва здійснюється згідно з вимогами підприємств-виробників та цих Правил. 1.6. Застосування НД які стосуються експлуатації електроустановок споживачів визначає Державна інспекція з енергетичного нагляду за режимами споживання електричної і теплової енергії далі – Держенергонагляд . 2. Нормативні посилання ДНАОП 0.00-1.13-71 "Правила устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок воздухопроводов и газопроводов" затверджені Держгіртехнаглядом СРСР 07.12.71. ДНАОП 0.00-1.07-94 Правила будови та безпечної експлуатації посудин що працюють під тиском затверджені наказом Державного комітету України по нагляду за охороною праці від 18.10.94 № 104. ДНАОП 0.00-1.21-98 Правила безпечної експлуатації електроустановок споживачів затверджені наказом Державного комітету України по нагляду за охороною праці від 09.01.98 № 4 зареєстровані в Міністерстві юстиції України 10.02.98 за № 93/2533. ДНАОП 0.00-1.32-01 Правила будови електроустановок. Електрообладнання спеціальних установок затверджені наказом Міністерства праці та соціальної політики України від 21.06.2001 № 272. ДНАОП 1.1.10-1.04-01 Правила безпечної роботи з інструментом та пристроями затверджені наказом Міністерства праці та соціальної політики України від 05.06.2001 № 252. ДНАОП 1.1.10-1.07-01 Правила експлуатації електрозахисних засобів затверджені наказом Міністерства праці та соціальної політики України від 05.06.2001 № 253. ДНАОП 0.00-4.12-05 Типове положення про порядок проведення навчання і перевірки знань з питань охорони праці затверджене наказом Державного комітету України з нагляду за охороною праці 26.01.2005 № 15 зареєстроване в Міністерстві юстиції України 15.02.2005 за № 231/10511. ДСанПіН № 198-97 Державні санітарні норми і правила при виконанні робіт в невимкнених електроустановках напругою до 750 кВ включно затверджені наказом Міністерства охорони здоров'я України від 09.07.97 № 198. ДСанПіН № 3.3.6.096-2002 Державні санітарні норми і правила при роботі з джерелами електромагнітних полів затверджені наказом Міністерства охорони здоров'я України від 18.12.2002 № 476 зареєстровані в Міністерстві юстиції України 13.03.2003 за № 203/7524. ДСН 3.3.6.037-99 Санітарні норми виробничого шуму ультразвуку та інфразвуку затверджені постановою Головного державного санітарного лікаря України від 01.12.99 № 37. ДСН 3.3.6.042-99 Санітарні норми мікроклімату виробничих приміщень затверджені постановою Головного державного санітарного лікаря України від 01.12.99 № 42. ДСТУ 2767-94 Керівництво з навантаження силових сухих трансформаторів. ДСТУ 3645-97 Допустимі перевищення температури та методи випробування на нагрівання. ДСТУ 3463-96 Керівництво з навантаження силових масляних трансформаторів. ГОСТ 8.010-99 "Методики выполнения измерений. Основные положення" ГОСТ 9.602-89 "Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии". ГОСТ 12.1.002-84 "Электрические поля промышленной частоты. Допустимые уровни напряженности и требования к проведению контроля на рабочих местах". ГОСТ 12.1.004-91 "Пожарная безопасность. Общие требования". ГОСТ 12.1.010-76 "Взрывобезопасность. Общие требования". ГОСТ 12.2.003-91 "Оборудование производственное. Общие требования безопасности". ГОСТ 12.2.007.8-75 "Устройства электросварочные и для плазменной обработки. Требования безопасности". ГОСТ 12.3.002-75 "Процессы производственные. Общие требования безопасности". ГОСТ 12.3.003-86 "Работы электросварочные. Требования безопасности". ГОСТ 22782.1-77 "Электрооборудование взрывозащищенное с видом взрывозащиты "Масляное заполнение оболочки". Технические требования и методы испытаний". ГОСТ 22782.6-81 Электрооборудование взрывозащищенное с видом взрывозащиты "Взрывонепроницаемая оболочка". Технические требования и методы испытаний. СОУ-Н МПЕ 40.1.20.509:2005 Експлуатація силових кабельних ліній наругою до 35 кВ. Інструкція затверджена наказом Міністерства палива та енергетики України від 15.02.2005 № 77. ГКД 34.20.302-2002 Норми випробування електрообладнання затверджені наказом Міністерства палива та енергетики України від 28.08.2002 № 503. ГКД 34.20.502-97 Повітряні лінії електропередачі напругою 35 кВ і вище. Інструкція з експлуатації затверджена Міністерством енергетики та елекрифікації України 27.12.95. ГКД 34.20.503-97 "Методические указания по организации системы эксплуатационного обслуживания воздушных линий электропередачи напряжением 0 4 – 20 кВ трансформаторных подстанций напряжением 6-20/0 4 кВ и распределительных пунктов напряжением 6 – 20 кВ" затверджені Міністерством енергетики і електрифікації Української РСР 22.02.89. ГКД 34.20.507-2003 Технічна експлуатація електричних станцій і мереж. Правила затверджені наказом Міністерства палива та енергетики України від 13.06.2003 № 296. ГКД 34.35.511.2002 Правила підключення електроустановок споживачів до спеціальної автоматики відключення навантаження САВН затверджені наказом Міністерства палива та енергетики України від 29.07.2002 № 449 зареєстровані в Міністерстві юстиції України 15.08.2002 за № 667/6955. ГКД 34.35.603-95 Технічне обслуговування пристроїв релейного захисту та електроавтоматики електричних мереж 0.4 – 35 кВ. Правила затверджені Міністерством енергетики та електрифікації України 05.10.95. ГКД 34.35.604-96 Технічне обслуговування пристроїв релейного захисту протиаварійної автоматики електроавтоматики дистанційного керування та сигналізації електричних станцій і підстанцій 110 – 750 кВ. Правила затверджені Міністерством енергетики та електрифікації України 12.10.95. ГНД 34.12.102-2004 Положення про спеціальну підготовку і навчання з питань технічної експлуатації об'єктів електроенергетики затверджене наказом Міністерства палива та енергетики України від 09.02.2004 № 75 зареєстроване в Міністерстві юстиції 05.04.2004 за № 418/9017. ГНД 34.20.567-2003 Правила застосування системної протиаварійної автоматики запобігання та ліквідації небезпечного зниження частоти в енергосистемах затверджені наказом Міністерства палива та енергетики України від 01.12.2003 № 714 зареєстровані в Міністерстві юстиції України 18.12.2003 за № 1177/8498. ГНД 34.50.501-2003 Експлуатація стаціонарних свинцево-кислотних акумуляторних батарей. Типова інструкція затверджена наказом Міністерства палива та енергетики України від 16.12.2003 № 755. РД 34.46.301-79 "Методические указания по обнаружению повреждений в силовых трансформаторах с помощью анализа растворенных в масле газов" затверджені Головним технічним управлінням Міністерства енергетики та електрифікації СРСР 25.05.78. РД 34.46.302-89 "Методические указания по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов растворенных в масле силовых трансформаторов временные " затверджені Головним науково-технічним управлінням Міністерства енергетики та електрифікації СРСР 21.12.88. ПУЭ "Правила устройств электроустановок. Шестое издание М: Энергоатомиздат 1985" затверджені Міністерством енергетики та електрифікації СРСР 04.07.84. НАПБ А.01.001-2004 Правила пожежної безпеки в Україні затверджені наказом Міністерства України з питань надзвичайних ситуацій від 19.10.2004 № 126 зареєстровані в Міністерстві юстиції України 04.11.2004 за № 1410/10009. НАПБ Б.02.005-2003 Типове положення про інструктажі спеціальне навчання та перевірку знань з питань пожежної безпеки на підприємствах в установах та організаціях України затверджене наказом Міністерства України з питань надзвичайних ситуацій та у справах захисту населення від наслідків Чорнобильської катастрофи від 29.09.2003 № 368 зареєстроване в Міністерстві юстиції України 11.12.2003 за № 1148/8469. НАПБ Б.06.001-2003 Перелік посад при призначенні на які особи зобов'язані проходити навчання і перевірку знань з питань пожежної безпеки та порядок їх організації затверджений наказом Міністерства України з питань надзвичайних ситуацій та у справах захисту населення від наслідків Чорнобильської катастрофи від 29.09.2003 № 368 зареєстрований в Міністерстві юстиції України 11.12.2003 за № 1147/8468. НАПБ В.01.034-2005/111 Правила пожежної безпеки в компаніях на підприємствах та в організаціях енергетичної галузі України затверджені наказом Міністерства палива та енергетики України від 26.07.2005 № 343 зареєстровані в Міністерстві юстиції України 19.10.2005 за № 1230/11510. ВБН А.3.1-001-99 Правила прийняття в експлуатацію закінчених будівництвом об'єктів електричних мереж напругою від 0 38 – 110 154 кВ затверджені наказом Міністерством палива та енергетики України від 20.12.99 № 348. 3. Терміни та визначення понять Наведені нижче терміни та визначення застосовуються в таких значеннях: 3.1. Важкодоступний простір приміщення  – простір у якому через його малий розмір ускладнено виконання робіт а природний повітрообмін недостатній. 3.2. Вибухозахищений електротехнічний виріб електротехнічний пристрій електрообладнання  – електротехнічний пристрій спеціального призначення виконаний таким чином що можливість спалахування навколишнього вибухонебезпечного середовища внаслідок експлуатації цього пристрою усунена. 3.3. Діюча електроустановка – електроустановка або її дільниця яка перебуває під робочою чи наведеною напругою або на яку напруга може бути подана вмиканням комутаційних апаратів а також повітряною лінією далі – ПЛ яка має перетинання з діючою ПЛ. 3.4. Дублювання – самостійне виконання оперативним оперативно-виробничим працівником дублером професійних обов'язків на робочому місці під наглядом досвідченого працівника з обов'язковим проходженням протиаварійного і протипожежного тренування. 3.5. Експлуатація – стадія життєвого циклу виробу протягом якого реалізовується підтримується і відновлюється його якість. 3.6. Електрична підстанція – електроустановка призначена для приймання перетворення й розподілу електричної енергії. 3.7. Електричне господарство далі – електрогосподарство  – будівлі споруди устаткування призначені для виробництва або перетворення передачі розподілу чи споживання електричної енергії. 3.8. Електрообладнання – пристрої у яких виробляється трансформується перетворюється розподіляється чи споживається електроенергія; комутаційні апарати в розподільчих пристроях електроустановок; усі види захисту електроустановок. 3.9. Енергослужба енерговідділ  – структурний підрозділ підприємства організації установи споживача яка відповідно до наданих повноважень здійснює організацію технічної експлуатації ремонт та безпечне обслуговування енергетичних установок а також якісне безперебійне та економне енергозабезпечення. 3.10. Замкнений простір приміщення  – простір обмежений поверхнями що має люки лази з розмірами які перешкоджають вільному і швидкому проходу через них працівників і ускладнюють природний повітрообмін. 3.11. Замовник – юридична або фізична особа яка замовляє виконання робіт поставку продукції надання послуг пов'язаних з капітальним будівництвом організовує проведення торгів тендерів укладає договори контракти контролює хід будівництва та здійснює технічний нагляд за ним проводить розрахунки за поставлену продукцію виконані роботи надані послуги приймає закінчені роботи. 3.12. Інструктаж – доведення до працівників змісту основних вимог щодо організації безпечної роботи і правил безпечної експлуатації електроустановок споживачів аналіз допущених чи можливих помилок на робочих місцях осіб яких інструктують поглиблення знань і навичок безпечного виконання робіт та знань правил пожежної безпеки. 3.13. Капітальний ремонт – ремонт який здійснюють для відновлення справності та повного чи майже повного відновлення ресурсу виробу із заміною чи відновленням будь-яких його частин уключаючи базові. 3.14. Керівник споживача далі керівник  – посадова особа що здійснює загальне керівництво господарською або виробничою діяльністю споживача. 3.15. Комплектна трансформаторна підстанція – підстанція складена з шаф чи блоків з умонтованими в них трансформатором та іншим обладнанням розподільної установки яку постачають складеною чи підготовленою до складання. 3.16. Комплектна розподільча установка – електричне розподільне устаткування укомплектоване з шаф чи блоків з умонтованим у них обладнанням пристроями керування контролю захисту автоматики і сигналізації яку постачають складеною чи підготовленою до складання для внутрішнього або зовнішнього установлення. 3.17. Лінія електропередавання – електрична лінія яка виходить за межі електростанції чи підстанції призначена для передавання електричної енергії на відстань. 3.18. Облік розрахунковий комерційний  – облік кількісних і якісних характеристик потоків енергії які беруть за основу для фінансових розрахунків між продавцем і покупцем енергії. 3.19. Облік технічний – облік кількісних і якісних характеристик потоків енергії які використовуються споживачем енергії для своїх внутрішніх розрахунків. 3.20. Особа відповідальна за електрогосподарство – електротехнічний працівник в обов'язки якого входить безпосереднє виконання функцій щодо організації технічної та безпечної експлуатації електроустановок споживача призначення якого здійснюється наказом керівника споживача. 3.21. Підприємство – самостійний суб'єкт господарювання створений компетентним органом державної влади або органом місцевого самоврядування або іншими суб'єктами для задоволення суспільних та особистих потреб шляхом систематичного здійснення виробничої науково-дослідної торговельної іншої господарської діяльності в порядку передбаченому Господарським кодексом та іншими законами. 3.22. Поточний ремонт – ремонт що виконується для забезпечення або відновлення працездатності виробу і полягає в заміні і або відновленні окремих його частин. 3.23. Працівники адміністративно-технічні – керівники споживачів їх заступники начальники цехів відділів служб районів дільниць лабораторій та їх заступники майстри інженери та їхні посадові особи на яких покладено адміністративні функції. 3.24. Працівники оперативні чергові  – працівники які перебувають на чергуванні в зміні і допущені до оперативного управління та/або оперативних перемикань. 3.25. Працівники оперативно-виробничі – виробничі працівники спеціально навчені й підготовлені для оперативного обслуговування в затвердженому обсязі закріплених за ними електроустановок. 3.26. Працівники виробничі – працівники навчені і допущені до ремонту й обслуговування обладнання пристроїв вторинних кіл та пристроїв ЗДТК в електроустановках. 3.27. Працівники електротехнічні – працівники посада або професія яких пов'язана з обслуговуванням електроустановок які пройшли перевірку знань з питань технології робіт правил пожежної безпеки та охорони праці. 3.28. Працівники електротехнологічні – працівники посада або професія яких пов'язана з обслуговуванням технологічних процесів що базуються на використанні електричної енергії або із застосуванням електричного інструменту переносних електричних машин електрозварювального устаткування тощо під час виконання робіт але не пов'язана з ремонтом і технічним обслуговування електроустаткування. 3.29. Приймач електричної енергії електроприймач  – пристрій у якому електрична енергія перетворюється на інший вид енергії для її використання. 3.30. Ремонт – комплекс операцій з відновлення справності або працездатності виробів і відновлення ресурсів виробів або їх складових частин. 3.31. Система технічного обслуговування та ремонту – сукупність взаємопов'язаних засобів документації технічного обслуговування ремонту й виконавців необхідна для підтримання та відновлення якості виробів що входять у цю систему. 3.32. Споживач електричної енергії далі – споживач  – юридична або фізична особа – суб'єкт господарської діяльності що використовує електричну енергію для забезпечення потреб власних електроустоновок на підставі договору. 3.33. Спеціальна підготовка – додаткове навчання працівників електроенергетики які мають спеціальну освіту повну вищу базову вищу професійно-технічну для їх підготовки до виконання своїх функціональних обов'язків. 3.34. Стажування – набуття особою практичного досвіду виконання виробничих завдань і обов'язків на робочому місці підприємства після теоретичної підготовки до початку самостійної роботи під безпосереднім керівництвом досвідченого фахівця. 3.35. Технічна експлуатація – частина експлуатації яка складається з транспортування зберігання технічного обслуговування та ремонту виробу. 3.36. Технічне обслуговування – комплекс операцій чи операція з підтримання працездатності або справності виробу під час використання за призначенням зберігання і транспортування. 3.37. Уведення в експлуатацію – дія що фіксує готовність об'єкта енергоустановки до використання за призначенням яка документально оформлена в установленому порядку. 3.38. Цикл технічного обслуговування пристроїв РЗАіТ та ПА – період експлуатації між двома близькими профілактичними відновленнями під час якого в певній послідовності виконуються встановлені види технічного обслуговування передбачені відповідними нормативними документами. Наступні терміни та визначення понять вживаються: 3.39. Аварійна броня електропостачання споживача – у значенні установленому Інструкцією про порядок складання акта екологічної аварійної та технологічної броні електропостачання споживача затвердженою наказом Мінпаливенерго України від 19 січня 2004 року № 26 зареєстрованою в Міністерстві юстиції України 4 лютого 2004 року за № 154/8753. 3.40. Блок-станція електрична мережа електроустановка та електропередавальна організація – у значенні установленому Правилами користування електричною енергією. 3.41. Екологічна броня електропостачання споживача – у значенні установленому Законом України "Про електроенергетику". 3.42. Повірка засобів вимірювальної техніки засіб вимірювальної техніки та калібрування засобу вимірювальної техніки – у значенні установленому Законом України "Про метрологію і метрологічну діяльність". 3.43. Оперативні перемикання оперативне керування оперативне відання перемикання складні та перемикання прості – у значенні установленому ГКД 34.35.507-96. 4. Скорочення У цих Правилах вжиті такі скорочення: АБ - Акумуляторна батарея АПВ - Автоматичне повторне ввімкнення АВР - Автоматичне ввімкнення резерву АСК - Автоматизована система керування АСКЕ - Автоматизована система керування електрогосподарством АСКП - Автоматизована система керування підприємством АЧР - Автоматичне частотне розвантаження ВРУ - Відкрита розподільна установка ВЕУ - Вітрова електрична установка Д - Система охолодження трансформатора з природною циркуляцією масла та дуття ДВСЦ ВЕ - Державний випробувальний сертифікаційний центр вибухозахищеного та рудникового електрообладнання ДРЛ - Дугорозрядна ртутна лампа ДЦ - Система охолодження трансформатора з примусовою циркуляцією повітря та масла ЕМК - Електромагніт керування ЗВТ - Засоби вимірювальної техніки ЗДТК - Засоби диспетчерського і технологічного керування ЗРУ - Закрита розподільна установка КЗ - Коротке замикання КЛ - Кабельна лінія КРУ - Комплектна розподільна установка внутрішнього розташування КРУЕ - Комплектна розподільна установка елегазова КРУЗ - Комплектна розподільна установка зовнішнього розташування КТП - Комплектна трансформаторна підстанція ЛЗР - Легкозаймиста рідина М - Система охолодження трансформатора з природним масляним охолодженням НД - Нормативні документи НДЦ - Система охолодження трансформатора з примусовою циркуляцією повітря та масла направлений потік масла НКРЕ - Національна комісія регулювання електроенергетики НЦ - Система охолодження трансформатора з направленою циркуляцією масла в обмотках та примусовою через повітроохолоджувач ОВБ - Оперативно-виїзна бригада ОКГТ - Волоконно-оптичний кабель умонтований у грозозахисний трос ОПН - Обмежувач перенапруг ПА - Протиаварійна автоматика ПБЕ - Правила будови електроустановок. Електрообладнання спеціальних установок ДНАОП 0.00-1.32-01 ПБЕЕ - Правила безпечної експлуатації електроустановок ПВВЕ - Правила випробування вибухозахищеного електрообладнання ПВВРЕ - Правила випробування вибухозахищеного та рудничного електрообладнання ПКЕЕ - Правила користування електричною енергією ПЛ - Повітряна лінія електропередавання ППБ - Правила пожежної безпеки в Україні ПРВВ - Пристрій резервування відмови вимикачів ПУЭ - Правила устройства электроустановок РЗАіТ - Релейний захист автоматика і телемеханіка РУ - Розподільна установка РПН - Регулювання під навантаженням САВН - Спеціальна автоматика відключення навантаження СНЗ - Спеціалізований навчальний заклад СК - Акумуляторна батарея з поверхнево-коробчастими пластинами СН - Акумуляторна батарея з намазними пластинами ССБП - Система стандартів безпеки праці ТН - Трансформатор напруги ТОР - Система технічного обслуговування та ремонту ТС - Трансформатор струму УкрСЕПРО - Українська система сертифікації продукції Ц - Система охолодження трансформатора з направленою циркуляцією води й масла. 5. Організація експлуатації електроустановок 5.1. Обов'язки працівників 5.1.1. Обслуговування діючих електроустановок проведення в них оперативних перемикань організацію та виконання ремонтних монтажних чи налагоджувальних робіт і випробувань повинні здійснювати спеціально підготовлені та атестовані електротехнічні працівники. У споживачів як правило має бути створена електротехнічна служба відділ група укомплектована необхідною кількістю електротехнічного персоналу залежно від класу напруги живлення складності та обсягу обслуговуваних електроустановок. У разі відсутності атестованого обслуговуючого персоналу допускається визначити спеціалізовану організацію відповідальну за технічну експлуатацію та обслуговування електроустановок споживача. Ця організація згідно з постановою Кабінету Міністрів України від 15.10.2003 № 1631 "Про затвердження Порядку видачі дозволів Державним комітетом з нагляду за охороною праці та його територіальними органами" повинна мати відповідний дозвіл на проведення робіт в електроустановках. У цьому разі відповідальність за технічно грамотну та безпечну експлуатацію електрогосподарства споживача повинна визначатись договором укладеним між споживачем і цією організацією. За відсутності такого обслуговування експлуатація електроустановок забороняється. 5.1.2. Власник електроустановки повинен забезпечити організацію: - експлуатації електроустановок електротехнічного та електротехнологічного обладнання згідно з вимогами цих Правил інших чинних НД та Правил користування електричною енергією затверджених постановою НКРЕ від 31.07.96 № 28 зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 02.08.96 за № 417/1442 у редакції постанови НКРЕ від 17.10.2005 № 910 зареєстрованої у Міністерстві юстиції України 18.11.2005 за № 1399/11679 ; - надійної роботи електроустановок і безпечного їх обслуговування; - виконання заходів із запобігання використанню технологій і методів роботи що негативно впливають на навколишнє природне середовище; - дотримання встановлених режимів споживання електричної енергії та потужності; - виконання приписів органів державного нагляду. 5.1.3. Для безпосереднього виконання функцій щодо організації експлуатації електроустановок керівник роботодавець повинен призначити особу відповідальну за електрогосподарство споживача далі – особа відповідальна за електрогосподарство та особу яка буде її заміщувати у разі відсутності. Особу відповідальну за електрогосподарство та особу яка буде її заміщати призначають з числа спеціалістів кваліфікація яких відповідає вимогам Правил та які пройшли навчання з питань технічної експлуатації електроустановок правил пожежної безпеки та охорони праці. Після успішної перевірки знань з питань технічної експлуатації електроустановок правил пожежної безпеки та охорони праці та присвоєння цим особам IV групи з електробезпеки для обслуговування електроустановок напругою до 1000 В та V групи з електробезпеки для обслуговування електроустановок напругою понад 1000 В ці особи наказом споживача допускаються до виконання своїх обов'язків. За наявності в споживача посади головного енергетика обов'язки особи відповідальної за електрогосподарство як правило покладаються на нього. Допускається виконання обов'язків особи відповідальної за електрогосподарство та/або її заступника за сумісництвом. Організація вищого рівня споживача може призначати особу відповідальну за електрогосподарство для своїх структурних підрозділів. 5.1.4. Споживачі у яких електрогосподарство включає тільки ввідно-розподільний пристрій освітлювальні установки прилади побутового призначення напругою до 220 В особу відповідальну за електрогосподарство можуть не призначати. Відповідальність за технічно грамотне та безпечне користування електроустановкою за письмовою згодою територіального підрозділу Держенергонагляду покладається на керівника споживача. Ця особа повинна пройти навчання в СНЗ за 8-годинною програмою. Надалі вона проходить інструктаж в енергопостачальній організації з питань технічної та безпечної експлуатації електроустановок в обсязі знань що відповідає II групі з електробезпеки про що робиться запис у журналі інструктажу споживачів і в договорі про користування електроенергією. За умови відсутності змін в умовах виробництва та складі електрообладнання періодичність проведення інструктажів установлюється один раз на два роки. Якщо під час здійснення енергетичного нагляду будуть виявлені порушення умов експлуатації та умов електроспоживання то постачання електроенергії повинно бути припинене або обмежене в установленому порядку до призначення на цьому об'єкті особи відповідальної за електрогосподарство або електроустановку необхідно передати на обслуговування спеціалізованій організації. 5.1.5. Експлуатація електроустановок з напругою понад 1000 В власниками яких є населення дозволяється у разі якщо споживач має V групу з електробезпеки або оформив договір про надання послуг щодо обслуговування електроустановок зі спеціалізованою організацією або з фізичною особою. 5.1.6. Особа відповідальна за електрогосподарство спеціалізована організація повинна забезпечити: 1 розроблення і проведення організаційних і технічних заходів що включають: - утримання електроустановок у робочому стані та їх експлуатацію згідно з вимогами цих Правил ПУЭ ПБЕЕ інструкцій та інших НД; - дотримання заданих електропередавальною електропостачальною організацією режимів електроспоживання і договірних умов споживання електричної енергії та потужності; - виконання заходів з підготовки електроустановок підприємства до роботи в осінньо-зимовий період; - раціональне використання паливно-енергетичних ресурсів; - оптимальне споживання реактивної потужності та економічні режими роботи компенсуючи пристроїв; - упровадження автоматизованих систем і приладів вимірювання та обліку електричної енергії; - своєчасний і якісний ремонт електроустановок; - зменшення аварійності та травматизму; - забезпечення промислової безпеки; - підвищення надійності роботи електроустановок; - навчання і перевірку знань цих Правил ПБЕЕ ПУЭ ПБЕ Правил пожежної безпеки в Україні виробничих посадових і експлуатаційних інструкцій та інструкцій з охорони праці для електротехнічного електротехнологічного персоналу; - охорону навколишнього природного середовища у залежності від покладених функцій ; 2 удосконалення мережі електропостачання споживача з виділенням на резервні зовнішні живильні лінії навантажень струмоприймачів екологічної та аварійної броні; 3 розроблення комплексу заходів спрямованих на запобігання травматизму зниженню рівня промислової безпеки загибелі тварин пошкодженню обладнання можливим негативним екологічним та іншим наслідкам у разі припинення або обмеження електропостачання здійсненого у встановленому порядку; 4 розслідування технологічних порушень в роботі електроустановок та оперативне повідомлення про них територіальному підрозділу Держенергонагляду; 5 розроблення та дотримання норм витрати палива електричної енергії їх своєчасний перегляд під час удосконалення технології виробництва та впровадження нової техніки; 6 проведення діагностування технічного стану електроустановок; 7 проведення вимірів споживання електричної енергії та потужності в установлений електропередавальною організацією характерний режимний день літнього та зимового періодів і подання в установлені терміни добових режимних графіків до електропередавальної організації та територіального підрозділу Держенергонагляду; 8 систематичний контроль за графіком навантаження споживача; розроблення постійно діючих заходів з регулювання добового графіка електричного навантаження зниження граничних величин споживання електричної потужності в години максимуму навантаження мережі електропередавальної організації; 9 виконання графіка обмеження споживання електричної енергії потужності та аварійного відключення споживачів; розробку заходів щодо зниження споживання електричної енергії та потужності для забезпечення встановлених режимів електроспоживання у відповідності до доведених графіків обмеження; 10 ведення обліку у спеціальному журналі щодобового споживання електричної енергії і навантаження в години контролю максимуму електричної потужності та надання інформації електропередавальній організації і відповідному територіальному підрозділу Держенергонагляду на їх вимогу ; 11 розроблення із залученням технологічних та інших підрозділів а також спеціалізованих інститутів і проектних організацій перспективних планів зниження енергоємності продукції яка випускається упровадження енергозберігаючих технологій теплоутилізаційних установок використання вторинних паливно-енергетичних ресурсів запровадження прогресивних форм економічного стимулювання; 12 облік та аналіз аварій і нещасних випадків а також ужиття заходів з усунення причин їх виникнення; 13 розроблення виробничих інструкцій та інструкцій з охорони праці і пожежної безпеки для працівників енергетичної служби; 14 надання інформації на вимогу Держенергонагляду у відповідності до нормативно-правових актів; 15 ведення документації з електрогосподарства згідно з вимогами нормативно-правових актів; 16 розроблення інструкцій про порядок дій обслуговуючого персоналу у разі виникнення аварійних та надзвичайних ситуацій а також пожеж; 17 додержання вимог санітарних норм і правил щодо умов праці на робочих місцях обслуговуючого персоналу згідно з підрозділом 5.7 цих Правил. 5.1.7. Працівник який виявив порушення цих Правил або помітив несправність електроустановки колективного або індивідуального засобу захисту зобов'язаний повідомити про це свого безпосереднього керівника а за його відсутності – керівника вищого рівня. У тих випадках коли несправність в електроустановці становить явну небезпеку для людей чи для самої установки а усунути цю несправність може працівник який її виявив він повинен зробити це негайно за умови дотримання вимог правил безпеки а потім повідомити про цей випадок безпосереднього керівника. 5.1.8. Керівники споживачів повинні забезпечити безперешкодний доступ на свої об'єкти посадових осіб органів державного нагляду та контролю надання їм інформації і документів необхідних для здійснення ними своїх повноважень та виконання виданих цими органами приписів у зазначені терміни. 5.1.9. Контроль і нагляд за виконанням вимог цих Правил відповідно до своїх обов'язків здійснюють спеціалісти енергослужби служби охорони праці споживача та організацій вищого рівня. 5.1.10. Державний нагляд за виконанням вимог цих Правил відповідно до Закону України "Про електроенергетику" та Положення про державний енергетичний нагляд за режимами споживання електричної і теплової енергії затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 07.08.96 № 929 із змінами та доповненнями здійснюють Держенергонагляд а також відповідно до своїх функціональних обов'язків інші вповноважені організації. 5.2. Вимоги до працівників і їх підготовка 5.2.1. Обслуговування електроустановок споживачів у тому числі виконання ремонтних монтажних налагоджувальних робіт і оперативних перемикань в електроустановках повинні здійснювати спеціально підготовлені електротехнічні працівники а саме: керівники і фахівці оперативні виробничі та оперативно-виробничі працівники. 5.2.2. Обслуговування установок електротехнологічних процесів електрозварювання електролізу електротермії тощо вантажопідіймальних механізмів ручних електричних машин переносних та пересувних струмоприймачів складного енергонасиченого виробничо-технологічного обладнання під час роботи якого необхідно постійно проводити технічний нагляд зміну коригування ведення технологічних режимів за допомогою штатних засобів регулювання електроапаратури електроприводів повинні здійснювати спеціально підготовлені електротехнологічні працівники які мають навички та знання для безпечного виконання робіт з технічного обслуговування закріпленої за ними установки. 5.2.3. Перелік посад та професій електротехнічних та електротехнологічних працівників яким необхідно мати відповідну групу з електробезпеки затверджує роботодавець. 5.2.4. Електротехнологічні працівники виробничих цехів і дільниць які здійснюють експлуатацію електротехнологічних установок повинні мати групу з електробезпеки II і вище. Керівники структурних підрозділів яким безпосередньо підпорядковані електротехнологічні працівники повинні мати групу з електробезпеки не нижчу ніж у підлеглих працівників. Вони повинні здійснювати технічне керівництво цими працівниками і контроль за їхньою роботою. 5.2.5. Працівники які обслуговують електроустановки споживачів або технологічні процеси які базуються на використанні електричної енергії повинні мати вік понад 18 років. При прийнятті на роботу а також періодично стан здоров'я працівників повинен засвідчуватися медичним оглядом. 5.2.6. Роботодавець відповідно до ГНД 34.12.102-2004 та ДНАОП 0.00-4.12-05 з урахуванням місцевих умов та складу енергетичного обладнання повинен затвердити положення про навчання з питань технічної експлуатації електроустановок охорони праці та про перевірку знань з цих питань. Навчання з технічної експлуатації електроустановок включає такі форми роботи з працівниками що обслуговують електричні установки: проведення самого навчання з питань технічної експлуатації електроустановок правил пожежної безпеки перевірку знань з цих питань а також інструктажі стажування дублювання проведення аварійних тренувань та допуск до роботи. 5.2.7. Для виконання роботи в електроустановках розміщених у вибухонебезпечних або пожежонебезпечних зонах працівник повинен пройти спеціальне навчання за програмою пожежно-технічного мінімуму відповідно до НАПБ Б.02.005-2003. Порядок організації навчання визначається НАПБ Б 06.001-2003. 5.2.8. Електротехнічні та електротехнологічні працівники повинні проходити інструктажі. Залежно від характеру і часу проведення інструктажі поділяються на: вступний первинний повторний позаплановий цільовий. За результатами проведеного інструктажу особа яка інструктує шляхом опитування повинна переконатись що працівник засвоїв питання з яких проводився інструктаж. Проведення інструктажів можна здійснювати разом з інструктажами з охорони праці і фіксувати у відповідному журналі. Відповідальність за організацію та проведення інструктажів усіх форм навчання та перевірки знань з питань технології робіт пожежної безпеки та охорони праці покладається на роботодавця. 5.2.9. У процесі трудової діяльності працівники проходять такі види навчання з питань технічної експлуатації електроустановок: - професійне навчання кадрів на виробництві яке проводиться відповідно до Положення про професійне навчання кадрів на виробництві затвердженого спільним наказом Міністерства праці та соціальної політики України і Міністерства освіти і науки України від 26.03.2001 № 127/151 зареєстрованого в Міністерстві юстиції України 06.04.2001 за № 315/5506; - періодичне навчання в СНЗ; - щорічне навчання на виробництві. 5.2.10. У кожного споживача для персоналу який забезпечує виробничі процеси в електроенергетиці повинні бути затверджені керівництвом план-графіки на проведення щорічного навчання на виробництві та періодичного навчання в СНЗ. 5.2.11. Особи відповідальні за електрогосподарство проходять не рідше одного разу на три роки періодичне навчання з питань технічної експлуатації електроустановок. 5.2.12. Щорічне навчання на виробництві проходять електротехнічні та електротехнологічні працівники які зайняті на роботах з підвищеною небезпекою або там де є потреба в професійному доборі. Списки цих працівників щорічно складаються та затверджуються роботодавцем. 5.2.13. Після закінчення навчання з питань технічної експлуатації електроустановок працівник повинен пройти перевірку знань з питань технології робіт правил пожежної безпеки далі – перевірка знань з технології робіт . Результати перевірки знань з технології робіт заносяться в журнал установленої форми та підписуються всіма членами комісії. Якщо перевірка знань декількох працівників проводилась в один день і склад комісії не змінювався то члени комісії можуть підписатися один раз після закінчення роботи комісії. При цьому необхідно вказати словами загальну кількість осіб у яких перевірено знання з технології робіт. 5.2.14. Новопризначені працівники що прийняті на роботу пов'язану з обслуговуванням електроустановок або при перерві в роботі понад один рік проходять первину перевірку знань. Первинна перевірка знань працівників повинна проводитись у терміни установлені програмами і планами їх підготовки. Допускається при проведенні перевірки знань використання контрольно-навчальних засобів на базі персональних електронно-обчислювальних машин для всіх видів перевірок з наступним усним опитуванням окрім первинної. У цьому разі запис у журналі перевірки знань не відміняється. 5.2.15. Допускається не проводити перевірку знань з технології робіт у працівника якого прийнято на роботу за сумісництвом з метою покладення на нього обов'язків особи відповідальної за електрогосподарство при одночасному виконанні таких умов: - якщо з моменту перевірки знань у комісії за основним місцем роботи минуло не більше одного року; - енергоємність електроустановок їх складність в організації експлуатації електрогосподарства за сумісництвом не вища ніж за місцем основної роботи. 5.2.16. У разі переходу на інше підприємство чи переведення на іншу роботу посаду у межах одного підприємства або у зв'язку з перервою в роботі особі з електротехнічних працівників яка успішно пройшла перевірку знань рішенням комісії може бути підтверджена та група з електробезпеки яку вона мала до переходу або перерви в роботі. 5.2.17. Періодичність навчання та періодичної перевірки знань з питань технології робіт правил пожежної безпеки та охорони праці далі – перевірка знань з присвоєнням відповідної групи з електробезпеки проводиться в такі терміни: - первинне навчання та перевірка знань усіх працівників до початку виконання роботи; - для працівників які безпосередньо організовують та проводять роботи з оперативного обслуговування діючих електроустановок чи виконують у них налагоджувальні електромонтажні ремонтні профілактичні випробування або експлуатують електроустановки у вибухонебезпечних пожежонебезпечних зонах – один раз на рік; - для адміністративно-технічних працівників які не належать до попередньої групи а також для працівників з охорони праці допущених до інспектування електроустановок  – один раз на три роки. Перевірка знань з питань правил пожежної безпеки в працівників які обслуговують електроустановки у вибухонебезпечних і пожежонебезпечних зонах здійснюється один раз на рік в інших випадках – один раз на три роки. Забороняється допуск до роботи працівників які не пройшли навчання та перевірку знань з питань технології робіт правил пожежної безпеки охорони праці а також у разі закінчення терміну дії попередніх періодичних перевірок знань. Комісією з перевірок знань працівникові може бути присвоєна група з електробезпеки яку він мав до перерви в роботі. 5.2.18. Позачергову перевірку знань працівнику здійснюють незалежно від терміну проведення попередньої перевірки знань у разі: - уведення в дію нової редакції або перероблених правил; - переведення працівника на іншу роботу або призначення на іншу посаду що потребує додаткових знань; - при перерві в роботі на даній посаді понад шість місяців; - незадовільної оцінки знань працівника – у терміни визначені комісією з перевірки знань але не раніше ніж через два тижні; - вимог органів Держенергонагляду та Державного комітету України з промислової безпеки охорони праці та гірничого нагляду далі – Держгірпромнагляд . 5.2.19. Для проведення перевірки знань електротехнічного та електротехнологічного персоналу керівник споживача повинен своїм наказом призначити комісію з перевірки знань. Головою комісії призначається керівник споживача або його заступник до службових обов'язків яких входить організація роботи з питань технічної експлуатації електроустановок охорони праці. До складу комісії споживача з перевірки знань входять спеціалісти служби охорони праці представники юридичних виробничих технічних служб представник профспілки або вповноважена найманими працівниками особа з питань охорони праці. Комісія вважається правочинною якщо до її складу входять не менше трьох осіб. У разі потреби створюються комісії в окремих структурних підрозділах їх очолюють керівники відповідних підрозділів чи їх заступники. 5.2.20. Перевірку знань з питань технології робіт правил пожежної безпеки та охорони праці проводять: 1 в особи відповідальної за електрогосподарство споживача головного енергетика його заступника – комісія за участю керівника споживача його заступника або комісія організації вищого рівня інспектора Держенергонагляду Держгірпромнагляду; 2 в осіб відповідальних за електрогосподарство структурних виробничих підрозділів  – комісія за участю особи відповідальної за електрогосподарство споживача. Склад комісії затверджує керівник споживача; 3 у решти працівників – комісія споживача або його підрозділів склад яких визначає та затверджує керівник споживача за участю особи відповідальної за електрогосподарство споживача підрозділу . До складу вказаних комісій як правило повинен уходити безпосередній керівник того працівника чиї знання перевіряє комісія. Члени комісій структурних підрозділів повинні пройти перевірку знань правил в центральній комісії споживача. 5.2.21. Споживачі чисельність яких не дає змоги створити комісію з перевірки знань з питань технології робіт перевірку знань проходять у комісії територіальних підрозділів Держенергонагляду. У роботі такої комісії як правило бере участь керівник споживача працівники якого проходять перевірку знань або представники організацій вищого рівня. Комісії для перевірки знань з питань технології робіт можуть також створюватись при СНЗ. Вони призначаються наказом розпорядженням керівника СНЗ за погодженням з відповідним територіальним підрозділом Держенергонагляду. Члени комісії повинні пройти перевірку знань в територіальному підрозділі Держенергонагляду. Головою комісії призначається старший державний інспектор з енергетичного нагляду. 5.2.22. Дозволяється проводити окремо перевірку знань крім випадку зазначеного в підпункті 1 пункту 5.2.20: - з питань технічної експлуатації електроустановок правил та інструкцій з пожежної безпеки за участю інспектора Держенергонагляду; - з питань охорони праці та інших нормативних актів з охорони праці за участю інспектора Держгірпромнагляду. У цьому випадку роблять окремі записи в журналі перевірки знань. Право оперативних переговорів та оперативних перемикань надається особі відповідальній за оперативну роботу споживача при проведенні перевірки знань у комісії з перевірки знань за участю інспектора Держенергонагляду. Представник диспетчерської служби структурного підрозділу електропередавальної організації може брати участь у роботі цієї комісії. 5.2.23. Перевірка знань кожного працівника здійснюється індивідуально. Результати перевірки оформляються протоколом та записуються у журнал установленої форми. Записи оформляються окремо з питань технології робіт правил пожежної безпеки та охорони праці за підписом усіх членів комісії. Керівники споживачів наприкінці року повинні подавати до інспекції Держенергонагляду графік перевірки знань електротехнічних працівників на наступний рік. Про дату перевірки знань представники інспекцій повинні бути повідомлені споживачем не пізніше ніж за 20 днів до її початку. 5.2.24. Споживачі які не мають можливості проводити навчання безпосередньо у себе та створити комісію з перевірки знань з технології робіт проходять навчання в навчальних закладах та установах які отримали відповідне рішення Держенергонагляду на проведення навчання з питань технології робіт. Перевірка знань з технології робіт таких посадових осіб проводиться комісією створеною Держенергонаглядом. У роботі такої комісії як правило бере участь керівник споживача працівники якого проходять перевірку знань або представники організації вищого рівня. Перевірка знань осіб відповідальних за електрогосподарство споживачів незалежно від форм власності та відомчої підпорядкованості допускається в комісії підприємств вищого рівня або засновників. 5.2.25. Після успішної перевірки знань працівник допускається до стажування тривалістю 2 – 15 змін і дублювання на робочому місці у відповідності до вимог ГНД 34.12.102-2004. Допуск оформлюється наказом або розпорядженням керівника споживача структурного підрозділу з визначенням тривалості стажувань та призначенням працівника відповідального за стажування. 5.2.26. Стажування проводиться під час спеціальної підготовки та під час підготовки на нову посаду. У процесі стажування працівник повинен: - закріпити знання щодо правил технічної експлуатації електрообладнання правил безпечної експлуатації технологічного обладнання та пожежної безпеки технологічних і посадових інструкцій інструкцій з охорони праці; - оволодіти навичками орієнтування у виробничих ситуаціях у нормальних і аварійних умовах; - засвоїти в конкретних умовах технологічні процеси та методи безаварійного керування обладнанням з метою забезпечення вимог технічної експлуатації безпеки праці та економічної експлуатації устаткування що обслуговується. 5.2.27. Керівник споживача або структурного підрозділу може звільняти від стажування працівника що має стаж за фахом не менше трьох років що переходить з одного робочого місця на інше де характер його роботи і тип устаткування на якому він працюватиме не змінюються. Тривалість стажування працівника встановлюється індивідуально в залежності від його рівня професійної освіти досвіду роботи професії посади . Після закінчення стажування і перевірки знань ремонтні працівники допускаються до самостійної роботи а оперативні – до дублювання. Тривалість дублювання на робочому місці встановлюється рішенням комісії з перевірки знань і залежить від кваліфікації працівника та складності обладнання яке він обслуговуватиме але не менше шести змін. 5.2.28. Під час дублювання особа що навчається може робити оперативні перемикання або інші роботи в електроустановці тільки з дозволу і під наглядом відповідального працівника який її навчає. Відповідальним за правильність дій дублера і дотримання ним нормативних документів та інструкцій є як працівник який навчає так і сам дублер. 5.2.29. На підприємстві під керівництвом особи відповідальної за електрогосподарство електротехнічні працівники повинні проходити протиаварійні тренування на робочих місцях і відпрацьовувати способи та прийоми запобігання порушенням у роботі обладнання та швидкої ліквідації несправностей і аварій. 5.2.30. Керівники спеціалізованих організацій персонал яких виконує технічне обслуговування і експлуатацію електроустановок споживачів чи проводить у них монтажні налагоджувальні ремонтні роботи випробовування і профілактичні вимірювання за договором повинні проходити перевірку знань відповідно до вимог цих Правил. 5.2.31. Навчання та перевірка знань працівників навчальних закладів які організовують та проводять навчання з використанням електричного обладнання здійснюється згідно з вимогами цих Правил та нормативних документів діючих у відповідній галузі. 5.2.32. Відповідальними за своєчасну перевірку знань в електротехнічних та електротехнологічних працівників є керівники підрозділів споживача у підпорядкуванні яких перебувають ці працівники. 5.3. Технічна документація 5.3.1. У кожного споживача повинна бути така технічна документація: - генеральний план ділянки на який нанесені будівлі споруди та підземні електротехнічні комунікації; - технічні умови на приєднання до електричних мереж та довідка про їх виконання видана власником електричних мереж; - затверджена проектна документація креслення пояснювальні записки тощо з усіма змінами; - акти приймання прихованих робіт; - акти випробувань і налагодження електроустановок; - акти приймання електроустановок в експлуатацію; виконавчі схеми первинних і вторинних електричних з'єднань; - акти розмежування електричних мереж за балансовою належністю та експлуатаційною відповідальністю між споживачем і електропередавальною організацією; - технічні паспорти основного електрообладнання будівель і споруд об'єктів сертифікати на електрообладнання і матеріали що підлягають сертифікації; - інструкції з експлуатації електроустановок посадові інструкції а також інструкції з охорони праці та пожежної безпеки на кожному робочому місці. 5.3.2. Для кожного структурного підрозділу чи самостійної виробничої дільниці необхідно мати: - паспортні карти або журнали з переписом електроустановок та засобів захисту із зазначенням їхніх технічних даних а також присвоєними їм інвентарними номерами до паспортних карт або журналів додаються протоколи та акти випробувань ремонту і ревізії обладнання ; - креслення електрообладнання електроустановок і споруд комплекти креслень запасних частин виконавчі креслення трас повітряних та кабельних ліній кабельні журнали; - креслення підземних кабельних трас і заземлювальних пристроїв з прив'язками до будівель і постійних споруд а також із зазначенням місць установлення з'єднувальних муфт кабелів і перетинів їх з іншими комунікаціями; - загальні схеми електропостачання складені для споживача в цілому та для окремих цехів і дільниць; - комплект експлуатаційних інструкцій з обслуговування електроустановок цеху дільниці; - комплект посадових виробничих інструкцій для кожного робочого місця інструкцій з охорони праці а також інструкцій про заходи пожежної безпеки; - акти або письмові розпорядження керівника споживача про розмежування електричних мереж за балансовою належністю і експлуатаційною відповідальністю між структурними підрозділами. 5.3.3. Усі зміни в електроустановках зроблені під час експлуатації повинні відображатись у схемах і кресленнях за підписом особи відповідальної за електрогосподарство із зазначенням дати внесення змін. Відомості про зміни в схемах повинні доводитися до всіх працівників із записом в оперативному журналі для яких є обов'язковим знання цих схем. 5.3.4. Електричні технологічні схеми повинні переглядатися на їх відповідність фактичним експлуатаційним не рідше одного разу на три роки з відміткою в них про перевірку. 5.3.5. Комплект необхідних схем електропостачання повинен бути на робочому місці в особи відповідальної за електрогосподарство. Комплект оперативних схем електроустановок даного цеху дільниці та електроустановок електрично з'єднаних з іншими цехами і дільницями повинен зберігатись у чергового цеху дільниці. Основні електричні схеми електроустановки вивішуються на видному місці в приміщенні даної електроустановки. 5.3.6. Порядок експлуатації електроустановок споживачів які безпосередньо підключені до мережі електропередавальної організації установлюється положенням про взаємовідносини оперативного персоналу споживача з персоналом електропередавальної організації яке узгоджене з цією організацією. Забороняється підключення електроустановок споживача до мережі електропередавальної організації без такого положення. 5.3.7. Споживачі субспоживачі що мають струмоприймачі які відносяться до екологічної аварійної та технологічної броні електропостачання повинні величини цієї броні оформляти актом екологічної аварійної та технологічної броні відповідно до Інструкції про порядок складання акта екологічної аварійної та технологічної броні електропостачання споживача затвердженої наказом Міністерства палива та енергетики України від 19.01.2004 № 26 зареєстрованої в Міністрові юстиції України 04.02.2004 за № 154/8753. Акт складається електропередавальною організацією зі споживачем споживачем із субспоживачем . Відповідно до Закону України "Про електроенергетику" енергопостачальна електропередавальна організація погоджує з відповідним споживачем величину екологічної броні електропостачання яка має бути затверджена Держенергонаглядом. 5.3.8. У споживачів що мають особливі умови виробництва або електроустановки експлуатація яких не передбачена Правилами повинні бути розроблені виробничі інструкції та інструкції з охорони праці і пожежної безпеки для електротехнічних працівників що обслуговують електроустановки. Ці інструкції затверджуються керівником споживача з урахуванням характеру і технології виробництва особливостей обладнання тощо. Крім того у таких споживачів повинен бути комплект необхідних засобів індивідуального захисту. 5.3.9. У посадових інструкціях на кожне робоче місце повинні бути вказані: - перелік інструкцій з експлуатації електроустановок охорони праці пожежної безпеки та інших НД схем і пристроїв електрообладнання знання яких є обов'язковими для особи яка займає відповідну посаду; - права обов'язки та відповідальність працівника; - виробничі службові взаємовідносини з посадовими особами вищого рівня підлеглими та іншими працівниками. 5.3.10. У разі зміни стану умов експлуатації чи складу електроустановок до інструкцій вносяться відповідні зміни та доповнення з якими ознайомлюють інструктують під підпис із записом у журналі інструктажу працівників для яких є обов'язковим знання цих інструкцій. 5.3.11. На кожній виробничій дільниці у цеху повинен бути комплект необхідних інструкцій за затвердженим переліком. Повний комплект інструкцій повинен зберігатися в особи відповідальної за електрогосподарство цеху чи дільниці а необхідний комплект – у працівника на робочому місці. Інструкції переглядаються не рідше ніж один раз на три роки. 5.3.12. На робочих місцях оперативного персоналу на підстанціях у розподільних установках або приміщеннях відведених для працівників які обслуговують електроустановки необхідно вести таку документацію: - оперативну схему або схему-макет; - оперативний журнал; - бланки нарядів-допусків на виконання робіт в електроустановках; - бланки перемикань; - перелік складних перемикань що виконуються за бланками перемикань; - перелік інвентарних засобів захисту; - журнал дефектів та неполадок на електроустановках; - журнал заявок на виведення у ремонт електрообладнання; - журнал показів контрольно-вимірювальних приладів і електролічильників; - журнал обліку споживання електричної енергії півгодинних вимірів навантаження в години максимуму енергопостачальної організації; - перелік робіт що виконуються в порядку поточної експлуатації; - журнал обліку виробничого інструктажу; - журнал обліку протиаварійних тренувань та протипожежних тренувань; - журнал пристроїв релейного захисту автоматики і телемеханіки далі – РЗАіТ та карти їх уставок у тому числі частотного розвантаження ; - журнал обліку робіт за нарядами і розпорядженнями; - комплект виробничих інструкцій інструкцій з охорони праці та пожежної безпеки; - журнал видачі та повернення ключів від приміщень з електроустановками; - список електроустановок що перебувають в оперативному керуванні та/або віданні вищого оперативного персоналу; - положення про порядок взаємовідносин з оперативним персоналом електропередавальної організації; списки працівників: 1 які мають право оформляти розпорядження та наряди на виконання робіт; 2 які мають право одноосібного огляду електроустановок та електротехнічної частини технологічного електрообладнання; 3 які мають право давати оперативні розпорядження та вести оперативні переговори керівний черговий персонал у зміні ; 4 які мають право виконувати оперативні перемикання; 5 відповідальних оперативних працівників електропередавальної організації; 6 які мають право бути допускачем керівником робіт наглядачем членом бригади; 7 допущених до перевірки підземних споруд на наявність газу. Крім того на робочому місці оперативного персоналу повинні бути: - інструкція про порядок дії персоналу в разі виникнення аварійних та надзвичайних ситуацій а також пожеж; - повідомлення електропередавальної організації про встановлення граничних величин споживання електричної енергії та потужності а також графіки обмеження та аварійного відключення споживачів; - затверджений у встановленому порядку перелік постійно діючих заходів зі зниження навантаження в години контролю максимуму електричної потужності; - розроблені та затверджені регулювальні заходи щодо зниження споживання електричної енергії та потужності для забезпечення встановлених режимів електроспоживання у відповідності до доведених графіками обмеження; - документи щодо допустимих на робочому місці параметрів факторів виробничого середовища: мікроклімату шуму освітленості рівнів електромагнітних полів тощо згідно з Державними санітарними нормами. Залежно від особливостей місцевих умов виробництва обсяг оперативної документації може бути доповнений за рішенням керівника споживача чи особи відповідальної за електрогосподарство. 5.3.13. Оперативну документацію періодично у встановлений на підприємстві термін але не рідше одного разу на місяць повинні переглядати вищі електротехнічні працівники та/або працівники зі складу керівників і спеціалістів які зобов'язані вживати заходів щодо усунення виявлених дефектів і порушень. 5.3.14. Оперативна документація діаграми реєструвальних контрольно-вимірювальних приладів відомості показів розрахункових електролічильників вихідні документи які формуються оперативно-інформаційним комплексом автоматизованої системи керування електрогосподарством далі – АСКЕ належать до документів обліку та підлягають зберіганню в установленому порядку. 5.4. Приймання електроустановок в експлуатацію та допуск на їх підключення до електричної мережі 5.4.1. Повністю закінчені будівництвом об'єкти їх черги чи пускові комплекси повинні бути прийняті в експлуатацію відповідно до вимог діючих нормативно-правових та нормативно-технічних документів та цих Правил. Ця вимога поширюється також на приймання в експлуатацію електроустановок після їх модернізації реконструкції технічного переозброєння тощо. 5.4.2. Схеми електроустановок пускового комплексу розробляє проектна організація на основі технічних умов виданих замовникові електропередавальною організацією. Погодження схем пускового комплексу проводиться в установленому порядку замовником. Пусковий комплекс може включати в себе частину проектної схеми електроустановки що забезпечує його нормальну експлуатацію із заданими параметрами. 5.4.3. На період будівельно-монтажних та пусконалагоджувальних робіт замовник споживач здійснює кваліфікований технічний нагляд і проводить проміжні приймання вузлів обладнання і споруд у тому числі прихованих робіт. Перед початком проведення пусконалагоджувальних робіт з одночасною подачею напруги живлення за тимчасовими схемами замовник як правило установлює тимчасовий експлуатаційний режим обслуговування електроустановки оперативним персоналом. 5.4.4. Перед прийманням електроустановок в експлуатацію повинні бути проведені: - індивідуальні випробування обладнання і функціональні випробування окремих систем індивідуальні пуски ; - комплексне випробування обладнання. 5.4.5. Перед індивідуальними і функціональними випробуваннями повинно бути перевірене виконання вимог і положень цих Правил державних будівельних норм стандартів норм технологічного проектування правил державного нагляду правил улаштування електроустановок правил та норм з охорони праці і промислової санітарії правил вибухо- і пожежобезпеки указівок заводів-виробників інструкцій з монтажу устаткування тощо. Для приймально-здавальних випробувань дозволяється подання напруги на електроустановку якщо укладений договір про тимчасове електропостачання. 5.4.6. Індивідуальні та функціональні випробування обладнання й окремих систем проводить генеральний підрядник із залученням персоналу замовника монтажних і пусконалагоджувальних організацій за проектними схемами після закінчення всіх будівельних монтажних і налагоджувальних робіт. 5.4.7. Комплексне випробування організовує і проводить замовник. Під час комплексного випробування повинна бути перевірена спільна робота основних агрегатів технологічних схем і всього допоміжного обладнання під навантаженням та безпечність їх експлуатації. Початком комплексного випробування енергоустановки вважається момент включення її в мережу або під навантаження. Комплексне випробування передбачає увімкнення в роботу та налагодження контрольно-вимірювальних приладів блокувань пристроїв сигналізації та дистанційного керування захисту та автоматичного регулювання. Комплексні випробування вважаються проведеними за умови нормальної і неперервної роботи основного і допоміжного обладнання на протязі 72 год. а ліній електропередавання – на протязі 24 год. Після проведення комплексного випробування підрядник складає акт передачі електроустановки замовнику. 5.4.8. Якщо змонтовані електроустановки передаються на баланс електропередавальній організації їх технічне приймання від монтажної організації проводить замовник разом з електропередавальною організацією. Допуск цих електроустановок в експлуатацію здійснюється в установленому порядку. 5.4.9. Дефекти й недоробки допущені в ході будівництва та монтажу а також дефекти обладнання виявлені під час випробувань повинні бути усунені відповідно будівельними монтажними пусконалагоджувальними організаціями та заводами-виробниками до приймання електроустановок в експлуатацію. Приймання електроустановок в експлуатацію з дефектами та недоробками забороняється. 5.4.10. Перед прийманням електроустановок в експлуатацію повинні бути: - розроблені експлуатаційні інструкції та оперативні схеми технічна документація; - укомплектований навчений з перевіркою знань експлуатаційний електротехнічний і електротехнологічний персонал або укладений договір із спеціалізованою організацією про обслуговування електроустановок споживача; - підготовлені запасні частини й матеріали випробувані захисні засоби й інструмент; - уведені в роботу засоби зв'язку сигналізації та пожежогасіння аварійного освітлення і вентиляції; - вирішені питання організаційні та технічні охорони праці пожежної безпеки екологічної безпеки та промислової санітарії. 5.4.11. Для оформлення підключення об'єкта електроустановки до електричної мережі замовник надає інспектору Держенергонагляду електропередавальній організації об'єкт електроустановку для обстеження а також проектну виконавчу та іншу технічну документацію в необхідному обсязі. Результати обстеження об'єкта електроустановки фіксуються в акті-допуску на підключення з висновком про можливість підключення об'єкта електроустановки до мережі електропередавальної організації. Акт допуску на підключення є невід'ємною частиною акта робочої комісії про готовність закінченого будівництвом об'єкта для пред'явлення державній приймальній комісії та є дозволом на підключення об'єкта замовника до електричної мережі. 5.4.12. Акт допуску на підключення надається лише за наявності в споживача власного електротехнічного персоналу який пройшов навчання перевірку знань та інструктаж відповідно до вимог цих Правил або наявності договору зі спеціалізованою організацією підприємством на обслуговування електроустановок споживача. 5.4.13. Електроустановки тимчасового електропостачання будівельних майданчиків атракціонів тощо повинні бути виконані відповідно до вимог ПУЭ і прийняті в експлуатацію в порядку передбаченому цими Правилами. Підключення до електричної мережі електропередавальної організації електроустановок із сезонним характером роботи а також об'єктів які більше місяця були знеструмлені здійснюється після технічного огляду і видачі акта-допуску на підключення до електричної мережі дотримання інших вимог цих Правил і НД. 5.4.14. Підключення електроустановки споживача до електричної мережі здійснюється електропередавальною організацією основним споживачем на підставі акта-допуску на підключення за наявності рішення Держпромгірнагляду щодо експлуатації об'єкта укладеного договору про постачання електричної енергії та дотримання інших вимог відповідно до НД про підключення електроустановок. 5.5. Технічний контроль обслуговування і ремонт електроустановок 5.5.1. У споживача повинен бути організований постійний і періодичний контроль огляди діагностування технічного стану електроустановок обладнання будівель і споруд. Періодичність контролю установлює особа відповідальна за електрогосподарство. Результати контролю повинні фіксуватись у спеціальному журналі. 5.5.2. Контроль технічного стану електроустановок повинен проводитись оперативними й оперативно-ремонтними працівниками споживача. Обсяг контролю встановлюється у відповідності до вимог НД вимог інструкцій заводів-виробників щорічних планів які затверджує особа відповідальна за електрогосподарство. 5.5.3. По закінченні встановленого нормативно-технічною документацією терміну експлуатації технологічні системи та електроустановки повинні підлягати технічному діагностуванню. Діагностування технічного стану проводиться за програмою погодженою Держенергонаглядом та комісією очолюваною технічним керівником споживача особою відповідальною за електрогосподарство або його заступником. До складу комісії включають керівників і спеціалістів структурних підрозділів споживача осіб відповідальних за електрогосподарство підрозділів представників Держенергонагляду Держгірпромнагляду спеціалістів спеціалізованих організацій за договором . 5.5.4. Завданням діагностування технічного стану електроустановок є: - визначення технічного стану електроустановок справна несправна працездатна непрацездатна ; - визначення місця можливої відмови або несправності; - прогнозування технічного стану електроустановки. В обсяг проведення технічного діагностування на підставі діючих НД повинні бути включені: - зовнішній і внутрішні огляди; - перевірка технічної документації; - питання організації експлуатації електричних установок; - оперативне їх обслуговування та відповідність здійснюваних випробувань та вимірювань чинним НД тощо. Для проведення технічного діагностування електроустановки споживач може використовувати наявні в нього системи і засоби технічного діагностування. Одночасно з діагностуванням технічного стану повинна здійснюватись перевірка виконання приписів наглядових органів і заходів намічених за результатами розслідування порушень роботи електроустановок а також заходів розроблених за попереднім технічним діагностуванням. Результати роботи комісії повинні бути оформлені актом та/або занесені в технічні паспорти устаткування з обов'язковим визначенням терміну наступного діагностування. Експлуатація електроустановок з аварійно небезпечними дефектами виявленими в процесі контролю та діагностування забороняється. 5.5.5. У споживача повинна діяти ТОР устаткування електрогосподарства спрямована на забезпечення надійної і безпечної його роботи. Графіки ремонтів технічного обслуговування і їх обсяги визначаються щорічними планами які підписуються особою відповідальною за електрогосподарство та затверджуються керівником. Зазначені графіки можуть складатися на основі проведеного діагностування технічного стану електроустановок. 5.5.6. Термін технічного обслуговування і ремонту визначається цими Правилами діючими галузевими нормами інструкціями заводів-виробників. Збільшення або зменшення періодичності та збільшення тривалості ремонту порівняно з нормативними термінами допускають залежно від стану електроустановок відповідного технічного обґрунтування та за результатами контролю основних експлуатаційних характеристик обладнання. 5.5.7. Конструктивні зміни електроустановок окремих апаратів а також зміни електричних схем під час виконання ремонтів повинні здійснюватись тільки за затвердженою технічною документацією. 5.5.8. Ремонт електроустановок безпосередньо зв'язаних з технологічними агрегатами повинен як правило проводитись одночасно з ремонтом агрегатів. 5.5.9. До виведення електроустановок у капітальний ремонт повинні бути складені відомості обсягу робіт і кошторис які уточнюються після огляду обладнання: - розроблені узгоджені та затверджені технологічні карти а також проект на проведення робіт; - заготовлені відповідно до відомостей обсягу робіт необхідні матеріали і запасні частини; - складена і затверджена технічна документація на роботи з реконструкції намічені до виконання під час ремонту підготовлені матеріали й обладнання для їх освоєння; - укомплектовані та приведені в справний стан інструменти пристрої такелажне обладнання вантажопідіймальні механізми; - підготовлені робочі місця для ремонту проведене планування ремонтної площадки із зазначенням місць розміщення деталей; - укомплектовані ремонтні бригади та проінструктовано персонал. 5.5.10. Технічну документацію на капітальний ремонт електроустановок затверджує особа відповідальна за електрогосподарство. У разі виконання ремонту сторонньою організацією технічну документацію узгоджують з керівником ремонтного підприємства. 5.5.11. Установлені в споживачів електроустановки повинні бути забезпечені запасними частинами й матеріалами. Стан запасних частин і матеріалів умови їх зберігання повинні періодично перевірятись особою відповідальною за електрогосподарство. 5.5.12. Під час приймання електроустановок з капітального ремонту перевіряються виконання всіх передбачених робіт а також зовнішній стан електроустановок теплова ізоляція чистота фарбування стан поручнів тощо наявність і якість ремонтної звітної технічної документації а також параметри електромагнітних полів на робочих місцях мікроклімату шуму освітленості інших факторів відповідно до ДСН 3.3.6.042-99 ДСН 3.3.6.037-99 ДСанПіН № 198-97 та ДСанПіН № 3.3.6.096-2002. 5.5.13. Електроустановки які вводяться в роботу після ремонту випробовуються згідно з додатками 1 та 2. Спеціальні випробування електроустановок та електрообладнання проводять за розробленими схемами та програмами затвердженими особою відповідальною за електрогосподарство. 5.5.14. Електроустановки після попереднього приймання з капітального ремонту перевіряються в роботі під навантаженням у терміни указані заводом-виробником але не менше ніж 24 год. За відсутності дефектів у роботі протягом цього часу вони приймаються в експлуатацію. Якщо під час перевірки виявлені дефекти що заважають роботі електроустановок ремонт уважається не закінченим до їх усунення та повторної перевірки під навантаженням протягом наступних 24 год. 5.5.15. Роботи виконані під час капітального та поточного ремонтів приймаються за актом до якого повинна бути додана технічна документація з ремонту. Акти з усіма додатками зберігаються у паспортах обладнання. 5.6. Керування електрогосподарством 5.6.1. Загальні вимоги 5.6.1.1. Система управління електрогосподарством споживача є складовою частиною системи управління споживачем у цілому і повинна забезпечувати: - розвиток системи електропостачання споживача для задоволення його потреб в електроенергії; - підвищення надійності і безпеки; - безаварійну роботу; - оперативно-диспетчерське керування електрогосподарством узгоджене залежно від електричної схеми живлення у разі наявності власних джерел електричної енергії та/або розподільних мереж з електропередавальною організацією енергопостачальною організацією та/або регіональною електроенергетичною системою ; - контроль за технічним станом та експлуатацією власних електроустановок і джерел електричної енергії; - контроль за дотриманням установлених електропередавальною організацією режимів споживання електричної енергії та потужності. 5.6.1.2. Споживач повинен проводити аналіз техніко-економічних показників роботи електрогосподарства та його технологічних підрозділів з метою оцінки стану окремих елементів і всієї системи електропостачання режимів роботи відповідності фактичних показників функціонування електрогосподарства нормованим а також проводити оцінку умов праці на робочих місцях персоналу згідно з вимогами пункту 5.7.14 цих Правил. 5.6.1.3. В електрогосподарстві споживача повинен бути організований за встановленими формами облік показників роботи обладнання позмінний добовий місячний квартальний річний для аналізу його економічності та надійності роботи. 5.6.1.4. На підставі аналізу повинні розроблятись й виконуватись заходи з підвищення надійності електропостачання споживача й ефективності використання електричної енергії. 5.6.2. Оперативно-диспетчерське керування 5.6.2.1. Диспетчерське керування у споживача повинно бути організоване за ієрархічною структурою яка передбачає розподіл функцій оперативного контролю й керування за рівнями а також підлеглістю працівників нижчих рівнів диспетчерського керування вищим. Для споживача вищим рівнем диспетчерського керування є диспетчерські служби електропередавальних організацій чи їх структурних підрозділів. 5.6.2.2. Для оперативно-диспетчерського керування електроустановками споживача незалежно від його форм власності і відомчої підпорядкованості повинен підбиратися висококваліфікований персонал який пройшов відповідне навчання та перевірку знань на право виконання цих робіт відповідно до пунктів 5.2.20 та 5.2.24 цих Правил. 5.6.2.3. Розпорядження оперативно-диспетчерського персоналу вищого рівня з питань що входять до його компетенції є обов'язковим до виконання підпорядкованим йому оперативним персоналом нижчого рівня оперативно-диспетчерського керування. 5.6.2.4. Для кожного диспетчерського рівня повинні бути визначені дві категорії керування обладнанням та спорудами – оперативне керування та оперативне відання. 5.6.2.5. Оперативну підпорядкованість електрообладнання і пристроїв РЗАіТ та ПА споживача які впливають на режим роботи мережі електропередавальної організації електроенергетичної системи або споживачів установлює електропередавальна організація. 5.6.2.6. Лінії електропередавання струмопроводи обладнання і пристрої системи електропостачання споживача повинні бути розподілені за рівнями диспетчерського керування. Перелік ліній електропередавання струмопроводів обладнання і пристроїв які перебувають в оперативному керуванні або оперативному віданні оперативного персоналу повинні бути складені з урахуванням рішень з оперативно-диспетчерського керування у залежності від існуючої схеми електропостачання електропередавальної організації узгоджені з нею і затверджені особою відповідальною за електрогосподарство. 5.6.2.7. Взаємовідносини працівників різних рівнів диспетчерського керування повинні бути регламентовані відповідними положеннями інструкціями та узгоджені в установленому порядку. 5.6.2.8. З урахуванням особливостей роботи споживача система оперативного керування електрогосподарством повинна вирішувати завдання: - дотримання оперативно-диспетчерської дисципліни; - надійність та якість електропостачання; - уведення необхідних режимів роботи у тому числі й тих що вводяться електропередавальною організацією; - підготовка і проведення перемикань в електроустановках; - запобігання та ліквідація технологічних порушень електропостачання відновлення необхідного режиму електропостачання; - підготовка режиму роботи електричної мережі з урахуванням виконання ремонтних робіт в електроустановках. 5.6.2.9. У споживачів які крім приймачів електричної енергії мають у складі систем електропостачання власні джерела електроенергії електростанції розподільні електричні мережі повинно бути організоване диспетчерське керування їх роботою завданнями якого є: - розроблення та узгодження з електропередавальною організацією питань організації і ведення режимів роботи власних електростанцій та електричних мереж які забезпечують безперебійність електропостачання; - виконання вимог щодо забезпечення якості електричної енергії; - забезпечення економічності роботи системи електропостачання та раціональне використання енергоресурсів за умови дотримання режимів електроспоживання та компенсації реактивної потужності; - запобігання і ліквідація аварій зворотної трансформації та інших технологічних порушень під час виробництва передавання розподілу і споживання електричної енергії. Організація диспетчерського керування у таких споживачів за узгодженням з місцевим органом Держенергонагляду повинна здійснюватись відповідно до вимог ГКД 34.20.507-2003 та з урахуванням особливостей роботи самого споживача. Аналогічне диспетчерське керування повинно бути організоване й у споживачів які не мають власних джерел електроенергії але мають у своїй системі мережі 35 – 150 кВ або самостійні підприємства електричних мереж. 5.6.2.10. Організаційна структура та форма оперативного керування визначаються керівництвом споживача згідно з положенням про енергетичну службу виходячи з обсягів обслуговування складності обладнання і змінності роботи. Форма оперативного керування споживача на рівні його чергових диспетчерів з підтримання необхідних режимів роботи що задаються електропередавальною організацією погоджується з диспетчерською службою електропередавальної організації що знаходить своє відображення у відповідних положеннях про взаємовідносини. 5.6.2.11. Оперативне керування має здійснюватись із щита керування або з диспетчерського пункту. Можливе використання пристосованого для цього електротехнічного приміщення. Щити пункти керування повинні бути оснащені засобами зв'язку. Оперативні переговори повинні записуватися за допомогою електронних засобів зв'язку або на магнітофон зберігання яких повинно здійснюватись не менше ніж 10 діб. 5.6.2.12. На щитах пунктах оперативного керування повинні бути оперативні схеми схеми-макети електричних з'єднань електроустановок які перебувають в оперативному керуванні чи віданні оперативного персоналу. Усі зміни в схемі з'єднань електроустановок пристроїв РЗАіТ а також місця встановлення заземлень повинні бути відображені на оперативній схемі схемі-макеті та в оперативному журналі. 5.6.2.13. Для кожної електроустановки повинні бути складені затверджені особою відповідальною за електрогосподарство та узгоджені в установленому порядку однолінійні схеми електричних з'єднань усіх напруг для нормальних режимів роботи обладнання. 5.6.2.14. На кожному диспетчерському пункті щиті керування електрогосподарством споживача з постійним чергуванням працівників повинні міститися інструкції положення щодо оперативних взаємовідносин з електропередавальною організацією з уключенням власних електростанцій а також інструкції із запобігання та ліквідації аварій та інших порушень які складаються згідно з типовими інструкціями органу вищого рівня оперативно-диспетчерського керування. Під час складання інструкції необхідно керуватись інструкцією з ліквідації аварій електропередавальної організації або енергосистеми а також інструкцією стосовно дій оперативних працівників і порядку вимкнення електрообладнання під час виникнення пожежі. 5.6.2.15. Основними завданнями оперативно-диспетчерського керування під час ліквідації аварій та інших технологічних порушень є: - попередження розвитку порушень захист від ураження працівників електричним струмом запобігання пошкодженню обладнання якого не торкнулась аварія; - термінове відновлення електропостачання електроприймачів і нормальних показників якості електроенергії; - створення найбільш надійної післяаварійної схеми електропостачання споживача в цілому та окремих його частин; - обстеження стану обладнання яке вимикалось і по можливості ввімкнення його в роботу. 5.6.2.16. Перемикання в електричних схемах розподільних установок підстанцій щитів і збірок повинен виконувати оперативний персонал що безпосередньо обслуговує електроустановки. Ці перемикання виконуються за розпорядженням або з відома оперативних працівників вищого рівня в оперативному керуванні чи віданні яких перебуває дане обладнання відповідно до порядку установленого у споживача  – за усним чи телефонним розпорядженням із записом в оперативному журналі. 5.6.2.17. Режим обладнання яке перебуває в оперативному керуванні або оперативному віданні вищого оперативного персоналу не може бути змінений уведене виведене в ремонт резерв роботу без дозволу вищого оперативного персоналу навіть за наявності дозволеної заявки за винятком випадків явної небезпеки для людей і обладнання. У розпорядженні стосовно перемикань необхідно зазначати їх послідовність. Розпорядження вважається виконаним тільки після одержання про це повідомлення від особи якій воно видавалось. 5.6.2.18. Складні перемикання а також усі перемикання крім поодиноких в електроустановках що не обладнані блокувальними пристроями або мають несправні блокувальні пристрої чи блокування виконано не в повному обсязі повинні виконуватись за програмами і бланками перемикань у присутності особи яка контролює ці перетинання. Перелік складних перемикань повинен бути затверджений особою відповідальною за електрогосподарство і зберігатись на диспетчерських пунктах щитах керування. Перелік складних перемикань повинен переглядатись у разі зміни електричної схеми з'єднань складу електрообладнання пристроїв РЗАіТ. 5.6.2.19. Під час проведення перемикань особливу увагу потрібно звертати на операції ввімкнення на паралельну роботу з електричною мережею електропередавальної організації власних електроджерел споживача блок-станцій або ввімкнення їх в автономному режимі. Уведення їх в роботу повинно відповідати встановленому електропередавальною організацією порядку. У випадках що не допускають зволікання нещасний випадок стихійне лихо пожежа а також під час ліквідації аварії дозволено згідно з інструкціями виконання перемикань без розпорядження чи без відома оперативного персоналу вищого рівня з подальшим його повідомленням і записом в оперативному журналі. 5.6.2.20. Список працівників які мають право вести оперативні переговори та виконувати оперативні перемикання затверджує керівник споживача особа відповідальна за електрогосподарство та передає електропередавальній організації. Оперативний персонал який без підстав не виконав розпорядження оперативного персоналу вищого рівня за поданням територіального підрозділу Держенергонагляду має бути усунений керівництвом споживача від проведення оперативних перемикань. Допуск цього персоналу до самостійної роботи здійснюється після позачергової перевірки знань. 5.6.2.21. Обладнання електроустановок прийнятих в експлуатацію повинно міститися в одному з таких оперативних станів: у роботі резерві ремонті або консервації. Виведення ліній електропередавання електрообладнання пристроїв РЗАіТ ПА ЗДТК систем і приладів комерційного обліку енергії з роботи і резерву для ремонту й випробувань навіть за затвердженим планом повинно бути оформлене письмовою заявкою яка подається у відповідну диспетчерську службу згідно із затвердженими переліками осіб на їх оперативне керування й оперативне відання. Порядок оформлення заявок на вимкнення електрообладнання повинен бути затверджений особою відповідальною за електрогосподарство. Порядок оформлення заявок на вимкнення електрообладнання споживача яке перебуває в оперативному керуванні та/або віданні електропередавальної організації повинен погоджуватися з цією організацією. Незважаючи на дозволену заявку виведення обладнання з роботи і резерву або для випробування може бути виконане лише з дозволу оперативного персоналу електропередавальної організації її структурного підрозділу наданого безпосередньо перед виведенням з роботи і резерву обладнання або перед проведенням випробувань. Технологічне електрообладнання вимкнуте за усною заявкою неелектротехнічного персоналу для виконання будь-яких робіт умикається тільки на вимогу особи яка подала заявку на вимкнення чи працівника який її заміщує. Перед увімкненням під напругу електроустановки і введенням тимчасово вимкненого обладнання на вимогу неелектротехнічного персоналу оперативний працівник електротехнічного персоналу повинен оглянути обладнання переконатися в його готовності до ввімкнення під напругу попередити працюючих на ньому працівників про наступне ввімкнення та впевнитись у відсутності сторонніх осіб на обладнанні що вмикається під напругу. 5.6.2.22. Обладнання яке було в ремонті чи випробуванні в електроустановках з постійним чергуванням персоналу вмикається під напругу тільки після закінчення приймання його оперативними працівниками. Порядок приймання обладнання після його ремонту чи випробування в електроустановках без постійного чергування персоналу визначається місцевими інструкціями з урахуванням особливостей електроустановки і виконання вимог безпеки. 5.6.2.23. В електроустановках напругою понад 1000 В перемикання проводяться: - без бланків перемикань – у разі простих перемикань і за наявності діючих блокувальних пристроїв що в повному обсязі унеможливлюють помилкові операції з роз'єднувачами і заземлювальними ножами під час проведення перемикань; - за бланком перемикань – у разі відсутності блокувальних пристроїв або їх несправності виконання блокування не в повному обсязі а також під час проведення складних перемикань. Перелік складних перемикань визначає особа відповідальна за електрогосподарство і затверджується керівником споживача. Під час ліквідації аварій перемикання здійснюють без бланків перемикань виконуючи послідовно всі операції під контролем старшого оперативного персоналу з подальшим записом в оперативному журналі. Бланки перемикань повинні бути пронумеровані. Використані та зіпсовані бланки зберігають в установленому порядку але не менше ніж 10 діб. 5.6.2.24. В електроустановках напругою до 1000 В перемикання здійснюються без складання бланків перемикань але із записом в оперативному журналі. 5.6.2.25. Під час перемикань в електроустановках потрібно дотримуватись такого порядку: - особа яка дає розпорядження про перемикання і особа яка приймає розпорядження повинні чітко уявляти порядок проведення операцій з перемикань; - оперативне розпорядження диспетчерського персоналу вищого рівня має бути чітким і стислим. Вислухавши розпорядження підпорядкований оперативний персонал повинен дослівно повторити текст розпорядження й одержати підтвердження що розпорядження ним зрозуміло правильно. Розпорядження вищого оперативного персоналу повинні виконуватись негайно і точно. Оперативний персонал віддавши чи отримавши розпорядження або дозвіл повинен записати його в оперативний журнал. За наявності пристроїв реєстрації оперативних переговорів обсяг запису в оперативний журнал визначається відповідними інструкціями; - оперативні переговори повинні вестись технічно грамотно бути гранично короткими чіткими і зрозумілими. Мова оперативних переговорів повинна унеможливити неправильне розуміння персоналом отримуваних повідомлень і розпоряджень. Усе обладнання приєднання пристрої релейного і технологічного захисту автоматики повинні називатися повністю відповідно до встановлених диспетчерських найменувань. Відступ від технічної термінології і диспетчерських найменувань категорично забороняється; - працівник який одержав завдання на перемикання повинен установити за оперативною схемою чи схемою-макетом порядок операцій необхідних для його виконання а також скласти за потреби бланк перемикань; - у розпорядженнях щодо зміни режиму роботи обладнання повинні бути вказані необхідне значення змінюваного режимного параметра та час до якого має бути досягнуте вказане значення параметра; - якщо перемикання виконують два працівники то працівник старший за посадою який одержав розпорядження повинен пояснити за оперативною схемою з'єднань другому працівникові що бере участь у перемиканнях порядок і послідовність операцій які треба виконати; - у разі якщо розпорядження вищого оперативного персоналу здається підпорядкованому оперативному персоналу помилковим він повинен негайно доповісти про це особі яка дала розпорядження. У разі підтвердження розпорядження підпорядкований оперативний персонал зобов'язаний виконати його; - якщо виникають сумніви щодо правильності виконання перемикань їх слід припинити і перевірити послідовність згідно з оперативною схемою з'єднань; - після виконання завдання на перемикання необхідно про це зробити запис в оперативному журналі; - за необхідності негайного вимкнення електрообладнання існує загроза життю людей пошкодження обладнання аварій воно повинно бути вимкнене оперативним персоналом споживача відповідно до вимог діючих інструкцій з попереднім якщо це можливо і обов'язковим наступним повідомленням вищого оперативного персоналу. Після зупинення обладнання оформляється термінова заявка із зазначенням причин і орієнтовного терміну ремонту. 5.6.2.26. Оперативним працівникам які безпосередньо виконують перемикання виводити самовільно з роботи пристрої блокування забороняється. У разі виявлення несправності пристроїв блокування працівник зобов'язаний повідомити про це старшого з оперативного персоналу. Виконувати операції з тимчасовим зняттям блокування можна тільки з дозволу та під керівництвом осіб уповноважених на це. 5.6.2.27. Дозволяється тимчасове деблокування роз'єднувачів з повітряними вимикачами напругою 110 кВ і вище в разі вимкнення увімкнення ненавантажених систем шин або приєднань з трансформаторами напруги серії НКФ. Порядок деблокування і введення пристроїв блокування повинен бути відображений у бланках перемикань. 5.6.2.28. Усі складні перемикання повинні виконувати як правило два працівники: один безпосередньо виконує перемикання а другий – контролює правильність виконання і послідовність операцій. Якщо в зміні перебуває один працівник з числа оперативного персоналу особою що контролює може бути адміністративно-технічний працівник який знає схему даної електроустановки правила виконання перемикань та допущений до перемикань. Бланк перемикань заповнює оперативний персонал який одержав розпорядження для проведення перемикань. Підписують бланк обидва працівники які здійснюють перемикання. Особою яка контролює правильність перемикань є старший за посадою. Відповідальність за правильність перемикань у всіх випадках покладається на обох працівників які виконують операції з перемикань. 5.6.2.29. У разі виконання складних перемикань допускається залучати для виконання операцій в колах пристроїв РЗАіТ та ПА третього працівника з персоналу служб РЗАіТ. Цей працівник повинен бути попередньо ознайомлений з бланком перемикань і підписати його. Усі операції він повинен виконувати за розпорядженням працівника який виконує перемикання. 5.6.2.30. Особи оперативного персоналу що перебувають у резерві можуть бути залучені до виконання робіт з обслуговування електроустановки в рамках посадової інструкції і тільки з дозволу відповідного керівного оперативного персоналу який перебуває у зміні із записом в оперативному журналі. 5.6.2.31. Заміна однієї особи з числа оперативного персоналу іншою до початку зміни у разі потреби допускається з дозволу керівника який затвердив графік або керівника технологічного підрозділу в адміністративному підпорядкуванні якого перебувають обидві особи з числа оперативного персоналу. Робота оперативного персоналу протягом двох змін підряд забороняється. 5.6.2.32. Кожен працівник з числа оперативного персоналу що працює у зміні заступаючи на робоче місце повинен прийняти зміну від попереднього працівника а після закінчення роботи здати зміну за графіком наступному працівникові. Залишати чергування без здавання зміни забороняється. 5.6.2.33. Оперативний персонал з дозволу вищого оперативного персоналу може короткочасно залучатися до ремонтних робіт і випробувань у рамках посадових інструкцій зі звільненням на цей час від виконання обов'язків на робочому місці і записом в оперативному журналі. У цьому разі повинні бути дотримані вимоги ПБЕЕ. 5.6.2.34. Перемикання в комплектних розподільних установках на комплектних трансформаторних підстанціях у тому числі викочування і вкочування візків з обладнанням а також перемикання в розподільних установках на щитах і збірках напругою до 1000 В дозволяється виконувати одному працівникові з числа оперативних працівників які обслуговують ці електроустановки. 5.6.2.35. Вимкнення і ввімкнення під напругу а також уведення в роботу приєднання яке має у своєму колі вимикач повинні виконуватись за допомогою вимикача. Дозволяється вимкнення і ввімкнення відокремлювачами роз'єднувачами відповідного ступеня напруги з неперевищенням установлених величин комутуючих струмів : - трансформаторів напруги нейтралей силових трансформаторів напругою 110 – 150 кВ; - заземлювальних дугогасильних реакторів напругою 6 – 35 кВ за відсутності в мережі струму замикання на землю; - намагнічувального струму силових трансформаторів напругою 6 – 150 кВ; - зарядного струму і струму замикання на землю повітряних і кабельних ліній електропередавання: до 5 А – для ліній напругою 20 – 35 кВ і до 30 А – для ліній напругою 10 кВ і нижче; - зарядного струму системи шин а також зарядного струму приєднань електроустаткування крім конденсаторних батарей. У кільцевих мережах напругою 6 – 10 кВ дозволяється вимкнення роз'єднувачами вирівнювальних струмів до 70 А і замикання мережі в кільце за різниці напруг на розімкнених контактах роз'єднувачів не більше 5 %. Допускається вимкнення та ввімкнення навантажувального струму величиною до 15 А триполюсними роз'єднувачами зовнішньої установки напругою 10 кВ і нижче. Допускається дистанційне вимкнення роз'єднувачами несправного вимикача 110 кВ зашунтованого одним вимикачем або кільцем з кількох вимикачів інших приєднань системи шин якщо вимкнення вимикача може спричинити його руйнування і знеструмлення підстанції. Допустимі значення струмів що вимикаються і вмикаються роз'єднувачами повинні бути визначені НД і для основної мережі споживача погоджені з електропередавальною організацією. Порядок і умови виконання операцій з перемикань для різних електроустановок повинні бути регламентовані виробничою інструкцією споживача. 5.6.2.36. Оперативному персоналові забороняється самовільно виводити споживачів з-під дії системної протиаварійної автоматики АЧР САВН перемикати вимкнене пристроєм АЧР та САВН навантаження на джерела живлення що залишилися в роботі. 5.6.3. Автоматизовані системи керування 5.6.3.1. Автоматизовані системи керування електрогосподарством далі – АСКЕ споживача призначені для вирішення питань диспетчерського технологічного та організаційного керування енергогосподарством. Структура і рівень розвитку АСКЕ залежить від структури електрогосподарства особливостей споживання електричної енергії та технології виробництва. 5.6.3.2. АСКЕ споживача входить як підсистема до автоматизованої системи керування підприємством далі – АСКП споживача. Необхідний рівень зв'язку між підсистемами різного функціонального призначення що входять до АСКП визначається самим споживачем. АСКЕ повинна мати необхідні засоби зв'язку з диспетчерськими пунктами електропередавальної організації за обсягом узгодженим з останньою та забезпечувати передачу інформації на диспетчерський пункт електропередавальної організації. 5.6.3.3. АСКЕ призначені вирішувати такі завдання: - диспетчерське й технологічне керування електрогосподарством; - розрахунковий комерційний і технічний облік споживання електроенергії; - контроль та керування режимами електроспоживання; - розподілення та збут електроенергії; - техніко-економічне прогнозування і планування; - управління ремонтом електрообладнання матеріально-технічним постачанням; - управління виробничо-технічною діяльністю електрогосподарства; - підготовка експлуатаційного персоналу кадрів тощо. 5.6.3.4. Задачі АСКЕ в кожному електрогосподарстві визначаються виходячи з виробничої та економічної доцільності та з урахуванням раціонального використання наявних типових рішень пакетів прикладних програм і можливостей технічних засобів. 5.6.3.5. До складу комплексу технічних засобів АСКЕ можуть входити: - засоби збору інформації лічильники давачі інформації пристрої системи контролю та обліку тощо ; - засоби передавання інформації апаратура передавання даних канали зв'язку тощо ; - засоби обробки і відображення інформації електронно-обчислювальні машини аналогові й цифрові прилади реєстратори пристрої друку тощо; - засоби керування функціональна клавіатура ; - виконавчі механізми з пристроями керування; - системоутворювальні мережі; - кабелі зв'язку з об'єктами контролю і керування а також внутрішньосистемні кабелі зв'язку і волоконно-оптичні лінії зв'язку; - різноманітні вузли і блоки що забезпечують функціонування комплексу; - пристрої заземлення; - допоміжні системи електроживлення кондиціювання повітря протипожежні системи тощо . 5.6.3.6. Уведення АСКЕ в експлуатацію повинно здійснюватись відповідно до установленого порядку за актом приймальної комісії. Під час уведення в експлуатацію АСКЕ інформація якої використовується електропередавальною організацією до складу приймальної комісії повинні входити її представники. Приймання АСКЕ в промислову експлуатацію здійснюється після завершення приймання в промислову експлуатацію всіх складових функцій передбачених для черги АСКЕ яка вводиться. 5.6.3.7. Під час організації експлуатації АСКЕ обов'язки структурних підрозділів з обслуговування комплексу технічних засобів програмного забезпечення повинні бути визначені розпорядчим документом. Експлуатацію і ремонт обладнання конденсатори зв'язку реактори високочастотних загороджувачів заземлювальні ножі пристрої антенного зв'язку прохідні ізолятори розрядники елементів налагодження і фільтрів приєднань тощо високочастотних каналів телемеханіки і телефонного зв'язку виконаного лініями електропередавання напругою понад 1000 В повинні здійснювати працівники які обслуговують електроустановки напругою понад 1000 В. 5.6.3.8. Технічне обслуговування і перевірку засобів збору накопичення і передачі інформації датчики інформації прилади і системи контролю й обліку канали зв'язку пристрої телемеханіки апаратура передачі даних тощо що належать або використовуються електропередавальною організацією повинні виконувати працівники які займаються експлуатацією цих засобів за погодженням з електропередавальною організацією. 5.6.3.9. Підрозділи що обслуговують АСКЕ повинні забезпечити: - надійну експлуатацію технічних засобів інформаційного програмного забезпечення; - надання електропередавальній організації відповідно до встановленого графіка узгодженого обсягу інформації; - удосконалення і розвиток системи керування упровадження нових задач; модернізація нових програм що перебувають в експлуатації; освоєння нових технологій збору і підготовки вихідної інформації ; - організацію взаємодії із суміжними ієрархічними рівнями АСКЕ; - розробку інструктивних і методичних матеріалів необхідних для функціонування АСКЕ; - аналіз роботи АСКЕ її економічну ефективність своєчасне надання звітності. 5.6.3.10. Ремонтно-профілактичні роботи на технічних засобах що належать електропередавальній організації або пов'язані з режимами її роботи повинні виконуватись відповідно до затвердженого графіка; порядок технічного обслуговування і ремонт систем повинні визначатися відповідним положенням. Виведення з роботи засобів контролю та обліку електроспоживання диспетчерського й інформаційного зв'язку та систем телемеханіки необхідно оформляти оперативною заявкою і погоджувати з електропередавальною організацією. 5.6.3.11. Керівник споживача повинен здійснювати заходи щодо організації роботи з проведення аналізу функціонування АСКП контролю за її експлуатацією і розробки планів з розвитку і вдосконалення зазначеної системи та її своєчасного переозброєння. 5.7. Безпечна експлуатація. Виробнича санітарія. Пожежна і екологічна безпека 5.7.1. Улаштування електроустановок будівель і споруд у яких вони розташовані організація їх експлуатації і ремонту повинні відповідати вимогам ССБП ПБЕЕ ПУЭ а також стандартам і нормативним актам що стосуються виробничої санітарії забезпечення пожежної та екологічної безпеки. 5.7.2. Приміщення у яких розміщуються електроустановки що створюють шкідливі виробничі фактори повинні відповідати вимогам діючих санітарних норм щодо проектування промислових підприємств. Рівні освітлення опалення і вентиляція приміщень повинні відповідати вимогам будівельних норм і правил. Мікрокліматичні умови в приміщеннях наявність у повітрі робочої зони шкідливих речовин рівень шуму а також інші несприятливі фактори виробничого середовища повинні відповідати вимогам указаним у нормативних документах ДСН 3.3.6.042-99 ДСН 3.3.6.037-99 ДСанПіН № 3.3.6.096-2002 та ДСанПіН № 198-97. 5.7.3. Засоби індивідуального захисту пристрої та інструмент що застосовують для обслуговування електроустановок будівель і споруд підприємств повинні підлягати огляду і випробуванням згідно з ДНАОП 1.1.10-1.04-01 ДНАОП 1.1.10-1.07-01 та іншим НД. 5.7.4. Працівники електрогосподарства споживача під час виконання робіт в електроустановках повинні керуватися ПБЕЕ та інструкціями з охорони праці що встановлюють вимоги безпеки за обсягом обов'язковим для працівників даної спеціальності. 5.7.5. Кожний працівник електрогосподарства зобов'язаний знати і виконувати вимоги безпеки праці що стосуються електроустановок які він обслуговує та організацію праці на робочому місці. 5.7.6. На керівника споживача покладається загальне керівництво щодо забезпечення безпечного виконання робіт виробничої санітарії і персональна відповідальність за належну організацію цих робіт. Керівник споживача зобов'язаний створити на кожному робочому місці безпечні умови праці відповідно до вимог ДСанПіН № 198-97 ДСанПіН № 3.3.6.096-2002 ДСН 3.3.6.037-99 ДСН 3.3.6.042-99 ГОСТ 12.1.002-84 та інших чинних санітарних норм і правил що стосуються електроенергетики. 5.7.7. На технічних керівників споживача та осіб відповідальних за електрогосподарство покладається безпосереднє керівництво організаційно-технічною роботою із створення безпечних умов праці в електроустановках. Особи відповідальні за електрогосподарство структурних підрозділів споживача керівники підрозділів начальники електроцехів підстанцій служб лабораторій майстри та інші посадові особи повинні забезпечувати проведення організаційних і технічних заходів щодо створення безпечних і здорових умов праці інструктажів працівників з наочним показом і навчанням безпечним методам роботи а також систематичного контролю за відповідністю електроустановок вимогам ССБП дотриманням працівниками вимог безпеки праці і застосуванням ними інструмента пристроїв спецодягу спецвзуття та інших засобів індивідуального захисту в залежності від складності роботи що виконується. 5.7.8. Кожний нещасний випадок а також випадки порушення вимог безпеки праці повинні бути ретельно розслідувані для виявлення причин і осіб винних у їх виникненні та вжиття заходів із запобігання повторенню подібних випадків. Відповідальність за правильне і своєчасне розслідування та облік нещасних випадків оформлення актів за формою Н-1 виконання заходів указаних в актах несуть керівники а також особи відповідальні за електрогосподарство. 5.7.9. Відповідальність за нещасні випадки що сталися на виробництві несуть відповідно до діючого законодавства як особи які безпосередньо порушили вимоги правил безпеки та/або інструкції з охорони праці так і особи відповідальні за електрогосподарство споживача і його структурних підрозділів а також інші працівники зі складу керівників і спеціалістів які не забезпечили дотримання необхідних стандартів безпеки праці й виробничої санітарії і не вжили належних заходів із запобігання нещасним випадкам. 5.7.10. Весь виробничий персонал електрогосподарств структурних підрозділів споживача повинен бути навчений практичним способам вивільнення людини яка потрапила під дію електричного струму надання їй долікарської допомоги та прийомам надання долікарської допомоги потерпілому при інших нещасних випадках. 5.7.11. Під час виконання робіт на одному й тому самому обладнанні чи споруді одночасно кількома організаціями повинен бути складений суміщений графік робіт з передбаченням заходів які б гарантували необхідний рівень безпеки праці. Ці заходи і графік повинні бути затверджені керівником споживача особою відповідальною за електрогосподарство . Відповідальність за організацію підготовки робочого місця координацію дій з виконання суміщеного графіка робіт і спільних заходів з безпеки праці а також допуск до робіт несуть особи відповідальні за електрогосподарство споживача та відповідного структурного підрозділу. Керівники сторонніх організацій несуть відповідальність за відповідність кваліфікації працівників своїх організацій дотримання ними вимог безпеки а також за організацію і виконання заходів з безпеки праці на своїх ділянках роботи. 5.7.12. У кожному підрозділі електрогосподарства споживача на виробничих дільницях у кімнатах для оперативного чергового персоналу повинні бути аптечки або сумки першої допомоги з постійним запасом медикаментів і медичних засобів. Працівники повинні бути забезпечені спецодягом спецвзуттям та іншими засобами індивідуального захисту у відповідності до діючих норм у залежності від характеру робіт що виконуються та зобов'язані ними користуватись при виконанні цих робіт. 5.7.13. Працівники які перебувають у приміщеннях з діючими електроустановками за винятком щитів керування релейних щитів та подібних до них у закритих і відкритих розподільних установках колодязях камерах каналах і тунелях електростанцій та електричних мереж на будівельному майданчику і в ремонтній зоні а також у зоні обслуговування повітряних ліній електропередавання повинні надягати захисні каски. 5.7.14. Споживачі електроенергії у яких є електроустановки електрозварювальні електротермічні та інші що створюють небезпечні та шкідливі виробничі фактори указані в державному стандарті ГОСТ 12.3.002-75 аерозолі що виникають при зварюванні підвищена температура поверхонь обладнання інфра- і ультразвук неіонізуючі електромагнітні поля шум та ін. повинні мати прилади методики і кваліфікованих працівників для контролю за цими факторами або проводити гігієнічну оцінку цих факторів атестованими лабораторіями. Атестація лабораторій проводиться відповідно до наказу Міністерства охорони здоров'я України від 21.04.99 № 91 "Про атестацію санітарних лабораторій підприємств і організацій з метою надання їм права проведення санітарно-гігієнічних досліджень факторів виробничого середовища і трудового процесу для атестації робочих місць за умовами праці" зареєстрованого в Міністерстві юстиції України 07.10.99 за № 686/3979. Результати вимірювання повинні реєструватись. У разі перевищення установлених норм повинні бути вжиті заходи щодо зниження рівнів шкідливих факторів. 5.7.15. Умови праці працівників що займаються виготовленням експлуатацією обслуговуванням та ремонтом обладнання при роботі якого виникають постійні ЕМП та ЕМВ частотою від 50 0 Гц до 300 0 ГГц повинні відповідати вимогам Державних санітарних норм і правил при роботі з джерелами електромагнітних полів ДСанПіН № 3.3.6.096-2002 . При неможливості уникнути впливу на персонал шкідливих і небезпечних факторів керівні посадові працівники зобов'язані забезпечити персонал засобами індивідуального захисту. 5.7.16. Пожежна безпека електроустановок а також будівель і споруд у яких вони розміщуються повинна відповідати вимогам Закону України "Про пожежну безпеку" НАПБ А.01.001-2004 та розробленим на їх основі галузевим правилам які враховують особливості пожежної безпеки окремих виробництв. Споживачі при експлуатації своїх електроустановок за відсутності галузевих правил пожежної безпеки можуть керуватись НАПБ В.01.034-2005/111. У разі причетності електроустановок до причин виникнення пожеж на підприємствах у комісії з розслідування беруть участь працівники органів Держенергонагляду та Держпожнагляду. 5.7.17. Вибір і встановлення електрообладнання яке розміщене в пожежонебезпечних зонах усередині і зовні приміщень необхідно виконувати відповідно до вимог ДНАОП 0.00-1.32-01. 5.7.18. Будівлі приміщення споруди повинні бути оснащені первинними засобами пожежогасіння з урахуванням вимог НАПБ А.01.001-2004. Працівники які перебувають у цих приміщеннях повинні бути навчені відповідним діям у разі виникнення пожежі правилам користування вогнегасниками та іншими первинними засобами пожежогасіння. Будинки приміщення та споруди повинні обладнуватись установками пожежної автоматики відповідно до чинних нормативно-правових документів а також будівельних норм правил які діють у відповідній галузі та в установленому порядку узгоджені з органами державного пожежного нагляду. Технічне утримання установок пожежної автоматики повинно здійснюватись на підставі чинних нормативно-правових документів. 5.7.19. Під час експлуатації електроустановок повинні бути вжиті заходи із запобігання чи обмеження прямої та непрямої дії на навколишнє природне середовище викидів забруднювальних речовин в атмосферне повітря і скидання стічних вод у водні природні об'єкти зниження звукової потужності та зменшення неекономного використання води з природних джерел. 5.7.20. Викид забруднювальних речовин в атмосферне повітря не повинен перевищувати: - величин нормативів граничнодопустимих викидів забруднювальних речовин стаціонарних джерел; - величин технологічних нормативів допустимих викидів забруднювальних речовин для окремих типів обладнання споруд. Скидання забруднювальних речовин у водні об'єкти не повинно перевищувати встановлених нормативів граничнодопустимих скидів забруднювальних речовин. Напруженість електромагнітних полів не повинна перевищувати граничнодопустимих рівнів цих факторів відповідно до ДСанПіН № 3.3.6.096-2002. Рівні шуму не повинні перевищувати норм установлених відповідними санітарними нормами та стандартами відповідно до ДСН 3.3.6.037-99. 5.7.21. У споживача що експлуатує електрообладнання з великим об'ємом масла трансформатори масляні реактори вимикачі тощо повинні бути розроблені заходи із запобігання аварійним та іншим викидам його в навколишнє середовище. 5.7.22. Споживач у якого під час експлуатації електроустановок утворюються токсичні відходи зобов'язаний в установленому порядку забезпечити своєчасну їх утилізацію знешкодження та захоронення. 5.7.23. Експлуатація електроустановок без пристроїв які забезпечують дотримання встановлених санітарних норм і природоохоронних вимог або з несправними пристроями які не забезпечують дотримання цих норм і вимог забороняється. 6. Електрообладнання та електроустановки загального призначення 6.1. Повітряні лінії електропередавання та струмопроводи 6.1.1. Вимоги цього підрозділу поширюються на ПЛ напругою до 150 кВ і повітряні струмопроводи напругою до 35 кВ включно змінного і постійного струму що обслуговуються споживачами. Вимоги розділу не поширюються на лінії контактної мережі на спеціальні струмопроводи для електролізних установок короткої мережі електротермічних установок а також на ПЛ і струмопроводи обладнання яких визначається спеціальними правилами або нормами. 6.1.2. Під час узгодження технічної документації на проектування ПЛ і струмопроводів спорудження капітальний ремонт або модернізацію замовник повинен надати проектним організаціям дані про фактичні умови в зоні проходження ПЛ кліматичні умови забруднення та інші дані що характеризують місцеві умови і вимагати їх урахування в проектній документації. 6.1.3. Під час спорудження або модернізації ПЛ замовник повинен організувати технічний нагляд за будівельними та монтажними роботами перевіряючи їх відповідність затвердженій технічній документації. Особливу увагу слід приділяти контролю за якістю виконання прихованих робіт дотриманню вимог узгодженої і затвердженої проектної документації на відповідність ВБН А.3.1-001-99 та не допускати введення в експлуатацію ПЛ з порушенням установлених правил. 6.1.4. Приймання в експлуатацію ПЛ і струмопроводів необхідно проводити згідно з ДБН і чинними галузевими правилами приймання в експлуатацію завершених будівництвом об'єктів електромереж. При здаванні в експлуатацію струмопроводів напругою понад 1000 В крім документації передбаченої ДБН і ПУЭ повинні бути оформлені: - виконавчі креслення траси із зазначенням місць перетину з різними комунікаціями; - креслення профілю струмопроводу в місцях перетину з комунікаціями; - перелік відступів від проекту; - протокол фазування; - акт про монтаж натяжних затискачів для гнучких струмопроводів. 6.1.5. Під час уведення в роботу нових повітряних ліній напругою 6 – 35 кВ необхідно провести перевірку симетричності ємностей окремих фаз. У разі необхідності розробити і впровадити заходи із симетрування фаз. Перевірку симетричності ємностей фаз здійснюють також після проведення робіт на ПЛ що могли призвести до порушення симетричності модернізація лінії заміна або перестановка конденсаторів зв'язку тощо . Напруга несиметрії не повинна перевищувати 0 75 % фазної напруги. 6.1.6. Під час експлуатації ПЛ необхідно неухильно дотримуватись чинних Правил охорони електричних мереж затверджених постановою Кабінету Міністрів України від 04.03.97 № 209 далі – Правил охорони електричних мереж і контролювати їх виконання. Організації що експлуатують ПЛ повинні проводити роз'яснювальну роботу з охорони ПЛ серед населення та організацій розташованих у зоні проходження ПЛ а також ужити заходів для припинення робіт в охоронній зоні що проводяться з порушенням Правил охорони електричних мереж. 6.1.7. Охоронну зону ПЛ треба періодично очищати від порослі й дерев з метою збереження просіки відповідної ширини і підтримувати її в безпечному протипожежному стані. Обрізування дерев що ростуть безпосередньо біля проводів здійснює організація що експлуатує ПЛ. Роботи з ліквідації аварійних ситуацій відповідно до Правил охорони електричних мереж дозволено проводити без оформлення належного дозволу але з наступним повідомленням про їх проведення. 6.1.8. На ділянках ПЛ і струмопроводів що зазнають інтенсивного забруднення треба застосовувати спеціальну або посилену ізоляцію а за необхідності очищати обмивати ізоляцію замінювати забруднені ізолятори. У зонах інтенсивних забруднень ізоляції птахами і в місцях їх масового гніздування необхідно застосовувати спеціальні пристрої що унеможливлюють сідання птахів над гірляндами або відлякують їх. 6.1.9. Антикорозійне покриття неоцинкованих металевих опор і металевих деталей залізобетонних і дерев'яних опор а також сталевих тросів і відтяжок опор необхідно оновлювати відповідно до графіка затвердженого особою відповідальною за електрогосподарство. 6.1.10. На ПЛ напругою понад 1000 В що зазнають інтенсивного льодоутворення необхідно передбачити плавлення ожеледі електричним струмом. Споживач що експлуатує ПЛ повинен контролювати процес льодоутворення на ПЛ і забезпечувати своєчасне введення пристроїв плавлення ожеледі. ПЛ на яких відбувається плавлення ожеледі повинні бути обладнані пристроями автоматичного контролю і сигналізації утворення ожеледі. 6.1.11. Під час експлуатації ПЛ у прогонах перетину діючих ліній з іншими ПЛ у тому числі з самонесучими ізольованими проводами та лініями зв'язку на кожному проводі або тросі ПЛ що проходить зверху допускається не більше двох з'єднань проте при перетині контактної мережі з'єднання проводів не допускається. Кількість з'єднань проводів і тросів на ПЛ що не перетинаються не регламентується. 6.1.12. Споживач що експлуатує ПЛ має утримувати в справному стані: - сигнальні знаки на берегах у місцях перетину ПЛ судноплавної або сплавної річки озера водосховища каналу установлені відповідно до статуту внутрішнього водного транспорту за погодженням з басейновим управлінням водного шляху управлінням каналів ; - постійні знаки безпеки установлені на опорах згідно з проектом ПЛ і вимогами НД; - захист опор від пошкодження у місцях де можливі потоки води льодоходи тощо; - захист опор установлених біля автомобільних доріг. 6.1.13. Споживач що експлуатує ПЛ повинен стежити за справністю габаритних знаків установлених на перетині ПЛ із шосейними шляхами; габаритних воріт які встановлюють у місцях перетину ПЛ із залізничними коліями якими можливе пересування негабаритних вантажів і кранів. Установлення та обслуговування таких знаків здійснюють організації у віданні яких перебувають залізничні колії та шосейні шляхи. 6.1.14. Під час експлуатації ПЛ і струмопроводів необхідно проводити їх технічне обслуговування ремонт та аварійно-відновлювальні роботи спрямовані на забезпечення їх надійної роботи проводити контроль параметрів електромагнітних полів відповідно до пункту 5.7.14 цих Правил. Під час обслуговування треба стежити за технічним станом ПЛ і струмопроводів у цілому їх окремих елементів і траси шляхом проведення оглядів профілактичних перевірок та усувати виявлені пошкодження й несправності. Під час капітального ремонту ПЛ необхідно виконати комплекс заходів спрямованих на підтримання або відновлення початкових експлуатаційних характеристик ПЛ що досягають ремонтом зношених деталей і елементів або заміною їх більш надійними й економічними які поліпшують експлуатаційні характеристики лінії. Обсяг та періодичність робіт що належить виконувати під час технічного обслуговування та капітального ремонту визначаються ГКД 34.20.502-97 та ГКД 34.20.503-97. Крім цього слід ураховувати конкретні умови експлуатації ПЛ. 6.1.15. Аварійно-відновлювальні роботи необхідно виконувати негайно після виникнення аварійної ситуації. 6.1.16. Під час експлуатації ПЛ необхідно проводити періодичні та позачергові огляди ліній. Графік періодичних оглядів затверджує особа відповідальна за електрогосподарство. Періодичність огляду кожної ПЛ на всій довжині має бути не рідше ніж один раз на рік. Крім того не рідше ніж один раз на рік необхідно спеціалістам проводити вибіркові огляди окремих ділянок ліній уключаючи всі лінії ділянки які підлягають капітальному ремонту. Верхові огляди з вибірковою перевіркою проводів і тросів у затискачах і в дистанційних розпірках на ПЛ напругою 35 кВ і вище або їх ділянок термін служби яких становить 20 років і більше або які проходять у зонах інтенсивного забруднення чи на відкритій місцевості необхідно проводити не рідше ніж один раз на п'ять років; на решті ПЛ 35 кВ і вище ділянках ліній  – не рідше ніж один раз на десять років. На ПЛ 0 38 – 20 кВ верхові огляди необхідно проводити в разі потреби. 6.1.17. Позачергові огляди ПЛ або їх ділянок необхідно проводити: - у разі утворення на проводах і тросах ожеледі; - у разі коливань проводів і тросів; - під час льодоходу і розлиття рік; - під час лісових і степових пожеж та після інших стихійних явищ; - після вимкнення ПЛ релейним захистом і неуспішного АПВ а в разі успішного – за необхідності. 6.1.18. Під час огляду ПЛ необхідно звертати увагу на: - наявність обривів і оплавлень окремих проводів або накидів на проводи і троси; - наявність бою оплавлень і тріщин ізоляторів; - стан опор їх нахилів обгорання розчеплення деталей та загнивання дерев'яних опор цілісність бандажів і заземлювальних пристроїв на дерев'яних опорах; - стан кріплення металевих опор на фундаментах; - наявність корозійного пошкодження елементів опор; - наявність іскріння; - правильність регулювання проводів; - стан розрядників обмежувачів перенапруги та захисних проміжків комутаційної апаратури на ПЛ та кінцевих кабельних муфт на спусках; - наявність і стан попереджувальних плакатів та інших постійних знаків на опорах; - наявність болтів і гайок цілісність окремих елементів зварних швів і заклепкових з'єднань на металевих опорах; - стан стояків залізобетонних опор і залізобетонних приставок; - протипожежний стан траси наявність дерев що загрожують падінням на лінію сторонніх предметів будівель відстань від проводів до різних об'єктів тощо. 6.1.19. На лініях із самонесучими ізольованими проводами додатково проводять перевірки та вимірювання: - стану ізоляції проводів; - стану підтримувальних затискачів; - наявності і стану захисних кожухів на з'єднувальних і відгалужувальних затискачах ПЛ напругою до 1000 В. 6.1.20. Профілактичні перевірки та вимірювання на ПЛ і струмопроводах виконуються згідно з табл. 7 додатка 1. 6.1.21. Для виявлення дефектних фарфорових ізоляторів та контактних з'єднань ПЛ під робочою напругою рекомендовано застосовувати портативні тепловізори. Контроль лінійної ізоляції необхідно проводити не раніше ніж через п'ять – шість год. після подачі напруги на ПЛ. Контроль контактних з'єднань необхідно проводити під час навантаження не меншого ніж 30 – 40 % від номінального. 6.1.22. Для визначення місць пошкоджень ПЛ напругою 110 – 150 кВ а також місць міжфазових замикань на ПЛ 6 – 35 кВ повинні бути встановлені спеціальні прилади пристрої що фіксують місце пошкодження. На ПЛ напругою 6 – 35 кВ з відгалуженнями повинні бути встановлені покажчики пошкодженої ділянки. 6.1.23. Дефекти виявлені під час огляду ПЛ та при проведенні профілактичних перевірок та вимірювань необхідно відмічати в експлуатаційній документації і залежно від їх характеру усувати в найкоротший строк під час проведення технічного обслуговування або під час капітального ремонту ПЛ. 6.1.24. Капітальний ремонт ПЛ необхідно виконувати залежно від її технічного стану за затвердженим графіком ремонту. Капітальний ремонт ПЛ на дерев'яних опорах необхідно проводити не рідше ніж один раз на п'ять років ПЛ на металевих і залізобетонних опорах – не рідше ніж один раз на десять років. Капітальний ремонт ділянок ПЛ проводять з урахуванням проведеного ремонту всієї ПЛ за міжремонтний період. Роботи виконані на лінії під час капітального ремонту оформляють записом у журналі обліку робіт і внесенням відповідних змін та доповнень у паспорт ПЛ. 6.1.25. Роботи із запобігання порушенню у роботі ПЛ та ліквідації наслідків такого порушення можуть проводитись у будь-яку пору року без погодження із землекористувачами але з повідомленням їх про проведення робіт у десятиденний термін після їх початку. Після виконання вказаних робіт споживач що експлуатує ПЛ повинен привести земельні угіддя у стан придатний для їх подальшого використання за цільовим призначенням. 6.1.26. Конструктивні зміни опор та інших елементів ПЛ спосіб закріплення опор у ґрунті а також конструктивні зміни струмопроводів можна проводити лише за наявності затвердженої технічної документації та за рішенням особи відповідальної за електрогосподарство. 6.1.27. Під час ремонту ПЛ що мають високочастотні канали телемеханіки і зв'язку з метою збереження цих каналів у роботі для заземлення потрібно використовувати переносні заземлювальні загороджувачі. 6.1.28. В електричних мережах 6 – 35 кВ допускається робота із заземленою фазою; при цьому персонал повинен приступити до пошуку місця замикання негайно і усунути його в найкоротший термін. 6.1.29. Організації що експлуатують ПЛ із спільною підвіскою проводів планові ремонти повинні проводити в узгоджені терміни. В аварійних випадках ремонтні роботи необхідно проводити з попереднім повідомленням другої сторони власника лінії . 6.1.30. Бригади що виконують роботи на ПЛ повинні бути оснащені засобами зв'язку з диспетчерськими пунктами. 6.1.31. З метою своєчасної ліквідації аварійних пошкоджень на ПЛ споживач що експлуатує їх повинен мати аварійний запас матеріалів і деталей згідно з установленими нормами. 6.2. Силові кабельні лінії 6.2.1. Вимоги цього підрозділу поширюються на силові кабельні лінії КЛ напругою від 0 4 до 35 кВ. 6.2.2. Під час здачі в експлуатацію КЛ напругою понад 1000 В повинні бути оформлені та передані замовникові: - виконавче креслення траси із зазначенням місць установлення з'єднувальних муфт у масштабі 1:200 і 1:500 залежно від розвитку комунікацій в даному районі траси; - відкоригований проект КЛ; - креслення профілю КЛ у місцях перетину з дорогами та іншими комунікаціями для КЛ напругою 35 кВ і для особливо складних трас КЛ напругою 6 – 10 кВ; - акти стану кабелів на барабанах і за необхідності протоколи розбирання й огляду зразків; - сертифікати що засвідчують відповідність кабелів і проводів вимогам нормативних документів; - кабельний журнал; - інвентарний опис усіх елементів КЛ; - акти будівельних і прихованих робіт із зазначенням перетинів і зближень кабелів з усіма підземними комунікаціями; - акти про монтаж кабельних муфт; - акти приймання траншей блоків труб каналів під монтаж; - акти про монтаж пристроїв для захисту КЛ від електрохімічної корозії а також результати корозійних випробувань згідно з проектом; - протокол вимірювання опору ізоляції та випробування підвищеною напругою КЛ після її прокладання; - акти огляду кабелів прокладених у траншеях і каналах перед закриттям; - протокол нагрівання кабелів на барабанах перед прокладанням якщо температура повітря нижче від нуля градусів; - акти перевірки і випробування автоматичних стаціонарних установок систем пожежогасіння та пожежної сигналізації. При здачі в експлуатацію КЛ напругою до 1000 В повинні бути оформлені і передані замовнику: кабельний журнал відкоригований проект ліній акти протоколи випробувань та вимірювань. 6.2.3. Кожна КЛ повинна мати паспорт з документацією зазначеною в пункті 6.2.2 диспетчерський номер та назву. Відкрито прокладені кабелі а також усі кабельні муфти повинні мати бирки з позначеннями: - на кінці й на початку ліній на бирках повинні бути вказані марка кабелю напруга переріз номери або найменування ліній; - на бирках з'єднувальних муфт – номер муфти дата монтажу. Бирки повинні бути стійкими до впливу навколишнього середовища. Бирки потрібно закріпляти по всій довжині КЛ через кожні 50 м на відкрито прокладених кабелях а також на поворотах траси і в місцях проходження кабелів через вогнестійкі перегородки й перекриття з обох боків . 6.2.4. Трасу кабельних ліній прокладену по орних землях і незабудованій місцевості позначають покажчиками установленими на відстані не менше 500 метрів один від одного а також у місцях зміни напрямку траси. Усі місця проходів кабелів крізь стіни перегородки та перекриття на підстанціях повинні бути ущільнені негорючим матеріалом. 6.2.5. Для кожної КЛ під час уведення в експлуатацію повинні бути встановлені найбільші допустимі струмові навантаження. Навантаження КЛ повинні бути визначені за даними нагріву кабелю на ділянці траси з найгіршими тепловими умовами якщо довжина ділянки становить не менше ніж 10 м. Підвищення цих навантажень допускається на підставі теплових випробувань за умови що нагрів жил не перевищуватиме допустимий за державними стандартами або технічними умовами. Нагрів кабелів необхідно перевіряти на ділянках трас з найгіршими умовами охолодження. 6.2.6. У кабельних спорудах необхідно організувати систематичний контроль за тепловим режимом роботи кабелів температурою повітря і роботою вентиляційного устаткування. Температура повітря всередині кабельних тунелів каналів і шахт улітку не повинна перевищувати температуру зовнішнього повітря більш ніж на 10° C. 6.2.7. На період ліквідації післяаварійного режиму допускається перевантаження струмом: - кабелів напругою до 10 кВ включно з ізоляцією з поліетилену та полівінілхлоридного пластику – на 15 %; - кабелів з гумовою ізоляцією і вулканізованого поліетилену – на 18 % від тривалого допустимого навантаження тривалістю не більше ніж 6 год. на добу протягом 5 діб але не більше ніж 100 год. на рік якщо навантаження в інші періоди не перевищує тривало допустимого. Кабелі напругою до 10 кВ включно з паперовою ізоляцією допускають перевантаження протягом 5 діб у межах указаних в ПУЭ. Для кабелів що експлуатуються понад 15 років перевантаження струмом не повинне перевищувати 10 %. Перевантаження кабелів з просоченою паперовою ізоляцією напругою 20 і 35 кВ забороняється. 6.2.8. У разі однофазного замикання на землю в мережах з ізольованою або компенсованою нейтраллю необхідно негайно повідомити про це оперативний персонал на живильній підстанції або електропередавальній організації і далі діяти за їх вказівками. У мережах генераторної напруги а також на КЛ напругою 35 кВ робота в указаному режимі допускається не більше ніж 2 год. У виняткових випадках з дозволу оперативного персоналу електропередавальної організації цей час може бути збільшений до 6 год. 6.2.9. Вимірювання навантажень КЛ і напруг у різних точках мережі необхідно проводити в терміни що встановлює особа відповідальна за електрогосподарство. На основі цих вимірювань уточнюють режими і схеми роботи кабельних мереж. 6.2.10. Огляди КЛ необхідно проводити один раз у терміни указані в таблиці 6.1 згідно з графіком затвердженим особою відповідальною за електрогосподарство. Таблиця 6.1. Періодичність огляду КЛ напругою до 35 кВ Об'єкт огляду Періодичність огляду місяці 1. Траси кабелів прокладених у землі 3 2. Траси кабелів прокладених під удосконаленим покриттям на території міст 12 3. Траси кабелів прокладених у колекторах тунелях шахтах і на залізничних мостах 6 4. Кабельні колодязі 6 Огляд кабельних муфт зовнішньої установки напругою понад 1000 В необхідно проводити при кожному огляді електрообладнання. Огляд трас підводних кабелів необхідно проводити в терміни установлені особою відповідальною за електрогосподарство. Спеціалістами повинні періодично проводитись вибіркові контрольні огляди трас КЛ та кабельних колодязів. У період повеней і після злив а також у разі вимкнення КЛ релейним захистом необхідно проводити позачергові огляди. Про порушення на КЛ виявлені під час оглядів повинні бути зроблені записи в журналі дефектів та неполадок. Порушення повинні бути усунені в найкоротший строк. 6.2.11. Кабельні лінії для захисту яких застосовувались вогнезахисні матеріали повинні проходити профілактичний огляд стану кабелів і проводів та вогнезахисних матеріалів що на них нанесені. 6.2.12. Огляд тунелів колекторів шахт і каналів на підстанціях з постійним оперативним обслуговуванням необхідно проводити не рідше ніж один раз на місяць огляд цих споруд на підстанціях без постійного оперативного обслуговування – за виробничими інструкціями в терміни установлені особою відповідальною за електрогосподарство. 6.2.13. Розташування в кабельних приміщеннях будь-яких тимчасових і допоміжних споруд майстерень інструментальних комор тощо а також зберігання в них будь-яких матеріалів і обладнання забороняється. 6.2.14. Терміни перевірки працездатності пристроїв пожежної сигналізації та пожежогасіння у кабельних спорудах установлюються виробничими інструкціями. 6.2.15. Підприємство на балансі якого перебувають КЛ повинно контролювати виконання службами електрифікованого рейкового транспорту заходів із зменшення значень блукаючих струмів у землі відповідно до стандарту ГОСТ 9.602-89. 6.2.16. У районах з електрифікованим рейковим транспортом або там де є агресивні ґрунти КЛ може бути прийнята в експлуатацію лише після здійснення її антикорозійного захисту. У цих районах на КЛ необхідно проводити вимірювання блукаючих струмів складати і систематично корегувати діаграми потенціалів кабельної мережі або її окремих ділянок карти ґрунтових корозійних зон. У населених пунктах де організовано спільний антикорозійний захист для всіх підземних комунікацій складання діаграм потенціалів не вимагається. Потенціали кабелів необхідно вимірювати у зонах блукаючих струмів місцях зближення силових кабелів з трубопроводами і кабелями зв'язку що мають катодний захист а також на ділянках кабелів обладнаних пристроями для захисту від корозії. На кабелях із шланговим захисним покриттям необхідно контролювати стан антикорозійного покриття відповідно до вимог СОУ-Н МПЕ 40.1.20.509:2005. 6.2.17. Тунелі колектори канали та інші кабельні споруди необхідно утримувати в чистоті. Металеву неоцинковану броню кабелів прокладену в кабельних спорудах і металеві конструкції з неметалізованим покриттям на яких прокладені кабелі необхідно періодично покривати негорючими антикорозійними лаками і фарбами. Кабельні споруди до яких потрапляє вода повинні бути обладнані засобами для відводу ґрунтових і поверхневих вод. 6.2.18. Роботи в межах охоронних зон КЛ проводяться відповідно до вимог Правил охорони електричних мереж. Організацію роботи на КЛ необхідно проводити з урахуванням вимог ПБЕЕ та цих Правил. 6.2.19. Кабельні лінії повинні проходити профілактичні випробування згідно з табл. 5 додатка 1. Необхідність у позачергових випробуваннях КЛ наприклад після ремонтних робіт або розкопувань пов'язаних з розкриттям трас а також після автоматичного вимкнення КЛ визначається особою відповідальною за електрогосподарство споживача на балансі якого перебуває ця лінія. 6.2.20. Для попередження електричних пробоїв на вертикальних ділянках кабелів з паперовою ізоляцією напругою 20 – 35 кВ унаслідок висихання ізоляції їх необхідно періодично замінювати або встановлювати на них стопорні муфти. Кабельні лінії напругою 20 – 35 кВ з нестічною просочувальною масою або з пластмасовою ізоляцією додаткового нагляду за станом ізоляції вертикальних ділянок та їх періодичну заміну не вимагають. 6.2.21. Зразки пошкоджених кабелів і пошкоджені кабельні муфти повинні проходити лабораторні дослідження для визначення причин пошкоджень та розробки заходів з їх запобігання. 6.2.22. Споживач що експлуатує електричні мережі повинен періодично оповіщати організації і населення району де проходять кабельні траси про порядок виконання земляних робіт поблизу цих трас. 6.3. Розподільні установки та підстанції 6.3.1. Вимоги цього підрозділу поширюються на розподільні установки далі – РУ та підстанції споживачів напругою від 0 38 до 150 кВ. 6.3.2. Приміщення РУ споживача що мають обладнання яке перебуває під напругою або на яке може бути подана напруга та приміщення сторонніх організацій які прилягають до цих приміщень повинні бути ізольованими від останніх і мати окремий вихід який замикається. 6.3.3. Місця у яких допускається переїзд автотранспорту через кабельні канали необхідно позначати відповідним знаком. 6.3.4. У приміщеннях РУ вікна повинні бути завжди зачиненими а отвори в перегородках між апаратами що містять масло закладені негорючим матеріалом. Кабельні канали й наземні кабельні лотки відкритих розподільних установок далі – ВРУ і закритих розподільних установок далі – ЗРУ повинні бути закриті негорючими плитами з межею вогнестійкості відповідно до вимог ПУЭ та будівельних норм. Місця виходу кабелів з кабельних каналів з поверхів і переходи між кабельними відсіками повинні бути ущільнені вогнетривким матеріалом. Для запобігання попаданню у приміщення РУ тварин і птахів усі отвори і прорізи в зовнішніх стінах закривають сітками або ущільнюють. Покриття підлоги приміщень підстанцій повинно бути таким щоб виключалась можливість утворення цементного пилу. Щитові РУ та інше обладнання повинні бути пофарбовані у світлі тони. 6.3.5. Тунелі підвали канали необхідно утримувати в чистоті а дренажні пристрої повинні забезпечувати безперешкодне відведення води. Маслоприймачі гравійна підсипка дренажі та масловідводи необхідно утримувати в справному стані. Гравійна підсипка в разі забруднення або замаслення повинна бути промита або замінена. 6.3.6. Приміщення призначені для встановлення комірок комплектної розподільної установки елегазової далі – КРУЕ а також для їх ревізії та ремонту повинні бути ізольовані від зовнішнього середовища та інших приміщень. Стіни підлога та стеля повинні бути пофарбовані пилонепроникною фарбою або викладені кахельною плиткою. Прибирання приміщень повинно здійснюватись вологим або вакуумним способом. Приміщення повинні бути обладнані припливно-витяжною вентиляцією з відведенням повітря знизу. Повітря припливної вентиляції повинно проходити через фільтри що запобігають попаданню в приміщення пилу. 6.3.7. Струмовідні частини пускорегулювальних апаратів та апаратів захисту повинні бути захищені від випадкового торкання. У спеціальних приміщеннях електромашинних щитових станцій керування тощо допускається відкрите встановлення апаратів без захисних кожухів. Умови праці в РУ та використання засобів індивідуального захисту повинні здійснюватись відповідно до вимог ДНАОП 0.00-1.21-98 ДНАОП 1.1.10-1.07-01 та цих Правил. 6.3.8. Відстань від струмовідних частин ВРУ до дерев високого чагарнику має відповідати Правилам охорони електиричних мереж. 6.3.9. Електрообладнання РУ усіх видів і напруг повинно задовольняти умови роботи як для номінальних режимів так і для коротких замикань перенапруг та перевантажень. 6.3.10. У разі розташування електрообладнання в місцевості із забрудненою атмосферою необхідно вжити заходів що забезпечують надійність ізоляції: - у ВРУ – посилення ізоляції обмивання очищення покриття гідрофобними пастами; - у ЗРУ – захист від проникнення пилу та шкідливих газів; - у комплектних розподільних установках зовнішнього розташування КРУЗ  – герметизація шаф та обробка ізоляції гідрофобними пастами. 6.3.11. Температура повітря всередині приміщень ЗРУ у літній період не повинна перевищувати 40° C. У разі її перевищення повинні бути вжиті заходи для зниження температури обладнання або охолодження навколишнього повітря. За температурою рознімних з'єднань шин у РУ повинен бути організований контроль за затвердженим графіком. 6.3.12. Рівень масла в масляних вимикачах вимірювальних трансформаторах і негерметичних уводах повинен залишатись у межах шкали маслопокажчиків за максимальної і мінімальної температур навколишнього повітря. У герметичних уводах контроль тиску масла проводять за показами манометрів. Масло негерметичних уводів вимірювальних трансформаторів зовнішнього розташування повинне бути захищеним від зволоження та окислення. 6.3.13. На всіх ключах кнопках і ручках керування повинні бути написи що вказують на операцію для якої вони призначені "Увімкнути" "Вимкнути" "Зменшити" "Збільшити" тощо . На сигнальних лампах і сигнальних апаратах повинні бути написи що вказують на характер сигналу "Увімкнуто" "Вимкнуто" "Перегрівання" тощо . 6.3.14. Вимикачі та їх приводи повинні мати покажчики вимкнутого й увімкнутого положень. На вимикачах з умонтованим приводом або з приводом розташованим у безпосередній близькості від вимикача і не відділеним від нього суцільним непрозорим огородженням стінкою допускається встановлення одного покажчика – на вимикачі або на приводі. На вимикачах зовнішні контакти яких чітко вказують на ввімкнене положення наявність покажчика на вимикачі та вмонтованому або не відгородженому стінкою приводі є необов'язковою. Приводи роз'єднувачів заземлювальних ножів відокремлювачів короткозамикачів та іншого обладнання відділеного від апаратів стінкою повинні мати покажчики вимкнутого та ввімкнутого положень. 6.3.15. Працівники які обслуговують РУ повинні мати документацію з допустимих режимів роботи електрообладнання за нормальних та аварійних умов. Оперативний персонал повинен мати запас плавких каліброваних вставок. Застосування некаліброваних плавких вставок забороняється. Плавкі вставки повинні відповідати типу запобіжників. Справність резервних елементів РУ трансформаторів вимикачів шин тощо необхідно регулярно перевіряти ввімкненням під напругу в терміни установлені виробничими інструкціями. 6.3.16. Обладнання РУ необхідно періодично очищувати від пилу та бруду. Терміни очищення встановлюються особою відповідальною за електрогосподарство з урахуванням місцевих умов. Прибирання приміщень РУ і очищення електрообладнання повинен виконувати навчений персонал з дотриманням правил безпеки. 6.3.17. Розподільні установки напругою 1000 В і вище повинні бути обладнані блокувальними пристроями які запобігають можливості помилкових операцій роз'єднувачами відокремлювачами короткозамикачами викотними візками КРУ і заземлювальними ножами. Блокувальні пристрої крім механічних повинні бути постійно опломбовані. 6.3.18. На щоглових трансформаторних підстанціях пунктах перемикання та інших пристроях що не мають огорожі приводи роз'єднувачів і шафи щитків низької напруги повинні бути замкнені на замок. Стаціонарні драбини біля площадки обслуговування повинні бути зблоковані з роз'єднувачами та замкнені на замок. 6.3.19. Для встановлення заземлення в РУ напругою 1000 В і вище необхідно як правило застосовувати стаціонарні заземлювальні ножі. У діючих електроустановках у яких заземлювальні ножі не можуть бути встановлені за умовами компонування або конструкції заземлення здійснюється переносними заземлювачами. Ручки приводів заземлювальних ножів повинні бути пофарбовані в червоний колір а заземлювальні ножі як правило  – у чорний колір. Операції з ручними приводами апаратів повинні здійснюватись з дотриманням ПБЕЕ. 6.3.20. На дверях і внутрішніх стінках камер ЗРУ електрообладнанні ВРУ лицьових і внутрішніх частинах КРУ зовнішньої та внутрішньої установки збірках а також на лицьовому і зворотному боках панелей щитів повинні бути нанесені написи що вказують на призначення приєднань та їх диспетчерське найменування. На дверях РУ КРУ збірок та щитів повинні бути вивішені чи нанесені попереджувальні плакати та знаки встановленого зразка згідно з вимогами ПБЕЕ. На схемах збірок щитів щитків запобіжників і біля запобіжників та автоматичних вимикачів усіх приєднань повинні бути написи що вказують на номінальні струми плавких вставок запобіжників або допустимі значення уставки струму автоматичного розчіплювача. Двері ЗРУ ВРУ КРУ зовнішніх та внутрішніх збірок повинні бути закриті на замок. Ключі від приміщень повинні зберігатись в оперативного персоналу або в працівників зі складу керівників і спеціалістів. 6.3.21. У РУ повинні зберігатися переносні заземлення первинні засоби пожежогасіння потрібна кількість первинних засобів пожежогасіння та їх види визначаються відповідно до НАПБ А 01.001-2004 та галузевих нормативних актів з пожежної безпеки а також протигази респіратори і засоби для надання долікарської допомоги потерпілим від нещасних випадків. Для РУ які обслуговують ОВБ переносні заземлення і захисні засоби можуть бути в ОВБ. 6.3.22. Шафи з апаратурою пристроїв релейного захисту та автоматики зв'язку і телемеханіки електролічильниками шафи керування і розподільні шафи повітряних вимикачів а також шафи приводів масляних вимикачів відокремлювачів короткозамикачів і роз'єднувачів установлених в РУ у яких температура повітря може бути нижча за допустиму повинні бути обладнані пристроями електропідігрівання які вмикаються у разі зниження температури навколишнього середовища нижче від 5° C. Увімкнення і вимкнення електропідігрівачів як правило здійснюються автоматично. Масляні вимикачі повинні бути обладнані пристроями електропідігріву днищ баків і корпусів якщо температура навколишнього повітря в місці їх розташування може бути нижча за мінус 25° C протягом однієї доби і більше або згідно з вимогами інструкції заводу-виробника. 6.3.23. Резервуари повітряних вимикачів та інших апаратів а також повітрозбірники і балони повинні задовольняти вимоги ДНАОП 0.00-1.07-94 та ДНАОП 0.00-1.13-71. 6.3.24. Поверхні тертя шарнірних з'єднань підшипників і поверхонь механізмів вимикачів роз'єднувачів відокремлювачів короткозамикачів та їхніх приводів необхідно змащувати низькотемпературними мастилами а масляні демпфери вимикачів та інших апаратів – заповнювати маслом температура замерзання якого повинна бути не менше ніж на 20° C нижчою за мінімальну зимову температуру навколишнього повітря. 6.3.25. Пристрої автоматичного керування захисту і сигналізації повітроприготувальної установки а також запобіжні клапани необхідно систематично перевіряти і регулювати відповідно до вимог інструкцій заводів-виробників. 6.3.26. Конденсат з повітрозбірників компресорів тиску 4 0 – 4 5 МПа 40 – 45 кгс/см2 необхідно видаляти не рідше ніж один раз на три доби а на об'єктах без постійного чергування персоналу – за затвердженим графіком складеним на підставі досвіду експлуатації але не рідше одного разу на місяць. Днища повітрозбірників і спускний вентиль повинні бути утеплені й обладнані пристроєм електропідігрівання який вмикають уручну для видалення конденсату на час необхідний для танення льоду за мінусових температур навколишнього повітря. Видалення конденсату з конденсатозбірників груп балонів тиском 23 МПа 230 кгс/см2 повинно здійснюватись автоматично під час кожного запуску компресора. Для запобігання замерзанню конденсату нижні частини балонів і конденсатозбірники повинні бути розташовані в теплоізоляційній камері з електропідігрівом. 6.3.27. Внутрішній огляд повітрозбірників і балонів компресорного тиску а також резервуарів повітряних вимикачів та інших апаратів необхідно здійснювати не рідше ніж один раз на два роки а їх гідравлічні випробування крім резервуарів повітряних вимикачів та інших апаратів  – не рідше ніж один раз на вісім років. Гідравлічні випробування резервуарів повітряних вимикачів необхідно проводити у тих випадках коли під час огляду виявляються дефекти що викликають сумніви в міцності резервуарів. Внутрішні поверхні резервуарів повинні мати антикорозійне покриття. 6.3.28. Стиснене повітря що використовується у повітряних вимикачах і приводах інших комутаційних апаратів повинно бути очищене від механічних домішок за допомогою фільтрів установлених у розподільних шафах кожного повітряного вимикача або на повітропроводі що живить привід кожного апарата. Після завершення монтажу повітророзподільної мережі перед першим наповненням резервуарів повітряних вимикачів та приводів інших апаратів необхідно провести продувку всіх повітропроводів. Для запобігання забрудненню стисненого повітря в процесі експлуатації необхідно періодично здійснювати продування: - магістральних повітропроводів за плюсової температури навколишнього повітря – не рідше ніж один раз на два місяці; - повітропроводів відпайок від мережі до розподільних шаф і від шафи до резервуарів кожного полюса вимикачів і приводів інших апаратів з їх від'єднанням від апарата – після кожного капітального ремонту апарата; - резервуарів повітряних вимикачів – після кожного поточного і капітального ремонтів а також у разі порушення режимів роботи компресорних станцій. 6.3.29. У повітряних вимикачах необхідно періодично перевіряти роботу вентиляції внутрішніх порожнин для вимикачів що мають покажчики . Періодичність перевірок повинна бути встановлена на підставі рекомендацій заводів-виробників. 6.3.30. Перевірку дугогасильних камер вимикачів навантаження установлення ступеня зносу газогенерувальних вкладишів та обгорання нерухомих дугогасильних контактів здійснюють періодично в терміни установлені особою відповідальною за електрогосподарство залежно від частоти оперування вимикачами навантаження. 6.3.31. Зливання води з баків масляних вимикачів необхідно здійснювати два рази на рік – весною з настанням плюсових температур і восени перед настанням від'ємних температур. 6.3.32. Міжремонтні перевірки виміри та випробування обладнання РУ необхідно проводити в обсягах і строки передбачені додатком 1. 6.3.33. Огляд РУ без вимкнення напруги необхідно проводити: - на об'єктах з постійним чергуванням персоналу – не рідше ніж один раз на добу; у темний час доби для виявлення розрядів коронування – не рідше ніж один раз на місяць; - на об'єктах без постійного чергування персоналу – не рідше ніж один раз на місяць а в трансформаторних і розподільних пунктах – не рідше ніж один раз на шість місяців. За несприятливої погоди сильний туман мокрий сніг ожеледиця тощо або сильного забруднення на ВРУ а також після вимкнення електрообладнання захистами від коротких замикань повинні бути організовані додаткові огляди. Про всі помічені несправності повинні бути зроблені записи в журналі дефектів і неполадок обладнання і крім того про несправності повинна бути повідомлена особа відповідальна за електрогосподарство. Виявлені несправності необхідно усунути в найкоротший термін. 6.3.34. Під час огляду РУ особливу увагу необхідно звернути на: - стан приміщення – справність дверей і вікон відсутність протікання покрівлі та міжповерхового перекриття наявність та справність замків; - справність опалення вентиляції та освітлення; - справність заземлення; - наявність засобів захисту; - рівень і температуру масла та відсутність її протікання в апаратах; - стан контактів рубильників щита низької напруги; - цілісність пломб на лічильниках; - стан ізоляції запиленість наявність тріщин слідів розрядів тощо ; - роботу системи сигналізації; - тиск повітря в баках повітряних вимикачів; - відсутність витоків повітря; - справність і правильність показів покажчиків положення вимикачів; - наявність вентиляції полюсів повітряних вимикачів; - відсутність течі масла з конденсаторів ємнісних дільників напруги повітряних вимикачів; - дію пристроїв електропідігрівання в холодну пору року; - щільність закриття шаф керування; - можливість вільного доступу до комутаційних апаратів тощо. 6.3.35. Капітальний ремонт обладнання РУ необхідно проводити в такі терміни: - масляних вимикачів – один раз на шість – вісім років з контролем характеристик вимикачів з приводами у міжремонтний період; - вимикачів навантаження роз'єднувачів і заземлювальних ножів – один раз на чотири – вісім років залежно від конструктивних особливостей; - повітряних вимикачів – один раз на чотири – шість років; - відокремлювачів і короткозамикачів з відкритим ножем та їх приводів – один раз на два – три роки; - компресорів – після напрацювання відповідної кількості годин згідно з інструкцією заводу-виробника; - КРУЕ – один раз на 10 – 12 років; - елегазових і вакуумних вимикачів – згідно з вимогами заводу-виробника; - струмопроводів – один раз на вісім років; - усіх апаратів і компресорів – після вичерпання ресурсу незалежно від тривалості експлуатації. Перший капітальний ремонт установленого обладнання повинен бути проведений у терміни указані в технічній документації заводу-виробника. Роз'єднувачі внутрішньої установки підлягають ремонту за потреби. Капітальний ремонт решти апаратів РУ трансформаторів струму і напруги конденсаторів зв'язку тощо здійснюється також за потреби з урахуванням результатів профілактичних випробувань та оглядів. Періодичність капітальних ремонтів може бути змінена виходячи з досвіду експлуатації за рішенням особи відповідальної за електрогосподарство. Поточні ремонти обладнання РУ а також їх випробування необхідно проводити за необхідності в терміни установлені особою відповідальною за електрогосподарство. Позачергові ремонти виконуються у разі відмови обладнання а також після вичерпання комутаційного чи механічного ресурсів. 6.4. Силові трансформатори та масляні реактори 6.4.1. Вимоги цього підрозділу поширюються на силові трансформатори автотрансформатори та масляні реактори споживачів. 6.4.2. Для забезпечення тривалої і надійної експлуатації трансформаторів реакторів необхідно забезпечити: - дотримання допустимих температурних і навантажувальних режимів рівня напруги; - дотримання характеристик ізоляції та трансформаторного масла в межах установлених норм; - утримання у справному стані пристроїв охолодження регулювання напруги захисту масла тощо. 6.4.3. На дверях трансформаторних пунктів і камер зовні та всередині повинні бути вказані підстанційні номери трансформаторів а з зовнішнього боку нанесені ще й попереджувальні знаки відповідно до вимог ДНАОП 1.1.10-1.07-01. На баках трансформаторів і реакторів зовнішнього встановлення повинні бути зазначені станційні підстанційні номери. Трансформатори та реактори зовнішнього встановлення повинні бути пофарбовані у світлі кольори фарбою без металевих добавок стійкою до атмосферних впливів і впливу масла. 6.4.4. Трансформатори що вперше вводяться в експлуатацію за відсутності відповідної вказівки заводу-виробника можуть не підлягати внутрішньому огляду. Огляд з розкриванням трансформатора необхідний у разі зовнішніх пошкоджень допущених під час транспортування або зберігання та таких що викликають припущення щодо можливості внутрішніх пошкоджень. 6.4.5. Трансформатори реактори обладнані пристроями газового захисту повинні бути встановлені таким чином щоб кришка знімальна частина бака мала підйом у напрямку до газового реле не менше ніж 1 % а маслопровід до розширювача – не менше ніж 2 %. Порожнина випускної труби повинна бути з'єднана з повітряною порожниною розширювача. 6.4.6. Під час обслуговування трансформаторів реакторів повинні бути забезпечені зручні і безпечні умови для спостереження за рівнем масла газовим реле а також для відбору проб масла. Огляд розташованих на висоті частин 3 м і більше трансформаторів IV габариту і вище що перебувають в експлуатації здійснюють із стаціонарних драбин з урахуванням вимог ПБЕЕ. Організацію роботи на трансформаторах реакторах необхідно проводити з урахуванням вимог НАПБ А 01.001-2004 та пунктів 5.7.19 5.7.21 цих Правил. 6.4.7. Рівень масла в розширювачі трансформатора реактора який не працює повинен бути на позначці що відповідає температурі масла трансформатора реактора на даний момент. Персонал який обслуговує трансформатори повинен вести спостереження за температурою верхніх шарів масла за термосигналізаторами і термометрами якими оснащуються трансформатори з розширювачем а також за показами мановакуумметрів у герметичних трансформаторах для яких у разі підвищення тиску в баку понад 50 кПа 0 5 кгс/см2 навантаження трансформатора повинно бути знижене. 6.4.8. Трансформаторні установки реактори оснащуються протипожежними засобами відповідно до вимог ПУЭ. Стаціонарні засоби пожежогасіння повинні бути у справному стані і підлягати перевіркам згідно із затвердженим графіком. 6.4.9. За наявності під трансформатором маслоприймальних пристроїв дренаж від них і масловоди та маслозбірники необхідно утримувати у справному стані відповідно до вимог ПУЭ. Споживач що має на балансі та самостійно обслуговує маслоналивне обладнання повинен зберігати незнижувальний запас ізоляційного масла в обсязі не менше 110 % місткості найбільшого маслоналивного апарату. 6.4.10. Експлуатація трансформаторів реакторів з примусовим охолодженням без увімкнених в роботу пристроїв сигналізації про припинення циркуляції масла охолоджувальної води або зупинки вентиляторів дуття не допускається. Для трансформаторів з примусовим охолодженням допускаються аварійні режими роботи з припиненням циркуляції масла чи води або в разі зупинки вентиляторів дуття. Тривалість указаних режимів установлюється виробничими інструкціями відповідно до результатів випробування чи заводських даних. 6.4.11. Для масловодяного охолодження трансформаторів тиск масла в маслоохолодниках повинен перевищувати тиск циркулювальної в них води не менше ніж на 0 1 кгс/см2 10 кПа за мінімального рівня масла в розширнику трансформатора. Система циркуляції води повинна бути ввімкнена після вмикання робочих маслопомп за температури верхніх шарів масла не нижчої ніж 15° C і вимкнена в разі зниження температури масла до 10° C якщо інше не обумовлено в документації заводу-виробника. Мають бути передбачені заходи для запобігання заморожуванню маслоохолодників помп і водяних магістралей. 6.4.12. За номінального навантаження трансформатора температура верхніх шарів масла не повинна перевищувати якщо в інструкціях заводів-виробників не обумовлені інші температури : - у трансформаторів із системою охолодження ДЦ примусова циркуляція повітря і масла  – 75° C; - у трансформаторів із системами охолодження М природна циркуляція повітря і масла і Д примусова циркуляція повітря та природна циркуляція масла  – 95° C; - у трансформаторів із системою охолодження Ц примусова циркуляція води і масла температура масла на вході до маслоохолодника повинна бути не вище ніж 70° C. 6.4.13. На трансформаторах з примусовою циркуляцією повітря і природною циркуляцією масла система охолодження Д електродвигуни вентиляторів повинні автоматично вмикатися у разі досягнення температури масла 55° C або номінального навантаження незалежно від температури масла і вимикатися у разі зниження температури масла до 45 – 50° C якщо при цьому струм навантаження менший від номінального. Умови роботи трансформаторів із вимкненим дуттям повинні бути визначені інструкцією заводу-виробника. 6.4.14. На трансформаторах та реакторах із системами охолодження ДЦ та Ц пристрої охолодження повинні автоматично вмикатися вимикатися одночасно із вмиканням вимиканням трансформатора реактора . Примусова циркуляція масла та води повинна бути безперервною незалежно від навантаження. Порядок увімкнення вимкнення систем охолодження повинен бути визначений інструкцією заводу-виробника. Увімкнення трансформаторів на номінальне навантаження допускається: - із системами охолодження М і Д – за будь-якої мінусової температури повітря; - із системами охолодження ДЦ і Ц – за температури повітря не нижчої ніж мінус 25° C. У разі більш низьких температур трансформатор повинен бути попередньо прогрітий увімкненням на навантаження близько 0 5 номінального без запуску системи циркуляції масла. Система циркуляції масла повинна бути ввімкнена після того як температура верхніх шарів масла досягне мінус 25° C. В аварійних умовах допускається увімкнення трансформаторів на повне навантаження незалежно від температури навколишнього повітря. 6.4.15. Для кожної електроустановки залежно від графіка навантаження з урахуванням надійності живлення споживачів і мінімальних втрат енергії повинна бути визначена кількість трансформаторів що працюють одночасно. У розподільних електромережах напругою до 15 кВ включно повинні бути організовані вимірювання навантажень і напруги трансформаторів не рідше ніж два рази в перший рік експлуатації у період максимальних і мінімальних навантажень а надалі – за необхідності. Термін і періодичність вимірювань установлює особа відповідальна за електрогосподарство. 6.4.16. Працівники які обслуговують трансформатори обладнані перемикачем коефіцієнтів трансформації без збудження далі – ПБЗ повинні не менше ніж два рази на рік перед настанням зимового максимуму і літнього мінімуму навантаження перевірити правильність установлення коефіцієнта трансформації. 6.4.17. Пристрої регулювання напруги під навантаженням далі – РПН трансформаторів повинні бути в роботі і як правило з автоматичним керуванням. За рішенням особи відповідальної за електрогосподарство допускається встановлення неавтоматичного режиму регулювання напруги шляхом дистанційного перемикання РПН з пульта керування якщо коливання напруги в мережі є в межах що задовольняють вимоги споживачів електроенергії. Під час перемикань РПН перебування персоналу поблизу трансформатора забороняється. Огляд трансформаторів виконується у відповідності до інструкцій з їх експлуатації. Перемикання пристрою РПН трансформатора що перебуває під напругою уручну з місця рукояткою кнопками чи ключами приводу РПН заборонене. 6.4.18. Перемикальні пристрої РПН трансформаторів дозволено вмикати в роботу за температури верхніх шарів масла мінус 20° C і вище для заглибних резисторних пристроїв РПН і температури навколишнього повітря мінус 45° C і вищої для перемикальних пристроїв з контактором розташованим на опорному ізоляторі поза баком трансформатора та обладнаним пристроєм підігріву. Експлуатація пристроїв РПН повинна бути організована відповідно до вимог інструкцій заводів-виробників. Кількість перемикань зафіксованих лічильником установленим на приводі необхідно реєструвати в експлуатаційній документації не рідше ніж один раз на місяць. 6.4.19. Під час роботи з перевантаженням трансформатора що має пристрій РПН здійснювати перемикання відгалужень не допускається якщо струм навантаження перевищує номінальний струм перемикального пристрою. 6.4.20. Для масляних трансформаторів і трансформаторів з негорючим рідким діелектриком допускається тривале перевантаження однієї чи двох обмоток струмом що перевищує номінальний струм відгалуження на 5 % якщо напруга на жодній з обмоток не перевищує номінальної напруги відповідного відгалуження. В автотрансформаторі струм у загальній обмотці повинен бути не більшим від найбільшого тривалого допустимого струму цієї обмотки. Тривало допустимі перевантаження сухих трансформаторів установлюються в стандартах і технічних умовах конкретних груп і типів трансформаторів. Для масляних і сухих трансформаторів а також трансформаторів з негорючим рідким діелектриком допускають систематичні перевантаження значення і тривалість яких регламентуються інструкціями заводів-виробників. 6.4.21. В аварійних режимах допускається короткочасне перевантаження трансформаторів понад номінальний струм для всіх систем охолодження значення і тривалість якого регламентована стандартами ДСТУ 3463-96 та ДСТУ 2767-94. Якщо інше не визначено інструкціями заводів-виробників допускається короткочасне перевантаження трансформаторів для всіх систем охолодження незалежно від тривалості і значення попереднього навантаження і температури охолоджувального середовища в межах наведених у табл. 6.2. Таблиця 6.2 № Показник Допустимі перевантаження 1 2 3 1 Трансформатори масляні: перевантаження струмом % 30 45 60 75 140 тривалість перевантаження хв. 120 80 45 20 10 2 Трансформатори сухі: перевантаження струмом % 20 30 40 50 60 тривалість перевантаження хв. 60 45 32 18 5 6.4.22. Для трансформаторів з охолодженням Д під час аварійного вимкнення всіх вентиляторів допускається робота з номінальним навантаженням залежно від температури навколишнього повітря протягом часу указаного в табл. 6.3. Таблиця 6.3 Показник Допустима тривалість роботи для температур повітря 1 Температура навколишнього повітря ° C -15 -10 0 +10 +20 +30 2 Допустима тривалість роботи год 60 40 16 10 6 4 Для трансформаторів з охолодженням ДЦ у разі повної відмови системи охолодження допускається робота з номінальним навантаженням протягом 10 хв. або режим неробочого ходу протягом 30 хв. Якщо після зазначеного часу температура верхніх шарів масла не досягла 75° C то допускається подальша робота з номінальним навантаженням до досягнення зазначеної температури але не більше ніж 1 год. з моменту відмови системи охолодження. Для трансформаторів з охолодженням Д у разі вимкнення електродвигунів вентиляторів допускається тривале навантаження яке становить не більше ніж 50 % від номінальної потужності трансформатора. 6.4.23. Уведення в експлуатацію трансформатора реактора необхідно здійснювати відповідно до інструкції заводу-виробника. Увімкнення в мережу трансформатора реактора можна здійснювати як поштовхом на повну номінальну напругу так і підйомом напруги з нуля. 6.4.24. Допускається тривала робота трансформаторів за потужності не більше номінальної у разі підвищення напруги на будь-якому відгалуженні будь-якої обмотки на 10 % вище номінальної напруги даного відгалуження. При цьому напруга на будь-якій обмотці трансформатора не повинна перевищувати найбільшу робочу напругу для даного класу напруги. Допускається короткочасне перевищення напруги відповідно до інструкції заводу-виробника. 6.4.25. Нейтралі обмоток трансформаторів реакторів на напругу 110 кВ і вище які мають неповну ізоляцію з боку нейтралі повинні працювати в режимі глухого заземлення. Трансформатори 110 кВ 150 кВ з випробувальною напругою нейтралі відповідно 100 кВ та 150 кВ можуть працювати з розземленою нейтраллю за умови її захисту розрядником або обмежувачем перенапруг. У разі обґрунтування розрахунками допускають роботу з розземленою нейтраллю трансформаторів 110 кВ з випробувальною напругою нейтралі 85 кВ захищеною розрядником або обмежувачем перенапруг. 6.4.26. У разі автоматичного вимкнення трансформатора реактора дією захисту від внутрішніх пошкоджень трансформатор реактор можна вмикати в роботу лише після проведення огляду випробувань аналізу масла газу і усунення виявлених дефектів пошкоджень . У разі вимкнення трансформатора реактора від захистів які не пов'язані з його внутрішнім пошкодженням він може бути ввімкненим знову без перевірок. 6.4.27. У разі спрацювання газового реле на сигнал потрібно провести зовнішній огляд трансформатора реактора та взяти газ з реле для аналізу і перевірки на горючість. Для забезпечення безпеки персоналу під час відбору газу з газового реле та виявлення причини його спрацювання трансформатор реактор повинен бути розвантажений і вимкнений в найкоротший термін. Якщо газ у реле негорючий і відсутні видимі ознаки пошкодження трансформатора реактора він може бути ввімкнений в роботу до з'ясування причини спрацювання газового реле на сигнал. Тривалість роботи трансформатора реактора в цьому разі встановлює особа відповідальна за електрогосподарство. За результатами аналізу газу з газового реле аналізу масла інших вимірювань випробувань необхідно встановити причину спрацювання газового реле на сигнал визначити технічний стан трансформатора реактора і можливість його нормальної експлуатації. 6.4.28. За потреби вимкнення роз'єднувачем відокремлювачем струму неробочого ходу ненавантаженого трансформатора обладнаного пристроєм РПН після зняття навантаження на боці споживача перемикальний пристрій повинен бути встановлений в положення що відповідає номінальній напрузі. 6.4.29. Резервні трансформатори повинні триматися в стані постійної готовності до ввімкнення в роботу. 6.4.30. Допускається паралельна робота трансформаторів автотрансформаторів за умови що жодна з обмоток не буде навантажена струмом який перевищує допустимий струм для даної обмотки. Паралельна робота трансформаторів дозволяється за таких умов: - групи з'єднань обмоток однакові; - співвідношення потужностей трансформаторів не більше ніж 1:3; - коефіцієнти трансформації відрізняються не більше ніж на ±0 5 %; - напруги короткого замикання відрізняються не більше ніж на ±10 %; - проведено фазування трансформаторів. Для вирівнювання навантаження між паралельно працюючими трансформаторами з різними напругами короткого замикання допускається в невеликих межах змінювати коефіцієнт трансформації шляхом перемикання відгалужень за умови що жоден з трансформаторів не буде перевантажений. 6.4.31. Огляд трансформаторів без їхнього вимкнення проводять у такі терміни: - в електроустановках з постійним чергуванням персоналу – один раз на добу; - в електроустановках без постійного чергування персоналу – не рідше одного разу на місяць а в трансформаторних пунктах – не рідше одного разу на шість місяців. Залежно від місцевих умов конструкції і стану трансформаторів указані терміни оглядів трансформаторів без вимкнення можуть бути змінені особою відповідальною за електрогосподарство. Позачергові огляди трансформаторів проводять: - за різкої зміни температури зовнішнього повітря; - у разі вимкнення трансформатора дією газового чи диференціального захисту. Під час огляду трансформаторів повинні бути перевірені: - покази термометрів та мановакуумметрів; - стан кожухів трансформаторів і відсутність течі масла відповідність рівня масла в розширнику згідно з його температурним покажчиком а також наявність масла в маслонаповнених уводах; - стан маслоохолоджувальних і маслозбірних пристроїв а також ізоляторів; - стан ошиновки і кабелів відсутність нагріву контактних з'єднань; - справність пристроїв сигналізації та пробивних запобіжників; - стан мережі заземлення; - стан маслоочисних пристроїв безперервної регенерації масла термосифонних фільтрів і вологопоглинальних патронів; - стан трансформаторного приміщення. 6.4.32. Трансформатор реактор повинен бути аварійно виведений з роботи в разі виявлення: - сильного нерівномірного шуму і потріскування всередині трансформатора; - перевищення нормованих температур нагрівання трансформатора за нормального навантаження й охолодження; - викиду масла з розширника чи розриву діафрагми вихлопної труби; - течі масла з пониженням його рівня нижче рівня маслопокажчика. Трансформатори виводяться з роботи також у разі потреби негайної заміни масла за результатами лабораторних аналізів. 6.4.33. Трансформатори з масою масла понад 1000 кг та реактори необхідно експлуатувати із системою безперервної регенерації масла в термосифонних або адсорбційних фільтрах. Необхідно періодично замінювати сорбент у фільтрах згідно з типовою інструкцією з експлуатації трансформаторів. Масло в розширнику трансформаторів реакторів а також у баці або розширнику пристрою РПН повинно бути захищено від безпосереднього контакту з навколишнім повітрям. У трансформаторах і реакторах обладнаних спеціальними пристроями які запобігають зволоженню масла ці пристрої повинні бути постійно ввімкнені незалежно від режиму роботи трансформатора реактора . Експлуатація зазначених пристроїв повинна бути організована відповідно до інструкції заводу-виробника. Масло негерметичних маслонаповнених уводів повинно бути захищено від зволоження. 6.4.34. Поточні ремонти трансформаторів реакторів повинні бути проведені залежно від їх стану і в разі потреби. Періодичність поточних ремонтів установлює особа відповідальна за електрогосподарство. Ремонт необхідно виконувати згідно із затвердженими графіком і обсягами. 6.4.35. Капітальні ремонти необхідно проводити: - трансформаторів напругою 110 кВ і вище потужністю 125 МВА і більше – не пізніше ніж через 12 років після введення в експлуатацію з урахуванням результатів профілактичних випробувань а надалі – у разі потреби залежно від результатів випробувань і їх стану; - інших трансформаторів – залежно від результатів випробувань і їх стану. 6.4.36. Випробування трансформаторів реакторів необхідно проводити відповідно до табл. 1 додатка 1 з урахуванням вимог заводів-виробників. 6.5. Електричні двигуни 6.5.1. Вимоги підрозділу поширюються на електродвигуни змінного та постійного струму. 6.5.2. На електродвигунах та механізмах які вони приводять у дію повинні бути нанесені стрілки що вказують напрямок обертання їх рухомих частин а також написи з назвою агрегату до якого вони належать. 6.5.3. На комутаційних апаратах вимикачах контакторах магнітних пускачах пускорегулювальних пристроях запобіжниках тощо повинні бути нанесені написи що вказують до якого електродвигуна вони належать. 6.5.4. Плавкі вставки запобіжників повинні бути калібровані із зазначенням на клеймі номінального струму вставки. Клеймо ставиться заводом-виробником або електротехнічною лабораторією. Застосовувати некалібровані плавкі вставки забороняється. 6.5.5. У разі короткочасного припинення електроживлення повинен бути забезпечений самозапуск електродвигунів відповідальних механізмів після повторної подачі напруги якщо збереження механізмів у роботі необхідне за умов технологічного процесу і допустиме за умов безпеки та зниження напруги електромережі. Перелік електродвигунів відповідальних механізмів які беруть участь у самозапуску із зазначенням уставок захистів і допустимого часу перерви живлення затверджує особа відповідальна за електрогосподарство. 6.5.6. Захисти елементів електричної мережі споживачів а також технологічне блокування вузлів електричної мережі виконується таким чином щоб забезпечувався самозапуск електродвигунів відповідальних механізмів. Для полегшення самозапуску відповідальних механізмів як правило повинен бути передбачений захист мінімальної напруги що вимикає на час зниження зникнення напруги електродвигуни які не беруть участі в процесі самозапуску. 6.5.7. Електродвигуни що тривалий час перебувають у резерві та автоматичні пристрої увімкнення резерву повинні оглядатись та випробовуватись разом із механізмами відповідно до графіка затвердженого особою відповідальною за електрогосподарство. У цьому разі в електродвигунів зовнішнього розташування які не мають обігріву а також двигунів 6 кВ що тривалий час перебувають у резерві повинен бути перевірений опір ізоляції обмотки статора і коефіцієнт абсорбції. 6.5.8. Електродвигуни з короткозамкненими роторами дозволено запускати з холодного стану два рази поспіль з гарячого – один раз якщо інструкція заводу-виробника не передбачає більшої кількості пусків. Наступні пуски дозволяються після їх охолодження протягом часу обумовленого інструкцією заводу-виробника для відповідного типу електродвигуна. Повторні ввімкнення електродвигунів у разі їхнього вимкнення основними захистами дозволяються після обстеження проведення контрольних вимірів опору ізоляції і перевірки справності захистів. Для електродвигунів відповідальних механізмів що не мають резерву дозволяється одне повторне ввімкнення після дії основних захистів за результатами зовнішнього огляду двигуна. Наступне ввімкнення електродвигунів у разі дії резервних захистів до з'ясування причин вимкнення заборонене. 6.5.9. Для спостереження за пуском і роботою електродвигунів регулювання технологічного процесу яких здійснюється за значенням струму а також усіх електродвигунів змінного струму потужністю більше ніж 100 кВт на пусковому щитку чи панелі керування встановлюють амперметр який вимірює струм у колі статора електродвигуна. Амперметр установлюють також у колі збудження синхронних електродвигунів. На шкалі амперметра червоною рискою позначають значення допустимого струму вище номінального струму електродвигуна на 5 % . На електродвигунах постійного струму призначених для приводу відповідальних механізмів незалежно від їх потужності необхідно контролювати струм якоря. 6.5.10. Для контролю наявності напруги на групових щитках і збірках електродвигунів повинні бути встановлені вольтметри або сигнальні лампи. 6.5.11. Для забезпечення нормальної роботи електродвигунів напругу на шинах необхідно підтримувати в межах від 100 до 105 % від номінальної. За необхідності допускається робота електродвигуна з напругою 90 – 110 % від номінальної. У разі зміни частоти живильної мережі в межах ±2 5 % від номінального значення допускається робота електродвигунів з номінальною потужністю. 6.5.12. Вібрація виміряна на кожному підшипнику електродвигуна осьовий зсув ротора розмір повітряного зазору між сталлю статора та ротора а також в підшипниках ковзання не повинні перевищувати величин указаних у табл. 22 і 23 додатка 1 та табл. 35 і 36 додатка 2. 6.5.13. Постійний нагляд за навантаженням електродвигунів щітковим апаратом температурою елементів і охолоджувальних середовищ електродвигуна обмотки і осердя статора повітря підшипників тощо догляд за підшипниками і пристроями підведення охолоджувального повітря води до повітроохолодників і обмоток а також операції з пуску регулювання швидкості і зупинки здійснюють працівники цеху дільниці які обслуговують механізм. 6.5.14. Електродвигуни що продуваються і які встановлені в запилених приміщеннях і приміщеннях з підвищеною вологістю повинні бути обладнані пристроями підведення чистого охолоджувального повітря кількість якого і параметри температура вміст домішок тощо повинні відповідати вимогам інструкції заводу-виробника. Щільність тракту охолодження корпусу електродвигуна повітропроводів засувок необхідно перевіряти не рідше ніж один раз на рік. Індивідуальні електродвигуни зовнішніх вентиляторів охолодження повинні автоматично вмикатися і вимикатися у разі ввімкнення та вимкнення основних електродвигунів. 6.5.15. Електродвигуни з водяним охолодженням статора чи ротора а також з умонтованими водяними повітроохолодниками повинні бути обладнані пристроями що сигналізують про появу води в корпусі. Організація експлуатації обладнання та апаратури систем водяного охолодження якість конденсату та води повинні відповідати вимогам інструкцій заводу-виробника. 6.5.16. Аварійні кнопки електродвигунів повинні бути опломбовані. Зривати пломби з аварійних кнопок для вимкнення електродвигуна дозволено тільки в аварійних випадках. Опломбування аварійних кнопок виконують працівники визначені особою відповідальною за електрогосподарство. 6.5.17. Електродвигун обертова машина повинен бути негайно відімкнений від мережі у таких випадках: - нещасний випадок чи загроза з людиною; - поява диму вогню або запаху горілої ізоляції з корпусу електродвигуна або його пускорегулювальної апаратури; - вібрація понад допустимі норми яка загрожує виходу з ладу електродвигуна або механізму; - вихід з ладу привідного механізму; - нагрівання підшипників або контрольованих вузлів понад допустиму температуру зазначену в інструкції заводу-виробника; - виникнення коротких замикань в електричній схемі; - значне зниження частоти обертання; - швидке зростання температури обмоток або сталі статора. В експлуатаційній інструкції можуть бути вказані й інші випадки за якими електродвигуни обертові машини повинні бути негайно вимкнені а також указаний порядок усунення їх аварійного стану. 6.5.18. Періодичність капітальних і поточних ремонтів електродвигунів залежно від умов у яких вони працюють визначає особа відповідальна за електрогосподарство. Залежно від місцевих умов поточний ремонт електродвигунів як правило здійснюють одночасно з ремонтом привідних механізмів і його виконує навчений персонал споживача або підрядної організації. 6.5.19. Профілактичні випробування і вимірювання на електродвигунах повинні проводитись відповідно до табл. 22 і 23 додатка 1. 6.6. Релейний захист електроавтоматика та вторинні кола 6.6.1. Електрообладнання підстанцій електричних мереж електроустановок споживача повітряні та кабельні лінії електропередавання повинні бути захищені від коротких замикань і порушень нормальних режимів пристроями релейного захисту автоматичними вимикачами або запобіжниками й оснащені засобами електроавтоматики та телемеханіки відповідно до ПУЭ та інших чинних НД. 6.6.2. Технічне обслуговування пристроїв РЗАіТ та їх вторинних кіл повинен здійснювати як правило персонал служб релейного захисту автоматики і вимірів або електролабораторії споживача. У тих випадках коли в обслуговуванні окремих видів пристроїв РЗАіТ беруть участь інші служби то між ними відповідно до місцевих інструкцій повинні бути розмежовані зони обслуговування та обов'язки. Для обслуговування пристроїв РЗАіТ установлених у споживача можливе залучення спеціалізованих організацій. Обсяг і терміни технічного обслуговування пристроїв РЗАіТ та їх вторинних кіл що перебувають у керуванні віданні оперативного персоналу електропередавальної організації повинні бути узгоджені з останньою. 6.6.3. Під час проведення налагоджувальних робіт спеціалізованою налагоджувальною організацією у пристроях РЗАіТ їх приймання здійснює персонал споживача який обслуговує ці пристрої. Дозвіл на введення пристрою в роботу оформлюють записом у журналі РЗАіТ за підписами відповідальних представників споживача або організації вищого рівня і налагоджувальної організації якщо остання здійснювала налагодження цього пристрою. 6.6.4. Під час здавання в експлуатацію пристроїв РЗАіТ і вторинних кіл повинна бути надана така технічна документація: - проектна документація що скоригована під час монтажу креслення пояснювальні записки кабельний журнал тощо  – монтажною організацією; - заводська документація інструкції з експлуатації паспорти електрообладнання і апаратури тощо  – монтажною організацією; - протоколи налагодження і випробувань виконавчі принципово-монтажні або принципові та монтажні схеми – налагоджувальною організацією чи лабораторією споживача; - програмне забезпечення для керування та обслуговування мікропроцесорних пристроїв РЗАіТ у вигляді програм на відповідних носіях інформації – налагоджувальною організацією. 6.6.5. У споживача на кожне приєднання або пристрій РЗАіТ що є в експлуатації повинна бути крім указаної в пункті 6.6.4 цих Правил така технічна документація: - паспорт-протокол пристрою; - методичні вказівки інструкції або програми з технічного обслуговування налагодження і перевірки для складних пристроїв – для кожного типу пристрою чи його елементів ; - технічні дані про пристрої у вигляді карт або таблиць уставок і характеристик. Результати періодичних перевірок повинні бути занесені до паспорта-протоколу пристрою докладні записи про складні пристрої РЗАіТ здійснюють за потреби в журналі релейного захисту . Виконавчі схеми РЗАіТ необхідно приводити у відповідність після зміни реальної схеми. Зміни у схемах повинні бути підтверджені записами які вказують причину й дату внесення змін та хто вніс зміни. Виконавчі схеми пристроїв РЗАіТ у тому числі пристроїв АЧР та спеціальної автоматики вимкнення навантаження погоджують з тією організацією у керуванні віданні оперативного персоналу якого перебувають ці пристрої. 6.6.6. Обсяг засобів телемеханіки – телекерування телесигналізації телевимірювання кількість самописних приладів з автоматичним прискоренням запису в аварійних режимах автоматичних осцилографів чи мікропроцесорних реєстраторів фіксувальних амперметрів вольтметрів і омметрів та інших приладів що використовуються для аналізу роботи пристроїв РЗАіТ повинен відповідати вимогам ПУЭ. 6.6.7. Уставки пристроїв РЗАіТ ліній споживача що живляться від мережі електропередавальної організації а також трансформаторів автотрансформаторів які є в оперативному керуванні або віданні оперативного персоналу електропередавальної організації повинні бути погоджені з нею; зміну уставок дозволяється здійснювати лише за вказівкою служби релейного захисту цієї організації. Під час вибору уставок електрообладнання споживача повинна бути забезпечена селективність дії з урахуванням наявності пристроїв АВР і АПВ. При цьому також необхідно враховувати роботу пристроїв технологічної автоматики і блокування цехових агрегатів і механізмів. 6.6.8. Усі уставки захистів перевіряють на чутливість в умовах мінімального навантаження підприємства та в електропередавальній організації за існуючої схеми електропостачання. 6.6.9. Гранично допустимі навантаження живильних елементів електричної мережі згідно з умовами настроювання РЗАіТ і з урахуванням можливих експлуатаційних режимів повинні бути узгоджені споживачем з диспетчерською службою електропередавальної організації і їх необхідно періодично переглядати. 6.6.10. У колах оперативного струму повинна бути забезпечена селективність дії апаратів захисту запобіжників і автоматичних вимикачів . Автоматичні вимикачі колодки запобіжників повинні мати маркування із зазначенням найменування приєднання і номінального струму. Персонал повинен мати запас каліброваних плавких вставок для заміни перегорілих. 6.6.11. В експлуатації повинні бути забезпечені умови для нормальної роботи електровимірювальних приладів вторинних кіл і апаратури пристроїв РЗАіТ допустима температура вологість вібрація відхилення робочих параметрів від номінальних тощо . 6.6.12. Пристрої РЗАіТ що перебувають в експлуатації повинні бути завжди в роботі за винятком тих пристроїв що повинні виводитись з роботи відповідно до призначення і принципу дії режимів роботи або за умовами селективності. Уведення в роботу і виведення з роботи пристроїв РЗАіТ що перебувають у віданні оперативного персоналу вищого рівня здійснюють тільки з його дозволу за диспетчерською заявкою . У разі загрози неправильного спрацювання пристрою РЗАіТ він повинен бути виведений з роботи без дозволу оперативного персоналу вищого рівня але з наступним його повідомленням відповідно до інструкції з експлуатації . Пристрої що залишилися в роботі повинні забезпечувати повноцінний захист електрообладнання і ліній електропередавання від усіх видів пошкоджень та порушень нормального режиму. Якщо така умова не може бути виконана то повинен бути введений тимчасовий захист або приєднання повинно бути вимкнене з повідомленням оперативного персоналу вищого рівня. 6.6.13. Зміна уставок мікропроцесорних пристроїв РЗАіТ оперативним і обслуговувальним персоналом дозволяється здійснювати за санкціонованим доступом з фіксацією точного часу дати і даних особи яка виконала зміну а також змісту зміни. 6.6.14. Знімання інформації з пристрою РЗАіТ на мікропроцесорній базі за допомогою переносної електронно-обчислювальної техніки або вбудованого дисплею дозволено виконувати персоналу служби релейного захисту електролабораторії який обслуговує ці пристрої або спеціально навченому оперативному персоналу згідно з інструкцією з експлуатації без звернення за дозволом до вищого оперативного персоналу. 6.6.15. Аварійна і попереджувальна сигналізації повинні бути завжди готовими до дії її необхідно періодично опробувати. Особливу увагу необхідно звертати на контроль наявності оперативного струму справність запобіжників і автоматичних вимикачів у вторинних колах а також на контроль справності кіл керування вимикачами. 6.6.16. Уперше змонтовані пристрої РЗАіТ і вторинні кола перед уведенням у роботу підлягають налагодженню і приймальним випробуванням із записом до паспорта обладнання чи спеціальної відомості. Дозвіл на введення пристроїв РЗАіТ у роботу здійснюють згідно з пунктом 6.6.3 цих Правил. 6.6.17. Реле і допоміжні пристрої РЗАіТ повинні бути опломбовані персоналом який обслуговує ці пристрої за винятком тих уставки яких змінює оперативний персонал залежно від режиму роботи і схеми первинних з'єднань або тих у яких немає спеціальних пристосувань для зміни параметрів їх настроювання. Реле апарати і допоміжні пристрої РЗАіТ за винятком тих уставки яких змінює оперативний персонал дозволено відкривати лише персоналу який обслуговує пристрої РЗАіТ чи за його вказівкою оперативному персоналу з подальшим записом в оперативному журналі. 6.6.18. На лицьовому й зворотному боках панелей і шаф пристроїв РЗАіТ сигналізації а також панелей і пультів керування повинні бути написи що вказують на їх призначення відповідно до диспетчерських найменувань а на встановлених у них апаратах – написи або маркування згідно зі схемами. На панелі з апаратами що належать до різних приєднань чи різних пристроїв РЗАіТ одного приєднання які можуть перевірятися окремо повинні бути нанесені або встановлені чіткі розмежувальні лінії. Під час таких перевірок необхідно вживати заходів щодо запобігання помилковому доступу до апаратури яка залишилася в роботі. 6.6.19. На проводах приєднаних до збірок рядів затискачів повинне бути маркування що відповідає схемам. На контрольних кабелях повинно бути маркування на кінцях у місцях розгалуження і перетину потоків кабелів у разі проходження їх через стіни стелі тощо. Кінці вільних жил контрольних кабелів повинні бути ізольовані і на них повинне бути маркування. 6.6.20. Опір ізоляції електрично з'єднаних вторинних кіл пристроїв РЗАіТ відносно землі а також між колами різного призначення електрично не з'єднаних вимірні кола кола оперативного струму сигналізації необхідно підтримувати у межах кожного приєднання відповідно до норм зазначених у табл. 25 додатка 1 та табл. 42 додатка 2. Під час перевірки ізоляції вторинних кіл пристроїв РЗАіТ що мають напівпровідникові і мікроелектронні елементи повинні бути вжиті заходи із запобігання пошкодженю цих елементів наприклад закорочування окремих елементів ділянок схеми або "плюса" і "мінуса" схеми живлення . 6.6.21. Перед увімкненням після монтажу і першого профілактичного випробування пристроїв РЗАіТ ізоляція відносно землі електрично пов'язаних кіл РЗАіТ і всіх інших вторинних кіл кожного приєднання а також ізоляція між електрично не пов'язаними колами які розміщені в межах однієї панелі за винятком кіл елементів розрахованих на робочу напругу 60 В і нижчу повинна бути випробувана напругою 1000 В змінного струму протягом 1 хв. Крім того напругою 1000 В протягом 1 хв. повинна бути випробувана ізоляція між жилами контрольного кабелю тих кіл де є підвищена ймовірність замикання із серйозними наслідками кола газового захисту кола конденсаторів що використовуються як джерела оперативного струму вторинні кола трансформаторів напруги та струму тощо . У подальшій експлуатації ізоляцію кіл РЗАіТ за винятком кіл напругою 60 В і менше допускається випробувати під час профілактичних випробувань як напругою 1000 В змінного струму протягом 1 хв. так і випрямленою напругою 2500 В з використанням мегаомметра або спеціальної установки. Випробування ізоляції кіл РЗАіТ напругою 60 В і менше здійснюється в процесі вимірювання опору ізоляції мегаомметром напругою 500 В. 6.6.22. Усі випадки спрацювання і відмови пристроїв РЗАіТ а також виявлені в процесі їх оперативного і технічного обслуговування дефекти несправності персонал що обслуговує ці пристрої повинен ретельно аналізувати. Виявлені дефекти повинні бути усунені. Про кожен випадок неправильного спрацювання або відмови спрацювання пристроїв РЗАіТ необхідно повідомляти диспетчера електропередавальної організації в оперативному керуванні або віданні якої перебувають ці пристрої. 6.6.23. Пристрої РЗАіТ і вторинні кола періодично перевіряють і випробовують відповідно до чинних положень та інструкцій. Після неправильного спрацювання чи відмови спрацювання цих пристроїв повинні бути проведені додаткові післяаварійні перевірки за спеціальними програмами. 6.6.24. За наявності швидкодійних релейних захистів і пристроїв резервування відмови вимикачів усі операції з увімкнення ліній шин і електрообладнання а також операції з перемикання роз'єднувачами і вимикачами здійснюють з уведеними в дію цими захистами. Якщо їх неможливо ввести в дію то необхідно ввести прискорення на резервних захистах або виконати тимчасовий захист хоча б неселективний але з необхідною швидкодією або ввести прискорення на резервних захистах. 6.6.25. Роботи в пристроях РЗАіТ повинен виконувати персонал навчений і допущений до самостійного технічного обслуговування відповідних пристроїв з дотриманням ПБЕЕ. 6.6.26. Під час роботи на панелях у шафах і в колах керування РЗАіТ повинні бути вжиті заходи щодо запобігання помилковому вимкненню обладнання. Роботи необхідно виконувати тільки ізольованим інструментом. Виконання цих робіт без виконавчих схем а для складних пристроїв РЗАіТ без програм із заданим обсягом і послідовністю робіт забороняється. Операції у вторинних колах трансформаторів струму і напруги у тому числі з випробувальними блоками повинні бути проведені з виведенням з дії пристроїв РЗАіТ або окремих їх ступенів які за принципом дії і параметрами настроювання можуть спрацювати хибно в процесі виконання зазначеної операції. Після закінчення робіт повинні бути перевірені справність і правильність приєднань кіл струму напруги та оперативних кіл. Оперативні кола РЗАіТ і кола керування повинні бути перевірені як правило шляхом опробування в дії. 6.6.27. Роботи в пристроях РЗАіТ які можуть викликати їх спрацювання на вимкнення або ввімкнення приєднань які вони захищають або суміжних а також інші непередбачені дії необхідно здійснювати за дозволеною заявкою що враховує такі можливості. 6.6.28. Вторинні обмотки трансформаторів струму повинні бути завжди замкнені на реле на прилади або закорочені. Вторинні кола трансформаторів струму й напруги і вторинні обмотки фільтрів приєднання високочастотних каналів повинні бути заземлені. 6.6.29. Після закінчення планового технічного обслуговування випробувань і післяаварійних перевірок пристроїв РЗАіТ повинні бути складені протоколи і зроблені записи в журналі РЗАіТ а також у паспорті-протоколі. У разі зміни уставок і схем РЗАіТ у журналі і паспорті-протоколі повинні бути здійснені відповідні записи а також унесені виправлення в принципові і монтажні або принципово-монтажні схеми та інструкції з експлуатації пристроїв. 6.6.30. Випробувальні установки для перевірки пристроїв РЗАіТ під час виконання технічного обслуговування необхідно приєднувати до штепсельних розеток або щитків установлених для цієї мети в приміщеннях щитів керування розподільних установок підстанції та в інших місцях. 6.6.31. Лицьовий бік панелей шаф і пультів керування РЗАіТ та апаратів установлених на них повинен періодично очищати від пилу спеціально навчений персонал. Апарати відкритого виконання а також зворотний бік цих панелей шаф і пультів повинен очищати персонал який обслуговує пристрої РЗАіТ або оперативний персонал що пройшов інструктаж. 6.6.32. Оперативні працівники повинні здійснювати: - контроль за правильністю положення перемикальних пристроїв на панелях шафах РЗАіТ і керування кришок випробувальних блоків а також за станом автоматичних вимикачів і запобіжників у колах РЗАіТ і керування; - уведення та виведення з роботи пристроїв РЗАіТ їх ступенів а також зміну їх дії та уставок за розпорядженням оперативного персоналу у керуванні віданні якого перебувають ці пристрої використовуючи спеціально передбачені перемикальні пристрої; - контроль за станом пристроїв РЗАіТ за показами наявних на панелях шафах і апаратах пристроїв зовнішньої сигналізації та індикації а також за повідомленнями що надходять від мікропроцесорних пристроїв РЗАіТ; - опробування високовольтних вимикачів та інших апаратів а також пристроїв АПВ АВР та фіксувальних приладів індикаторів ; - обмін сигналами високочастотних захистів і контроль параметрів високочастотних апаратів протиаварійної автоматики; - вимірювання струму небалансу в захисті шин і напруги небалансу в розімкнутому трикутнику трансформатора напруги; - заведення годинників автоматичних осцилографів аварійного запису тощо. Періодичність проведення контролю пристроїв РЗАіТ та виконання інших операцій а також порядок дій оперативного персоналу повинні встановлюватись виробничими інструкціями споживача які узгоджуються з вимогами відповідних інструкцій електропередавальних організацій у віданні яких перебувають ці пристрої. 6.6.33. Переведення обладнання що керується пристроями телемеханіки на автономне керування і навпаки необхідно здійснювати виключно з дозволу оперативного персоналу споживача особи відповідальної за електрогосподарство . Для виведення з роботи вихідних кіл телекерування на підстанціях необхідно застосовувати загальні ключі або пристрої вимкнення. Вимкнення кіл телекерування чи телесигналізації окремих приєднань необхідно здійснювати на рознімних затискачах або індивідуальних пристроях вимикання. Усі операції із загальними ключами телекерування та індивідуальними пристроями вимикання в колах телекерування та телесигналізації дозволено виконувати лише за вказівкою або з відома оперативного персоналу. 6.6.34. На збірках рядах затискачів пультів керування та панелей не повинні розміщуватись у безпосередній близькості затискачі випадкове з'єднання яких може зумовити ввімкнення чи вимкнення приєднання коротке замикання в колах генератора синхронного компенсатора тощо. 6.6.35. Під час усунення пошкоджень контрольних кабелів з металевою оболонкою або їх нарощування з'єднання жил необхідно здійснювати з установленням герметичних муфт кожна з яких підлягає реєстрації в спеціальному журналі. На кожні 50 метрів одного кабелю в середньому повинно бути не більше однієї муфти. Кабелі з полівінілхлоридною і гумовою оболонкою з'єднуються як правило за допомогою епоксидних з'єднувальних муфт або на перехідних рядах затискачів. Для запобігання пошкодженню ізоляції контрольних кабелів повинні застосовуватись заходи дератизації. 6.6.36. У разі застосування контрольних кабелів з ізоляцією яка зазнає пошкодження під впливом повітря світла й масла на ділянках жил від затискачів до кінцевих заробок виконується додаткове покриття що запобігає такому руйнуванню. 6.6.37. На панелях у шафах апаратури РЗАіТ на яких оперативний персонал виконує перемикання за допомогою ключів накладок випробувальних блоків та інших пристосувань повинні бути таблиці положення вказаних перемикальних пристроїв для всіх режимів що використовуються. Операції за цими перемиканнями повинні бути записані до оперативного журналу. 6.6.38. Персонал служб споживача який здійснює технічне обслуговування пристроїв РЗАіТ повинен періодично оглядати всі панелі і пульти керування панелі шафи РЗАіТ сигналізації звертаючи особливу увагу на правильність положення перемикальних пристроїв контактних накладок рубильників ключів керування тощо кришок випробувальних блоків а також на відповідність їх положення схемам і режимам роботи електрообладнання. Періодичність оглядів що визначається виробничою інструкцією повинна бути затверджена особою відповідальною за електрогосподарство. Оперативні працівники несуть відповідальність за правильне положення тих елементів РЗАіТ з якими їм дозволено виконувати операції незалежно від періодичних оглядів персоналом служби РЗАіТ. 6.6.39. Порядок підключення електрообладнання споживачів до пристроїв ПА АЧР САВН та ін. регламентується ГКД 34.35.511.2002 та ГНД 34.20.567-2003. Керівники споживачів приєднання яких підключені до ПА несуть відповідальність за фактичне виконання заданих обсягів відключення навантаження а також за виконання організаційно-технічних заходів щодо запобігання аваріям на своїх об'єктах під час дії ПА з повним або частковим відключенням об'єктів від централізованого електропостачання. 6.6.40. Пристрої АЧР повинні бути постійно ввімкнені в роботу із заданими обсягами навантаження уставками спрацювання за частотою і витримками часу. Якщо приєднання заведені під дію АЧР мають пристрої автоматичного ввімкнення резерву АВР то дією АЧР повинна бути блокована робота АВР. 6.6.41. Установлені на підстанціях чи в розподільних установках самописні прилади з автоматичним прискоренням запису в аварійних режимах автоматичні осцилографи аварійного запису у тому числі пристрої для їхнього пуску мікропроцесорні регістратори фіксувальні прилади індикатори та інші пристрої що використовуються для аналізу роботи пристроїв РЗАіТ визначення місця пошкодження повітряних ліній електропередавання повинні бути завжди готовими до дії. Уведення і виведення з роботи зазначених пристроїв необхідно здійснювати за заявкою. 6.6.42. Види технічного обслуговування пристроїв РЗАіТ ПА дистанційного управління сигналізації програми а також обсяги їх технічного обслуговування високочастотних каналів релейного захисту трансформаторів струму та напруги а також інших пристроїв РЗАіТ проводяться відповідно до ГКД 34.35.603-95 ГКД 34.35.604-96 та інших НД що стосуються РЗАіТ та ПА. 6.6.43. Відповідно до зазначених НД та досвіду експлуатації пристроїв РЗАіТ та ПА які встановлені в споживачів періодичність та види технічного обслуговування пристроїв РЗАіТ та ПА встановлюється згідно з табл. 6.4. 6.6.44. Графіки періодичності та видів технічного обслуговування пристроїв РЗАіТ та ПА затверджуються особою відповідальною за електрогосподарство. В окремих обґрунтованих випадках періодичність циклів технічного обслуговування пристроїв РЗАіТ та ПА може бути змінена проти зазначених у табл. 6.4 цих Правил. Рішення з цього питання приймається керівництвом споживача особою відповідальною за електрогосподарство або електропередавальної організації. Таблиця 6.4. Види технічного обслуговування пристроїв РЗАіТ та ПА Пристрої установлені в приміщеннях комірках Пристрої РЗАіТ та ПА Цикл технічного обслуговування пристроїв РЗАіТ та ПА років Види технічного обслуговування в залежності від кількість років експлуатації Кількість років експлуатації 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 I категорії На електромеханічній елементній базі 8 Н К1 - - К - - - В - - - К - - - В На мікроелектронній елементній базі 6 Н К1 - К - - В - - К - - В - - К - II категорії На електромеханічній елементній базі 6 Н К1 - К - - В - - К - - В - - К - На мікроелектронній елементній базі 5 Н К1 - К - В - - К - В - - К - В - III категорії На електромеханічній елементній базі 3 Н К1 - В - - В - - В - - В - - В - На мікроелектронній елементній базі 3 Н К1 - В - - В - - В - - В - - В - Розчіплювачі автоматів до 100 В 6 Н К1 - К - - В - - К - - В - - К - Примітки: 1. Види технічного обслуговування: Н – перевірка наладка при новому включенні; К1 – перший профілактичний контроль; К – профілактичний контроль; В – профілактичне відновлення. 2. У залежності від впливу зовнішніх факторів приміщення у яких розміщені пристрої РЗАіТ та ПА діляться: I категорія – сухі приміщення з незначною кількістю вібрації та запиленості; II категорія – приміщення які характеризуються великим діапазоном коливань температури незначною вібрацією наявністю значної запиленості; III категорія – приміщення які мають постійну велику вібрацію. 3. До обсягу профілактичного контролю РЗАіТ та ПА входить в обов'язкове відновлення реле серій РТ-80 РТ-90 ИТ-80 ИТ-90 РТ-40/Р РВ-200 ЭВ-200 РПВ-58 РПВ-358 РТВ РП-8 РП-11. 6.6.45. Перевірка заданих уставок РЗАіТ та ПА здійснюється з періодичністю установленою для технічного обслуговування. Періодичність випробування АВР проводиться не рідше одного разу на 6 місяців. Результати випробування фіксуються в оперативному журналі. 6.6.46. Споживачі повинні забезпечувати безперешкодний доступ персоналу Держенергонагляду електропередавальної організації для нагляду за технічним станом та уставками пристроїв РЗАіТ та ПА контролю за обсягами підключеного навантаження й уставками АЧР а також для пломбування накладок РЗАіТ і ПА. 6.7. Заземлювальні пристрої 6.7.1. Заземлювальні пристрої електроустановок повинні відповідати вимогам забезпечення захисту людей від ураження електричним струмом захисту електроустановок а також забезпечення експлуатаційних режимів роботи. Усі металеві частини електроустановок та електрообладнання на яких може виникнути напруга внаслідок порушення ізоляції повинні бути заземлені або занулені відповідно до вимог ПУЭ. 6.7.2. Під час здавання в експлуатацію заземлювальних пристроїв електроустановок монтажною організацією повинні бути надані: - затверджена проектно-технічна документація на заземлювальні пристрої; - виконавчі схеми заземлювальних пристроїв; - основні параметри елементів заземлювальних пристроїв матеріал профіль лінійні розміри ; - акти на виконання прихованих робіт; - протоколи приймально-здавальних випробувань. 6.7.3. Для визначення технічного стану заземлювального пристрою періодично здійснюються: - зовнішній огляд видимої частини заземлювального пристрою; - огляд з перевіркою кола між заземлювачем і заземлювальними елементами відсутність обривів і незадовільних контактів у заземлювальному провіднику надійність з'єднань природних заземлювачів ; - вимірювання опору заземлювального пристрою; - вибіркове розкриття ґрунту для огляду елементів заземлювального пристрою що розміщені у землі; - вимірювання питомого опору ґрунту для опор ліній електропередавання напругою понад 1000 В; - вимірювання напруги дотику в електроустановках заземлювальний пристрій яких виконано за нормами на напругу дотику; - перевірка пробивних запобіжників в електроустановках до 1000 В з ізольованою нейтраллю; - вимірювання повного опору петлі "фаза-нуль" або струму однофазного замикання на корпус або на нульовий провідник в електроустановках до 1000 В з глухозаземленою нейтраллю. За необхідності повинні вживатись заходи для доведення параметрів заземлювальних пристроїв до нормативних. Випробування та вимірювання заземлювальних пристроїв проводиться відповідно до табл. 25 додатка 1. 6.7.4. На кожен заземлювальний пристрій що є в експлуатації повинен бути паспорт який містить: - дату введення в експлуатацію; - виконавчу схему заземлення; - основні технічні характеристики; - дані про результати перевірок стану пристрою; - відомість оглядів і виявлених дефектів; - характер ремонтів і змін унесених у цей пристрій. 6.7.5. Візуальний огляд видимої частини заземлювального пристрою повинен проводитись за графіком огляду електрообладнання установленим особою відповідальною за електрогосподарство. Огляди заземлювачів з вибірковим розкриттям ґрунту в місцях найбільшого впливу корозії повинні проводитись згідно з графіками затвердженими особою відповідальною за електрогосподарство але не рідше ніж один раз на 12 років. Для заземлювачів що піддаються інтенсивній корозії за рішенням особи відповідальної за електрогосподарство може бути встановлена частіша періодичність вибіркового розкриття ґрунту. Про результати огляду виявлені несправності і вжиті заходи з їх усунення необхідно зробити відповідні записи до оперативного журналу та паспорта заземлювального пристрою. 6.7.6. Вибіркова перевірка з розкриттям ґрунту повинна проводитись: - на підстанціях поблизу нейтралей силових трансформаторів і автотрансформаторів короткозамикачів шунтувальних реакторів заземлювальних уводів дугогасильних реакторів розрядників обмежувачів перенапруг; - на ПЛ – у 2 % опор із заземлювачами. 6.7.7. Вимірювання опору заземлювальних пристроїв необхідно здійснювати: - після монтажу переобладнання і капітального ремонту цих пристроїв; - у разі виявлення на тросових опорах ПЛ напругою 110 – 150 кВ слідів перекриття або руйнування ізоляторів електричною дугою; - на підстанціях повітряних електричних мереж напругою 35 кВ і менше – не рідше ніж один раз на 12 років; - у мережах напругою 35 кВ і менше біля опор з роз'єднувачами захисними проміжками розрядниками і опор з повторними заземленнями нульового проводу – не рідше ніж один раз на шість років а також вибірково у 2 % залізобетонних і металевих опор у населеній місцевості на ділянках із найагресивнішими ґрунтами – не рідше ніж один раз на 12 років. Вимірювання слід виконувати в періоди найбільшого висихання ґрунту. 6.7.8. Вимірювання напруги дотику має здійснюватись після монтажу переобладнання і капітального ремонту заземлювального пристрою але не рідше ніж один раз у шість років. Крім того на підприємстві щорічно повинно проводитись: уточнення струму однофазного КЗ що стікає в землю із заземлювача електроустановки; корегування значень напруги дотику порівняння їх з вимогами ПУЕ. У разі потреби повинні вживатися заходи щодо зниження напруги дотику. 6.7.9. Величина опору заземлювальних пристроїв повинна підтримуватися на рівні визначеному вимогами ПУЭ. 6.8. Захист від перенапруг 6.8.1. Вимоги цього підрозділу поширюються на пристрої захисту від перенапруг електроустановок змінного струму напругою до 150 кВ. Пристрої захисту від перенапруг повинні задовольняти вимоги ПУЭ та РД 34.21.122-87. Умови праці при експлуатації пристроїв захисту від перенапруг та використання засобів індивідуального захисту повинні здійснюватись відповідно до вимог ДНАОП 0.00-1.21-98 ДНАОП 1.1.10-1.07-01 та цих Правил. 6.8.2. Залежно від важливості будівлі і споруди вони забезпечуються відповідними пристроями захисту від блискавки. Захист від прямих ударів блискавки може бути виконаний стрижневими або тросовими блискавковідводами. До пристроїв захисту від блискавки належить також металева покрівля або сітка що накладається на неметалеву покрівлю з приєднанням її до заземлювачів. 6.8.3. Споживач що має окремо встановлені блискавковідводи або такі що використовуються для грозозахисту димові труби споруди тощо повинен мати окреслення захисних зон цих блискавковідводів. У разі реконструкції та будівництва зону захисту необхідно уточнювати. 6.8.4. Для введення в експлуатацію пристроїв грозозахисту підприємству повинна бути передана така технічна документація: - технічний паспорт пристроїв захисту від блискавки затверджений відповідними організаціями й узгоджений з електропередавальною організацією та інспекцією протипожежної охорони; - акт випробовування вентильних розрядників та обмежувачів перенапруг до і після їх монтажу; - акт на встановлення трубчастих розрядників; - протоколи вимірювання опорів заземлення грозозахисних пристроїв розрядників обмежувачів перенапруг і блискавковідводів . 6.8.5. Споживач що експлуатує засоби грозозахисту повинен мати такі систематизовані дані: - про розташування обмежувачів перенапруг вентильних і трубчастих розрядників та захисних проміжків типи розрядників обмежувачів перенапруг відстані по ошиновці від вентильних розрядників і обмежувачів перенапруг до силових трансформаторів трансформаторів напруги ізоляторів лінійних роз'єднувачів а також про відстань від трубчастих розрядників до лінійних роз'єднувачів і вентильних розрядників; - значення опорів заземлювачів опор на яких установлено засоби грозозахисту включаючи і троси; - питомий опір ґрунту на підходах лінії електропередавання до підстанцій; - про перетин ліній електропередавання з іншими лініями електропередавання зв'язку й автоблокування залізниць відгалуження від ПЛ лінійні кабельні вставки та інші місця з ослабленою ізоляцією. На кожну ЗРУ повинні бути складені контури зон захисту блискавковідводів прожекторних щогл металевих і залізобетонних конструкцій у зони яких попадають відкриті струмовідні частини. 6.8.6. Підвіска проводів ПЛ напругою до 1000 В будь-якого призначення освітлювальних телефонних високочастотних тощо на конструкціях ВРУ окремо встановлених стрижневих блискавковідводах прожекторних щоглах димових трубах і градирнях а також підведення цих ліній до вибухонебезпечних приміщень забороняються. Указані лінії необхідно виконувати кабелями з металевою оболонкою або кабелями без оболонки прокладеними в металевих трубах у землі. Металеві оболонки кабелів і металеві труби повинні бути заземлені. Підведення ліній до вибухонебезпечних приміщень повинно бути виконане згідно з вимогами чинної інструкції з улаштування грозозахисту будинків і споруд. 6.8.7. Щорічно перед початком грозового сезону необхідно перевіряти стан захисту від перенапруг РУ і ліній електропередавання та забезпечувати готовність засобів захисту від грозових і внутрішніх перенапруг. Споживачі повинні реєструвати випадки грозових вимкнень і пошкоджень ПЛ обладнання РУ і трансформаторних підстанцій. На підставі отриманих даних необхідно оцінювати надійність грозозахисту і розробляти за потреби заходи щодо підвищення його надійності. 6.8.8. Вентильні розрядники та обмежувачі перенапруг усіх класів напруги повинні бути постійно ввімкненими. У ВРУ допускається вимкнення на зимовий період чи окремі його місяці вентильних розрядників призначених лише для захисту від грозових перенапруг у районах з ураганним вітром ожеледдю різкими коливаннями температури та інтенсивним забрудненням. Можливість вимкнення вентильних розрядників в автотрансформаторів узгоджується із заводом-виробником. Трубчасті розрядники і захисні проміжки на ПЛ усіх класів напруги допускається залишати на зимовий період без збільшення іскрових проміжків. 6.8.9. Вентильні і трубчасті розрядники а також обмежувачі перенапруг підлягають випробуванням відповідно до табл. 17 і 18 додатка 1 цих Правил та з урахуванням вимог заводів-виробників. 6.8.10. В електромережах усіх класів напруги вентильні розрядники рекомендовано замінювати на обмежувачі перенапруг. Заміна вентильних розрядників обмежувачами перенапруг повинна бути виконана на підставі проектного рішення. 6.8.11. Огляд пристроїв захисту від перенапруг здійснюють: - на підстанціях з постійним чергуванням персоналу – під час чергових обходів а також після кожної грози що викликала стійке замикання на землю; - на підстанціях без постійного чергування персоналу – під час огляду всього обладнання. 6.8.12. Огляд трубчастих розрядників установлених на ПЛ і захисних проміжків проводить із землі особа яка виконує обхід: - під час кожного чергового обходу ПЛ; - у разі вимкнення ПЛ чи роботи пристрою АПВ після грози якщо є підозра пошкодження ізоляції поява "землі" . 6.8.13. Трубчасті розрядники установлені на вводах у підстанцію та основне обладнання оперативний персонал оглядає періодично а також після грози в районі розташування підстанції чи на ділянках ліній електропередавання що відходять від неї. 6.8.14. На ПЛ напругою до 1000 В з ізольованою нейтраллю перед грозовим сезоном вибірково на розсуд особи відповідальної за електрогосподарство необхідно перевіряти справність заземлення крюків і штирів кріплення фазних проводів установлених на залізобетонних опорах а також арматури цих опор. У мережах із заземленою нейтраллю перевіряється занулення цих елементів. На ПЛ напругою до 1000 В побудованих на дерев'яних опорах перевіряють заземлення і занулення крюків і штирів ізоляторів на опорах на яких є захист від грозових перенапруг а також там де здійснено повторне заземлення нульового проводу. 6.8.15. У мережах напругою 6 – 35 кВ що працюють з ізольованою нейтраллю або з компенсацією ємнісного струму допускається робота повітряних і кабельних ліній електропередавання із замиканням на землю до ліквідації пошкодження. До пошуків місця пошкодження на ПЛ яка проходить в населеній місцевості де виникає можливість ураження напругою людей або тварин персонал повинен приступати негайно і ліквідувати пошкодження в найкоротший термін. У мережах з компенсацією ємнісних струмів тривалість замикання на землю не повинна перевищувати допустимої тривалості безперервної роботи дугогасильних реакторів. За наявності в мережі замикання на землю вимкнення дугогасильних реакторів забороняється. В електричних мережах з підвищеними вимогами щодо умов електробезпеки людей підприємства гірничорудної промисловості торфорозробки тощо роботи з однофазним замиканням на землю забороняються. У цих випадках усі лінії що відходять від підстанції повинні бути обладнані захистами від замикань на землю. 6.8.16. Компенсацію ємнісного струму замикання на землю дугогасильними реакторами необхідно здійснювати за наявності ємнісних струмів що перевищують значення наведені в табл. 6.5: Таблиця 6.5 Показник Значення Номінальна напруга мережі кВ 6 10 15-20 35 Ємнісний струм замикання на землю А 30 20 15 10 У мережах напругою 6 – 20 кВ з ПЛ на залізобетонних і металевих опорах і в усіх мережах напругою 35 кВ дугогасильні реактори необхідно застосовувати за величини ємнісного струму замикання на землю більше ніж 10 А. Можна застосовувати компенсацію в мережах напругою 6 – 35 кВ також за значень ємнісного струму менших від наведених вище. Для компенсації ємнісних струмів замикання на землю в мережах необхідно застосовувати заземлювальні дугогасильні реактори з автоматичним або ручним регулюванням струму. Під час проектування або модернізації слід передбачити тільки автоматичне регулювання компенсації ємнісних струмів. Вимірювання ємнісних струмів замикання на землю напруги несиметрії та зміщення нейтралі в мережах з компенсацією ємнісного струму необхідно проводити під час уведення в експлуатацію дугогасильних реакторів і значних змін схеми мережі але не рідше ніж один раз на шість років. Вимірювання струмів дугогасильних реакторів і струмів замикання на землю у разі різних настроювань виконують за потреби. У мережах напругою 6 – 35 кВ з ізольованою нейтраллю розрахунки ємнісних струмів замикання на землю необхідно проводити під час уведення даної мережі в експлуатацію а також у разі зміни схеми мережі. 6.8.17. Потужність дугогасильних реакторів повинна бути вибрана за величиною ємнісного струму мережі з урахуванням її перспективного розвитку на найближчі 10 років. Заземлювальні дугогасильні реактори повинні бути встановлені на підстанціях пов'язаних з компенсованою мережею не менше ніж двома лініями електропередавання. Установлення дугогасильних реакторів на тупикових підстанціях забороняється. Дугогасильні реактори повинні бути приєднані до нейтралей трансформаторів генераторів або синхронних компенсаторів через роз'єднувачі. Біля приводу роз'єднувача повинна бути встановлена світлова сигналізація про наявність у мережі замикання на землю. Для під'єднання дугогасильних реакторів як правило повинні бути використані трансформатори зі схемою з'єднання обмоток "зірка з виведеною нейтраллю – трикутник". Приєднання дугогасильних реакторів до трансформаторів захищених плавкими запобіжниками заборонене. 6.8.18. Дугогасильні реактори повинні мати резонансне настроювання. Допускається настроювання з перекомпенсацією за якою реактивна складова струму замикання на землю не повинна перевищувати 5 А а ступінь розстроювання – не більше ніж 5 %. Якщо встановлені в мережах 6 – 10 кВ дугогасильні реактори зі ступінчастим регулюванням індуктивності мають велику різницю струмів суміжних відгалужень допускається настроювання з реактивною складовою струму замикання на землю не більше ніж 10 А. У мережах напругою 35 кВ за ємнісного струму замикання на землю менше ніж 15 А допускається ступінь розстроювання до 10 %. У мережах 6 – 10 кВ з ємнісними струмами замикання на землю менше ніж 10 А ступінь розстроювання компенсації не нормують. Робота електричних мереж з недокомпенсацією ємнісного струму як правило не допускається. Дозволяється застосовувати настроювання з недокомпенсацією лише тимчасово за відсутності дугогасильних реакторів необхідної потужності і за умови що несиметрії ємностей фаз мережі які виникають аварійно наприклад обрив проводу або перегоряння плавких запобіжників не можуть призвести до появи напруги зміщення нейтралі що перевищує 70 % фазної напруги. 6.8.19. В електричних мережах що працюють з компенсацією ємнісного струму напруга несиметрії не повинна перевищувати 0 75 % фазної напруги. За відсутності в мережі замикання на землю допускається напруга зміщення нейтралі: довготривало – не більше ніж 15 % фазної напруги і протягом 1 год. – не більше ніж 30 %. Зниження напруги несиметрії і зміщення нейтралі до вказаних значень здійснюється вирівнюванням ємностей фаз мережі відносно землі транспозицією проводів ПЛ а також розподіленням конденсаторів високочастотного зв'язку між фазами ліній. У разі підключення до мережі конденсаторів високочастотного зв'язку і конденсаторів захисту від блискавки обертових електричних машин а також нових ПЛ напругою 6 – 35 кВ перевіряється допустимість несиметрії ємностей фаз відносно землі. Забороняються пофазні ввімкнення і вимкнення повітряних і кабельних ліній електропередавання які можуть зумовлювати збільшення напруги зміщення нейтралі більше зазначених значень. 6.8.20. У мережах до яких підключено електродвигуни з напругою вище 1000 В у разі виникнення однофазного замикання в обмотці статора машина повинна автоматично вимикатися від мережі якщо струм замикання на землю становить понад 5 А. Якщо струм замикання не перевищує 5 А допускається робота не більше ніж 2 год. після чого машина має бути вимкнена. Якщо встановлено що місце замикання на землю міститься не в обмотці статора то на розсуд особи відповідальної за електрогосподарство допускається робота електричної машини із замиканням у мережі на землю тривалістю до шести год. 6.8.21. У мережах напругою 6 – 10 кВ як правило повинні застосувуватись плавнорегульовані дугогасильні реактори з автоматичним настроюванням струму компенсації. У разі використання дугогасильних реакторів з ручним регулюванням струму показники настроювання повинні бути визначені за пристроєм вимірювання розстроювання компенсації. Якщо такий прилад відсутній показники настроювання повинні бути вибрані на підставі результатів вимірювань ємнісних струмів та струмів дугогасильних реакторів з урахуванням напруги зміщення нейтралі. 6.8.22. Споживач що живиться від мережі яка працює з компенсацією ємнісного струму повинен своєчасно повідомляти оперативних працівників електропередавальної організації про зміни в конфігурації своєї мережі для перенастроювання дугогасильних засобів. 6.8.23. В електроустановках з вакуумними вимикачами як правило повинні бути передбачені заходи щодо захисту від комутаційних перенапруг. Відмова від захисту від перенапруг повинна бути обґрунтована. 6.8.24. На підстанціях напругою 110 – 150 кВ для запобігання виникненню перенапруг від самовільних зміщень нейтралі або небезпечних ферорезонансних процесів оперативні дії необхідно починати із заземлення нейтралі трансформатора що вмикається на ненавантажену систему шин з електромагнітними трансформаторами напруги. Перед відокремленням від мережі ненавантаженої системи шин з електромагнітними трансформаторами напруги нейтраль живильного трансформатора має бути заземлена. Розподільні установки напругою 150 кВ з електромагнітними трансформаторами напруги і вимикачами контакти яких шунтовані конденсаторами повинні бути перевірені щодо можливості виникнення ферорезонансних перенапруг у разі вимкнення систем шин. За потреби повинні вживатись заходи із запобігання ферорезонансним процесам під час оперативних перемикань та автоматичних вимкнень. У мережах і на приєднаннях напругою 6 – 35 кВ у разі необхідності повинні бути вжиті заходи для запобігання ферорезонансним процесам у тому числі самовільним зміщенням нейтралі. 6.8.25. У мережах напругою 110 – 150 кВ розземлення нейтралі обмоток 110 – 150 кВ трансформаторів а також вибір дії релейного захисту й автоматики повинні здійснюватись таким чином щоб у разі різних оперативних і автоматичних вимкнень не відокремлювались ділянки мережі без трансформаторів із заземленими нейтралями. Захист від перенапруг нейтралі трансформатора з рівнем ізоляції нижче ніж у лінійних уводів має бути здійснений вентильними розрядниками або обмежувачами перенапруг. 6.8.26. Невикористані обмотки нижчої і середньої напруги силових трансформаторів і автотрансформаторів повинні бути з'єднані в зірку або трикутник і захищені від перенапруг вентильними розрядниками або обмежувачами перенапруг приєднаними до вводу кожної фази. Допускається виконувати захист невикористаних обмоток нижчої напруги розташованих першими від магнітопроводу заземленням однієї з вершин трикутника або нейтралі обмотки. Захист невикористаних обмоток не потрібний якщо до обмотки нижчої напруги постійно під'єднана кабельна лінія довжиною не менше ніж 30 м яка має заземлену оболонку або броню. 6.8.27. У мережах напругою 110 – 150 кВ під час оперативних перемикань і в аварійних режимах короткочасні підвищення напруги промислової частоти 50 Гц на обладнанні не повинні перевищувати відносних значень для напруги між фазами або полюсами – відносно найбільшої робочої напруги; для напруги відносно землі – відносно найбільшої робочої напруги поділеної на наведених у табл. 6.6. Найбільша допустима робоча напруга електрообладнання на напругу 110 кВ складає 126 кВ 150 кВ – 172 кВ. Таблиця 6.6. Допустимі короткочасні підвищення напруги частотою 50 Гц для електрообладнання класів напруги від 110 кВ до 150 кВ Вид електрообладнання Допустиме підвищення напруги відносне значення не більше ніж за тривалості дії t 20 хв. 20 с 1 с 0 1 с 1 Силові трансформатори й автотрансформатори 1 10 1 10 1 25 1 25 1 90 1 50 2 00 1 58 2 Шунтувальні реактори та електромагнітні трансформатори напруги 1 15 1 15 1 35 1 35 2 00 1 50 2 10 1 58 3 Комутаційні апарати трансформатори струму конденсатори зв'язку та шинні опори 1 15 1 15 1 60 1 60 2 20 1 70 2 40 1 80 Наведені в табл. 6.6 відносні значення напруги поширюються також на підвищені напруги що відрізняються від синусоїди частоти 50 Гц за рахунок накладання гармонічних складових напруги. Наведені в табл. 6.6 значення напруги між фазами і відносно землі є відношенням максимуму підвищеної напруги відповідно до амплітуди найбільшої робочої напруги або до амплітуди найбільшої робочої напруги поділеної на . У табл. 6.6 наведені значення допустимого підвищення напруги: у чисельнику – відносно землі у знаменнику – між фазами. Значення допустимих підвищень напруги між фазами стосуються тільки трифазних силових трансформаторів шунтувальних реакторів і електромагнітних трансформаторів напруги а також апаратів у триполюсному виконанні у разі розташування трьох полюсів в одному баці або на одній рамі. При цьому для апаратів класів напруги 110 кВ і 150 кВ значення 1 60 і 1 70 стосуються тільки зовнішньої ізоляції між фазами. 6.8.28. Для силових трансформаторів і автотрансформаторів незалежно від значень указаних у таблиці за умови нагрівання магнітопроводу кратність підвищеної напруги в частках номінальної напруги встановленого відгалуження обмотки повинна бути обмежена для 20 хв. до 1 15 а для 20 с – до 1 30. Для вимикачів незалежно від наведених у табл. 6.6 значень підвищені напруги повинні бути в межах за яких кратність власної відновленої напруги на контактах вимикача не перевищує значень 2 4 або 2 8 залежно від виконання вимикача зазначеного в технічних умовах за умови вимкнення непошкодженої ненавантаженої фази лінії під час несиметричного короткого замикання. За тривалості підвищення напруги t проміжної між двома значеннями наведеними в таблиці допустиме підвищення напруги повинне дорівнювати вказаному для більшого з цих двох значень тривалості. За умови 0 1 с < t 0 5 с допускається підвищення напруги яке дорівнює U1c + 0 3 U0.1c – U1c де U1c і U0.1c – допустимі підвищення напруги тривалістю t яка дорівнює відповідно 1 0 і 0 1 с. Проміжок часу між двома підвищеннями напруги тривалістю 20 с і 20 хв. повинен бути не меншим ніж 1 година. Якщо підвищення напруги тривалістю 20 хв. було два рази з інтервалом в 1 год. то протягом найближчих 24 год. підвищення напруги втретє допускається лише в разі аварійної ситуації але не раніше ніж через 4 год. Кількість підвищень напруги тривалістю 20 хв. не повинна бути більше ніж 50 протягом 1 року. Кількість підвищень напруги тривалістю 20 с не повинна бути більше ніж 100 за термін служби електрообладнання указаний у стандартах на окремі види електрообладнання або за 25 років якщо термін служби не вказаний. У цьому разі кількість підвищень напруги тривалістю 20 с не повинна бути більше ніж 15 протягом одного року і більше ніж два протягом однієї доби. Кількість підвищень напруги тривалістю 0 1 і 1 0 с не регламентована. 6.8.29. У разі одночасної дії підвищення напруги на декілька видів обладнання допустимим для електроустановки в цілому є значення найнижче з нормованих для цих видів обладнання. Допустимі короткочасні підвищення напруги частотою 50 Гц для обмежувачів перенапруг не повинні перевищувати значень наведених у документації заводів-виробників. Для запобігання підвищенню напруги понад допустимі значення в інструкціях з експлуатації повинен бути вказаний порядок операцій увімкнення та вимикання кожної лінії електропередавання напругою 110 – 150 кВ великої довжини. Для ліній 110 – 150 кВ де можливе підвищення напруги понад 1 1 від найбільшої робочої напруги повинен бути передбачений релейний захист від підвищення напруги. У схемах у тому числі пускових у яких під час планових увімкнень лінії можливе підвищення напруги понад 1 1 а під час автоматичних вимкнень понад 1 4 від найбільшої робочої рекомендовано передбачати автоматику що обмежує до допустимих рівнів значення і тривалість підвищення напруги. 6.9. Установки конденсаторні 6.9.1. Вимоги цього підрозділу поширюються на конденсаторні установки напругою від 0 22 кВ до 10 кВ частотою 50 Гц що використовуються для компенсації реактивної потужності і регулювання напруги та приєднуються паралельно індуктивним елементам електричної мережі споживача. 6.9.2. Конденсаторні установки їх розміщення та захист повинні відповідати вимогам ПУЭ. Допускається застосування суміщеної пускової апаратури конденсаторних батарей що не мають автоматичного регулювання потужності з пусковою апаратурою технологічного обладнання тобто здійснення індивідуальної групової компенсації реактивної потужності. 6.9.3. Конденсаторна установка повинна бути в технічному стані що забезпечує її тривалу та надійну роботу. Керування режимом роботи конденсаторної установки як правило повинно бути автоматичним якщо в разі ручного керування неможливо забезпечити необхідну якість електроенергії. Умови праці при експлуатації конденсаторних установок та використання засобів індивідуального захисту повинні здійснюватись відповідно до вимог ДНАОП 0.00-1.21-98 та пунктів 5.7.19 5.7.21 цих Правил. 6.9.4. Тип потужність місце встановлення і режим роботи компенсувальних пристроїв вибирається проектною чи спеціалізованою організацією відповідно до технічних умов електропередавальної організації на приєднання електроустановок технічних характеристик та режимів роботи електроустановок споживачів з урахуванням вимог діючих НД з компенсації реактивної потужності. Розташування конденсаторів і режими їх роботи повинні задовольняти умови найбільшого зниження втрат активної потужності від реактивних навантажень з урахуванням вимог щодо підтримання рівня напруги на затискачах приймачів. 6.9.5. У паспорті конденсаторної батареї повинен бути наведений список конденсаторів із зазначенням порядкового номера заводського номера дати встановлення номінальної напруги потужності і ємності кожного конденсатора відповідно до даних зазначених на паспортній табличці заводу-виробника і конденсаторної батареї в цілому. 6.9.6. У приміщеннях шафах конденсаторних батарей незалежно від їх розташування повинні бути: - однолінійна принципова схема конденсаторної установки із зазначенням номінального струму плавких уставок запобіжників які захищають окремі конденсатори частину або всю конденсаторну установку а також значення уставки реле максимального струму в разі застосування захисного реле; - стаціонарні пристрої пофазного вимірювання струму. Для конденсаторних установок потужністю до 400 кВАр допускається застосування одного пристрою що перемикається за фазами; - термометр або датчик вимірювання температури навколишнього повітря; - спеціальна штанга для контрольного розрядження конденсаторів; - резервний запас запобіжників на відповідні номінальні струми плавких вставок; - первинні засоби пожежогасіння необхідна кількість первинних засобів пожежогасіння та їх види визначаються відповідно до НАПБ А 01.001-2004 та галузевих нормативних актів з пожежної безпеки . Пристрої для вимірювання температури необхідно розташовувати в найгарячішому місці батареї посередині між конденсаторами. При цьому повинна бути забезпечена можливість спостереження за його показами без вимкнення конденсаторної установки і зняття огорожі. 6.9.7. Якщо температура навколишнього повітря в місці встановлення конденсаторів нижча за граничнодопустиму мінусову температуру зазначену на їх паспортних табличках увімкнення в роботу конденсаторної установки забороняється. Увімкнення конденсаторної установки дозволяється лише після підвищення температури навколишнього повітря до вказаного в паспорті значення температури. 6.9.8. Температура навколишнього повітря в місці встановлення конденсаторів повинна бути не вищою за максимальне значення зазначене в їхніх паспортних табличках. У разі перевищення цієї температури повинні вживатись заходи щодо підсилення ефективності вентиляції. Якщо протягом однієї години температура не знижується конденсаторна установка повинна бути вимкнена. 6.9.9. Для недопущення режиму перетікання реактивної потужності з електричних мереж споживачів якщо такий режим не обумовлено електропередавальною організацією конденсаторні установки відключаються від електромереж в неробочі години підприємства. 6.9.10. У конденсаторних установках напругою понад 1000 В розрядні пристрої повинні бути постійно приєднані до конденсаторів тому в колі між резисторами і конденсаторами не повинно бути комутаційних апаратів. Конденсаторні установки напругою до 1000 В з метою економії електроенергії рекомендується виконувати без постійно приєднаних розрядних пристроїв з автоматичним приєднанням останніх у момент вимкнення конденсаторів. У разі якщо для секціонування конденсаторної батареї використані комутаційні апарати що вимикають окремі її секції під напругою на кожній секції встановлюється окремий комплект розрядних пристроїв. Для конденсаторів з убудованими розрядними резисторами додаткові зовнішні розрядні пристрої не потрібні. 6.9.11. Увімкнення і вимкнення конденсаторних установок напругою 1000 В і більше за допомогою роз'єднувачів забороняється. Усі операції щодо ввімкнення і вимкнення батарей конденсаторів здійснюються відповідно до вимог цих Правил і ПБЕЕ. Умикати конденсаторну батарею в той час коли напруга на збірних шинах перевищує найбільше допустиме значення для даного типу конденсаторів забороняється. Перед вимкненням конденсаторної установки необхідно зовнішнім оглядом переконатися у справності розрядного пристрою. 6.9.12. Заміна згорілих або несправних запобіжників здійснюється на вимкненій конденсаторній батареї після контрольного розряду всіх конденсаторів батареї спеціальною штангою. У разі наявності індивідуального захисту контрольне розрядження здійснюється шляхом почергового замикання між собою всіх виводів кожного конденсатора що входить до складу вимкненої батареї. У разі групового захисту розряджається кожна група конденсаторів а за наявності тільки загального захисту замикаються між собою відповідні шини в ошиновці батареї. 6.9.13. У разі вимкнення конденсаторної установки повторне її увімкнення допускається для конденсаторів напругою вище ніж 1000 В не раніше ніж через 5 хв. після вимкнення а для конденсаторів напругою 660 В і нижче – не раніше ніж через 1 хв. 6.9.14. Увімкнення конденсаторної установки що була вимкнена дією захистів дозволяється після з'ясування й усунення причини що викликала її вимкнення. 6.9.15. Огляд конденсаторної установки без вимкнення здійснюється з такою періодичністю: - на об'єктах з постійним чергуванням персоналу – не рідше ніж один раз на добу; - на об'єктах без постійного чергування персоналу – не рідше ніж один раз на місяць. 6.9.16. Під час огляду конденсаторної установки перевіряють: - справність огорожі цілість замків відсутність сторонніх предметів; - відсутність пилу бруду тріщин на ізоляторах; - температуру навколишнього повітря; - відсутність спучування стінок конденсаторів та слідів витікання просочувальної рідини масла совтола тощо з них; наявність плям просочувальної рідини не є причиною для зняття конденсаторів з експлуатації – такі конденсатори слід узяти під нагляд; - цілісність плавких вставок зовнішнім оглядом у запобіжниках відкритого типу; - величину струму і рівномірність навантаження окремих фаз батареї конденсаторів; - значення напруги на шинах конденсаторної установки або на шинах найближчої РУ; - справність кола розрядного пристрою; - справність усіх контактів зовнішнім оглядом електричної схеми ввімкнення батареї конденсаторів струмопровідних шин заземлення роз'єднувачів вимикачів тощо ; - наявність і справність блокування для безпечної експлуатації; - наявність і справність засобів захисту спеціальної штанги тощо та засобів гасіння пожежі. Позачергові огляди конденсаторних установок здійснюється у разі: - появи розрядів тріску у конденсаторних батареях; - підвищення напруги на затискачах або температури навколишнього повітря до значень близьких до найбільших допустимих. Про результати огляду повинен бути зроблений відповідний запис в оперативному журналі. 6.9.17. Експлуатація конденсаторних батарей забороняється у таких випадках: - якщо напруга на виводах одиничного конденсатора перевищує 110 % від його номінальної напруги або напруга на шинах до яких приєднано конденсаторні батареї становить понад 110 % від номінальної напруги конденсаторів; - при температурі навколишнього повітря яка перевищує найвищу або найнижчу температуру допустиму для конденсаторів даного типу відповідно до паспортних даних конденсаторних установок; - при наявності спучування стінок конденсаторів; - при нерівномірності навантаження фаз конденсаторної установки становить понад 10 % від середнього значення струму; - при збільшенні струму батареї понад 30 % від номінального значення; - при крапельній течі просочувальної рідини; - при пошкодженні фарфорового ізолятора. 6.9.18. Конденсатори просочені трихлордифенілом повинні мати на корпусі біля таблички з паспортними даними розпізнавальний знак у вигляді рівностороннього трикутника жовтого кольору. Під час технічного обслуговування конденсаторів у яких як просочувальний діелектрик використовується трихлордифеніл необхідно вживати заходів для запобігання його попаданню в навколишнє середовище. Просочені трихлордифенілом конденсатори що вийшли з ладу за відсутності умов їх утилізації мають бути знищені захоронені у місцях визначених санітарно-епідеміологічними службами. Капітальний ремонт конденсаторних установок необхідно проводити не рідше ніж один раз на вісім років. Поточні ремонти конденсаторних установок необхідно проводити щороку. 6.9.19. Профілактичні випробування конденсаторних установок необхідно проводити відповідно до табл. 3 додатка 1. 6.10. Установки акумуляторні 6.10.1. Вимоги цього підрозділу поширюються на стаціонарні установки кислотних і лужних акумуляторних батарей далі – АБ що встановлені на підстанціях у виробничих цехах споживача. Акумуляторні батареї повинні встановлюватися та обслуговуватись у відповідності до вимог ПУЕ цих Правил ПБЕЕ та інструкцій заводів-виробників. Умови праці обслуговувального персоналу при експлуатації акумуляторних установок та використання засобів індивідуального захисту повинні здійснюватись відповідно до вимог пунктів 5.7.2 5.7.3 та цих Правил. 6.10.2. Установлювати кислотні та лужні АБ в одному приміщенні забороняється. 6.10.3. Стіни й стеля приміщення акумуляторної двері та віконні рами металеві конструкції стелажі та інші частини повинні бути пофарбовані кислотостійкою лугостійкою фарбою що не містить спирту. Вентиляційні короби та витяжні шафи повинні бути пофарбовані як із зовнішнього так і з внутрішнього боку. На вікнах повинно бути вставлене матове або покрите білою фарбою скло. 6.10.4. Для освітлення приміщень АБ необхідно застосовувати лампи розжарювання установлені у вибухозахищеній арматурі. Один із світильників повинен бути приєднаний до мережі аварійного освітлення. Вимикачі штепсельні розетки запобіжники й автоматичні вимикачі потрібно розташовувати поза акумуляторним приміщенням. Освітлювальна електропроводка повинна бути виконана проводом з кислотостійкою лугостійкою оболонкою. Рівень освітленості приміщень АБ повинен відповідати вимогам будівельних норм і правил. Під час проведення монтажних ремонтних та інших робіт у приміщеннях АБ освітленість на робочому місці повинна бути не менше ніж 200 лк. 6.10.5. Під час приймання АБ щойно змонтованої або після капітального ремонту повинні бути перевірені: - наявність документів на монтаж або капітальний ремонт АБ технічного звіту ; - ємність батареї перевірена струмом 10-годинного розрядження або у відповідності до вказівки заводу-виробника; - якість електроліту за результатами аналізу проб узятих в кінці контрольного розрядження; - густина електроліту приведена до температури 20° C; - напруга елементів наприкінці зарядження та розрядження батареї; - опір ізоляції батареї відносно землі; - справність окремих елементів; - справність припливно-витяжної вентиляції; - відповідність будівельної частини акумуляторних приміщень вимогам ПУЭ. Батарея повинна вводитись в експлуатацію після досягнення 100 % номінальної ємності. 6.10.6. Рівень електроліту в кислотних АБ повинен бути: - вище верхнього краю електродів на 10 – 15 мм для стаціонарних акумуляторів з поверхнево-коробчастими пластинами типу СК; - у межах 20 – 40 мм над запобіжним щитком для стаціонарних акумуляторів з намазними пластинами типу СН. Густина кислотного електроліту за температури 20° C повинна бути: - для акумуляторів типу СК – 1 205 ± 0 005 г/см3; - для акумуляторів типу СН – 1 24 ± 0 005 г/см3. 6.10.7. Для приготування кислотного електроліту слід застосовувати сірчану кислоту та дистильовану воду. Дистильована вода повинна бути перевірена на відсутність хлору та заліза. Якість води та кислоти повинна засвідчуватися заводським сертифікатом або протоколом хімічного аналізу проведеного відповідно до вимог стандартів. Приготування кислотного електроліту і приведення акумуляторної батареї до робочого стану повинні здійснюватись відповідно до вказівок інструкції заводу-виробника. 6.10.8. Лужні акумулятори під час збирання в батарею повинні бути з'єднані в послідовне коло за допомогою стальних нікельованих міжелементних перемичок. Акумуляторні лужні батареї повинні бути з'єднані в послідовне коло за допомогою перемичок з мідного проводу. Рівень електроліту натрій-літієвих і калій-літієвих заряджених акумуляторів повинен бути на 5 – 10 мм вище від верхнього краю пластин. 6.10.9. Для приготування лужного електроліту слід застосовувати: гідроксиди калію або гідроксиди натрію гідроксиди літію та дистильовану воду які відповідають чинним стандартам. Під час приготування лужного електроліту та приведення АБ до робочого стану повинні бути виконані вказівки інструкції заводу-виробника. 6.10.10. Для зменшення випару банки АБ відкритого виконання повинні бути накриті пластинами зі скла або іншого прозорого ізоляційного матеріалу які б спирались на виступи напливи пластин АБ. Матеріал пластин не повинен вступати в реакцію з електролітом. Для акумуляторів з розмірами банки більше ніж 400 х 200 мм можна застосовувати накривні пластини з двох або більше частин. 6.10.11. Елементи АБ повинні бути пронумеровані. Великі цифри наносяться на лицьову вертикальну стінку посудини кислотостійкою лугостійкою фарбою. Першим номером у батареї позначається елемент до якого приєднується позитивна шина. 6.10.12. Персонал який обслуговує акумуляторну установку повинен бути забезпечений: - технічною документацією; - принциповими та монтажними електричними схемами з'єднань; - денсиметрами ареометрами та термометрами для вимірювання густини й температури електроліту; - переносним вольтметром постійного струму з діапазоном вимірювання 0 – 3 В і вольтметром для вимірювання номінальної напруги батареї. Крім того для безпечного виконання робіт акумуляторна установка повинна бути укомплектована згідно з ГНД 34.50.501-2003. 6.10.13. Кислотні батареї типу СК і СН що працюють в режимі постійного під зарядження потрібно експлуатувати без тренувальних розряджень і періодичних вирівнювальних перезаряджень. Залежно від стану батареї але не рідше ніж один раз на рік необхідно проводити вирівнювальне зарядження дозарядження батареї до досягнення значення густини електроліту указаного в п. 6.10.6 на всіх елементах. Тривалість вирівнювального зарядження залежить від технічного стану батареї і повинна тривати не менше ніж 6 год. Для інших типів АБ вирівнювальне зарядження виконують згідно з інструкцією заводу-виробника. Вирівнювальне перезарядження всієї батареї або окремих її елементів необхідно здійснювати тільки за потреби. 6.10.14. Контрольне розрядження батарей проводять за необхідності один раз на один – два роки для визначення їх фактичної ємності у межах номінальної ємності . Працездатність АБ на підстанціях перевіряється за спадом напруги під час короткочасних не більше ніж 5 с розряджень струмом кратністю 1 5 – 2 5 від величини струму одногодинного розрядження струмом поштовху яку виконують один раз на рік. Напруга повністю зарядженої справної батареї в момент поштовху не повинна знижуватися більше ніж на 0 4 В на елемент від напруги в момент що передує поштовху струму. Значення струму розрядження кожного разу повинно бути таким самим. Результати вимірювань під час контрольних розряджень необхідно порівнювати з результатами вимірювань попередніх розряджень. Заряджати і розряджати АБ дозволяється струмом не вище максимального для даної батареї. Температура електроліту наприкінці зарядження не повинна перевищувати 40° C для акумуляторів типу СК та 35° C для акумуляторів типу СН. 6.10.15. На дверях приміщення АБ повинні бути написи: "Акумуляторна" "Вогненебезпечно" "Палити заборонено". На дверях приміщень витяжної вентиляції АБ необхідно вказати клас вибухонебезпечної зони 2 . Експлуатація електрообладнання в цих приміщеннях повинна виконуватись відповідно до вимог розділу 7.4 цих Правил. 6.10.16. Потужність і напруга зарядного пристрою повинні бути достатніми для зарядження АБ до 90 % ємності протягом не більше ніж 8 год. Підзарядний пристрій повинен забезпечувати стабілізацію напруги на шинах постійного струму з відхиленнями не більше ніж 2 %. Випрямні установки які використовують для зарядження та підзарядження АБ повинні бути під'єднані з боку змінного струму через розділювальний трансформатор. Додаткові елементи АБ які не постійно використовують у роботі повинні мати окремий пристрій для зарядження. Ці елементи експлуатують у режимі постійного підзарядження. 6.10.17. Порядок експлуатації системи вентиляції в приміщенні акумуляторної батареї з урахуванням конкретних умов повинен бути визначений виробничою інструкцією споживача. Припливно-витяжна вентиляція приміщення АБ повинна бути ввімкнена перед початком зарядження та вимкнена після повного відведення газів але не раніше ніж через 1 5 год. після закінчення зарядження. Для АБ необхідно передбачити блокування що унеможливлює зарядження батареї з напругою більше ніж 2 3 В на елемент при вимкненій вентиляції. 6.10.18. Напругу на шинах оперативного постійного струму за нормальних умов експлуатації дозволяється підтримувати на 5 % вище від номінальної напруги струмоприймачів. 6.10.19. Усі збірки і кільцеві магістралі постійного струму повинні бути забезпечені подвійним живленням. 6.10.20. Опір ізоляції АБ вимірюють за спеціальною програмою не рідше ніж один раз на три місяці. Залежно від номінальної напруги АБ він повинен бути рівним значенням наведеним у табл. 6.7. Таблиця 6.7 Напруга акумуляторної батареї В 220 110 60 48 24 Опір ізоляції не менше кОм 100 50 30 25 15 За наявності пристрою для контролю ізоляції на шинах постійного оперативного струму він повинен діяти на сигнал під час зниження опору ізоляції одного з полюсів: до відмітки 20 кОм – у мережі напругою 220 В; 10 кОм – у мережі 110 В; 6 кОм – у мережі 60 В; 5 кОм – у мережі 48 В; 3 кОм – у мережі 24 В. В умовах експлуатації опір ізоляції мережі постійного оперативного струму який періодично вимірюється за допомогою пристрою контролю ізоляції або вольтметра повинен бути не нижче двократного щодо зазначених вище мінімальних значень. 6.10.21. У разі замикання на землю або зниження опору ізоляції до спрацьовування пристрою контролю у мережі оперативного струму необхідно негайно вжити заходів щодо усунення цих неполадок. Виконання робіт під напругою в мережі оперативного струму якщо в цій мережі є замикання на землю забороняється за винятком робіт з пошуку місця замикання. 6.10.22. Обслуговування акумуляторних установок повинно бути покладено на працівника навченого правилам експлуатації АБ. На кожній акумуляторній установці повинен бути журнал АБ для запису результатів оглядів та обсягів виконаних робіт. 6.10.23. Аналіз електроліту працюючої кислотної АБ необхідно здійснювати щороку з урахуванням проб узятих з контрольних елементів. Кількість контрольних елементів установлює особа відповідальна за електрогосподарство залежно від стану АБ але не менше ніж 10 % від кількості елементів у батареї. Контрольні елементи повинні щорічно замінюватись. Під час контрольного розрядження проби електроліту відбирають наприкінці розрядження. 6.10.24. В АБ може бути відстаючих елементів не більше ніж 5 % від загальної кількості елементів. Напруга відстаючих елементів у кінці розрядження повинна відрізнятися від середньої напруги інших елементів не більше ніж на 1 5 %. 6.10.25. Напругу густину й температуру електроліту кожного елемента стаціонарних АБ вимірюють відповідно до табл. 4 додатка 1. 6.10.26. Огляд АБ здійснюють: - оперативний персонал – один раз на добу; - майстер або начальник підстанції – два рази на місяць; - на підстанціях без постійного оперативного персоналу експлуатаційний персонал одночасно з оглядом обладнання а також спеціально виділена особа – за графіком затвердженим особою відповідальною за електрогосподарство. 6.10.27. Під час поточного огляду перевіряють: - напругу густину і температуру електроліту в контрольних елементах напруга та густина електроліту в усіх елементах повинна бути перевірена не рідше ніж один раз на місяць ; - напругу та струм підзарядження основних і додаткових акумуляторів; - рівень електроліту; - правильність положення накривних пластин; - цілісність акумуляторів; - чистоту в приміщенні; - наявність виділення бульбашок газу з акумуляторів; - рівень та колір шламу в акумуляторах з прозорими баками. 6.10.28. Під час поточного ремонту АБ здійснюють: - перевірку стану пластин і заміну їх за необхідності в окремих елементах; - нейтралізацію електроліту що потрапив на стелаж; - заміну частини сепараторів; - видалення шламу з елементів; - перевірку якості електроліту; - перевірку стану стелажів та їх ізоляції відносно землі; - усунення інших несправностей АБ; - перевірку та ремонт будівельної частини приміщення. 6.10.29. Капітальний ремонт батареї заміна значної кількості пластин сепараторів розбирання всієї або більшої її частини здійснюють залежно від стану АБ із залученням за необхідності спеціалізованих організацій. Капітальний ремонт АБ типу СК виконують як правило не раніше ніж через 15 – 20 років її експлуатації. Капітальний ремонт АБ типу СН не проводять. Заміна акумуляторів цього типу повинна виконуватися не раніше ніж через 10 років експлуатації. Потребу капітального ремонту батареї встановлює особа відповідальна за електрогосподарство або організація що здійснює капітальний ремонт. 6.10.30. Акумуляторні батареї закритого типу іноземного виробництва необхідно експлуатувати на підставі інструкцій які повинні бути розроблені відповідно до вимог заводів-виробників. Герметизовані акумуляторні батареї з внутрішньою рекомбінацією газів і напругою до 2 4 В на елемент дозволяється встановлювати у виробничих приміщеннях загального призначення згідно з рекомендаціями заводів-виробників. Спільна експлуатація герметизованих та відкритих АБ заборонена. 6.11. Електричне освітлення 6.11.1. Вимоги викладені в цьому підрозділі поширюються на установки електричного освітлення промислових підприємств приміщень і споруд житлових і громадських будівель відкритих просторів і вулиць а також на рекламне освітлення. 6.11.2. Робоче та аварійне освітлення в усіх приміщеннях на робочих місцях відкритих просторах і вулицях повинно забезпечувати освітленість відповідно до вимог будівельних норм і правил. Рекламне освітлення яке забезпечене пристроями програмного керування повинно задовольняти також вимоги діючих норм на допустимі індустріальні радіоперешкоди. Світильники робочого та аварійного освітлення які застосовуються під час експлуатації електроустановок повинні бути виключно заводського виготовлення і відповідати вимогам державних стандартів і технічних умов. 6.11.3. Світильники аварійного освітлення повинні відрізнятися від світильників робочого освітлення знаками або забарвленням. Світлоогородження димових труб та інших висотних споруд повинно відповідати правилам маркування та світлоогородження висотних перешкод. 6.11.4. Живлення світильників аварійного та робочого освітлення в нормальному режимі повинно здійснюватись від різних незалежних джерел. У разі вимкнення джерела мережа аварійного освітлення повинна автоматично перемикатися на незалежне джерело живлення акумуляторну батарею тощо . Живлення мережі аварійного освітлення за схемами що відрізняються від проектних забороняється. Приєднання до мережі аварійного освітлення переносних трансформаторів та інших видів струмоприймачів які не належать до цього освітлення забороняється. Мережа аварійного освітлення повинна бути виконана без штепсельних розеток. 6.11.5. На щитах і збірках мережі освітлення на всіх вимикачах рубильниках автоматах повинні бути написи з найменуванням приєднання а на запобіжниках – із зазначенням струму плавкої вставки. Застосування некаліброваних плавких вставок в усіх видах запобіжників забороняється. 6.11.6. Переносні ручні світильники які застосовуються при організації ремонтних робіт повинні живитися від мережі напругою не вище ніж 42 В а в приміщеннях з підвищеною небезпекою ураження електричним струмом і приміщеннях з особливо небезпечними умовами праці – не вище ніж 12 В. Вилки приладів розраховані на напругу 12 – 42 В повинні мати конструктивне виконання що унеможливлює їх увімкнення в розетки з напругою 127 і 220 В. На всіх штепсельних розетках повинні бути написи із зазначенням номінальної напруги. Використання автотрансформаторів для живлення світильників мережі 12 – 42 В забороняється. Застосування для переносного освітлювання люмінесцентних ламп і ламп ДРЛ не закріплених на жорстких опорах забороняється. 6.11.7. Установлення ламп у світильники мережі робочого та аварійного освітлення потужність або колір випромінювання яких не відповідає проектній а також знімання розсіювачів екранувальних і захисних грат світильників забороняються. 6.11.8. Живлення мереж внутрішнього зовнішнього а також охоронного освітлення підприємств споруд житлових і громадських будівель відкритих просторів і вулиць як правило повинно бути виконане окремими лініями. Керування мережею зовнішнього освітлення окрім мережі освітлення віддалених об'єктів а також керування мережею охоронного освітлення повинно здійснюватись централізовано з приміщення щита керування електрогосподарством даного підприємства або з іншого спеціального приміщення. 6.11.9. Мережа освітлення повинна живитися від джерел стабілізаторів або окремих трансформаторів що забезпечують можливість підтримання напруги в необхідних межах. Напруга на лампах освітлення не повинна перевищувати номінальну. Зниження напруги біля найвіддаленіших ламп мережі внутрішнього робочого освітлення а також прожекторних установок не повинно бути більше ніж 5 % номінальної напруги; біля найвіддаленіших ламп мережі зовнішнього і аварійного освітлення в мережі 12 – 42 В – не більше ніж 10 %. 6.11.10. У коридорах електричних підстанцій і розподільних установок що мають два виходи а також у прохідних тунелях освітлення повинно бути виконано з двостороннім керуванням. 6.11.11. В оперативних працівників які обслуговують мережі електричного освітлення повинні бути схеми цієї мережі запас каліброваних плавких вставок світильників і ламп усіх напруг мережі освітлювання. Оперативні працівники споживача або об'єкта навіть за наявності аварійного освітлення повинні бути забезпечені переносними електричними ліхтарями з автономним живленням. 6.11.12. Установку та очищення світильників мережі електричного освітлення заміну ламп ремонт та огляд мережі електричного освітлення повинні виконувати відповідно до графіка оперативні оперативно-ремонтні або спеціально навчені працівники. Періодичність робіт з очищення світильників і перевірки технічного стану освітлювальних установок споживача наявність і цілісність скла ґрат і сіток справність ущільнення світильників спеціального призначення тощо повинна бути встановлена особою відповідальною за електрогосподарство споживача з урахуванням місцевих умов. На ділянках що піддаються підвищеному забрудненню очищення світильників повинно виконуватись за окремим графіком. 6.11.13. Заміна ламп може виконуватись груповим або індивідуальним способом який встановлюється конкретно для кожного споживача в залежності від доступу до ламп і потужності освітлювальної установки. У разі групового способу термін чергового очищення арматури повинен бути узгоджений з терміном групової заміни ламп. 6.11.14. Якщо висота підвішування світильників менша ніж 5 м дозволяється їх обслуговування з приставних драбин і стрем'янок. У разі розміщення світильників на більшій висоті дозволяється їх обслуговування з мостових кранів стаціонарних містків і пересувних пристроїв за умови дотримання заходів безпеки обумовлених виробничими інструкціями та обов'язково зі зняттям напруги. 6.11.15. Люмінесцентні лампи що вийшли з ладу лампи ДРЛ та інші що містять ртуть повинні зберігатися у спеціальному приміщенні. Їх необхідно періодично вивозити для подальшої демеркуризації до спеціальних організацій. 6.11.16. Огляд і перевірка мережі освітлення повинні проводитись у такі терміни: - перевірка дії автомата аварійного освітлення – не рідше ніж один раз на місяць у денні години; - перевірка справності аварійного освітлення у разі вимкнення робочого освітлення – два рази на рік; - вимірювання освітленості робочих місць – під час уводу мережі в експлуатацію і надалі за потреби а також після зміни технологічного процесу або переобладнання; - випробування ізоляції стаціонарних трансформаторів 12 – 42 В – один раз на рік переносних трансформаторів і світильників 12 – 42 В – два рази на рік. Виявлені під час перевірки та огляду дефекти повинні бути усунені в найкоротші терміни. 6.11.17. Перевірка стану стаціонарного обладнання й електропроводки аварійного евакуаційного та робочого освітлення випробування та вимірювання опору ізоляції проводів кабелів і заземлювальних пристроїв треба проводити під час уведення в експлуатацію мережі електричного освітлення надалі не рідше ніж один раз на три роки а ще далі – згідно з графіком затвердженим особою відповідальною за електрогосподарство підприємства відповідно до табл. 27 додатка 1. 6.11.18. Технічне обслуговування та ремонт установок вуличного і рекламного освітлення повинен виконувати підготовлений електротехнічний персонал. Споживачі що не мають такого персоналу можуть передавати функції технічного обслуговування та ремонту цих установок спеціалізованим організаціям. Періодичність планово-попереджувальних ремонтів установок мережі рекламного освітлення встановлюється в залежності від їхньої категорії місця розташування системи технічного обслуговування тощо її затверджує особа відповідальна за електрогосподарство. 6.11.19. Увімкнення та вимкнення установок зовнішнього вуличного і рекламного освітлення як правило здійснюються автоматично відповідно до графіка складеного з урахуванням пори року та особливостей місцевих умов. 6.11.20. Про всі відхилення в роботі установок рекламного освітлення і пошкодження миготіння часткові розряди тощо оперативні працівники споживача зобов'язані негайно інформувати працівників які здійснюють технічне обслуговування та ремонт таких установок. Робота установок рекламного освітлення за наявності видимих пошкоджень забороняється. 6.11.21. За наявності централізованої автоматичної системи керування установками вуличного і рекламного освітлення повинно забезпечуватись цілодобове чергування працівників які мають у своєму розпорядженні транспортні засоби і телефонний зв'язок. 6.11.22. Роботи на установках рекламного освітлення а також очищення світильників вуличного освітлення повинні здійснюватись у світлий час доби. 6.12. Засоби вимірювальної техніки електричних величин 6.12.1. Вимоги цього підрозділу поширюються на стаціонарні та переносні засоби вимірювальної техніки електричних величин далі – ЗВТ . Правові основи забезпечення єдності вимірювання в Україні визначаються Законом України "Про метрологію і метрологічну діяльність" а також іншими нормативно-правовими актами України з метрології. 6.12.2. Оснащеність електроустановок ЗВТ повинна відповідати проектній документації чинним державним та галузевим НД з вимірювань сигналізації та автоматичному регулюванню. 6.12.3. Електроустановки повинні бути забезпечені ЗВТ занесеними до Державного реєстру засобів вимірювальної техніки далі – Державний реєстр . Дозволяється застосування ЗВТ які не занесені до Державного реєстру але пройшли метрологічну атестацію в установленому порядку. Забороняється використання ЗВТ з терміном повірки чи калібрування що минув. 6.12.4. У кожного споживача повинна бути організована метрологічна служба або підрозділ що виконує функції такої служби обов'язком якої є періодичний огляд та профілактичне обслуговування ЗВТ нагляд за їх станом повірка калібрування ремонт та випробування цих засобів. Виконання завдань метрологічної служби споживач організовує власними силами за наявності свідоцтва про уповноваження або атестацію у державній метрологічній системі відповідно до Закону України "Про метрологію і метрологічну діяльність" або виконує ці роботи за договором залучаючи організації що мають право на їх проведення. 6.12.5. Засоби вимірювальної техніки що підлягають державному метрологічному контролю та нагляду у тому числі ЗВТ результати вимірювань яких використовуються для розрахункового обліку електроенергії а також вихідні еталони електричних величин що перебувають у власності споживача підлягають періодичній повірці. Періодична повірка повинна проводитись у процесі експлуатації згідно з календарним графіком який повинен складатися у кожного споживача та узгоджуватися з організацією акредитованою в установленому порядку на право виконання повірки відповідних ЗВТ. 6.12.6. Умови зберігання та експлуатації ЗВТ повинні відповідати вимогам заводу-виробника. При використанні ЗВТ в умовах або режимах експлуатації відмінних від наведених у документації на ці ЗВТ для них установлюються індивідуальні метрологічні характеристики. 6.12.7. На ЗВТ що перебувають в експлуатації за узгодженням з метрологічною службою можливе нанесення додаткових позначок що поліпшують сприймання контрольованих параметрів. Біля кожного лічильника електричної енергії має бути напис що вказує диспетчерське найменування приєднання на якому здійснюється облік електроенергії. Спостереження за нормальною роботою ЗВТ у тому числі за роботою реєструвальних приладів приладів з автоматичним прискоренням запису в аварійних режимах а також зміна паперу доливання чорнила для регулювальних приладів контроль поточного часу на підстанціях або в РУ ведуть оперативні працівники. 6.12.8. Про всі порушення в роботі ЗВТ працівники які обслуговують обладнання на якому встановлені ЗВТ повинні інформувати підрозділ що виконує функції метрологічної служби споживача. Споживач у якого встановлені ЗВТ що належать та/або експлуатуються електропередавальною організацією є відповідальним за їх збереження та дотримання умов експлуатації. 6.12.9. Усі дії з ЗВТ що перебувають в експлуатації електропередавальної організації або якщо інформація від ЗВТ використовується електропередавальною організацією датчики інформації прилади системи контролю та обліку розрахункові лічильники електричної енергії ТС та ТН тощо виконуються електропередавальною організацією або спільно із споживачем що експлуатує ЗВТ з дозволу та в присутності представника електропередавальної організації. 6.12.10. Використання та встановлення засобів обліку реактивної електроенергії і місце їх установлення узгоджуються з електропередавальною організацією на стадії видачі технічних умов на приєднання нових електроустановок і під час оформлення додатків до договорів про оплату перетікань реактивної електроенергії для електроустановок що перебувають в експлуатації у споживача. Для споживачів яких залучено до розрахунків за перетікання реактивної електроенергії установлення засобів обліку реактивної електроенергії є обов'язковим. Облік реактивної електроенергії як правило установлюється на межі розділу електромереж. 6.12.11. Засоби обліку реактивної електроенергії повинні забезпечувати можливість окремого обліку перетікань реактивної електроенергії з мереж електропередавальної організації в мережу споживача споживання реактивної електроенергії і обліку перетікань з мереж споживача в мережу електропередавальної організації генерація реактивної електроенергії  – у разі можливості таких перетікань. 6.12.12. Розрахункові прилади обліку що контролюють генерацію реактивної електроенергії в мережу електропередавальної організації повинні встановлюватись вище точок приєднання усіх наявних у мережі споживача джерел реактивної електроенергії але найближче до межі балансового розділу електричних мереж. 6.12.13. В умовах транзитних схем електропостачання що мають багатостороннє живлення розрахунковий облік споживання і генерації реактивної електроенергії має встановлюватись безпосередньо на приєднаннях споживачів. 6.12.14. За умови складної схеми електропостачання зі змінними напрямками перетікань реактивної потужності як розрахункова може використовуватись автоматизована система обліку яка повинна враховувати всі можливі співвідношення перетікань у відповідних годинних інтервалах. 6.12.15. У вторинних колах ТН до яких підключені ЗВТ розрахункового обліку керування та контролю за споживанням електричної енергії установлення запобіжників без контролю їх цілісності з дією на сигнал забороняється. 6.12.16. Для запобігання порушенням розрахункового обліку електричної енергії споживач готує місця для опломбування що забезпечують захист від несанкціонованого доступу до ЗВТ розрахункового обліку. При цьому мають бути опломбовані: - розрахункові лічильники електричної енергії та їхні клемні коробки; - струмові кола розрахункових лічильників електричної енергії; - випробувальні колодки до яких підключені вторинні кола ТС і ТН; - місця приєднання телеметричних виходів ліній зв'язку автоматизованих систем розрахункового обліку керування та контролю за використанням електричної енергії; - ґрати або дверцята камер підстанцій де встановлені запобіжники на боці високої напруги ТН до яких приєднані ЗВТ розрахункового обліку керування й контролю за використанням електричної енергії; - рукоятки приводів роз'єднувачів ТН до яких приєднані ЗВТ розрахункового обліку керування та контролю за використанням електричної енергії. Дозволяється використання інших додаткових засобів контролю та захисту від несанкціонованого доступу до ЗВТ розрахункового обліку керування та контролю за споживанням електричної енергії. 6.13. Випробування та вимірювання параметрів електрообладнання та апаратів електроустановок споживачів 6.13.1. Випробування та вимірювання параметрів електрообладнання та апаратів споживачів проводиться відповідно до методів та нормативно-технічних параметрів наведених у додатках 1 і 2. Норми випробувань та вимірювань параметрів електрообладнання та апаратів далі – Норми є обов'язковими для споживачів та населення які експлуатують електроустановки напругою до 150 кВ незалежно від їх форми власності та відомчої підпорядкованості. Під час перевірок випробувань та вимірювань електрообладнання напругою понад 150 кВ а також генераторів та синхронних компенсаторів слід керуватися ГКД 34.20.302-2002. Вимірювання параметрів електрообладнання виконуються згідно з атестованими методиками вимірювання за ГОСТ 8.010-99. Під час перевірок випробувань та вимірювань електрообладнання крім Норм слід керуватися чинними НД а також інструкціями заводів-виробників. 6.13.2. Система технічного обслуговування і ремонту ТОР включає такі види перевірок електрообладнання: К – під час капітального ремонту; П – під час поточного ремонту; М – міжремонтні профілактичні випробування та вимірювання не пов'язані з виводом електрообладнання в ремонт. Для окремих видів електрообладнання які не ввійшли в ці Норми конкретні терміни випробувань і вимірювань параметрів електрообладнання й апаратів електроустановок визначаються особою відповідальною за електрогосподарство на основі цих Норм відомчої або місцевої системи ТОР у відповідності до інструкцій заводів виробників та з урахуванням місцевих умов і стану електроустановок. 6.13.3. Висновок про придатність електрообладнання до експлуатації робиться не тільки на підставі порівняння результатів випробовувань з Нормами але також і за сукупністю результатів усіх проведених перевірок. Значення параметрів отриманих під час чергових вимірювань необхідно порівнювати з вихідними даними. Під вихідними значеннями вимірюваних параметрів слід розуміти їхні значення указані в паспортах і протоколах заводу-виробника або отриманих під час випробувань які проводяться після капітального ремонту. В окремих випадках результати вимірювань слід порівнювати з параметрами однотипного електрообладнання або з результатами попередніх вимірювань. Параметри на значення яких впливає температура необхідно привести до температури за якої проводилися вимірювання параметрів з якими зіставляються отримані значення. Електрообладнання у якого значення параметрів одержаних під час випробувань не відповідає нормам повинно бути виведено з роботи. Рішення про порядок та терміни виведення з роботи цього електрообладнання приймає особа відповідальна за електрогосподарство. 6.13.4. При проведенні випробувань та вимірювань уживаються такі терміни і визначення: випробна підвищена напруга промислової частоти – середньоквадратичне значення напруги промислової частоти яку повинна витримувати протягом заданого часу внутрішня і зовнішня ізоляції електрообладнання за певних умов випробування; випробна постійна випрямлена напруга – амплітудне значення напруги що прикладається до електрообладнання протягом заданого часу за певних умов випробування; електрообладнання з нормальною ізоляцією – електрообладнання призначене для застосування в електроустановках що зазнають дії атмосферних перенапруг за умов упровадження звичайних заходів захисту від блискавки; електрообладнання з полегшеною ізоляцією – електрообладнання призначене для застосування тільки в електроустановках що не зазнають дії атмосферних перенапруг або за умови застосування спеціальних заходів для захисту від блискавки що обмежує амплітуду атмосферних перенапруг до значень які не перевищують амплітуду однохвилинної випробної напруги промислової частоти. 6.13.5. Випробування та вимірювання параметрів електрообладнання повинні проводитись акредитованими лабораторіями за програмами методиками наведеними в стандартах та технічних умовах з урахуванням вимог безпечного виконання робіт. Похибки вимірювань і вимоги до параметрів випробних напруг повинні відповідати державним стандартам та чинним НД. Результати перевірки вимірювання та випробування повинні бути оформлені протоколами або актами які зберігаються разом з паспортами електрообладнання. 6.13.6. Вимірювання опору ізоляції випробування ізоляції підвищеною напругою й відбір проби трансформаторного масла з баків апаратів для аналізу необхідно проводити за плюсової температури не нижче ніж 5° C крім спеціально обумовлених у Нормах випадків коли потрібна вища температура. 6.13.7. Перед проведенням випробувань і вимірювань електрообладнання за винятком обертових електричних машин які перебувають в експлуатації та у випадках спеціально обумовлених у Нормах зовнішня поверхня ізоляції повинна бути очищена від пилу та бруду крім тих випадків коли випробовування і вимірювання проводяться методом що не потребує виведення обладнання з роботи. 6.13.8. Під час випробування ізоляції обмоток обертових електричних машин трансформаторів та реакторів підвищеною напругою промислової частоти повинні бути випробувані по черзі кожне незалежне електричне коло або паралельна гілка в останньому випадку за наявності повної ізоляції між гілками . У цьому випадку високовольтний вивід випробного пристрою з'єднується з закороченими виводами обмотки що випробовується а другий – із заземленим корпусом електрообладнання ізоляція якого випробовується. Виводи інших обмоток перемикаються і з'єднуються з заземленим корпусом. Обмотки що постійно з'єднані між собою і не мають виведених кінців кожної фази або гілки випробовуються відносно корпусу без роз'єднання. 6.13.9. До і після випробування ізоляції підвищеною напругою промислової частоти або постійною напругою необхідно вимірювати опір ізоляції. За опір ізоляції приймається однохвилинне значення вимірюваного опору R60. 6.13.10. Результати випробування підвищеною напругою промислової частоти вважаються задовільними якщо під час прикладання випробної напруги не спостерігалось поверхневих розрядів поштовхів струму зростання струму витоку пробоїв чи перекриття ізоляції та якщо опір ізоляції після випробування зріс або залишився таким як і до випробування. Виняток становлять випадки коли під час випробувань відбувається нагрів ізоляції. У цьому разі зниження опору ізоляції не повинно перевищувати 20 %. 6.13.11. Нормативні значення тангенса кута діелектричних утрат ізоляції електрообладнання та струму провідності розрядників наведені для вимірів за температури 20° C за винятком випадків коли значення температури обумовлено. Під час вимірювання тангенса кута діелектричних утрат ізоляції електрообладнання слід одночасно визначати і її ємність. 6.13.12. Випробування напругою 1000 В промислової частоти може бути замінене вимірюванням однохвилинного значення опору ізоляції мегаомметром на напругу 2500 В. Ця заміна не дозволяється у разі випробування обертових електричних машин відповідальних кіл релейного захисту та електроавтоматики. 6.13.13. Перед проведенням випробувань ізоляції електрообладнання підвищеною напругою необхідно попередньо провести ретельний зовнішній огляд та оцінити стан ізоляції іншими методами. Забраковане під час зовнішнього огляду електрообладнання незалежно від результатів випробувань та вимірювань повинно бути замінене або відремонтоване. 6.13.14. Вимірювання втрат та струму неробочого ходу силових трансформаторів слід виконувати перед проведенням перевірок які вимагають подачі постійного струму на обмотку трансформатора вимірювання опору ізоляції опору обмоток постійному струму прогріву постійним струмом тощо . 6.13.15. Температура ізоляції електрообладнання визначається таким чином: - для силового трансформатора що не піддавався нагріву приймається температура верхніх шарів масла виміряна термометром; - для трансформатора що піддався нагріву або дії сонячної радіації приймається середня температура фази В обмотки вищої напруги що визначається за її опором постійному струмові; - для електричних машин що перебувають практично в холодному стані приймається температура навколишнього середовища; - для електричних машин які піддавались нагріву приймається середня температура обмотки що визначається за її опором постійному струмові; - для трансформатора струму серії ТФЗМ ТФН з масляним заповненням приймається температура навколишнього середовища; - для вводу установленого на масляному вимикачі або на силовому трансформаторі який не піддавався нагріву приймається температура масла в баку вимикача або силового трансформатора. 6.13.16. Оцінка стану резервного електрообладнання що перебуває в резерві проводиться в обсязі який вказаний у Нормах. Періодичність контролю визначає особа відповідальна за електрогосподарство. 6.13.17. Обсяг і періодичність випробувань та вимірювань параметрів електрообладнання й апаратів електроустановок у гарантійний період роботи необхідно проводити згідно з інструкціями заводів-виробників. 6.13.18. Електрообладнання та ізолятори на номінальну напругу що перевищує номінальну напругу електроустановки у якій вони експлуатуються можуть випробовуватися підвищеною напругою промислової частоти за нормами установленими для класу ізоляції даної електроустановки. 6.13.19. Випробування підвищеною напругою ізоляторів і трансформаторів струму які з'єднані з силовими кабелями 6 – 10 кВ можна випробовувати разом згідно з нормами на силові кабелі. 6.13.20. За відсутності потрібної випробувальної апаратури змінного струму допускається випробовування електрообладнання розподільних пристроїв напругою до 20 кВ постійною напругою яка дорівнює півторакратному значенню випробувальної напруги промислової частоти. 6.13.21. Після заміни масла в маслонаповненому електрообладнанні крім масляних вимикачів необхідно провести повторне випробування ізоляції згідно з цими Нормами. 6.13.22. Для випробування підвищеною напругою промислової частоти а також для вимірювання струму та втрат неробочого ходу рекомендується до випробувальної установки подавати лінійну напругу мережі живлення. 6.13.23. Споживачі електроенергії у яких електроустановки створюють небезпечні та шкідливі виробничі фактори наведені у пункті 5.7.14 повинні проводити гігієнічну оцінку цих факторів. Вимірювання та гігієнічна оцінка результатів досліджень зазначених факторів проводиться при введені в експлуатацію відповідних електроустановок або на вимогу санітарно-епідеміологічних органів. 6.13.24. Галузеві та виробничі інструкції системи ТОР повинні бути приведені у відповідність до даних Норм. 6.13.25. Указана для окремих видів електрообладнання періодичність випробовувань є рекомендованою та може бути змінена згідно з обґрунтованим рішенням технічного керівника споживача з урахуванням технічного стану електроустановок терміну їх служби та результатів діагностики електрообладнання. 6.13.26. Під час експлуатації елегазового електрообладнання необхідно дотримуватися інструкцій заводів-виробників як щодо обслуговування самого обладнання так і до приміщень у яких експлуатується чи проводиться ремонт елегазового обладнання. Приміщення з елегазовим обладнанням або з балонами елегазу необхідно облаштувати припливно-витяжною вентиляцією. Персонал який допускається до обслуговування елегазового обладнання повинен пройти відповідну підготовку. 6.13.27. Рекомендується впроваджувати тепловізійний контроль електрообладнання який дає змогу провести перевірку окремих його характеристик під робочою напругою що забезпечує своєчасне виявлення дефектів а також зменшує обсяг робіт на виведеному з експлуатації обладнанні. Сюди відноситься перевірка розрядників обмежувачів перенапруги контактних з'єднань на повітряних лініях та на відкритих розподільних установках відбракування фарфорових ізоляторів а також перегрів елементів обладнання убудованого у фарфорові накривки. 7. ЕЛЕКТРОУСТАНОВКИ СПЕЦІАЛЬНОГО ПРИЗНАЧЕННЯ 7.1. Установки електрозварювальні 7.1.1. Вимоги цього розділу поширюються на стаціонарні пересувні й переносні установки дугового зварювання постійного і змінного струмів для виконання електротехнологічних процесів зварювання наплавлення і різання металів. 7.1.2. Електрозварювальні установки їх монтаж і розташування повинні відповідати: ГОСТ 12.2.007.8-75 ГОСТ 12.2.003-91 вимогам ПУЭ Правил та інших НД а також указівкам заводів-виробників електрозварювального обладнання. 7.1.3. Електрозварювальні роботи на об'єктах незалежно від форм власності і відомчого підпорядкування необхідно виконувати відповідно до вимог державних стандартів ГОСТ 12.3.002-75 ГОСТ 12.3.003-86. При цьому повинні бути виконані також вимоги ГОСТ 12.1.004-91 ДНАОП 1.1.10-1.04-01 НАПБ А 01.001-2004 ДНАОП 0.00-1.32-01 і цих Правил. 7.1.4. Виконання електрозварювальних робіт у вибухонебезпечних і вибухопожежонебезпечних приміщеннях необхідно здійснювати відповідно до вимог державного стандарту ГОСТ 12.1.010-76 і цих Правил. 7.1.5. Джерела зварювального струму повинні приєднуватись до розподільних електричних мереж напругою не вище ніж 660 В. 7.1.6. Джерелами зварювального струму для всіх видів дугового зварювання повинні застосовуватись джерела тільки спеціально для цього призначені та такі що задовольняють вимоги діючих стандартів зварювальні трансформатори або перетворювачі статичні чи двигун-генераторні з електродвигунами або двигунами внутрішнього згоряння. Живлення зварювальної дуги безпосередньо від силової освітлювальної чи контактної електричної мережі забороняється. 7.1.7. Схеми приєднання кількох джерел зварювального струму в разі роботи їх на одну зварювальну дугу повинні унеможливлювати одержання між виробом й електродом напруги яка перевищує найбільшу напругу неробочого ходу одного з джерел зварювального струму. 7.1.8. Для підведення струму від джерела зварювального струму до електродотримача установки ручного дугового зварювання повинен застосовуватись гнучкий провід з гумовою ізоляцією і в гумовій оболонці. Застосування проводів з ізоляцією або в оболонці з полімерних матеріалів які розповсюджують горіння забороняється. 7.1.9. Електрозварювальні установки з багатопостовим джерелом зварювального струму повинні мати в первинному колі комутаційний апарат і пристрій захисту джерела від перевантаження автоматичний вимикач запобіжники а також комутаційні і захисні електричні апарати на кожній лінії що відходить до зварювального поста. 7.1.10. Пересувні або переносні електрозварювальні установки повинні розташовуватись на такій відстані від комутаційного апарату за якої довжина з'єднувального гнучкого кабелю не перевищуватиме 10 м. Ця вимога не поширюється на живлення установок за тролейною системою та у випадках де інша довжина передбачена конструкцією відповідно до технічних умов на установку. Пересувні електрозварювальні установки на час переміщення необхідно від'єднати від мережі. 7.1.11. Зварювальні пости повинні бути оснащені фільтрокомпенсувальними пристроями що забезпечують якість електроенергії на межі балансової належності яка відповідає державному стандарту ГОСТ 13109-97 "Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения". Відповідальність за дотримання показників якості електроенергії покладається на особу відповідальну за електрогосподарство. 7.1.12. Усі електрозварювальні установки з джерелами змінного та постійного струму призначені для зварювання в особливо небезпечних умовах у середині металевих ємностей колодязях тунелях на понтонах у котлах відсіках суден тощо або для роботи в приміщеннях з підвищеною небезпекою повинні бути оснащені пристроями автоматичного захисного вимкнення напруги неробочого ходу в разі розриву зварювального кола чи його обмеження до значення безпечного в даних умовах. Цей пристрій повинен мати технічну документацію затверджену в установленому порядку а його параметри відповідати державному стандарту ГОСТ 12.2.007.8-75. Застосування захисних пристроїв обмеження напруги неробочого ходу не звільняє зварника від безумовного дотримання ним діючих правил безпеки в зварювальному виробництві застосування електродотримачів заводського виготовлення спецодягу спецвзуття електрозахисних засобів. 7.1.13. Під час проведення зварювальних робіт у закритому приміщенні необхідно передбачати відведення зварювальних аерозолів безпосередньо поблизу дуги чи електроду. У вентиляційних системах приміщень для електрозварювальних установок повинні бути встановлені фільтри які б унеможливлювали викиди шкідливих речовин у навколишнє середовище. 7.1.14. Споживачі електроенергії які створюють зварювальні дільниці повинні мати прилади методики і кваліфікованих працівників для контролю за небезпечними і шкідливими виробничими факторами указаними в державному стандарті ГОСТ 12.3.003-86. Результати вимірювання повинні реєструватись. У разі перевищення установлених норм повинні бути вжиті заходи із зниження результатів дії шкідливих факторів. 7.1.15. Приєднання і від'єднання від мережі електрозварювальних установок а також нагляд за їх справним станом у процесі експлуатації повинні виконуватись електротехнічним персоналом споживача які мають групу з електробезпеки не нижче III. 7.1.16. До виконання електрозварювальних робіт допускаються особи які пройшли медогляд в установленому порядку навчання інструктаж і перевірку знань правил вимог безпеки і мають групу з електробезпеки не нижче II а також мають відповідні посвідчення. Електрозварникам які пройшли спеціальне навчання може присвоюватись в установленому порядку III групу з електробезпеки і вище з правом приєднання і від'єднання від мережі пересувних електрозварювальних установок. 7.1.17. Пересувне переносне електрозварювальне обладнання закріплюється за електрозварником про що робиться запис у спеціальному журналі обліку перевірки та випробувань електроінструменту та допоміжного обладнання до нього . Не закріплені за електрозварником пересувні й переносні джерела струму для дугового зварювання повинні зберігатися в замкнених на замок приміщеннях. 7.1.18. Під час виконання зварювальних робіт в умовах підвищеної й особливої небезпеки ураження електричним струмом зварювання в замкнутих важкодоступних просторах тощо зварник крім спецодягу повинен додатково користуватись діелектричними рукавицями калошами або діелектричними гумовими килимками. Під час роботи в замкнених чи важкодоступних просторах необхідно надягати захисні каски. 7.1.19. Роботи в замкнених або важкодоступних просторах виконуються зварником під контролем двох спостережних осіб одна з яких – з групою з електробезпеки не нижче II які перебувають ззовні для здійснення контролю за безпечним проведенням робіт зварником. Зварник повинен мати запобіжний пояс з лямками і страхувальним канатом кінець якого міститься у спостережної особи. Електрозварювальні роботи в цих умовах повинні виконуватись тільки на установці яка відповідає вимогам пункту 7.1.12 цих Правил. 7.1.20. Забороняється виконувати зварювальні роботи на закритих посудинах що перебувають під тиском котли балони резервуари трубопроводи або посудинах які містять у собі легкозаймисті чи вибухонебезпечні речовини. Електрозварювання і різання цистерн баків бочок резервуарів та інших ємностей з-під паливних і легкозаймистих рідин а також горючих і вибухонебезпечних газів без попереднього ретельного очищення пропарювання цих ємностей і видалення газів вентилюванням забороняються. Проведення зварювальних робіт у вказаних ємностях дозволяє особа відповідальна за безпечне проведення зварювальних робіт після особистої перевірки ємностей. 7.1.21. Технічне обслуговування та ремонт електрозварювальних трансформаторів для дугового зварювання виконується в такі терміни: - капітальний ремонт – один раз на три роки; - поточний ремонт – один раз на шість місяців; - огляди – один раз на місяць. 7.1.22. Проведення випробувань і вимірювань на зварювальних установках здійснюється відповідно до табл. 27 додатка 1 та інструкцій заводів-виробників. Крім того вимірювання опору ізоляції проводять після тривалої перерви в роботі перестановки обладнання але не рідше одного разу на 6 місяців. 7.1.23. Відповідальність за експлуатацію зварювального обладнання виконання річного графіка технічного обслуговування та ремонту безпечне ведення зварювальних робіт визначається посадовими інструкціями затвердженими в установленому порядку керівником споживача. За наявності в споживача посади головного зварника або особи яка виконує його функції наприклад головного механіка вищезазначена відповідальність покладається на нього. 7.2. Установки електротермічні 7.2.1. Загальні вимоги 7.2.1.1. Вимоги цього підрозділу поширюються на електротермічні установки всіх видів. 7.2.1.2. Під час експлуатації електротермічних установок необхідно дотримуватись вимог технічних інструкцій та інших розділів Правил що стосуються експлуатації окремих елементів які входять до складу таких установок: трансформаторів електродвигунів перетворювачів розподільних установок конденсаторних установок пристроїв релейного захисту і засобів автоматики вимірювальних приладів тощо. 7.2.1.3. Температура нагрівання шин і контактних з'єднань густина струму в провідниках вторинних струмопроводів електротермічних установок повинні періодично контролюватись у терміни обумовлені виробничими інструкціями але не рідше ніж один раз на рік. Температуру нагрівання слід вимірювати в літній період. 7.2.1.4. Опір електричної ізоляції вторинних струмопроводів і робочих струмопровідних елементів електропечей і електротермічних пристроїв електронагрівачів опору індукторів тощо повинен вимірюватись під час кожного ввімкнення електротермічної установки після ремонту та в інших випадках передбачених виробничими інструкціями споживача. 7.2.1.5. Опір електричної ізоляції ізолювальних прокладок які запобігають з'єднанню із землею через гак або трос кранів і талів що обслуговують електронагрівальні установки опору прямої дії а також феросплавних печей з перепуском електродів які самі спікаються без вимкнення установок повинен періодично перевірятися в терміни які встановлює особа відповідальна за електрогосподарство залежно від місцевих умов але не рідше ніж один раз на рік. 7.2.1.6. Якість води що охолоджує електротермічні установки повинна контролюватись відповідно до інструкції з експлуатації цього обладнання. 7.2.1.7. Електрообладнання електротермічних установок повинні обслуговувати електротехнічні працівники. В той же час обов'язки електротехнологічних працівників для ведення технологічних режимів визначаються експлуатаційними інструкціями з урахуванням вимог пункту 5.3.3 і повинні в установленому порядку розділені від обов'язків електротехнічних працівників. 7.2.1.8. Терміни технічного обслуговування та ремонту електротермічних установок установлюють відповідно до табл. 7.1: Таблиця 7.1 Найменування установки Періодичність ремонту капітального рік ремонту поточного місяць огляду місяць 1 Електропечі дугові 2 4 1 2 Електропечі опору 2 – 3 4 – 6 1 – 2 3 Установки індукційні плавильні та нагрівальні 4 – 6 6 2 – 3 4 Установки високочастотні 3 – 4 6 1 5 Котли електродні напругою: - понад 1000 В 1 – 2 6 1 - до 1000 В 2 за рішенням особи відповідальної за електрогосподарство перед опалювальним сезоном 7.2.1.9. Умови праці персоналу який обслуговує та експлуатує електротермічні установки електропечі дугові електропечі опору установки індукційні високої частоти плазмово-дугові електронно-променеві електродні котли та використання засобів індивідуального захисту повинні відповідати вимогам Державних санітарних норм ДСанПін № 3.3.6.096-2002 ДСН 3.3.6.037-99 та ДСН 3.3.6.042-99. 7.2.2. Електропечі дугові 7.2.2.1. На дуговій електропечі повинні бути зняті експериментально робочі характеристики для всіх ступенів вторинної напруги і ступенів реактанса дроселя. За наявності в цеху кількох електропечей однакових за своїми технічними характеристиками параметрами зняття характеристик здійснюється на одній з них. 7.2.2.2. Усі роботи щодо підготовки до плавки на установках електрошлакового переплавлювання проводять тільки з обов'язковим вимкненням трансформатора. У разі якщо один трансформатор живить почергово дві електрошлакові установки має бути розроблена спеціальна інструкція щодо безпечної підготовки другої установки коли ввімкнена перша. Перелік таких електроустановок повинен бути затверджений керівником споживача. 7.2.2.3. Робота з перепуску нарощування і заміни електродів на дуговій сталеплавильній печі а також роботи з ущільнювання електродних отворів повинні виконуватись із зняттям напруги з електропечі. Роботу з перепуску і нарощування набивних електродів що самі спікаються руднотермічних і феросплавних електропечей приварювання гальмівної стрічки та завантаження електродної маси дозволяється виконувати без зняття напруги до 1000 В за умови виконання цієї роботи з робочих площадок що мають міжфазні роздільні ізоляційні перегородки. 7.2.2.4. На дугових установках сталеплавильних печей настроювання струмового захисту від перевантаження повинно узгоджуватись з дією автоматичного регулятора електричного режиму. Експлуатаційні короткі замикання повинні ліквідовуватись автоматичним регулятором і тільки у випадках коли переміщенням електродів не вдається швидко усунути коротке замикання повинен працювати захист від перевантаження. 7.2.2.5. Настроювання автоматичного регулятора електричного режиму повинно забезпечувати оптимальний режим роботи дугової електропечі. Параметри настроювання регуляторів повинні періодично контролюватися. Обсяги й терміни перевірок автоматичного регулятора визначаються виробничими інструкціями складеними з урахуванням інструкції з експлуатації заводу-виробника та виробничих умов експлуатації. Повні перевірки автоматичних регуляторів проводяться не рідше ніж один раз на рік. 7.2.2.6. Дугові електропечі повинні бути оснащені фільтрокомпенсувальними пристроями що працюють в автоматичному режимі. Потужність цих пристроїв та їх регулювання повинні забезпечувати на межі балансової належності електромережі якість електроенергії що відповідає державному стандарту. Робота дугових електропечей без фільтрокомпенсувальних пристроїв забороняється. 7.2.2.7. Контактні з'єднання короткої мережі струмопроводу й електродотримачів повинні підлягати періодичному огляду не рідше ніж один раз на 6 місяців. 7.2.3. Електропечі опору 7.2.3.1. Температура зовнішньої поверхні кожуха електропечі не повинна перевищувати значення установлені інструкцією з експлуатації заводу-виробника. 7.2.3.2. Правильність роботи терморегуляторів і допустима похибка датчиків температури повинні систематично контролюватись зразковими приладами. 7.2.3.3. Глибина установки термоелектричних перетворювачів у робочому просторі електропечей повинна постійно підтримуватися такою якою вона була під час первинного налагодження. З цією метою на зовнішній частині термоелектричних перетворювачів стійкою фарбою наносяться мітки. 7.2.3.4. В електропічних агрегатах призначених для автоматичних циклів роботи перехід на ручне керування може бути допущений тільки в разі виходу з ладу системи автоматики для закінчення розпочатого циклу технологічного процесу. 7.2.3.5. Робота на електрованнах дозволяється тільки за справної вентиляційної системи. 7.2.3.6. Експлуатація електрованн з вибухонебезпечними наповнювачами за відсутності чи несправності контрольно-вимірювальної і регулювальної апаратури неприпустима. 7.2.3.7. У конвективних електропечах з циркуляційними вентиляторами потрібно передбачати блокування під час відкривання завантажувального отвору та вимкнення нагрівачів при вимкненні вентиляторів. Під час експлуатації електропечей необхідно систематично контролювати стан ущільнень робочих прорізів виводів нагрівачів місць установки термоелектричних перетворювачів тощо передбачених експлуатаційною документацією заводу-виробника. 7.2.4. Установки індукційні плавильні та нагрівальні 7.2.4.1. Вимоги цього пункту поширюються на електротермічні індукційні установки промислової 50 Гц підвищеної до 30 кГц і високої понад 30 кГц частот. 7.2.4.2. Прийняття індукційних установок в експлуатацію здійснюється за умови: - виконання вимог Правил ПУЭ; - виконання вимог державних санітарних норм за рівнем електромагнітного поля на робочих місцях і норм з радіоперешкод; - проведення випробувань установки згідно з технічною документацією заводу-виробника. 7.2.4.3. Для зниження електрокорозії від струмів витоку металеві труби системи водоохолодження повинні бути заземлені на самому початку їхнього переходу в ізольовані шланги які приєднані до водоохолоджувальних деталей що перебувають під напругою. 7.2.4.4. Водоохолодження плавильних і нагрівальних установок повинно здійснюватись безперервно з моменту ввімкнення до повного охолодження деталей після вимкнення установки. Наявність блокування водоохолодження з вимикальним пристроєм установки обов'язкова. 7.2.4.5. Електротехнологічні працівники які обслуговують індукційні плавильні печі та нагрівальні установки зобов'язані систематично вести спостереження за ступенем нагрівання їх конструктивних елементів від струмів що наводяться електромагнітними полями розсіювання. За необхідності повинні вживатись заходи із зниження вказаних втрат. 7.2.4.6. Огляд електротехнічної частини установок повинні проводити електротехнічні працівники споживача у відповідності до вимог заводів-виробників обладнання та експлуатаційних інструкцій за графіком затвердженим особою відповідальною за електрогосподарство. Огляд індукційних установок і ремонтні роботи на них дозволяється проводити виключно після вимкнення напруги живлення. 7.2.4.7. Блоки нагрівальних установок що мають конденсатори на яких після їх вимкнення може залишатись заряд повинні бути забезпечені розрядним пристроєм опори трансформатори напруги що автоматично діє під час відкривання дверей даного блока установки. 7.2.4.8. Увімкнення контурних конденсаторів під напругу для підстроювання коливального контуру в процесі плавлення в індукційних плавильних печах дозволяється за наявності роз'єднувачів з дистанційним приводом. Вимикання контурних конденсаторів під напругою забороняється. 7.2.4.9. Система охолодження індуктора індукційних плавильних печей повинна мати блокування що забезпечує зняття напруги з індуктора в разі припинення подачі води. 7.2.4.10. Нагрівальні пости на яких виконуються операції термообробки і які є частиною спеціалізованих агрегатів ковальсько-пресувальних і прокатних станів трубозварювальних верстатів тощо улаштовуються у вигляді окремих вузлів в агрегат. 7.2.4.11. Під час роботи на нагрівальному посту з відкритими нагрівальними індукторами увімкненими через знижувальний узгоджувальний високочастотний трансформатор повинні бути передбачені такі захисні заходи: - кнопки керування нагрівом і вимкненням нагрівального поста повинні бути розташовані безпосередньо біля нагрівального індуктора в зручному для оператора-терміста місці; - одна точка вторинної обмотки узгоджувального високочастотного трансформатора повинна бути заземлена в будь-якому місці; - оператор-терміст повинен бути забезпечений індивідуальними засобами захисту; - необхідно вивісити плакат "Установка деталі і торкання рукою до індуктора при ввімкненій напрузі забороняються". 7.2.5. Установки високої частоти 7.2.5.1. До установок високої частоти що розглядаються в цьому підпункті належать установки ультразвукової частоти та радіочастот що використовуються для термообробки матеріалів металів при індукційному нагріванні непровідних матеріалів – в електричному полі конденсаторів і для ультразвукової їх обробки. 7.2.5.2. Частота коливань генерувальної установки повинна періодично після кожного ремонту пов'язаного з демонтажем коливального контуру або його деталей перевірятись на відповідність паспортним даним. 7.2.5.3. Експлуатація неекранованих нагрівальних постів робочих конденсаторів або інших технологічних пристроїв у яких рівень магнітного і електростатичного полів на робочому місці перевищує величини установлені діючими санітарними нормами і нормами допустимих радіоперешкод забороняється. 7.2.5.4. У технологічних елементах установок для ультразвукової обробки повинні бути передбачені заходи що забезпечують відсутність електричних потенціалів у тих середовищах з якими доводиться стикатися обслуговувальному персоналу. Усі високочастотні частини установки повинні бути екрановані відповідно до вимог санітарних норм і допустимих радіоперешкод. 7.2.5.5. Під час проведення налагоджувальних або ремонтних робіт під напругою із зняттям постійного огородження з установки або її деблокування особа яка видає письмові розпорядження на ці роботи зобов'язана впевнитись у необхідності зняття на робочому місці огородження або деблокування та передбачити додаткові заходи із створення безпечних умов роботи. 7.2.5.6. Під час проведення вимірювань на установці що працює забороняється виконувати будь-які регулювальні роботи пов'язані з проникненням за постійні огородження і наближенням до струмовідних частин. 7.2.6. Установки плазмо-дугові та електронно-променеві 7.2.6.1. Установки плазмо-дугові й електронно-променеві далі – електронно-променеві повинні обслуговувати працівники спеціально підготовлені для роботи на цих установках. На основі інструкцій заводів-виробників з урахуванням місцевих умов повинні бути складені інструкції з експлуатації електронно-променевих установок для електротехнічних і електротехнологічних працівників. 7.2.6.2. Електронно-променеві установки повинні бути обладнані: - електричним блокуванням що вимикає вимикачі під час відкривання дверцят огороджень блоків і приміщення електрообладнання; - механічним блокуванням приводів роз'єднувачів що допускає відкривання дверцят камер вимикача а також роз'єднувачів випрямляча і блока розжарювання тільки в разі відключених роз'єднувачів. Для контролю за технологічними процесами необхідно використовувати окуляри з світлофільтрами. 7.2.6.3. Відкривати дверцята блока сигналізації кришку пульта керування й захисні кожухи електрообладнання увімкненої установки забороняється. 7.2.6.4. Ремонтні роботи в зоні променевого нагрівача електронно-променевої установки проводяться тільки після її вимкнення і накладання заземлення. 7.2.6.5. Рівень рентгенівського випромінювання електронно-променевих установок не повинен перевищувати значень допустимих чинними санітарними нормами. У процесі експлуатації необхідно періодично проводити дозиметричний контроль. У разі якщо рівень рентгенівського випромінювання перевищує допустимий слід негайно припинити роботу на електронно-променевій установці та вжити заходів для його зниження. 7.2.7. Котли електродні 7.2.7.1. Вимоги цього підпункту поширюються на електродні водогрійні та парові котли незалежно від робочого тиску і температури нагріву води в них які живляться від джерел струму промислової частоти напругою до і понад 1000 В призначені для системи опалення гарячого водо- і паропостачання житлових комунально-побутових громадських і виробничих будівель споруд промислових і сільськогосподарських установок. 7.2.7.2. В експлуатацію допускаються тільки електродні котли виготовлені на підприємствах що мають спеціальний дозвіл на таке виробництво і технічні засоби для забезпечення їхнього якісного виготовлення відповідно до вимог державного стандарту або технічних умов узгоджених в установленому порядку. 7.2.7.3. Електродні парові котли напругою понад 1000 В допускаються в експлуатацію після проведення комплексу перевірок та випробувань під контролем органів Держгірпромнагляду та отримання акта-допуску на підключення до електричної мережі органів Держенергонагляду. 7.2.7.4. На кожному електродному котлі після його установки повинні бути нанесені фарбою на видному місці або на спеціальній табличці такі дані: - граничні величини питомого електроопору котлової води при температурі 20° C Ом·см; - робоча напруга у кіловольтах; - максимально допустимий струм в амперах; - кількість фаз. 7.2.7.5. Електродні котли і трубопроводи повинні мати теплову ізоляцію з матеріалу невеликої питомої ваги і низьким коефіцієнтом теплопровідності. Температура зовнішньої поверхні ізоляції не повинна перевищувати 45° C. 7.2.7.6. Електродні котли необхідно встановлювати в окремому приміщенні у якому повинні бути передбачені дренажні пристрої для забезпечення аварійного та ремонтного відведення води із системи опалення або гарячого водозабезпечення. У цьому самому приміщенні можуть бути розміщені: інше технологічне обладнання пристрої захисту й автоматики. 7.2.7.7. Електродні котли напругою до 1000 В дозволяється встановлювати у виробничих приміщеннях разом з іншим обладнанням. В електрокотельні напругою вище 1000 В повинно бути передбачене окреме приміщення для розміщення електротехнологічного персоналу. У цьому самому приміщенні можуть бути розташовані пульти телекерування телевимірювань а також пристрої захисту й автоматики. 7.2.7.8. Водогрійний електродний котел повинен працювати на воді яка має питомий електричний опір у межах зазначених у паспорті котла. Перевірка цієї величини здійснюється перед пуском котла в експлуатацію або в разі зміни джерела водопостачання. 7.2.7.9. Підтримання необхідної величини питомого електричного опору котлової води в процесі роботи парового електродного котла здійснюється безперервною чи періодичною продувкою і добавками до конденсату живильної води згідно з виробничою інструкцією. 7.2.7.10. Виходячи з необхідності вирівнювання і дотримання графіка електроспоживання забороняється експлуатувати електродні котли без автоматики яка дозволяє їх роботу відповідно до графіка заданого електропередавальною організацією. 7.2.7.11. Електродні котли можуть працювати без постійного оперативного персоналу за наявності автоматичного керування що забезпечує ведення нормального режиму роботи електродних котлів а також за наявності захисту що забезпечує зупинку котла в разі порушення режимів роботи із сигналізацією на пульт керування. При цьому повинна бути передбачена можливість зупинки котла з пульта керування. 7.2.7.12. Значення струму в нормальному режимі роботи котла не повинно перевищувати розрахункове для даної установки і відповідати температурі води що нагрівається згідно з тепловим графіком. 7.2.7.13. Допустимі коливання фазного струму в робочому режимі визначаються під час випробування котла і не повинні перевищувати вказаних в інструкції з експлуатації. Не допускається робота електродного котла при електричній потужності вище номінальної. 7.2.7.14. Електродний котел необхідно негайно вимкнути в разі: - нещасного випадку; - зникнення напруги на пристроях дистанційного автоматичного керування і на контрольно-вимірювальних приладах; - підвищення тиску в котлі вище допустимого на 10 %; - припинення подачі чи зниження об'єму витрат води через водогрійний котел нижче мінімально допустимої а також в інших випадках передбачених інструкцією з експлуатації електродного котла. У виробничій інструкції можуть бути вказані й інші випадки за яких електрокотли повинні бути аварійно вимкнені а також указаний порядок усунення аварійного стану і пуску електродних котлів. 7.2.7.15. На кожен котел напругою понад 1000 В установлений у котельні повинен бути заведений журнал у який заносяться дата характер виду ремонту огляду заміна деталей аварійні ситуації тощо. 7.2.7.16. Огляд електродних котлів їх ремонт повинні виконуватись відповідно до графіків затверджених особою відповідальною за електрогосподарство з урахуванням табл. 24 додатка 1 вимог заводів-виробників обладнання виробничих інструкцій реального стану обладнання. 7.3. Автономні електростанції 7.3.1. Вимоги цього підрозділу поширюються на автономні стаціонарні і пересувні джерела електричної енергії такі як дизельні бензинові газотурбінні та інші електростанції одиничною потужністю до 1000 кВт далі – автономні електростанції що використовуються як основні або резервні джерела живлення струмоприймачів споживачів але не працюють паралельно з електромережею електропередавальної організації. Вимоги цього підрозділу розповсюджуються також на вітрові електричні установки ВЕУ одиничною потужністю до 20 кВт підключені до електромережі напругою 0 38 кВ споживачів електричної енергії. Автономні електростанції повинні експлуатуватись у відповідності до інструкції з експлуатації заводу-виробника. Схеми їх підключення до електромережі споживачів також повинні унеможливлювати подачу напруги в електромережу 0 22 – 0 38 кВ електропередавальної організації. 7.3.2. До експлуатації допускаються автономні електростанції на яких повністю змонтовані перевірені і випробувані в необхідному обсязі електрообладнання пристрої захисту та автоматики контрольно-вимірювальні прилади і сигналізація засоби захисту. 7.3.3. Під час приймання в експлуатацію автономної електростанції режим роботи нейтралі електростанції і захисні заходи з електробезпеки повинні відповідати режиму роботи нейтралі та захисним заходам реалізованим в електромережі споживача. 7.3.4. Підключення автономної електростанції до електромережі споживача вручну дозволяється тільки за наявності блокувань між комутаційними апаратами що унеможливлюють одночасну подачу напруги в мережу споживача і в мережу електропередавальної організації. 7.3.5. Автоматичне ввімкнення резервної автономної електростанції у разі зникнення напруги з боку електромережі електропередавальної організації повинно здійснюватись за допомогою пристроїв автоматики що забезпечують попереднє вимкнення комутаційних апаратів електроустановок споживача від мережі електропередавальної організації та наступну подачу напруги електроприймачам від автономної електростанції. При цьому наявність електромеханічного блокування в електромережі споживача є обов'язковим. 7.3.6. Перед уведенням в експлуатацію автономної електростанції споживач повинен розробити та узгодити з електропередавальною організацією інструкцію про порядок включення в роботу автономної електростанції та положення про взаємовідносини з електропередавальною організацією в частині оперативно-диспетчерського керування. Інструкція про порядок включення в роботу автономної електростанції обов'язково повинна включати: - список осіб споживача які мають право оперативних переговорів з оперативним персоналом електропередавальної організації та право оперативних перемикань; - наказ про призначення особи відповідальної за технічний стан і експлуатацію автономної електростанції; - номери телефонів диспетчерського зв'язку електропередавальної організації; - узгоджену електропередавальною організацією електричну схему приєднання автономної електростанції до мережі електропередавальної організації. 7.3.7. Для обслуговування автономної електростанції та забезпечення її справного технічного стану повинні бути призначені працівники підготовлені згідно з вимогами Правил і такі що мають відповідну групу з електробезпеки. Обслуговуючі працівники у своїх діях повинні керуватися вимогами заводу-виробника електростанції інструкції щодо її обслуговування й експлуатації інших НД та цих Правил. 7.3.8. На кожну автономну електростанцію повинні бути встановлені регламент технічного обслуговування її обладнання технологія і періодичність регламентних робіт. Регламент технічного обслуговування повинен передбачати: - візуальний огляд обладнання; - контроль кріплення обладнання і вузлів; - перевірку справності систем автоматики захистів і діагностики у тому числі тестування стану ЗВТ; - проведення спеціальних вимірів перевірок регулювання і змащення вузлів облік окремих деталей що вичерпали ресурс; - заміну масла деталей чи вузлів зношених у процесі експлуатації; - відновлення лакофарбових покрить у разі їхнього пошкодження; - перевірку й випробування електрообладнання. Технічне обслуговування та ремонт ВЕУ повинні проводитися в денний час доби. 7.3.9. Для кожного виду технічного обслуговування та ремонту автономної електростанції повинен бути визначений термін з урахуванням документації заводу-виробника. Огляд станції що перебуває у резерві повинен проводитися не рідше ніж один раз на три місяці. 7.3.10. Відомості про готовність до пуску автономної електростанції тривалість її роботи на неробочому ході або під навантаженням а також результати оглядів і перевірок роботи станції повинні оформлюватися в експлуатаційному журналі формулярі та відображатись на електричній схемі макеті . 7.3.11. Особливості експлуатації ВЕУ полягають у: - можливості установлення без огородження і розміщення її під відкритим небом; - основному обладнанні ВЕУ розташованому на висоті; - електромагнітному випромінюванні від ВЕУ яке може впливати на роботу систем радіозв'язку; - неможливості сталого забезпечення виробництва електроенергії; - розкиданні деталей на значні відстані в разі аварійного руйнування ротора ВЕУ; - високому ступені автоматизації керування роботою ВЕУ; - залежності роботи ВЕУ від швидкості вітру що вимагає прийняття спеціальних рішень щодо організації та обсягів приймальних випробувань комплектації документацією і технічними засобами. 7.3.12. Метеорологічне забезпечення є одним із складових чинників щодо забезпечення надійної експлуатації ВЕУ. До завдань метеорологічного забезпечення повинні входити: - вимірювання і реєстрація фактичних параметрів вітру напрямок і швидкість на території розташування ВЕУ; - одержання поточних і прогнозованих метеоданих Державної гідрометеорологічної служби далі – метеорологічна служба для даної місцевості. На підставі прогнозованих метеоданих слід планувати ведення оптимального режиму роботи ВЕУ та загалом уживати заходів для запобігання і зменшення збитків від стихійних явищ. 7.3.13. Споживачі що мають ВЕУ повинні регулярно одержувати від місцевої метеорологічної служби такі поточні дані: - швидкість і напрямок вітру; - температура атмосферний тиск і вологість; - кількість і вид опадів; - утворення ожеледі; - штормові попередження. Обсяг метеорологічних прогнозів терміни і порядок їх надання споживачу повинні бути погоджені ними з місцевою метеорологічною службою. 7.3.14. У разі відсутності на ВЕУ засобів вимірювальної техніки що реєструють швидкість і напрямок вітру споживачі повинні встановлювати метеовишки з вітровимірювальними приладами що реєструють параметри в безперервному режимі. Експлуатація ВЕУ без реєстраторів швидкості і напрямку вітру забороняється. Пуск ВЕУ забороняється у разі сейсмічних та інших природних впливів обмерзання паморозь град снігопад що перевищують допустимі показники наведені в заводській документації чи інструкції з експлуатації. 7.3.15. На ВЕУ з асинхронними генераторами повинна здійснюватися компенсація реактивної потужності споживаної генераторами. Експлуатація ВЕУ без необхідної компенсації реактивної потужності не допускається. 7.3.16. Система автоматичного керування і контролю ВЕУ крім загальних задач автономної електростанції споживача з вироблення електричної енергії повинна забезпечувати: - стійке підтримання номінального навантаження незалежно від швидкості вітру; - надійне обмеження частоти обертання ротора в допустимих межах у разі миттєвого скидання електричного навантаження пов'язаного з відключенням ВЕУ від електричної мережі споживача і можливістю пошкодження вітроколеса; - орієнтацію ротора контроль орієнтації за напрямком вітру; - аварійну зупинку ВЕУ. 7.3.17. Автономна електростанція повинна бути негайно зупинена дією захистів або відключена оперативним персоналом у випадках передбачених пунктом 6.5.17 а також за умов: - витікання масла; - перевантаження генератора потужністю понад допустимі значення; - підвищення частоти обертання ротора понад допустиму величину; - швидкості вітру яка перевищує значення швидкості установлене заводом-виробником; - виникнення сейсмічних та інших природних явищ обмерзання паморозь град снігопад що перевищують допустимі показники наведені в заводській документації . 7.3.18. Автономна електростанція повинна бути відключена від мережі і зупинена за рішенням особи відповідальної за електрогосподарство у разі: - виявлення несправностей у її механізмах і системах; - виходу з ладу окремих каналів захисту й діагностики; - одержання повідомлення про прогнозований сейсмічний вплив; - виникнення зовнішніх умов небезпечних для експлуатації. 7.3.19. Під час оформлення договору про постачання електричної енергії акта розмежування балансової належності та експлуатаційної відповідальності між електропередавальною організацією і споживачем повинні бути вказані наявність автономних електростанцій схеми їхніх увімкнень їх установлена потужність і значення номінальної напруги. 7.3.20. Профілактичні випробування та вимірювання параметрів електрообладнання крім генераторів заземлювальних пристроїв апаратів проводів і кабелів тощо проводять згідно з відповідними таблицями додатка 1. Випробування генераторів проводиться згідно з ГКД 34.20.302-2002 та вимогами заводу виробника. 7.4. Електроустановки у вибухонебезпечних зонах 7.4.1. Вимоги до обладнання і персоналу. Приймання обладнання в експлуатацію 7.4.1.1. Вимоги цього підрозділу поширюються на всі види електроустановок які розміщуються у вибухонебезпечних зонах класифікованих згідно з ДНАОП 0.00-1.32-01 усередині і поза приміщеннями. 7.4.1.2. Монтаж випробування налагодження експлуатацію і ремонт електроустановок установлених у вибухонебезпечних зонах необхідно виконувати з дотриманням вимог цих Правил ПБЕЕ та інструкцій заводів-виробників електрообладнання та санітарних норм правил і інструкцій. 7.4.1.3. До експлуатації у вибухонебезпечних зонах допускається вітчизняне або імпортне електрообладнання яке відповідає вимогам державних стандартів України розділу 4 ДНАОП 0.00-1.32-01 та цими Правилами. Застосування у вибухонебезпечних зонах електрообладнання загального призначення визначається розробником технології і підтверджується висновком випробувальної організації акредитованої в установленому порядку та рішенням Держгірпромнагляду відповідно до постанови Кабінету Міністрів України від 15.10.2003 № 1631 "Про затвердження Порядку видачі дозволів Державним комітетом з нагляду за охороною праці та його територіальними органами". 7.4.1.4. Для приймання в експлуатацію електроустановки або технологічної установки розміщеної у вибухонебезпечних зонах надаються документи наведені в додатку 3. До початку експлуатації електрообладнання у вибухонебезпечних зонах на нього необхідно мати експлуатаційні паспорти або окремі карти у яких разом з паспортними даними необхідно занести результати приймальних і профілактичних випробувань вимірів параметрів вибухозахисту ширина і довжина щілини значення надлишкового тиску тощо ремонтів а також аварії і дефекти. Усі записи підписує особа відповідальна за електрогосподарство споживача. 7.4.1.5. При кожному пошкодженні вибухозахищеного електрообладнання особа відповідальна за електрогосподарство споживача складає акт або робить запис у паспорті обладнання запис дати про пошкодження та його причини а також запис про їх усунення. Форму експлуатаційного паспорта карти затверджує особа відповідальна за електрогосподарство споживача. 7.4.1.6. Монтаж випробування налагодження експлуатацію ремонт вибухозахищеного електрообладнання повинні виконувати кваліфіковані працівники які пройшли теоретичне і практичне навчання та перевірку знань цих Правил ПБЕЕ ДНАОП 0.00-1.32-01 ПУЭ будівельних норм інструкцій заводів-виробників із способів монтажу налагодження експлуатації випробування і ремонту цього електрообладнання. 7.4.1.7. Новозмонтована чи реконструйована електроустановка повинна прийматись в експлуатацію у порядку установленому цими Правилами вимогами викладеними в додатку 4 цих Правил. Умикати в роботу вибухозахищене електрообладнання необхідно з дотриманням вимог інструкцій заводів-виробників і виробничих інструкцій. Приймання в експлуатацію електроустановок здійснюється комісією в складі представників Держгірпромнагляду пусконалагоджувальної організації і особи відповідальної за електрогосподарство споживача та виробничих інструкцій споживача. Приймання в експлуатацію електроустановок з дефектами або недоробками забороняється. 7.4.2. Експлуатація і ремонт. Профілактичні випробування 7.4.2.1. При виконанні окремих експлуатаційних робіт у вибухонебезпечних зонах необхідно дотримуватись: - електроустановки виведені з роботи більш ніж на добу перед увімкненням у роботу повинні оглядатися електротехнічним персоналом у обсягах регламентованих виробничими інструкціями та цими Правилами; - електроустановки що перебувають у гарячому резерві повинні бути повністю готові до негайного введення в роботу. Ця готовність перевіряється періодичним їх уключенням із записом в журналі у терміни обумовлені інструкціями з урахуванням виробничих умов. Щомісяця необхідно робити короткочасний пуск резервного електрообладнання; - у процесі експлуатації забороняється перевищувати допустимі режими роботи та навантаження вибухозахищеного електрообладнання проводів та кабелів; - у трубних електропроводках прокладених у сирих і особливо сирих приміщеннях не рідше одного разу на місяць необхідно зливати конденсат з водозбірних трубок з подальшою їх герметизацією; - у споживача де є зона класів 20 21 та 22 небезпечних щодо вибуху горючого пилу та/або волокон у відповідності до виробничої інструкції але не рідше одного разу на місяць необхідно вимірювати в повітрі концентрацію пилу та/або волокон на технологічному обладнанні що працює; - на кришках оболонок електрообладнання загального призначення з захистом 1Р54 що експлуатується у вибухонебезпечній зоні 22 повинні бути зроблені попереджувальні написи "Відкривати вимкнувши від мережі"; - ущільнення та пристосування що забезпечують захист приміщень підстанцій трансформаторних пунктів та інших електроустановок від проникнення пилу і горючих волокон необхідно підтримувати справними. Двері тамбурів і приміщень з вибухонебезпечними зонами необхідно тримати в закритому положенні; - запобігати і не допускати нагромадження пилу та/або волокон на внутрішніх та/або зовнішніх поверхнях електрообладнання й електропроводок; - очищати приміщення електрообладнання електропроводки від пилу та/або волокон пиловідсмоктувальною установкою з іскробезпечним наконечником на кінці шланга; - в електроустановках напругою до 1000 В з ізольованою нейтраллю не рідше ніж один раз на місяць перевіряти звукову сигналізацію пристрою контролю ізоляції і цілісність пробивного запобіжника. Стан пробивних запобіжників перевіряти також у разі підозри у їхньому спрацюванні; - у мережах постійного струму не рідше ніж один раз на місяць перевіряти звукову сигналізацію пристрою контролю ізоляції мережі; - заміну плавких вставок проводити після виходу їх з ладу. Інформацію про заміну плавких вставок записувати в оперативний журнал чи експлуатаційний паспорт. Експлуатувати плавкі вставки з витоком наповнювача тріщинами й іншими дефектами корпуса забороняється; - регулярно у терміни установлені виробничою інструкцією змащувати поверхні тертя і замінювати мастило в пилонепроникних з'єднаннях типу "метал до металу"; - еластичні ущільнювачі призначені для захисту електрообладнання від проникнення пилу волокон бризок води або технологічних розчинів тримати справними; - систематично контролювати температуру вузлів електрообладнання конструкцією якого передбачено такий контроль. Максимальна температура зовнішніх поверхонь електрообладнання установленого на виробництвах небезпечних щодо запалення або вибуху пилу та/чи волокон повинна бути на 75° C нижче температури тління чи самозапалювання для осілого пилу і не більше 2/3 температури самозапалювання пилу що міститься у повітрі. У разі якщо за рахунок ужитих заходів неможливо забезпечити на електрообладнанні шар пилу менше 5 мм електрообладнання повинне бути перевірене на реальне нагрівання його зовнішньої поверхні відповідно до пункту 4.6.9 ДНАОП 0.00-1.32-01. Такі випробування проводять спеціально вповноважені випробувальні організації; - після кожного від'єднання приєднання або переміщення електрообладнання перед його ввімкненням проводити вимірювання опору заземлювального пристрою а при живленні від мережі напругою до 1000 В з глухо заземленою нейтраллю крім того опір петлі "фаза-нуль"; - контролювати і не допускати роботу електрообладнання при зменшенні нижче встановленого рівня масла вид вибухозахисту "Масляне заповнення оболонки" висоти шару кварцового піску вид вибухозахисту "Кварцове заповнення оболонки" тиску в оболонці з видом вибухозахисту "Заповнення або продування оболонки захисним газом з надлишковим тиском"; - зупиняти роботу установки при виявленні пошкодження зовнішньої оболонки електрообладнання кабелю або труб електропроводок; - електроустановку що автоматично вимкнулась забороняється вмикати без з'ясування і усунення причин її вимкнення. 7.4.2.2. Температура вибухозахищеного електрообладнання не повинна перевищувати значень наведених у табл. 7.2 – 7.4. Таблиця 7.2. Для електрообладнання виготовленого згідно з вимогами Правил виготовлення вибухозахищеного електрообладнання далі – ПВВЕ Температура ° C Температурний клас 360 240 140 100 А Б Г Д Таблиця 7.3. Для електрообладнання виготовленого згідно з державними стандартами Температура ° C Температурний клас 450 300 200 135 100 85 Т1 Т2 Т3 Т4 Т5 Т6 Таблиця 7.4. Для електрообладнання виготовленого згідно з вимогами Правил виготовлення вибухозахищеного і рудничного електрообладнання ПВВРЕ Температура ° C Група вибухонебезпечних сумішей 450 300 200 135 100 Т1 Т2 Т3 Т4 Т5 7.4.2.3. Терміни очищення від пилу та/або волокон обумовлюються в експлуатаційних інструкціях. Очищення необхідно проводити не рідше ніж: - два рази на рік – у приміщеннях підстанцій трансформаторних пунктів та інших електроустановок; - один раз на місяць – на виробництвах де існує небезпека вибуху пилу та/або волокон; - один раз на місяць – на електричних машинах з нормальним іскрінням машини постійного струму колекторні та ін. на внутрішніх та/або зовнішніх нагрітих поверхнях електрообладнання й електропроводок; - один раз на два місяці – на електрообладнанні установленому на механізмах що піддаються трясінню вібрації тощо; - чотири рази на місяць – у приміщеннях зі значними виробничими виділеннями пилу чи волокон на освітлювальній арматурі скляні ковпаки рефлектори металеві частини тощо і на лампах всіх видів; - два рази на місяць – у приміщеннях з незначними виробничими виділеннями пилу чи волокон і два рази на рік – у зовнішніх установках; один раз на рік – для іншого електрообладнання. Якщо шар осілого пилу волокон на зовнішніх поверхнях оболонок електрообладнання більший ніж 5 мм поверхні очищаються достроково. 7.4.2.4. При будь-яких пошкодженнях або несправностях електрообладнання експлуатація його зупиняється і виконуються у необхідних обсягах ремонт випробування налагодження. 7.4.2.5. Ремонт і профілактичні випробування вибухозахищеного електрообладнання проводяться в терміни установлені Правилами інструкціями заводів-виробників та іншими нормативними документами. На проведення ремонтних випробувальних та налагоджувальних робіт споживач а також пусконалагоджувальна організація відповідно до постанови Кабінету Міністрів України від 15.10.2003 № 1631 "Про затвердження Порядку видачі дозволів Державним комітетом з нагляду за охороною праці та його територіальними органами" повинні одержати дозвіл Держгірпромнагляду. 7.4.2.6. Відповідальність за якість робіт несуть керівники та спеціалісти під керівництвом і контролем яких здійснюється ремонт випробування налагодження електрообладнання. Після ремонту випробування налагодження елементи вибухозахисту електрообладнання повинні відповідати вимогам інструкцій заводів-виробників та державним стандартам на вибухозахищене електрообладнання та ремонтній документації узгодженій з ДВСЦ ВЕ. 7.4.2.7. Розкривати оболонку електрообладнання виконувати його ремонт або ремонт електропроводок необхідно на устаткуванні відімкнутому від джерела живлення. 7.4.2.8. На вибухозахищеному електрообладнанні оперативному персоналу в порядку поточної експлуатації з дотриманням вимог цих Правил дозволяється виконувати такі роботи: - усунення протікання масла або його заміна; - заміна мастила і заміна підшипників на аналогічні; - ревізія струмопровідних частин контактних з'єднань; - заміна контакторів реле розчіплювачів на однотипні; - заміна контактних кілець та колекторів; - розбирання та збирання електрообладнання очищення та змащування вибухозахищених поверхонь ремонт зовнішніх елементів оболонки не пов'язаних з її вибухобезпечністю; - заміна ущільнювальних прокладок та еластичних кілець що ущільнюють кабелі або проводи; - заміна перегорілих ламп та пошкоджених ковпаків у світильниках при висоті їх установлення до 2 5 м; - заміна запобіжників сухих гальванічних елементів та акумуляторних батарей ідентичними. Під час ремонту іскробезпечних систем та електрообладнання проводяться тільки роботи які регламентовані відповідними інструкціями; - ремонт вентиляторів електродвигунів та його кожуха; - заміна обмоток електричних машин крім електричних машин з видом вибухозахисту "е" з дотриманням параметрів обмотки і марки або типу матеріалу що застосовуються для ремонту електричних машинах; - заміна пошкоджених ізоляторів ідентичними; - ремонт оболонок з видом вибухозахисту "р" та встановленого в них електрообладнання а також систем забезпечення захисним газом і систем захисту та блокувань; - установлення відсутніх болтів гвинтів та гайок індентичними за розмірами та матеріалом. Класифікація ремонту та місце його проведення визначається технічним керівником споживача при умові що цей ремонт не буде впливати на вибухозахищеність електрообладнання оболонка якого заповнена або продувається газом під надлишковим тиском. 7.4.2.9. Розбирання і збирання електрообладнання виконується у послідовності визначеній заводом-виробником в інструкціях з монтажу й експлуатації. Живильні кабелі від'єднані на час виведення електрообладнання в ремонт необхідно захищати від механічних пошкоджень. Під час розбирання вибухонепроникних оболонок електрообладнання не допускається утворення іскри або застосування відкритого вогню. 7.4.2.10. Після закінчення ремонту вибухозахищеного електрообладнання необхідно виміряти параметри вибухозахисту зазначені в інструкціях заводів-виробників або ремонтній документації погодженій з ДВСЦ ВЕ а обсяг виконаної роботи і результати вимірів записати у паспорт карту електрообладнання. Після ремонту трубних електропроводок труби випробовуються на щільність з'єднань. 7.4.2.11. Періодичність профілактичних випробувань вибухозахищеного електрообладнання встановлює особа відповідальна за електрогосподарство з урахуванням інструкцій заводів-виробників виробничих умов і повинна проводитись не рідше ніж зазначено в цих Правилах. 7.4.2.12. Профілактичні випробування здійснюються відповідно до вимог норм цих Правил ПБЕЕ та інструкцій заводів-виробників. 7.4.2.13. Електричні випробування у вибухонебезпечних зонах необхідно проводити вибухозахищеними приладами які призначені для використання у відповідних вибухонебезпечних середовищах. Дозволяється проводити випробування безпосередньо у вибухонебезпечних зонах приладами загального призначення за умови що вибухонебезпечні суміші під час проведення випробувань відсутні або вміст горючих газів парів ЛЗР у вибухонебезпечній зоні знаходиться в межах встановлених норм і виключена можливість утворення вибухонебезпечних сумішей під час проведення випробувань. 7.4.2.14. Електромагнітні розчіплювачі автоматичних вимикачів і теплові розчіплювачі реле магнітних пускачів та автоматичних вимикачів пристрою захисного вимкнення необхідно піддавати профілактичним випробуванням на спрацьовування після проведення ремонтів і між ремонтами в терміни установлені додатком 1 а також у разі неправильної їхньої дії чи відмов. 7.4.2.15. Плавкі вставки запобіжників під час ремонту перевіряються на їхню відповідність номінальним параметрам обладнання що захищається. Результати перевірки плавких вставок фіксуються в оперативному журналі чи експлуатаційному паспорті. 7.4.2.16. Перевірку спрацювання блокувань електрообладнання з видом вибухозахисту "Заповнення або продування оболонки під надлишковим тиском" проводять один раз на шість місяців. 7.4.2.17. Перевірку спрацювання газосигналізаторів що діють на вимкнення електрообладнання проводять один раз на рік. 7.4.2.18. В електроустановках напругою до 1000 В з глухозаземленою нейтраллю вимірювання повного опору петлі "фаза-нуль" електричних приймачів електроустановки і перевірку кратності струму короткого замикання проводять під час ремонтів і міжремонтних випробувань але не рідше ніж один раз на два роки. Позапланову перевірку необхідно виконувати в разі відмови пристроїв захисту електроустановок. 7.4.2.19. Заміни окремих частин електрообладнання що можуть вплинути на його вибухозахищеність проводять тільки заводськими деталями за наявності рішення ДВСЦ ВЕ. 7.4.3. Порядок і обсяг огляду та перевірки 7.4.3.1. Особа відповідальна за електрогосподарство або інша відповідальна особа призначена наказом керівника споживача у терміни визначені виробничими інструкціями але не рідше ніж один раз у три місяці зобов'язана проводити зовнішній огляд усього електрообладнання й електропроводок у вибухонебезпечних зонах. Під час огляду та перевірки електрообладнання всіх типів вибухозахисту необхідно керуватись додатком 5. Результати огляду заносяться в оперативний або спеціальний журнал. 7.4.3.2. Позачергові огляди електроустановки проводяться після їх автоматичного вимкнення пристроями захисту. 7.4.3.3. Огляд перевірку і випробування заземлювального пристрою проводять з вибірковим розкриттям підземної частини: перший – після восьми років експлуатації а наступний – через кожні два роки. 7.4.3.4. У споживача де існує небезпека вибуху пилу або волокон концентрація наявних у повітрі пилу або волокон при повністю технологічному обладнанні що все працює вимірюється не рідше ніж один раз на місяць. 7.4.3.5. Під час огляду необхідно вимірювати ширину вибухонепроникної щілини в доступних для проведення контролю місцях для електрообладнання з видом вибухозахисту "вибухонепроникна оболонка" на: - електрообладнанні розташованому на механізмах що вібрують  – періодичність встановлюється особою відповідальною за електрогосподарство; - електрообладнанні що перебуває у плановому ремонті; - електрообладнанні вибухонепроникні оболонки якого розбирались. Ширина щілини повинна бути не більшою від указаної в інструкціях заводів-виробників а за відсутності цих інструкцій ширина щілини повинна відповідати даним наведеним у додатку 4. Під час внутрішнього огляду одночасно з перевіркою корпусу електрообладнання необхідно перевірити внутрішні порожнини оболонок злити накопичений конденсат затягнути деталі що послабились з'єднувальні і контактні зажими струмовідних частин замінити пошкоджені або зношені прокладки почистити вибухозахисні поверхні від застарілого консистентного мастила і нанести нове протикорозійне мастило на ці поверхні. Після збирання обладнання необхідно перевірити затягування всіх болтів та інших рознімних з'єднань. Під час збирання вибухонепроникних оболонок усі з'єднання повинні бути ретельно почищені і змащені тонким шаром відповідного мастила. Глухі різьбові отвори повинні бути вільними від мастила. 7.4.3.6. Для електрообладнання з видом вибухозахисту "масляне заповнення оболонки" гранична температура верхнього шару мінерального масла відповідно до ГОСТ 22782.1-77 повинна бути не більша ніж наведена в табл. 7.5: Таблиця 7.5 Температура ° C Температурний клас 115 Т1 Т2 Т3 Т4 100 Т5 85 Т6 Гранична температура верхнього шару синтетичної рідини повинна бути не вища від значення наведеного в технічних умовах на цю рідину. Додаток 1 до Правил технічної експлуатації електроустановок споживачів Норми і методи випробувань та вимірювань параметрів електрообладнання та апаратів електроустановок споживачів Таблиця 1. Силові трансформатори автотрансформатори й масляні реактори далі – трансформатори Найменування перевірки Вид перевірки Нормативне значення Вказівки 1 2 3 4 1. Визначення умов увімкнення трансформатора К Трансформатори що пройшли капітальний ремонт з повною або частковою заміною обмоток чи ізоляції підлягають сушінню незалежно від результатів вимірювання. Трансформатори що пройшли капітальний ремонт без заміни обмоток чи ізоляції можуть бути ввімкненні в роботу без підсушування чи сушіння якщо показники масла й ізоляції обмоток відповідають вимогам наведеним у табл. 1 додатка 2 а також за дотримання умов перебування активної частини у повітрі. Тривалість робіт пов'язаних з розгерметизацією бака повинна бути не більше ніж: для трансформаторів напругою до 35 кВ – 24 год. при відносній вологості до 75 % і 16 год. при відносній вологості до 85 %; для трансформаторів напругою 110 кВ і більше – 16 год. при відносній вологості до 75 % і 10 год. при відносній вологості до 85 %. Якщо час огляду трансформатора перевищує вказаний але не більше ніж у 2 рази то має бути проведене контрольне підсушування трансформатора У разі заповнення трансформаторів маслом з іншими характеристиками ніж у злитою до ремонту можуть спостерігатися зміни опору ізоляції і tg ? що повинно враховуватися під час комплексної оцінки стану трансформаторів. Умови ввімкнення сухих трансформаторів без сушіння визначаються відповідно до вказівок заводу-виробника 2. Вимірювання опору ізоляції: Найменші допустимі значення опору ізоляції за яких можливе ввімкнення трансформаторів у роботу після капітального ремонту наведені в табл. 2 додатка 2. Здійснюється як до ремонту так і після його закінчення з урахуванням вимог примітки 3 до цієї таблиці. 1 обмоток з визначенням відношення R60/R15 R60 опір ізоляції виміряний через 60 с; R15 те саме через 15 с ; К П М Під час поточного ремонту і міжремонтних випробувань значення опору ізоляції R60 і відношення R60/R15 не нормуються але вони повинні враховуватися під час комплексного розгляду результатів вимірювань усіх параметрів ізоляції та порівнюватися з параметрами отриманими раніше. Вимірюється мегаомметром напругою 2500 В. Вимірювання проводиться за схемами наведеними в табл. 3 додатка 2. Під час поточного ремонту вимірювання здійснюється якщо для цього не потрібне розшиновування трансформатора. Для трансформаторів напругою до 150 кВ опір ізоляції рекомендується вимірювати за температури не нижче ніж 10° C. 2 ярмових балок пресувальних кілець і доступних стяжних шпильок К П Опір ізоляції не нормується Вимірювання проводиться мегаомметром напругою 1000 В або 2500 В у масляних трансформаторах тільки під час капітального ремонту а в сухих трансформаторах і під час поточного ремонту 3. Вимірювання тангенса кута діелектричних утрат tg ? ізоляції обмоток К М Для трансформаторів які пройшли капітальний ремонт допустимі значення наведені в табл. 4 додатка 2; в експлуатації значення tg ? не нормується але враховується під час комплексної оцінки результатів вимірювання стану ізоляції У разі міжремонтних випробувань вимірювання проводиться в силових трансформаторах напругою 110 кВ і вище або потужністю 31 5 МВА і більше. У трансформаторах напругою до 150 кВ tg ? рекомендується вимірювати за температури не нижче ніж 10° C. Вимірювання проводяться за схемами табл. 3 додатка 2. Див. також примітку 3 до цієї таблиці 4. Випробування підвищеною напругою промислової частоти: К Під час ремонту з повною заміною обмоток та ізоляції трансформатори випробовуються напругою значення якої наведене в табл. 5 додатка 2. Під час капітальних ремонтів без заміни обмоток та ізоляції випробування ізоляції обмоток маслонаповнених трансформаторів не обов'язкове. Випробування ізоляції сухих трансформаторів проводиться обов'язково. 1 ізоляції обмоток напругою 35 кВ і нижче разом з уводами; Випробувальна напруга в разі часткової заміни обмоток приймається 90 % від наведеної в табл. 5 додатка 2 а в разі капітального ремонту без заміни обмоток та ізоляції або із заміною ізоляції але без заміни обмоток  – 85 % від указаної в табл. 5 додатка 2. Тривалість випробування 1 хв. 2 ізоляції доступних для випробування стяжних шпильок пресувальних кілець і ярмових балок Випробовується напругою 1 кВ протягом 1 хв. якщо заводом-виробником не установлені більш жорсткі норми випробування Випробування проводиться за необхідності під час огляду і ремонту активної частини 5. Вимірювання опору обмоток постійному струму К М Допускається відхилення виміряного значення в межах 2 % від опору отриманого на відповідних відгалуженнях інших фаз і від вихідних значень опору Вимірювання проводиться на всіх відгалуженнях якщо в заводському паспорті немає інших указівок і якщо спеціально для цього не треба виймати активну частину 6. Перевірка коефіцієнта трансформації К Допускається відхилення виміряного значення в межах 2 % від значень отриманих на відповідних відгалуженнях інших фаз або від вихідних даних. Крім того для трансформаторів з РПН різниця коефіцієнтів трансформації не повинна бути більшою від значення ступеня регулювання Перевірка проводиться на всіх відгалуженнях перемикального пристрою 7. Перевірка групи з'єднань обмоток трифазних трансформаторів і полярності виводів однофазних трансформаторів К Група з'єднань або полярність повинна відповідати паспортним даним і маркуванню заводу-виробника Перевірка проводиться під час ремонту з частковою або повною заміною обмоток 8. Вимірювання струму і втрат неробочого ходу К Не нормується Проводиться одне з наведених нижче вимірювань: - при номінальній напрузі вимірюється струм неробочого ходу; - при зниженій напрузі вимірюються втрати неробочого ходу за схемами наведеними в заводській документації. Значення підведеної напруги повинно відповідати заводському 9. Оцінка стану перемикального пристрою К Проводиться відповідно до інструкцій заводу-виробника або нормативно-технічних документів 10. Випробування бака з радіаторами статичним тиском стовпа масла К Не повинно бути течі масла. Трансформатори без розширника і герметизовані на маслощільність не випробовуються Випробування проводиться тиском стовпа масла висота якого над рівнем заповненого розширника приймається 0 6 м; для баків хвилястих і з пластинчатими радіаторами – 0 3 м. Тривалість випробування не менше ніж 3 год. за температури масла не нижче ніж 10° C 11. Перевірка пристроїв охолодження К Пристрої охолодження повинні бути справними і відповідати вимогам інструкцій заводу-виробника Перевірка проводиться відповідно до типових інструкцій і інструкцій заводу-виробника 12. Перевірка стану індикаторного силікагелю повітроосушувальних фільтрів К П М Силікагель повинен мати рівномірне блакитне забарвлення зерен. Зміна кольору зерен силікагелю на рожевий свідчить про його зволоження 13. Фазування трансформаторів К Чергування фаз повинно збігатися Фазування проводиться після капітального ремонту а також після змін у первинних колах 14. Випробування трансформаторного масла: 1 з бака трансформатора; К П М Масло випробовується за показниками наведеними в пунктах 1 – 5 табл. 6 додатка 2. Вимірювання tg ? масла проводиться у трансформаторах які мають підвищене значення tg ? ізоляції. Масло з трансформаторів з плівковим захистом повинно додатково випробовуватися: за показниками наведеними в табл. 6 додатка 2 пункти 7 і 8 з азотним захистом – за показниками табл. 6 додатка 2 пункт 7 Випробування проводяться: - після капітальних ремонтів трансформаторів; - не рідше ніж один раз на 5 років для трансформаторів потужністю понад 630 кВ·А які працюють з термосифонними фільтрами; - не рідше ніж один раз на 2 роки для трансформаторів потужністю понад 630 кВ·А що працюють без термосифонних фільтрів. У трансформаторів потужністю до 630 кВ·А проба оливи не відбирається. У разі незадовільних характеристик ізоляції здійснюються роботи з відновлення ізоляції заміни масла та силікагелю у термосифонних фільтрах. Контроль проводиться згідно з РД 34.46.301-79 та РД 34.46.302-89. 2 з бака контактора РПН відокремленого від масла трансформатора П М У трансформаторах напругою 110 кВ і вище а також у трансформаторі з пристроєм РПН PC SDV проводиться хроматографічний аналіз розчинених у маслі газів. Масло слід замінювати: - коли пробивна напруга нижча за 25 кВ у контакторах з ізоляцією 10 кВ 30 кВ – з ізоляцією 35 кВ 35 кВ – з ізоляцією 110 кВ; - якщо в маслі виявлена вода визначення якісне або механічні домішки визначення візуальне Випробування проводиться після певної кількості перемикань указаних в інструкції з експлуатації даного перемикача але не рідше ніж один раз на рік 15. Вимірювання опору короткого замикання Zк трансформатора К М Значення Zк не повинні відрізнятись більше ніж на 3 % від вихідного значення або на 5 % від вирахуваного за паспортом Вимірювання проводиться у трансформаторів напругою 110 кВ і вище потужністю 63 МВА і більше. Міжремонтні вимірювання проводяться після протікання струму КЗ через обмотки більшого ніж 70 % від допустимого за стандартами і ТУ 16. Випробування трансформаторів увімкненням поштовхом на номінальну напругу К У процесі 3 – 5-разового ввімкнення трансформатора на номінальну напругу і витримки під напругою протягом часу не менше ніж 30 хв. не повинно бути явищ що вказують на незадовільний стан трансформатора Трансформатори змонтовані за схемою блока з генератором умикаються в мережу з підніманням напруги від нуля 17. Випробування вводів К М Проводиться відповідно до табл. 9 додатка 1 18. Перевірка вбудованих трансформаторів струму К М Проводиться відповідно до табл. 20 додатка 1 пункти 1 3.2 5 і 6 К – для трансформаторів напругою 110 кВ і вище потужністю 63 МВА і більше проводиться вперше не пізніше ніж через 12 років після введення в експлуатацію з урахуванням результатів профілактичних випробувань а надалі – за потреби залежно від результатів випробувань і стану трансформаторів; для інших трансформаторів – за результатами випробувань та їх стану. П – для трансформаторів які регулюються під навантаженням з РПН проводиться один раз на рік; для трансформаторів без РПН: головних трансформаторів підстанцій напругою 35 кВ і вище – не рідше ніж один раз на 2 роки; для інших трансформаторів – за необхідності але не рідше ніж один раз на 4 роки; для трансформаторів установлених у місцях посиленого забруднення  – згідно з виробничими інструкціями. М – проводиться у терміни установлені системою ТОР. Випробування трансформаторного масла слід проводити відповідно до вказівок наведених у пункті 14 цієї таблиці. Примітки: 1. Випробування за пунктами 3 6 – 8 11 15 17 не обов'язкові для трансформаторів потужністю до 1000 кВА. 2. Випробування за пунктами 1 3 8 – 12 14 15 17 18 для сухих трансформаторів усіх потужностей не проводяться. 3. Вимірювання опору ізоляції tg ? повинні проводитися за однакової температури або приводитися до однієї температури. Значення tg ? виміряні за температури ізоляції 20° C і вище які не перевищують 1 % уважаються задовільними і їх перерахунок до вихідної температури не вимагається. Таблиця 2. Напівпровідникові перетворювачі далі – перетворювачі Найменування перевірки Вид перевірки Нормативне значення Вказівки 1 2 3 4 1. Вимірювання опору ізоляції струмопровідних частин К М Опір ізоляції повинен бути не менше ніж 5 МОм Проводяться в холодному стані і за незаповненої системи охолодження для силової частини мегаомметром напругою 2500 В для кіл вторинної комутації – мегаомметром напругою 1000 В. Усі тиристори аноди катоди керуючі електроди вентилі конденсатори обмотки трансформаторів на час випробувань слід закоротити блоки системи керування необхідно вийняти з рознімів 2. Випробування підвищеною напругою промислової частоти ізоляції струмопровідних частин відносно корпусу та кіл не пов'язаними між собою К М Значення випробувальної напруги наведені в табл. 7 додатка 2. Тривалість випробування 1 хв. Силові кола змінної і постійної напруг на період випробування повинні бути електрично з'єднані. Усі тиристори аноди катоди керуючі електроди вентилі конденсатори обмотки трансформаторів на час випробувань слід закоротити блоки системи керування необхідно вийняти з рознімів 3. Перевірка режимів роботи силових напівпровідникових приладів: 1 вимірювання опору анод-катод на всіх тиристорах перевірка відсутності пробою ; К П М Відхилення опору від середньоарифметичного значення не більше ніж 10 %. Вимірюється омметром. 2 перевірка відсутності обриву у вентилях вимірювання прямого і зворотного падіння напруги на вентилях ; К М Падіння напруги на вентилях повинно бути в межах даних заводу-виробника. Вимірюється вольтметром або осцилографом за умови граничного струму перетворювача. 3 перевірка цілісності плавких вставок запобіжників; К М Значення опору не нормується. Вимірюється омметром. 4 вимірювання розподілення струмів між паралельними вітками тиристорів або вентилів; К П М Відхилення від середньоарифметичного значення напруги не більше ніж 10 %. Вимірюється під час роботи перетворювача з номінальним струмом. 5 вимірювання розподілення напруги між послідовно включеними тиристорами і вентилями; К П М Відхилення від середньоарифметичного значення напруги не більше ніж 20 %. Вимірюється під час роботи перетворювача з номінальним струмом. 6 вимірювання розподілення струмів між паралельно ввімкненими перетворювачами; Відхилення від середнього розрахункового значення струму через перетворювач не більше ніж 10 %. Вимірюється під час роботи перетворювача з номінальним струмом. 7 вимірювання розподілення струмів між гілками однойменних плеч паралельно ввімкнених перетворювачів Відхилення від середнього розрахункового значення струму гілки однойменних плеч не більше ніж 20 % Вимірюється під час роботи перетворювача з номінальним струмом 4. Перевірка трансформаторів агрегату крім вимірювання опору обмоток К М Проводиться відповідно до пунктів 1 – 18 табл. 1 додатка 1 та інструкцій заводів-виробників 5. Вимірювання опору обмоток агрегату трансформатора випрямного послідовного та ін. К Допускається відхилення від початкових даних у межах ±5 % Показники вимірювань повинні бути приведені до температури вихідних даних 6. Перевірка системи керування тиристорами К П М Діапазон регулювання випрямленої напруги повинен відповідати вимогам заводу-виробника Проводиться в обсязі і за методикою передбаченою інструкціями заводу-виробника 7. Перевірка системи охолодження тиристорів і вентилів К П М Виконуються гідравлічні випробування підвищеним тиском води. Значення тиску та час випробування повинні відповідати нормам заводу-виробника Проводиться в обсязі і за методикою передбаченою інструкціями заводу-виробника 8. Знімання робочих регулювальних та динамічних характеристик К Відхилення від заданих характеристик повинні залишатися в межах установлених заводом-виробником Проводиться в обсязі і за методикою передбаченою інструкціями заводу-виробника 9. Перевірка температури силових тиристорів діодів запобіжників шин та інших елементів перетворювача К М Температура не повинна перевищувати допустимих значень згідно з вимогами заводу-виробника Перевірку рекомендується виконувати за допомогою тепловізора 10. Перевірка захисту агрегатів напругою до 1000 В у системі живлення із заземленою нейтраллю К П М У разі замикання на корпус струм однофазного короткого замикання повинен бути більшим від струму спрацювання найближчого захисного елемента для забезпечення необхідного коефіцієнта надійності згідно з пунктом 1.7.79 ПУЭ Проводиться у перетворювачах напругою понад 42 В які використовуються у небезпечних і особливо небезпечних умовах а також у всіх перетворювачах напругою 380 В і більше безпосереднім вимірюванням струму однофазного замикання на корпус за допомогою спеціальних приладів або вимірюванням повного опору петлі "фаза-нуль" з подальшим визначенням струму однофазного короткого замикання К П М – проводяться у терміни установлені системою ТОР. Таблиця 3. Силові конденсатори Найменування перевірки Вид перевірки Нормативне значення Вказівки 1 2 3 4 1. Зовнішній огляд К П Перевіряється відсутність течі просочувальної рідини пошкодження ізоляторів здуття стінок корпусу З експлуатації знімаються конденсатори що мають краплинну течу яку не можна усунути пошкодження ізоляторів здуття стінок корпусу 2. Вимірювання опору ізоляції К П Опір ізоляції між виводами і корпусом повинен відповідати вимогам інструкції заводу-виробника Вимірювання проводиться мегаомметром напругою 2500 В 3. Вимірювання ємності конденсатора К П Допускається відхилення ємності від вихідних даних не більше ніж: - на ±10 % для косинусних конденсаторів і конденсаторів поздовжньої компенсації; - на ±5 % для конденсаторів зв'язку та конденсаторів дільників напруги Вимірювання проводиться за температури 15 – 35° C 4. Випробування підвищеною напругою промислової частоти К Випробувальні напруги наведені в табл. 8 додатка 2. Тривалість випробування 10 с. За відсутності джерела струму достатньої потужності випробування підвищеною напругою промислової частоти може бути замінено випробуванням постійною напругою значення якої повинно бути вдвічі вище вказаної в табл. 8 додатка 2 Випробування відносно корпусу проводиться при перемкнутих виводах конденсатора. Випробування конденсаторів відносно корпусу що мають один вивід з'єднаний з корпусом не проводяться. Необхідність проведення випробування конденсаторів підвищеною напругою визначається інструкцією заводу-виробника 5. Вимірювання тангенса кута діелектричних втрат tg ? К Виміряні значення tg ? не повинні перевищувати 0 8 % Вимірювання проводяться на конденсаторах зв'язку та конденсаторах для дільників напруги К П – проводяться у терміни установлені системою ТОР але не рідше ніж: К – один раз на 8 років П – один раз на рік. Таблиця 4. Акумуляторні батареї Найменування перевірки Вид перевірки Нормативне значення Вказівки 1 2 3 4 1. Перевірка ємності відформованої акумуляторної батареї К П Ємність приведена до температури 20° C повинна відповідати заводським даним У разі зниження ємності батареї до значення 70 % від номінальної її необхідно відновити а за неможливості відновлення – батарея підлягає заміні 2. Перевірка густини електроліту в кожному елементі батареї К П М Густина електроліту в кожному елементі для повністю зарядженої батареї в кінці зарядження та в режимі постійного підзарядження приведена до температури 20° C повинна бути: - для акумуляторів типу СК – 1 205 ± 0 005 г/см3; - для акумуляторів типу – СН 1 24 ± 0 005 г/см3. Густина електроліту в кінці розрядження у справних акумуляторів повинна бути не менше ніж 1 145 г/см3 для справних акумуляторів типу С СК та 1 15 г/см3 – для СН. Для інших типів батарей густина електроліту повинна відповідати заводським даним Температура електроліту під час зарядження не повинна перевищувати 40° C для акумуляторів типу СК і 45° C – для акумуляторів типу СН 3. Хімічний аналіз електроліту П Дані аналізу наведені в табл. 9 додатка 2 Проводиться не рідше ніж один раз на 3 роки 4. Вимірювання напруги кожного елемента батареї К П М У батареї не повинно бути більше ніж 5 % відстаючих елементів. Відхилення напруги відстаючих елементів наприкінці розрядження повинно бути в межах 1 – 1 5 % від середньоарифметичного значення напруги решти елементів. Напруга кожного елемента батареї що працює в режимі підзарядження повинна бути 2 2 ± 0 05 В Напруга в кінці розряду встановлюється у стандарті або технічних умовах на акумулятор батарею конкретного типу 5. Вимірювання опору ізоляції батареї К М Опір ізоляції повинен бути не менше ніж: - 15 кОм за напруги 24 В; - 25 кОм за напруги 48 В; - 30 кОм за напруги 60 В; - 50 кОм за напруги 100 В; - 100 кОм за напруги 220 В 6. Вимірювання висоти осаду шламу у кожному елементі батареї М Між поверхнею осаду і нижнім краєм позитивних пластин повинен бути вільний простір не менше ніж 10 мм 7. Перевірка напруги під час поштовхових струмів К М Значення напруги на виводах батареї під час короткочасних не більше ніж 5 с розрядок струмом кратністю 1 5 – 2 5 від величини струму одногодинної розрядки без участі кінцевих елементів не повинно знижуватися більше ніж на 0 4 В на кожний елемент від напруги в момент що передує поштовху струму. Під час перевірки підзарядний агрегат повинен бути вимкнений Рекомендується виконувати один раз на рік К – проводиться у терміни установлені системою ТОР при цьому хімічний аналіз проводиться не рідше ніж один раз на 3 роки. П М – проводяться за системою ТОР але не рідше ніж: П – один раз на рік М – один раз на місяць. Таблиця 5. Силові кабельні лінії Найменування перевірки Вид перевірки Нормативне значення Вказівки 1 2 3 4 1. Перевірка цілісності та фазування жил К П Усі жили повинні бути цілими і з відповідним фазуванням Проводиться після закінчення монтажу перемонтажу муфт тощо 2. Вимірювання опору ізоляції: Тривалість вимірювання 1 хв. Вимірювання проводять мегаомметром напругою 2500 В перед і після випробувань підвищеною напругою. 1 кабелі напругою 2 – 35 кВ; П М Значення опору ізоляції не нормується Вимірювання проводиться мегаомметром напругою 2500 В 2 кабелі напругою до 1 кВ К Значення опору ізоляції повинно бути не нижче ніж 0 5 МОм 3. Випробування підвищеною випрямленою напругою: 1 кабелі напругою до 35 кВ; К П Значення випробної напруги наведені в табл. 10 додатка 2. Тривалість випробування в процесі експлуатації – 5 хв. Зростання струму витоку або його поштовхи під час випробування вказує на незадовільний стан ізоляції кабелю Групові кабелі на підстанціях можуть випробовуватись без від'єднання від шин. Випробування підвищеною напругою постійного струму кабелів розташованих у межах одного розподільного пристрою чи будівлі рекомендується проводити не частіше ніж раз на рік. Випробування кабелів напругою до 1 кВ може проводитися мегаомметром напругою 2500 В протягом 1 хв 2 періодичність випробувань підвищеною випрямленою напругою У процесі експлуатації випробування проводяться: не частіше ніж раз на рік; після проведення ремонтних робіт на кабелі; після проведення земляних будівельних та інших робіт які могли призвести до пошкодження кабелю 4. Контроль осушення вертикальних ділянок кабелю М Різниця нагріву окремих точок не повинна перевищувати 2 – 3° C за навантаження близького до номінального Проводиться на кабелях з просоченою паперовою ізоляцією напругою 20 – 35 кВ вимірюванням і порівнянням температур нагріву оболонки в різних точках вертикальної ділянки кабелю 5. Контроль заземлення кінцевих муфт К Повинні відповідати пункту 3 табл. 25 додатка 1. Перевірка заземлення муфт кінцевих розробок проводиться візуально Проводиться в металевих кінцевих розробках на лініях усіх напруг крім ліній напругою до 1000 В із заземленою нейтраллю 6. Вимірювання блукаючих струмів М Вимірювання проводиться у кабелів прокладених у районах розташування електрифікованого транспорту метрополітену трамваю залізниці два рази у перший рік експлуатації кабелю або електрифікованого транспорту надалі – згідно з виробничими інструкціями. Вимірюються потенціали і струми на оболонках кабелів у контрольних точках а також параметри пристрою електрозахисту 7. Визначення корозійності ґрунтів та вод М Оцінку корозійної активності ґрунтів і природних вод рекомендується здійснювати за даними хімічного аналізу середовища або методом втрати маси металу Проводиться якщо має місце пошкодження кабелів корозією і немає відомостей про корозійні умови траси. Оцінка корозійної активності проводиться згідно з вимогами ГОСТ 9.602-89 8. Вимірювання струму навантаження М Струмові навантаження повинні задовольняти вимогам ПУЭ Необхідно проводити в період максимального навантаження лінії 9. Вимірювання температури кабелів М Температура кабелів не повинна перевищувати допустимі значення установлені ПУЭ Здійснюється відповідно до інструкції споживача на ділянках траси з найнижчою тепловіддачею 10. Перевірка чутливості захисту лінії напругою до 1000 В із заземленою нейтраллю К М У разі замикання на металевий корпус кінцевої розробки струм однофазного короткого замикання повинен перевищувати номінальний струм плавкої вставки найближчого запобіжника або розчіплювача автоматичного вимикача. Перевищення не повинно бути меншим ніж указано в ПУЭ Перевірка проводиться шляхом безпосереднього вимірювання струму однофазного замикання на корпус заробки за допомогою спеціальних приладів або вимірюванням повного опору петлі "фаза-нуль" з подальшим визначенням струму однофазного замикання. Отриманий струм порівнюється з номінальним струмом захисного апарата лінії з урахуванням коефіцієнтів ПУЭ К П або М – проводяться у терміни установлені системою ТОР але не рідше ніж: К – один раз на 6 років П або М – один раз на 3 роки. Таблиця 6. Повітряні лінії електропередавання Найменування перевірки Вид перевірки Нормативне значення Вказівки 1 2 3 4 1. Перевірка охоронних зон ПЛ П М Перевірка траси ПЛ: - ширина просіки; - висота дерев і кущів під ПЛ та – біля просіки; - протипожежний стан траси. Вимоги до просіки повинні відповідати вимогам ПУЭ. Періодичність оглядів визначається виробничими інструкціями Згідно з ГКД 34.20.502-97 та Правил охорони електричних мереж 2. Контроль опор та їх елементів: К М 1 контроль положення опор; Допустимі значення відхилення опор та їх елементів наведено в табл. 11 додатка 2. 2 контроль закріплення опор у ґрунті; Заглиблення залізобетонних опор у ґрунт повинно бути не менше ніж: для ПЛ 0 38 кВ – 1 5 м; для ПЛ 6 – 20 кВ – 1 7 м; Перевірку необхідно провести на 20 % проміжних опор та на всіх складних опорах. Допуски на розміщення збірних фундаментів наведені в табл. 12 додатка 2. 3 контроль стану фундаментів опор; Перевірку необхідно провести на 2 – 3 % від загальної кількості опор. Розміри сколів та тріщин фундаментів і відхилення розміщення анкерних болтів не повинні перевищувати значень наведених у ГКД 34.20.502-97. 4 контроль відтяжок опор; Значення тяжіння при відхиленні опор у межах допустимого не повинно відрізнятися від проектного більше ніж на 20 %. Зменшення перерізу тросу відтяжки не повинно перевищувати 10 %. Вимірювання проводиться згідно з ГКД 34.20.502-97 5 контроль дефектів залізобетонних опор і приставок; Розміри тріщин наскрізних отворів і значення прогинів стійок опор не повинні перевищувати значень наведених у табл. 13 додаток 2. 6 контроль прогинів та корозійного зношення металоконструкцій опор; Граничні значення допусків для прогинів елементів металевих опор та металевих деталей залізобетонних опор ПЛ напругою 35 кВ і вище становлять: траверса опори – 1:300 від довжини траверси; стояк або підкіс металевої опори – 1:750 від довжини стояка але не більше 20 мм; поясні кутники металевих опор – 1:750 від довжини елемента. Відношення зменшеного перерізу металевого елемента за рахунок корозії до проектного значення перерізу не повинно бути менше ніж: 0 9 – для несучих елементів; 0 8 – для ненесучих елементів; 0 7 – для косинок. 7 контроль дерев'яних деталей опор М Вимірюються глибина та розміри зовнішнього і внутрішнього загнивання деталей опор Контроль проводиться згідно з ГКД 34.20.502-97 3. Контроль проводів грозозахисних тросів та лінійної арматури: К М 1 вимірювання відстаней від проводів і тросів; Відстані від проводів і тросів до поверхні землі та до різних об'єктів і споруд повинні відповідати вимогам ПУЭ. 2 контроль стріл провисання проводів; Стріла провисання не повинна відрізнятися від передбаченої проектом більше ніж на 5 %. 3 контроль перерізів проводів та грозозахисних тросів; Різниця стріл провисання між проводами різних фаз не повинна перевищувати 10 % від проектного значення стріли провисання. Допустимі зменшення площі перерізу проводів і грозозахисних тросів приймається у відповідності до ГКД 34.20.502-97. 4 контроль з'єднань проводів та грозозахисних тросів Проводиться згідно з табл. 7 додатка 1 Тепловізійний контроль проводиться згідно з ГКД 34.20.302-2002 4. Контроль грозозахисних тросів з умонтованим волоконно-оптичним кабелем ОКГТ П М Контроль відстаней від ОКГТ до проводів стану заземлювальних спусків арматури ОКГТ і відсутності пошкоджень кабелю в місцях кріплення затискачів 5. Контроль ліній із самонесучими ізольованими проводами П М Контроль стану ізоляції проводів підтримувальних затискачів і захисних кожухів на з'єднувальних та відгалужувальних затискачах 6. Контроль ізоляторів та ізолювальних підвісок К М Контроль фарфорових ізоляторів проводиться згідно з табл. 8 додатка 1. Контроль ізоляторів під робочою напругою проводиться за допомогою вимірної штанги або штангою з постійним іскровим проміжком. Розподіл напруги по підвісних фарфорових ізоляторах гірлянди ВЛ 35 – 110 кВ наведений в табл. 16 додатка 2. Тепловізійний контроль проводиться згідно з встановленими нормами та інструкціями заводів-виробників. Контроль скляних ізоляторів проводиться зовнішнім оглядом 7. Перевірка заземлювальних пристроїв П К М Проводиться згідно з табл. 25 додатка 1 8. Перевірка трубчастих розрядників і захисних проміжків К М Проводиться згідно з табл. 18 додатка 1 9. Перевірка обмежувачів перенапруги К М Проводиться згідно з табл. 17 додатка 1 10. Контроль симетричності ємностей фаз ПЛ 6 – 35 кВ Повітряні лінії напругою до 35 кВ які вводяться перевіряються на симетричність ємностей їх фаз відносно землі. Допустиме значення несиметрії визначається умовами введення в роботу дугогасних реакторів компенсації ємнісного струму однофазного замикання нормованому значенню напруги несиметрії U0 Проводиться також після робіт на ПЛ які могли призвести до порушення симетричності ємностей 11. Перевірка чутливості захисту лінії напругою до 1000 В із заземленою нейтраллю К М У разі замикання на нульовий провід у кінці лінії повинен виникнути струм однофазного замикання який перевищує номінальний струм плавкої вставки найближчого запобіжника або розчіплювача автоматичного вимикача. Перевищення струму не повинно бути меншим за вказане в ПУЭ Перевірка проводиться шляхом безпосереднього вимірювання струму однофазного короткого замикання або вимірювання повного опору петлі "фаза-нуль" з подальшим визначенням струму однофазного короткого замикання. Отриманий струм порівнюється з номінальним струмом захисного апарата лінії з урахуванням коефіцієнтів ПУЭ К М – проводяться у терміни установлені системою ТОР. Таблиця 7. Контактні з'єднання збірних та з'єднувальних шин проводів і грозозахисних тросів Найменування перевірки Вид перевірки Нормативне значення Вказівки 1 2 3 4 1. Перевірка болтових контактних з'єднань: 1 контроль затягування болтів; К Перевірка проводиться згідно з інструкцією з їх монтажу відповідно до типу застосовуваних затискачів . Проводиться вибірково на 2 – 3 % з'єднань. За додатніх результатів перевірки можна обмежитися перевіреною кількістю з'єднань. 2 вимірювання перехідних опорів К М На ПЛ опір ділянки провода із з'єднанням не повинен перевищувати більше ніж у 2 рази опір суцільного провода такої самої довжини. Для з'єднань на підстанціях опір шини із з'єднанням не повинен перевищувати більше ніж у 1 2 рази опір суцільної шини такої самої довжини Вимірювання проводиться: - на ПЛ напругою 35 кВ і вище з неізольованим проводом; - на шинах і струмопроводах на номінальний струм 1000 А і вище; - на шинах ВРУ 35 кВ і вище 2. Контроль зварних контактних з'єднань: 1 виконаних із застосуванням термітних патронів; К У зварному з'єднанні не повинно бути: - перепалення зовнішнього повиву провода або порушення зварки на згині; - раковин у місці зварювання глибиною більше 6 мм для сталеалюмінієвих проводів перерізом 150 – 660 мм2. 2 жорстких збірних та з'єднувальних шин У зварному з'єднанні не повинно бути тріщин пропалень кратерів непроварених ділянок шва 3. Контроль опресованих контактних з'єднань К Діаметр і довжина опресованої частини затискача повинні відповідати технологічним указівкам з монтажу. На поверхні затискача не повинно бути тріщин корозії та механічних пошкоджень 4. Контроль контактних з'єднань з овальними з'єднувальними затискачами К Розміри з'єднувальних затискачів повинні відповідати технологічним указівкам з їх монтажу. На поверхні затискачів не повинно бути тріщин механічних пошкоджень а на сталевих з'єднувальних затискачах корозії Число витків скрутки затискачів сталеалюмінієвих і мідних проводів що скручуються повинно бути не менше ніж 4 і не більше ніж 4 5 а для затискачів типу СОАС-95-3 при з'єднанні проводів АЖ 70/39 – від 5 до 5 5 витків К М – провадяться у терміни установлені системою ТОР але К- не рідше ніж 1 раз на 8 років. Примітка. Контактні з'єднання всіх виконань можна контролювати за допомогою тепловізора. Таблиця 8. Підвісні та опорні ізолятори Найменування перевірки Вид перевірки Нормативне значення Вказівки 1 2 3 4 1. Контроль зовнішнього стану К М Неперевищення значення площі та глибини допустимих сколів зазначених у ГКД 34.20.302-2002 Ізолятори що мають на ребрах поверхні сколи дозволяється вводити в експлуатацію після відновленого ремонту 2. Вимірювання опору ізоляції підвісних та опорних багатоелементних ізоляторів К М Опір кожного підвісного ізолятора або кожного елемента багатоелементного ізолятора повинен бути не менше ніж 300 МОм Вимірювання проводиться мегаомметром напругою 2500 В 3. Випробування підвищеною напругою промислової частоти опорних одноелементних ізоляторів внутрішньої і зовнішньої установок К М Значення випробувальних напруг наведені в табл. 14 додатка 2. Тривалість випробування 1 хв. Окремі ізолятори багатоелементних й підвісних ізоляторів що вперше встановлюються повинні випробовуватись напругою 50 кВ прикладеною до кожного елемента ізолятора 4. Випробування підвищеною напругою промислової частоти або контроль за допомогою штанги підвісних та опорних багатоелементних ізоляторів К М Значення випробувальних напруг наведені в табл. 14 додатка 2. Тривалість випробування 1 хв. Під час контролю за допомогою штанги ізолятор бракується якщо на нього припадає напруга менша за вказану в табл. 15 і 16 додатка 2 Поелементна сума напруг на гірляндах та опорних ізоляторах не повинна відрізнятися від фазної напруги більше ніж на 10 % для ізоляторів змонтованих на металевих конструкціях та на 20 % – на дерев'яних конструкціях і опорах. Контроль проводиться під робочою напругою під час температури навколишнього повітря не менше ніж +5° C за допомогою вимірювальної штанги або штанги з постійним іскровим проміжком К М – проводяться у терміни установлені системою ТОР але К – не рідше ніж один раз на 8 років. Таблиця 9. Уводи і прохідні ізолятори Найменування перевірки Вид перевірки Нормативне значення Вказівки 1 2 3 4 1. Вимірювання опору ізоляції К М Опір ізоляції повинен бути не менше ніж 500 МОм Вимірюється опір ізоляції вимірювальної та останньої обкладок уводів з паперово-масляною ізоляцією відносно з'єднувальної втулки. Вимірювання проводяться мегаомметром напругою 2500 В 2. Вимірювання тангенса кута діелектричних втрат tg ? і ємності ізоляції К М Допустимі значення tg ? наведені в табл. 17 додатка 2 Вимірювання проводиться у вводів з основною паперово-масляною паперово-бакелітовою і твердою ізоляцією. Вимірювання tg ? у вводах з маслобар'єрною ізоляцією крім малогабаритних вводів не обов'язкове. У вводах що мають вивід від потенціометричного пристрою вимірюються також tg ? та ємність вимірювального конденсатора 3. Випробування підвищеною напругою промислової частоти К М Значення випробувальної напруги наведені в табл. 14 додатка 2. Уводи установлені на силових трансформаторах випробовуються разом з обмотками трансформаторів за нормами наведеними в табл. 5 додатка 2. Тривалість випробування для вводів що випробовуються разом з обмотками трансформаторів а також для вводів і прохідних ізоляторів з основною фарфоровою паперово-масляною та масляною ізоляцією – 1 хв. для вводів та ізоляторів з органічних твердих матеріалів і кабельних мас – 5 хв 4. Перевірка ущільнення вводів К Проводиться в маслонаповнених негерметичних уводах з паперово-масляною ізоляцією на напругу 110 кВ і вище створенням у них надлишкового тиску масла 0 1 МПа 1 кгс/см2 . Тривалість випробування – 30 хв. Під час випробування не повинно бути ознак протікання масла та зниження випробувального тиску. Допускається зниження тиску за час випробувань не більше ніж 5 кПа 5. Випробування масла з маслонаповнених уводів К М Випробування проводяться за нормами та в обсязі наведеними в табл. 6 додатка 2 6. Перевірка манометра М Манометр перевіряється в герметичних уводах порівнянням його показів з показами манометра який атестувався. Допустиме відхилення показів манометра від атестованого повинне становити не більше ніж 10 % верхньої межі вимірювань Перевірка проводиться в трьох оцифрованих точках шкали: на початку у середині та в кінці К – проводяться у терміни установлені системою ТОР але не рідше ніж один раз на 4 роки для вводів з паперово-масляною ізоляцією для інших уводів – один раз на 8 років М – у терміни установлені системою ТОР. Таблиця 10. Масляні та електромагнітні вимикачі Найменування перевірки Вид перевірки Нормативне значення Вказівки 1 2 3 4 1. Вимірювання опору ізоляції: 1 рухомих і направних частин виконаних з органічних матеріалів; К Опір ізоляції повинен бути не нижче ніж наведений в табл. 18 додатка 2. Вимірювання проводиться мегаомметром напругою 2500 В. 2 електро-магнітних вимикачів з установленими дугогасними камерами; К Не нижче ніж 300 МОм. Вимірювання проводиться мегаомметром напругою 2500 В. 3 вторинних кіл електромагнітів керування або електродвигунів заведення пружини К М Не менше ніж 1 МОм Вимірювання проводиться мегаомметром напругою 1000 В 2. Випробування вводів К Проводиться згідно з табл. 9 додатка 1 3. Оцінка стану внутрішньобакової ізоляції бакових масляних вимикачів напругою 35 кВ К Стан внутрішньобакової ізоляції оцінюють за значенням tg ? уводів на повністю зібраному вимикачі відповідно до табл. 17 додатка 2. Якщо виключення із схеми виміру tg ? внутрішньобакової ізоляції знижує абсолютне значення tg ? більше ніж на 5 % ізоляція підлягає сушінню 4. Випробування підвищеною напругою промислової частоти вимикачів до 35 кВ включно: К Тривалість випробувань 1 хв. 1 кожного полюса відносно корпусу і двох інших полюсів; Значення випробувальної напруги наведено в табл. 14 додатка 2. 2 міжконтактного розриву вимикачів 6 – 10 кВ; Значення випробувальної напруги наведено в табл. 14 додатка 2. 3 ізоляції вторинних кіл і електромагнітів керування або електродвигунів заведення пружини Випробування проводиться напругою 1000 В. Випробування напругою промислової частоти можна замінити випробуванням мегаомметром напругою 2500 В 5. Вимірювання опору постійного струму: К П М 1 струмопровідного контуру контактної системи; Опір не повинен перевищувати значення наведеного в паспорті на вимикач. 2 шунтувальних резисторів дугогасильних пристроїв; Значення опору не повинно відрізнятися від наведеного в паспорті на вимикач більш ніж на 3 %. 3 електромагнітів керування Значення опору повинно відповідати паспорту заводу-виробника 6. Перевірка параметрів: К П Дані вимірювань повинні відповідати нормам заводу-виробника 1 хід рухомої частини; 2 хід у контактах ужим ; 3 неодночасність вмикання та розмикання контактів 7. Вимірювання швидкісних та часових параметрів вимикача К П Дані вимірювань повинні відповідати паспорту заводу-виробника У масляних вимикачах вимірювання проводяться при повністю залитому маслом вимикачі та номінальній напрузі на електромагнітах керування 8. Перевірка спрацьовування приводу на пониженій напрузі К Мінімальна напруга спрацьовування електромагнітів повинна бути не більше: електро- магніти вимкнення електро- магніти увімкнення - при живленні приводу від джерела постійного струму; 0 7 Uном; 0 85 Uном; - при живленні приводу від джерела змінного струму 0 65 Uном; 0 8 Uном; 9. Перевірка дії механізму вільного розчеплення приводу К М Механізм вільного розчеплення повинен бути перевірений в роботі при ввімкненому положенні приводу і в двох-трьох проміжних його положеннях Перевірка проводиться при номінальній напрузі на електромагнітах керування 10. Перевірка вимикача в складних циклах К Перевірці в циклі "увімкнення-вимкнення" У-В підлягають усі вимикачі. Перевірці в циклах "вимкнення-увімкнення" В-У і "вимкнення-увімкнення-вимкнення" В-У-В підлягають вимикачі які працюють у режимі АПВ 11. Перевірка трансформаторного масла з баків вимикача К М Перевірка проводиться згідно з табл. 6 додатка 2 Після вимкнення короткого замикання потужністю більшою за половину паспортного значення розривної потужності багатооб'ємних масляних вимикачів незалежно від напруги і малооб'ємних масляних вимикачів напругою 110 кВ і більше проводиться випробування масла. Масла з малооб'ємних вимикачів на всі класи напруг і бакових – напругою до 35 кВ після виконання допустимого числа комутацій замінюється свіжою К П М – проводяться у терміни установлені системою ТОР але К – не рідше ніж один раз на 8 років. Таблиця 11. Повітряні вимикачі Найменування перевірки Вид перевірки Нормативне значення Вказівки 1 2 3 4 1. Випробування та вимірювання вбудованих трансформаторів струму М Випробування та вимірювання необхідно провести згідно з табл. 20 додатка 1 пункти 1 3 6 2. Вимірювання опору ізоляції: К 1 повітропроводів опорних і рухомих частин виконаних з органічних матеріалів; Опір ізоляції наведений в табл. 18 додатка 2. Вимірювання проводять мегаомметром напругою 2500 В. 2 багато елементних ізоляторів; Проводяться згідно з пунктом 1 табл. 8 додатка 1. Опір ізоляції не менше ніж 1 МОм 3 вторинних кіл та обмоток електромагнітів керування Вимірювання проводять мегаомметром напругою 1000 В 3. Випробування підвищеною напругою промислової частоти вимикачів до 35 кВ: опорної ізоляції полюсів вимикача К Тривалість випробування 1 хв. Значення випробної напруги наведене в табл. 14 додатка 2 4. Вимірювання опору постійного струму: 1 струмопровідного контуру контактної системи; К П М Граничні величини опору контактів повинні відповідати нормам заводу-виробника. Під час капітального ремонту окремо вимірюються контакти кожного розриву гасильної камери відокремлювача ножа тощо. Під час поточного і міжремонтного випробувань вимірюється опір кожного полюса; у разі перевищення нормованого опору вимірюється опір кожного елемента контактної системи опори яких не повинні перевищувати нормовані значення більш ніж у 1 5 рази. 2 омічних дільників напруги; К П Значення опорів повинні відповідати документації заводу-виробника. 3 електромагнітів керування К П М Опір повинен відповідати таким нормативним значенням: - електромагніти типу ВВ-400-15 з форсуванням: перша обмотка 10 ± 1 5 Ом; друга обмотка 45 ± 2 Ом - електромагніти заводу "Електроапарат" 0 39 ± 0 03 Ом Опори резисторів у межах одного полюса не повинні відрізнятися між собою більше ніж допускається інструкцією заводу-виробника 5. Вимірювання конденсаторів полюсних дільників напруги кута діелектричних втрат tg ? і ємності С К Виміряні ємності не повинні відрізнятися від початкових значень більше ніж на 10 %; значення tg ? за температури 20° C не повинні перевищувати 0 8 %. Опір ізоляції не нормується. Визначається для кожного типу вимикачів за даними заводу-виробника або даними початкових вимірювань Ємності конденсаторів у межах одного полюса не повинні відрізнятися між собою більше ніж допускається інструкцією заводу-виробника вимикачів 6. Перевірка характеристик вимикачів К П Параметри характеристик вимикача повинні відповідати його паспорту або інструкції заводу-виробника Види операцій і складних циклів значення тиску повітря за якими проводяться зняття характеристик вимикача наведені в табл. 19 додатка 2 7. Перевірка спрацьовування приводу вимикача за зниженої напруги К Напруга спрацювання електромагнітів керування за найбільшого тиску повітря в баках не повинна перевищувати 65 % від номінальної 8. Перевірка механічних характеристик К Довжини тяг проміжків хід дугогасних пристроїв і вузлів у шафах керування регулюються згідно з вимогами інструкції заводу-виробника К П М – проводяться у терміни установлені системою ТОР але К – не рідше ніж один раз на 6 років. Таблиця 12. Елегазові вимикачі Найменування перевірки Вид перевірки Нормативне значення Вказівки 1 2 3 4 1. Вимірювання опору ізоляції: 1 опорної ізоляції та ізоляції складових елементів; К Опір ізоляції повинен бути не менше ніж для вимикачів напругою МОм: 3 – 10 кВ – 1000; 15 – 150 кВ – 3000. Вимірювання проводиться мегаомметром напругою 2500 В. 2 вторинних кіл електродвигунів заведення пружини або зарядження гідросистеми К Опір ізоляції повинен бути не менше ніж 1 МОм Вимірювання проводиться мегаомметром напругою 1000 В 2. Випробування підвищеною напругою промислової частоти вимикачів до 35 кВ включно: К М Тривалість випробування 1 хв. для ізоляції з органічних матеріалів – 5 хв. 1 ізоляції кожного полюса відносно корпусу і двох інших полюсів; Значення випробної напруги наведені в табл. 14 додатка 2. 2 міжконтактного розриву вимикачів кВ Значення випробної напруги наведені в табл. 14 додатка 2 3. Вимірювання опору постійного струму: К П М 1 струмовідного контуру контактної системи; Опір не повинен перевищувати значення наведеного в документації заводу-виробника. 2 електромагнітів керування їх шунтувальних резисторів та нагрівачів Опір повинен відповідати паспорту заводу-виробника 4. Вимірювання конденсаторів полюсних дільників напруги кута діелектричних втрат tg ? і ємності С Дані вимірювань повинні відповідати паспорту заводу-виробника 5. Перевірка спрацювання густиноміра давача густини елегазу Уставки густиноміра повинні відповідати заводській документації заводу-виробника 6. Перевірка спрацювання приводу вимикача за зниженої напруги Напруга спрацювання не повинна перевищувати: - електромагніту ввімкнення – 0 85 Uн; - електромагніту вимкнення – 0 7 Uн Для вимикачів з гідравлічним чи пневматичним приводами електромагніти керування повинні спрацьовувати за номінального та мінімального тиску 7. Перевірка часових характеристик вимикача: К Операції та цикли у яких необхідно проводити вимірювання параметрів характеристик значення параметрів повинні відповідати вимогам заводу-виробника. Для вимикачів 3 – 10 кВ вимірювання проводять мілісекундоміром. Для вимикачів 35 110 150 кВ – методом осцилографування 1 вимірювання часових характеристик під час операції увімкнення У та вимкнення В ; Вимірювання параметрів характеристик слід проводити за номінального тиску елегазу в дугогасних камерах і номінальній напрузі на електромагнітах керування 2 перевірка характеристик у складних циклах "У-В" "В-У-В" 8. Вимірювання значення струму та тривалості обтікання електромагнітів керування проводиться для вимикачів 35 110 та 150 кВ К Значення струму та тривалість обтікання електромагнітів повинні відповідати вимогам заводу-виробника. Вимірювання проводять методом осцилографування 9. Вимірювання часу заведення пружини або зарядки гідросистеми приводу К Заміряний час повинен відповідати вимогам заводу-виробника 10. Перевірка вимикачів 6 10 кВ 4 – 5-кратним увімкненням вимкненням у циклах "У" "В" "У-В" Надійна робота забезпечується за номінальної напруги оперативного струму 11. Контроль відсутності витікання елегазу К П М Контроль відсутності витікання елегазу слід проводити за показами штатних густиномірів або манометрів а в разі потреби – за допомогою течошукача У разі вимірювань тиску манометром його покази необхідно привести до навколишньої температури. Для приведення користуються залежністю тиску елегазу від температури яка наведена в інструкції заводу-виробника 12. Перевірка вмісту вологи в елегазі К Вміст вологи визначають на підставі вимірів точки роси. Температура точки роси повинна бути не вище мінус 50° C Вимірюванню підлягає елегаз призначений для заповнення камер вимикача 13. Перевірка вбудованих трансформаторів струму К Перевірка проводиться згідно з табл. 20 додатка 1 пункти 1 3.2 5 6 К П М – проводяться у терміни установлені системою ТОР а К – не рідше ніж один раз на 6 років. Таблиця 13. Вакуумні вимикачі Найменування перевірки Вид перевірки Нормативне значення Вказівки 1 2 3 4 1. Вимірювання опору ізоляції: К 1 опорної ізоляції складових елементів; Опір ізоляції повинен бути не менше ніж 1000 МОм. Вимірювання проводиться мегаомметром напругою 2500 В. 2 вторинних кіл і обмоток електромагнітів керування ЕМК Опір ізоляції повинен бути не нижче ніж 1 МОм Вимірювання проводиться мегаомметром напругою 1000 В 2. Випробування підвищеною напругою промислової частоти: К Тривалість випробувань 1 хв. для ізоляції з органічних матеріалів 5 хв. 1 ізоляція кожного полюса відносно корпусу і двох інших полюсів; Значення випробної напруги наведене в табл. 14 додатка 2. 2 міжконтактного розриву у вимкнутому положенні вимикача; Значення випробної напруги наведене в табл. 14 додатка 2. Випробувальна напруга подається на корпус вимикача протягом 1 хв. 3 ізоляції вторинних кіл і ЕМК Випробування проводиться напругою 1000 В Випробування напругою промислової частоти можна замінити випробуванням мегаомметром напругою 2500 В 3. Перевірка спрацювання приводу вимикача за зниженої напруги Напруга спрацювання не повинна перевищувати: - електромагніту ввімкнення – 0 85 Uн; - електромагніту вимкнення – 0 7 Uн 4. Вимірювання часових характеристик вимикача К Власний час увімкнення та вимкнення повинен відповідати значенням наведеним у паспорті на вимикач Часові характеристики слід вимірювати на номінальній напрузі на ЕМК 5. Випробування вимикача багаторазовим увімкненням-вимиканням К Слід провести 3 – 4 операції увімкнення "У" та вимкнення "В" а також 2 – 3 цикли "У-В" без витримки часу між операціями К П М – проводяться у терміни установлені системою ТОР але К – не рідше ніж один раз на 6 років. Таблиця 14. Вимикачі навантаження Найменування перевірки Вид перевірки Нормативне значення Вказівки 1 2 3 4 1. Вимірювання опору ізоляції: К 1 вимірювання опору ізоляції рухомих і направних частин виконаних з органічних матеріалів; Опір ізоляції повинен бути не нижче ніж наведений у табл. 18 додаток 2. Вимірювання проводиться мегаомметром напругою 2500 В. 2 вторинних кіл та електромагнітів керування Опір ізоляції повинен бути не менше ніж 1 МОм Вимірювання проводиться мегаомметром напругою 1000 В усіх елементів електричної схеми по відношенню до землі та інших електричних кіл 2. Випробування підвищеною напругою промислової частоти: К Тривалість випробування 1 хв. 1 ізоляції вимикача; Значення випробної напруги наведене в табл. 14 додатка 2. 2 ізоляції вторинних кіл і обмоток електромагнітів керування Напруга випробування 1000 В Випробування напругою промислової частоти можна замінити випробуванням мегаомметром напругою 2500 В 3. Вимірювання опору постійного струму: К 1 струмовідного контуру контактної системи; Опір не повинен перевищувати вихідного значення більше ніж в 1 5 рази . 2 електромагнітів керування Опір повинен відповідати вимогам заводу-виробника 4. Визначення ступеня зношення дугогасних вкладишів К Мінімальна товщина стінки вкладишів повинна бути в межах 0 5 – 1 0 мм 5. Визначення ступеня обгоряння контактів К Одночасне обгоряння рухомого і нерухомого дугогасильних контактів полюса не повинно призвести до зменшення відстані між головними контактами менше ніж 4 мм у момент змикання дугогасних контактів 6. Перевірка дії механізму вільного розчеплення К Перевіряється в роботі за ввімкненого положення приводу у двох-трьох проміжних його положеннях і на межі зони дії вільного розчеплення 7. Перевірка спрацювання привода за зниженої напруги К Перевірка проводиться згідно з пункту 8 табл. 10 додатку 1 8. Випробування вимикача багаторазовими увімкненнями і вимкненнями К Проводяться по три операції увімкнення та вимкнення 9. Випробування запобіжників К Проводиться згідно з табл. 15 додатку 1 К М – проводяться у терміни установлені системою ТОР але К – не рідше ніж один раз на 8 років. Таблиця 15. Запобіжники напругою понад 1000 В Найменування перевірки Вид перевірки Нормативне значення Вказівки 1 2 3 4 1. Випробування опорної ізоляції запобіжників підвищеною напругою промислової частоти К Випробна напруга наведена в табл. 14 додатка 2. Тривалість випробування 1 хв. Випробування може виконуватися разом з випробуванням ізоляторів ошинування комірок 2. Визначення цілісності плавких вставок та струмообмежувальних опорів і їх відповідності проектним даним М Плавкі вставки і струмообмежувальні опори повинні бути каліброваними. Номінальний струм плавкої вставки повинен відповідати проектним даним Цілісність перевіряється омметром К М – проводяться у терміни установлені системою ТОР але К – не рідше ніж один раз на 8 років. Таблиця 16. Роз'єднувачі короткозамикачі та відокремлювачі Найменування перевірки Вид перевірки Нормативне значення Вказівки 1 2 3 4 1. Вимірювання опору ізоляції: 1 повідців і тяг зроблених з органічних матеріалів; К Опір ізоляції повинен бути не нижче ніж наведений в табл. 18 додатка 2. Вимірювання проводиться мегаомметром напругою 2500 В. 2 вторинних кіл і обмоток електромагнітів керування Опір ізоляції повинен бути не менше ніж 1 МОм Вимірювання проводиться мегаомметром напругою 1000 В 2. Випробування підвищеною напругою промислової частоти: К Тривалість випробування 1 хв. 1 ізоляції роз'єднувачів короткозамикачів та відокремлювачів; Ізоляція яка складається з одноелементних опорних фарфорових ізоляторів випробовується за нормами наведеними в табл. 14 додатка 2. Для опорнострижневих ізоляторів електричне випробування не є обов'язковим 2 ізоляції вторинних кіл і обмоток електромагнітів керування Випробування проводиться напругою 1000 В 3. Контроль багатоелементних ізоляторів К М Контроль виконується відповідно до табл. 8 додатка 1 4. Вимірювання опору постійному струму: 1 струмовідного контуру контактної системи роз'єднувачів та відокремлювачів; К Значення опору повинно відповідати нормам заводу-виробника а в разі їх відсутності – не перевищувати значення наведені в табл. 20 додатка 2. Вимірювання проводиться у роз'єднувачів та відокремлювачів напругою 35 кВ і вище а також у роз'єднувачів струмом на 600 А і більше всіх напруг. У шинних роз'єднувачів вимірювання опору та пов'язані з цим зняття напруги з боку шин проводяться тільки у разі якщо виявлена несправність контактів наприклад потемніння підвищений нагрів тощо 2 обмоток електромагнітів керування К Опір обмоток повинен відповідати даним заводу-виробника 5. Вимірювання зусилля витягування ножа з нерухомого контакту роз'єднувача або відокремлювача К Результати вимірювань повинні відповідати нормам заводу-виробника а в разі їх відсутності – даним наведеним у табл. 21 додатка 2 Рекомендується проводити у роз'єднувачів та відокремлювачів які працюють при струмі понад 90 % від номінального значення. Вимірювання проводиться за допомогою шаблона 6. Перевірка роботи роз'єднувача короткозамикача та відокремлювача К Проводиться шляхом п'яти операцій увімкнення та вимкнення за номінальної напруги оперативного струму для апаратів з дистанційним керуванням і такої самої кількості операцій – для апаратів з ручним керуванням 7. Вимірювання часових характеристик К Допускається відхилення виміряних часових характеристик від значень наведених у табл. 22 додатка 2 в межах 10 % Час руху рухомих частин визначається у короткозамикачів під час увімкнення та у відокремлювачів під час вимкнення 8. Перевірка роботи механічного блокування роз'єднувача К Блокування не повинно дозволяти оперувати ножами роз'єднувача при ввімкнених заземлювальних ножах К – проводиться у терміни установлені системою ТОР але для короткозамикачів і відокремлювачів – не рідше ніж один раз на 3 роки для роз'єднувачів – не рідше ніж один раз на 8 років М – проводиться у терміни що визначаються системою ТОР. Таблиця 17. Вентильні розрядники та обмежувачі перенапруг Найменування перевірки Вид перевірки Нормативне значення Вказівки 1 2 3 4 1. Вимірювання опору розрядників і обмежувачів перенапруг ОПН К М Опір розрядника або його елемента а також обмежувача перенапруг не повинен відрізнятись більш ніж на 30 % від вихідного значення Вимірювання проводиться у розрядників і ОПН номінальною напругою 3 кВ і вище мегаомметром напругою 2500 В у розрядників і ОПН номінальною напругою менше ніж 3 кВ – мегаомметром напругою 1000 В. Вимірювання проводиться для електрообладнання внутрішньої установки 1 раз на 6 років зовнішньої – не рідше ніж 1 раз на 3 роки 2. Вимірювання опору ізоляції ізолювальних основ розрядників і ОПН на яких установлені регістратори спрацювання К М Опір ізоляції повинен бути не менше ніж 1 МОм Вимірювання проводиться мегаомметром напругою 1000 В 2500 В 3. Перевірка елементів що входять в комплект пристрою для вимірювання струму провідності обмежувачів перенапруг під робочою напругою К Виконується за методикою та нормами заводу-виробника 4. Вимірювання струму провідності струму витоку вентильних розрядників К М Допустимі значення струмів наведені в табл. 23 додатка 2 Вимірювання проводиться за пульсації випрямленої напруги не більше ніж 10 % за методикою заводу-виробника один раз на 6 років а також у разі якщо під час вимірювання мегаомметром виявлено зміну опору розрядника на 30 % і більше порівняно з вихідними даними 5. Вимірювання струму провідності обмежувачів перенапруг К М Значення струмів провідності ОПН повинні відповідати заводським даним У процесі експлуатації для обмежувачів перенапруг 110 – 150 кВ вимірювання рекомендується проводити під робочою напругою один раз на рік перед початком грозового сезону. Результати вимірювань порівнюються з даними одержаними на сусідніх фазах або на однотипних розрядниках інших приєднань а для розрядників на напругу 110 кВ і більше – з результатами початкових вимірювань 6. Вимірювання пробивної напруги вентильних розрядників К Значення пробивної напруги наведені в табл. 24 додатка 2 Вимірювання проводиться тільки для розрядників що не мають шунтувальних опорів за методикою заводу-виробника 7. Перевірка герметичності розрядників К Перевірка проводиться під час розрідження 40 – 50 кПа 300 – 400 мм рт. ст. . Зміна тиску при перекритому вентилі за 1 – 2 год. не повинна перевищувати 0 07 кПа 0 5 мм рт. ст. Перевірка проводиться тільки після ремонту з розкриттям розрядника 8. Тепловізійний контроль вентильних розрядників та обмежувачів перенапруг з шунтувальними опорами та ОПН К М Проводиться з періодичністю в електроустановках до 35 кВ 1 раз на 3 роки; 110 кВ та більше 1 раз на 2 роки К – проводиться під час виводу в ремонт устаткування до якого підключені розрядники але не рідше ніж один раз на 6 років вимірювання опору розрядників що вимикаються на зимовий період проводиться щорічно . М – проводиться у терміни встановлені системою ТОР. Таблиця 18. Трубчасті розрядники Найменування перевірки Вид перевірки Нормативне значення Вказівки 1 2 3 4 1. Перевірка стану поверхні розрядника К П М Зовнішня поверхня не повинна мати опіків електричною дугою тріщин розшарувань і подряпин глибиною понад 0 5 мм на довжині більше 1/3 відстані між наконечниками 2. Вимірювання внутрішнього діаметру розрядника К П Діаметр дугогасного каналу повинен відповідати даним наведеним у табл. 25 додаток 2. Внутрішня порожнина газогенерувальної трубки не повинна мати тріщин або розшарувань Вимірювання проводиться по довжині внутрішнього іскрового проміжку 3. Вимірювання внутрішнього іскрового проміжку К П Збільшення внутрішнього іскрового проміжку в процесі експлуатації не повинно перевищувати значення наведеного в табл. 25 додатка 2 4. Вимірювання зовнішнього іскрового проміжку П М Зовнішній іскровий проміжок повинен відповідати даним наведеним у табл. 25 додатка 2 5. Перевірка розташування зон вихлопу П М Зони вихлопу розрядників різних фаз закріплених за закритий кінець не повинні перетинатися і в них не повинні бути елементи конструкцій та проводів які мають потенціал що відрізняється від потенціалу відкритого кінця розрядника У разі заземлення вихлопних обойм розрядників допускається перетинання їхніх зон вихлопу К П М – проводяться відповідно до системи ТОР але П – не рідше ніж один раз на 3 роки. Таблиця 19. Сухі реактори Найменування перевірки Вид перевірки Нормативне значення Вказівки 1 2 3 4 1. Вимірювання опору ізоляції обмоток відносно болтів кріплення К М Опір ізоляції повинен бути не менше ніж: - після капітального ремонту – 0 5 МОм; - в експлуатації – 0 1 МОм Вимірювання проводиться мегаомметром напругою 1000 В 2500 В 2. Випробування опорних ізоляторів підвищеною напругою промислової частоти К Випробувальне значення напруги наведене в табл. 14 додатка 2. Тривалість випробування 1 хв. Випробування ізоляторів реакторів може проводитися разом з випробуванням ізоляторів ошиновки комірки К М – проводяться у терміни установлені системою ТОР але не рідше ніж К – один раз на 8 років М – один раз на 3 роки. Таблиця 20. Вимірювальні трансформатори Найменування перевірки Вид перевірки Нормативне значення Вказівки 1 2 3 4 1. Вимірювання опору ізоляції: К М 1 основної ізоляції обмоток; Опір ізоляції повинен бути не менше ніж 90 МОм для трансформаторів напруги серії НКФ. Для решти вимірювальних трансформаторів у тому числі для трансформаторів струму не нормується. Вимірювання проводиться у трансформаторів напругою понад 1000 В мегаомметром напругою 2500 В. 2 вторинних обмоток Значення опору ізоляції не нормується але повинно бути не менше ніж 1 МОм разом з приєднаними до них колами Вимірювання проводиться мегаомметром напругою 1000 В. Оцінюючи стан вторинних обмоток слід орієнтуватися на такі середні значення опору ізоляції справної обмотки: у вбудованих трансформаторів струму – 10 МОм у виносних – 50 МОм 2. Вимірювання тангенса кута діелектричних втрат tg ? основної ізоляції обмоток трансформаторів струму К М Допустимі значення tg ? наведені в табл. 26 додатка 2 Вимірювання проводиться у трансформаторів струму напругою 35 кВ і вище. Для оцінки стану ізоляції слід звертати увагу на характер зміни виміряних значень tg ? і ємності в порівнянні з результатами попередніх вимірювань 3. Випробування підвищеною напругою промислової частоти: 1 основної ізоляції обмоток; К Значення випробувальної напруги наведені в табл. 14 додатка 2. Для трансформаторів струму тривалість випробування 1 хв. якщо основна ізоляція фарфорова рідка або паперомасляна і 5 хв. якщо основна ізоляція складається з органічних твердих матеріалів або кабельних мас. Для трансформаторів напруги тривалість випробування 1 хв. Трансформатори напруги з ослабленою ізоляцією одного з виводів випробуванню не підлягають. Допускається випробовувати вимірювальні трансформатори разом з ошинуванням. У цьому разі випробувальна напруга приймається за нормами для вимірювальних трансформаторів. Випробування підвищеною напругою трансформаторів струму з'єднаних із силовими кабелями напругою 6 – 10 кВ проводиться без розшиновування разом з кабелями за нормами прийнятими для силових кабелів. Випробування підвищеною напругою вимірювальних трансформаторів без розшиновування електрообладнання проводиться для кожної фази окремо при заземлених двох інших фазах. 2 ізоляції вторинних обмоток К М Випробування проводиться напругою 1000 В протягом 1 хв. Ізоляція доступних стяжних болтів випробовується тільки в разі розкриття вимірювальних трансформаторів 4. Перевірка контрольних точок характеристики намагнічування трансформаторів струму К Перевіряються три точки характеристики намагнічування до початку насичення але не вище ніж 1800 В. Відхилення від заводських або вихідних значень не повинно перевищувати 10 % За наявності в обмотках відгалужень контрольні точки перевіряються на робочому відгалуженні 5. Випробування трансформаторного масла К М Випробування проводиться за пунктами 1 – 3 та 5 табл. 6 додатка 2 а в трансформаторах струму які мають підвищене значення tg ? ізоляції крім того  – за пунктом 6 табл. 6 додатка 2 Випробування масла проводиться у вимірювальних трансформаторів напругою 35 кВ і вище. Із вимірювальних трансформаторів напругою нижче ніж 35 кВ проба масла не відбирається але в разі пониженого опору ізоляції трансформатора допускається повна заміна масла 6. Визначення похибки вимірних трансформаторів * Похибки не повинні бути вище вказаних у стандартах або технічних умовах Перед визначенням похибки трансформатори струму повинні бути розмагнічені ----------- * Міжповірочний інтервал трансформаторів визначається Держспоживстандартом. К М – проводяться у терміни установлені системою ТОР але К – не рідше ніж один раз на 8 років М – не рідше ніж один раз на 4 роки. Таблиця 21. Комплектні розподільні установки* внутрішнього КРУ та зовнішнього КРУЗ розташування Найменування перевірки Вид перевірки Нормативне значення Вказівки 1 2 3 4 1. Вимірювання опору ізоляції: К 1 первинних кіл викотного елемента виконаних з органічних матеріалів; Опір ізоляції повністю зібраних кіл повинен бути не менше наведеного в табл. 18 додатка 2. Вимірювання проводиться мегаомметром напругою 2500 В. Фарфорова ізоляція перевіряється згідно з табл. 8 додатка 1. 2 вторинних кіл Опір ізоляції повинен бути не менше ніж 1 МОм Вимірювання проводиться мегаомметром напругою 1000 В 2. Випробування підвищеною напругою промислової частоти: 1 ізоляції первинних кіл викотного елемента; 2 ізоляції вторинних кіл К Значення випробувальної напруги наведене в табл. 14 додатка 2. Тривалість випробування фарфорової ізоляції 1 хв. ізоляції з органічних матеріалів – 5 хв. Випробування проводиться напругою 1000 В. Тривалість випробування 1 хв. Випробування напругою промислової частоти можна замінити випробуванням мегаомметром напругою 2500 В 3. Механічне регулювання: 1 рознімних контактів первинного кола викотних елементів візків ; К Сила натиснення кожної ламелі на нерухомий контакт або на шаблон повинна бути в межах 0 1 – 0 15 КН 10 – 15 кгс . 2 шторкового механізму механічних блокувань фіксаторів К Втичні контакти повинні бути відрегульовані згідно з вимогами заводу-виробника. Провести чотири-п'ять операцій вкочування та викочування візка з вимикачем 4. Вимірювання опору постійному струму: К 1 рознімних контактів первинного кола; Опір рознімних контактів не повинен перевищувати значень наведених в табл. 27 додатка 2. 2 рознімних контактів вторинних кіл Опір рознімних контактів вторинних кіл не нормується 5. Контроль болтових з'єднань збірних шин Проводиться згідно з табл. 7 додатка 1 6. Контроль зварних з'єднань збірних шин У зварному з'єднанні не повинно бути тріщин пропалювань непроварів зварювального шва ------------ * Обсяг і норми випробувань елементів КРУ і КРУЗ масляні вимикачі вимірювальні трансформатори вимикачі навантаження вентильні розрядники обмежувачі перенапруги запобіжники роз'єднувачі кабелі тощо наведені у відповідних таблицях додатка 1. Крім того у КРУ і КРУЗ напругою понад 1000 В необхідно провести перевірку елементів указаних у цій таблиці. К М – проводяться у терміни установлені системою ТОР але К – не рідше ніж один раз на 6 років. Таблиця 22. Електродвигуни змінного струму Найменування перевірки Вид перевірки Нормативне значення Вказівки 1 2 3 4 1. Умови ввімкнення електродвигунів без сушіння визначається за опором ізоляції обмотки статора: К П 1 електродвигунів потужністю більше ніж 5 МВт; К П За температури 10 – 30° C: - опір ізоляції – не менше ніж 10 МОм на 1 кВ номінальної лінійної напруги; - коефіцієнт абсорбції – не менше ніж 1 3. Опір ізоляції вимірюється мегаомметром напругою 2500 В. 2 електродвигунів напругою більше ніж 1 кВ і потужністю до 5 МВт; К П Значення опору ізоляції повинно бути не нижче ніж указано в табл. 28 додатка 2. Коефіцієнт абсорбції: - для електродвигунів з термореактивною ізоляцією – не менше ніж 1 3; - для електродвигунів потужністю від 1 до 5 МВт включно а також двигунів меншої потужності зовнішньої установки з мікалентною компаундованою ізоляцією – не менше ніж 1 2; - для електродвигунів потужністю менше ніж 1 МВт внутрішньої установки з мікалентною компаундованою ізоляцією не нормується. Опір ізоляції вимірюється мегаомметром напругою 2500 В 3 електродвигунів напругою нижче ніж 1 кВ К П Опір ізоляції – не менше ніж 1 0 МОм за температури 10 – 30° C Вимірюється мегаомметром напругою: - 500 В – для електродвигунів напругою до 500 В; - 1000 В – для електродвигунів напругою до 1000 В 2. Вимірювання опору ізоляції: 1 обмотки ротора; К П Опір ізоляції – не менше ніж 0 2 МОм за температури 10 – 30° C. Вимірюється для синхронних двигунів і асинхронних двигунів з фазним ротором напругою 3 кВ і вищою або потужністю більшою ніж 1 МВт мегаомметром напругою 1000 В. 2 термоіндикаторів із з'єднувальними проводами; К Опір ізоляції не нормується. Вимірюється мегаомметром напругою 250 В. 3 підшипників К Опір ізоляції не нормується В електродвигунів напругою 3 кВ і більше підшипники яких мають ізоляцію відносно корпусу вимірюється щодо фундаментної плити у повністю зібраних маслопроводах мегаомметром напругою 1000 В під час ремонтів з вийманням ротора 3. Випробування підвищеною напругою промислової частоти К Значення випробувальної напруги наведені в табл. 29 – 33 додатка 2. За часткової заміни обмотки ротора в асинхронних електродвигунів з фазним ротором після з'єднання паяння і бандажування значення випробної напруги приймається 1 5 Uрот.* але не нижче 1000 В. Тривалість випробування 1 хв. Uрот. – напруга ротора яка вказана в паспорті на електродвигун або напруга на кільцях при розімкненому нерухомому роторі і повній напрузі на статорі Випробування обмоток ротора і статора проводиться на повністю зібраному електродвигуні. Випробування обмоток статора проводиться для кожної фази окремо відносно заземленого корпусу при двох інших з'єднаних з корпусом. У двигунів які не мають окремо виводів кожної фази проводять випробовування ізоляції всієї обмотки відносно корпусу 4. Вимірювання опору постійного струму: К 1 обмоток статора та ротора; Відхилення виміряних опорів обмоток фаз між собою або від вихідних значень повинні бути в межах 2 %. Значення опорів необхідно привести до одної температури. Вимірюється в електродвигунів напругою 3000 В і вище і в електродвигунів потужністю 300 кВт і більше. Опір обмотки ротора вимірюється у синхронних електродвигунів та електродвигунів з фазним ротором. 2 реостатів і пускорегулювальних резисторів Допускається відхилення опорів від вихідних значень у межах 10 % Для реостатів і резисторів що належать до електродвигунів напругою 3 кВ і вище проводиться на всіх відгалуженнях. Для двигунів напругою менше ніж 3 кВ вимірюється загальний опір реостатів і пускових резисторів та перевіряється цілісність відпайок 5. Випробування виткової ізоляції обмотки статора імпульсною напругою К Значення випробувальної напруги наведені в табл. 34 додатка 2. Тривалість випробування 5 – 10 с Випробовується в електродвигунів з жорсткими котушками або зі стержнями за повної або часткової заміни обмоток 6. Вимірювання зазорів між сталлю ротора та статора К В електродвигунів потужністю 100кВт і більше у всіх електродвигунів відповідальних механізмів а також в електродвигунів з виносними підшипниками ковзання відхилення розмірів повітряних зазорів у точках розташованих за колом ротора та зсунутих одна відносно іншої на кут 90° або у точках спеціально передбачених під час виготовлення електродвигуна повинні бути в межах 10 % середнього арифметичного значення зазору Проводяться вимірювання якщо дозволяє конструкція електродвигуна 7. Вимірювання зазорів у підшипниках ковзання К Збільшення зазорів у підшипниках ковзання більше ніж значення наведені у табл. 35 додатка 2 вказує на потребу перезаливання вкладень 8. Перевірка роботи електродвигуна на неробочому ході або з ненавантаженим механізмом К Струм неробочого ходу не повинен відрізнятися більше ніж на 10 % від значення указаного в каталозі або в інструкції заводу-виробника. Тривалість випробування 1 год. Проводиться в електродвигунів напругою 3 кВ і вище та потужністю 100 кВт і більше 9. Вимірювання вібрації підшипників електродвигуна К Вертикальна та поперечна складові вібрації виміряні на з'єднаних з механізмами електродвигунах не повинні перевищувати значень указаних в інструкціях заводів-виробників. За відсутності таких указівок необхідно керуватися табл. 36 додатка 2 Проводиться в електродвигунів напругою 3 кВ і вище та електродвигунів відповідальних механізмів 10. Вимірювання розбігу ротора в осьовому напрямку К Розбіг ротора в осьовому напрямку не повинен бути більше ніж 4 мм якщо в інструкціях заводів-виробників не вказані інші норми Проводиться в електродвигунів які мають підшипники ковзання відповідальних механізмів або в разі виймання ротора 11. Перевірка роботи електродвигуна з навантаженням К Перевірка проводиться з навантаженням електродвигуна не менше ніж 50 % від номінального Проводиться в електродвигунів напругою понад 1 кВ або потужністю 300 кВт і більше 12. Гідравлічне випробування повітроохолоджувача К Випробування проводиться надлишковим тиском 0 2 – 0 25 МПа 2 – 2 5 кгс/см2 якщо відсутні інші вказівки заводу-виробника 13. Перевірка цілісності стержнів короткозамкнених роторів К Усі стержні короткозамкнених роторів повинні бути цілими Проводиться в асинхронних електродвигунах потужністю 100 кВт і більше 14. Випробування сталі статора К За індукції 1 Тл питомі втрати сталі не повинні бути більше ніж 5 Вт/кг найбільший нагрів зубців не повинен перевищувати 45° C а найбільша різниця температури різних зубців не повинна перевищувати 30° C Випробовується в електродвигунів потужністю більше ніж 40 кВт з жорсткими котушками або із стержнями після повної заміни обмоток 15. Випробування на нагрівання К Під час випробувань установлюється найбільша допустима в експлуатації температура згідно з вимогами чинних нормативних документів та вимог заводу-виробника 16. Випробування збудників К Проводиться у синхронних двигунів згідно з вимогами заводів-виробників Тривалість випробування – 510 хв. К – проводиться у терміни установлені системою ТОР а для двигунів відповідальних механізмів і тих що експлуатуються в особливо небезпечних приміщеннях і приміщеннях з підвищеною небезпекою щодо небезпеки ураження людей електричним струмом згідно з класифікацією наведеною в ПУЭ  – не рідше ніж один раз на 2 роки. П М – проводяться у терміни установлені системою ТОР. Таблиця 23. Машини постійного струму Найменування перевірки Вид перевірки Нормативне значення Вказівки 1 2 3 4 1. Вимірювання опору ізоляції: К П Опір ізоляції обмоток вимірюється відносно корпусу разом із з'єднаними з ними колами та кабелями. 1 обмоток; Значення опору ізоляції обмоток повинно бути не менше ніж наведено в табл. 37 додатка 2. Вимірювання проводиться за номінальної напруги обмотки до 500 В мегаомметром напругою 500 В а за номінальної напруги обмотки понад 500 В – мегаомметром напругою 1000 В. 2 бандажів Значення опору ізоляції повинно бути не менше ніж 0 5 МОм Опір ізоляції бандажів вимірюється відносно корпусу та утримуваних ним обмоток разом із з'єднаними з ними колами та кабелями 2. Випробування ізоляції підвищеною напругою промислової частоти К Значення випробувальної напруги наведені в табл. 38 додатка 2. Тривалість випробування 1 хв. Не проводиться у машин потужністю до 200 кВт напругою до 440 В 3. Оцінка стану ізоляції обмоток машин перед увімкненням К Машини постійного струму вмикаються без сушіння при дотриманні таких умов: - машини напругою до 500 В якщо значення опору ізоляції обмоток є не менше ніж наведене в табл. 37 додатка 2; - машини напругою понад 500 В якщо значення опору ізоляції обмоток є не менше ніж наведено в табл. 37 додатка 2 і значення коефіцієнта абсорбції не менше ніж 1 2 4. Вимірювання опору постійного струму К Допустимі відхилення вимірювань опору наведені в табл. 39 додатка 2 Вимірювання проводяться у практично холодному стані машини 5. Зняття характеристик неробочого ходу і випробування виткової ізоляції К Відхилення знятої характеристики від вихідної не нормується. Під час випробування виткової ізоляції машин з числом полюсів більше чотирьох середня напруга між сусідніми колекторними пластинами не повинна перевищувати 24 В. Тривалість випробування виткової ізоляції 5 хв Характеристика неробочого ходу знімається у генераторів постійного струму. Збільшення напруги здійснюється до значення 130 % від номінальної 6. Вимірювання зазорів під полюсами К Відхилення зазорів у діаметрально протилежних точках допускається в межах 10 % середнього значення зазору Вимірювання проводиться у генераторів а також в електродвигунів потужністю понад 3 кВт 7. Перевірка роботи машини під час неробочого ходу К Струм неробочого ходу не нормується Проводиться протягом не менше ніж 1 год. 8. Визначення меж регулювання частоти обертання К Межі регулювання обертів повинні відповідати технологічним вимогам механізму Проводиться на неробочому ході та під навантаженням в електродвигунів у яких можливе регулювання частоти обертання К – проводиться у терміни установлені системою ТОР але для двигунів відповідальних механізмів і тих що працюють у важких умовах підвищена температура забрудненість тощо  – не рідше ніж один раз на 2 роки. П – проводиться у терміни установлені системою ТОР. Таблиця 24. Котли електродні Найменування перевірки Вид перевірки Нормативне значення Вказівки 1 2 3 4 1. Вимірювання опору стовпа води ізолювальні вставки К П або М Опір стовпа води Ом у кожній із вставок повинен бути: - не менше ніж 0 06 Uф n де Uф – фазна напруга електродного котла В; № – число ізолювальних вставок усіх котлів котельної; - не менше ніж 200 №  Вимірюється в котлах напругою понад 1000 В. Вимірюється в котлах напругою до 1000 В 2. Вимірювання питомого опору живильної мережної води К М При 20° C питомий опір повинен бути в межах указаних заводом-виробником Вимірюється перед пуском та під час зміни джерела водопостачання а в разі водопостачання з відкритих водоймищ – не рідше ніж 4 рази на рік 3. Випробування підвищеною напругою промислової частоти: К Тривалість випробування 1 хв. 1 ізоляції корпусу котла разом з ізолювальними вставками звільненими від води; Значення випробувальної напруги наведене в табл. 14 додатка 2. 2 ізолювальних вставок Проводиться двократною номінальною фазною напругою 4. Вимірювання опору ізоляції котла без води К Опір ізоляції повинен бути не менше ніж 0 5 МОм якщо заводом-виробником не обумовлені жорсткіші вимоги Вимірюється у положенні електродів при максимальній та мінімальній потужностях відносно корпусу мегаомметром напругою 2500 В 5. Перевірка дії захисної апаратури котла К П М Проводиться відповідно до інструкції споживача та інструкцій заводів-виробників В електродних котлах напругою до 1000 В що працюють в мережі із заземленою нейтраллю повинен визначатися за допомогою спеціальних приладів безпосередньо струм однофазного короткого замикання на корпус або опір петлі "фаза-нуль" з подальшим визначенням струму короткого замикання. Одержаний струм повинен перевищувати номінальний струм захисного апарату не менше ніж указано у ПУЭ К П або М – проводяться у терміни установлені системою ТОР але не рідше ніж К – один раз на рік П або М – два рази на рік. Таблиця 25. Заземлювальні пристрої Найменування перевірки Вид перевірки Нормативне значення Вказівки 1 2 3 4 1. Перевірка наявності та стану кіл між заземлювачами й елементами що заземлюються з'єднань природних заземлювачів зі заземлювальним пристроєм К П Не повинно бути обривів і незадовільних контактів у проводі що з'єднує елементи або нульовий провід із заземлювачами Необхідно перевіряти після монтажу переобладнання ремонтів Для заземлювальних пристроїв що експлуатуються до 25 років – не рідше ніж один раз на 12 років понад 25 років – не рідше ніж один раз на 6 років. У кранів перевірку наявності кола необхідно здійснювати не рідше ніж один раз на рік 2. Перевірка корозійного стану елементів заземлювального пристрою: 1 повітряних ліній; К М Елемент заземлювача слід замінити якщо його переріз зруйнований більше ніж на 50 %. Огляд з розриттям ґрунту слід здійснювати вибірково на 2 % від загальної кількості опор із заземлювачами в населеній місцевості на ділянках ПЛ з найбільш агресивними зсувними видувними або погано провідними ґрунтами – після монтажу переобладнання ремонтів а також в експлуатації не рідше ніж один раз на 12 років. За рішенням особи відповідальної за електрогосподарство вибіркову перевірку корозійного стану заземлювачів можна здійснювати частіше. Після осідання зсувів або видування ґрунту у зоні заземлювального пристрою повинні проводитися позачергові огляди з розриттям ґрунту. 2 електроустановок крім повітряних ліній електропередавання К П М Елемент заземлювача слід замінити якщо його переріз зруйнований більше ніж на 50 % Вибіркову перевірку елементів що містяться в землі з розриттям ґрунту слід здійснювати в місцях де заземлювачі найбільше піддаються корозії а також поблизу нейтралей силових трансформаторів автотрансформаторів короткозамикачів заземлювальних вводів дугогасних реакторів розрядників обмежувачів перенапруг – не рідше ніж один раз на 12 років. У ЗРУ огляд елементів заземлювачів слід виконувати згідно з рішенням особи відповідальної за електрогосподарство 3. Вимірювання опору заземлювального пристрою: 1 повітряних ліній напругою вище ніж 1000 В; К П Допустиме значення опору заземлювальних пристроїв наведене в табл. 40 додатка 2. Вимірювання слід проводити на всіх опорах з розрядниками захисними проміжками електрообладнанням з повторними заземлювачами нульових проводів – після монтажу переобладнання ремонтів в експлуатації не рідше ніж один раз на 6 років; на тросових опорах ліній напругою 110 – 150 кВ у разі виявлення на них слідів перекриття або руйнування ізоляторів електричною дугою. На інших опорах вимірювання слід проводити вибірково на 2 % від загальної кількості опор із заземлювачами в населеній місцевості і на ділянках з найбільш агресивними зсувними ґрунтами і такими що видуваються або мають погану провідність після монтажу переобладнання ремонтів в експлуатації не рідше ніж один раз на 12 років. 2 повітряних ліній напругою до 1000 В; К П Допустиме значення опору наведене в табл. 40 додатка 2. Вимірювання слід проводити на всіх опорах із заземлювачами грозозахисту та повторними заземленнями нульового проводу – після монтажу переобладнання ремонтів в експлуатації не рідше ніж один раз на 6 років. Для решти опор слід здійснювати вимірювання вибірково на 2 % від загальної кількості опор з заземлювачами в населеній місцевості на ділянках ПЛ з найбільш агресивними зсувними видувними або погано провідними ґрунтами після монтажу переобладнання ремонтів в експлуатації не рідше ніж один раз на 12 років. 3 електроустановок крім повітряних ліній К П М Допустиме значення опору наведене в табл. 41 додатка 2 Вимірювання слід проводити після монтажу переобладнання ремонтів цих пристроїв але не рідше ніж один раз на 12 років а в умовах підвищеної небезпеки ліфтів пралень лазень тощо  – не рідше ніж один раз на рік 4. Вимірювання напруги дотику К М Допустимі значення напруги дотику: 500 В – при тривалості впливу напруги до 0 1 с; 400 В – до 0 2 с; 200 В – до 0 5 с; 130 В – до 0 7 с; 100 В – до 0 9 с; 65 В – 1 0 і більше. Проміжні допустимі напруги в інтервалі часу від 0 1 до 1 с слід визначати інтерполяцією. Залежність напруги дотику від допустимої тривалості її дії показана на рис. 1 додатка 2 Вимірювання слід проводити в електроустановках виконаних згідно з нормами на напругу дотику після монтажу переобладнання ремонтів заземлювального пристрою але не рідше ніж один раз на 6 років. Вимірювання слід проводити при приєднання природних заземлювачах і тросах ПЛ. Напругу дотику слід вимірювати в контрольних точках визначених проектом 5. Перевірка стану пробивних запобіжників в установках напругою до 1000 В К П Запобіжники повинні бути справними Перевірку слід проводити не рідше одного разу на 6 років а також у разі їх спрацювання 6. Перевірка спрацювання захисту в електроустановках із заземленою нейтраллю К П М Відповідно до пункту 4 табл. 27 додатка 1 К П М – провадяться у терміни установлені системою ТОР але П – не рідше ніж один раз на 3 роки. Таблиця 26. Стаціонарні пересувні та переносні комплектні випробувальні установки Найменування перевірки Вид перевірки Нормативне значення Вказівки 1 2 3 4 1. Перевірка справності вимірювальних засобів і випробувальних трансформаторів Виконується під час атестації випробувальної установки Класи точності та коефіцієнти трансформації повинні відповідати паспорту. Міжповірочний інтервал вимірювальних трансформаторів визначається Держспоживстандартом Перевіряється точність вимірювання мостів вимірювальних приладів та випробувальних пристроїв. Справність обмоток та вимірювальних трансформаторів оцінюється вимірюванням коефіцієнта трансформації та класу точності 2. Вимірювання опору ізоляції: К 1 кіл і апаратури напругою понад 1000 В; Опір ізоляції повинен відповідати вимогам заводу-виробника. Вимірювання проводиться мегаомметром напругою 2500 В. 2 кіл і апаратури напругою до 1000 В Опір повинен бути не менше ніж 1 МОм Вимірювання проводиться мегаомметром напругою 1000 В 3. Випробування підвищеною напругою промислової частоти К Випробну напругу прийняти згідно з паспортом але не нижче ніж 115 % номінальної напруги випробувальної установки. Тривалість випробування 1 хв. Випробувати кола і апарати що перебувають під високою напругою 4. Перевірка дії блокувальних пристроїв сигналізації та захисту К М Перевірка проводиться 3-кратним опробуванням дії блокувальних пристроїв сигналізації і захисту Перевірка проводиться імітацією відповідних режимів 5. Перевірка інтенсивності рентгенівського випромінювання кенотронів випробувальних установок К Допустима потужність дози рентгенівського випромінювання у будь-якій доступній точці установки на відстані 5 – 10 см від поверхні захисту кожуху не повинна перевищувати 0 02 нКл/ г·с 0 28 мР/г або 0 08 мкР/с . Значення допустимої потужності дози випромінювання дається з розрахунку 36-годинного робочого тижня. У разі іншої тривалості ці значення повинні бути помножені на коефіцієнт 36/t де t – фактична тривалість робочого тижня год. Проводиться у тих випадках коли під час проведення капітального ремонту випробувальної установки було змінено розташування кенотронів. Дозиметрична перевірка ефективності захисту від рентгенівського випромінювання здійснюється за найбільших значень напруги і струму на аноді кенотрону. Ефективність захисту від рентгенівського випромінювання визначається вимірюванням потужності дози випромінювання мікрорентгенометром К – проводиться у терміни установлені системою ТОР але не рідше ніж один раз на 6 років для стаціонарних один раз на 2 роки для пересувних і переносних установок; М – проводиться у терміни установлені системою ТОР. Таблиця 27. Електроустановки апарати вторинні кола норми випробування яких не визначені в табл. 1 – 26 додатка 1 та електропроводки напругою до 1000 В Найменування перевірки Вид Перевірки Нормативне значення Вказівки 1 2 3 4 1. Вимірювання опору ізоляції К П М Опір ізоляції повинен відповідати даним наведеним у табл. 42 додатка 2 2. Випробування підвищеною напругою промислової частоти електротехнічних виробів напругою понад 12 В змінного струму та понад 120 В постійного струму у тому числі: К Тривалість випробування 1 хв. 1 ізоляції обмоток та кабелю живлення ручного електроінструмента відносно корпусу та зовнішніх металевих деталей; Для електроінструмента напругою до 50 В включно значення випробувальної напруги – 550 В напругою понад 50 В і потужності до 1 кВт – 900 В більше 1 кВт – 1350 В. Корпус електроінструменту та з'єднані з ним деталі виготовлені з діелектричного матеріалу на час випробування обгорнути металевою фольгою і заземлити. Якщо опір ізоляції не менше ніж 10 МОм то випробування ізоляції підвищеною напругою можна замінити вимірюванням опору ізоляції мегаомметром напругою 2500 В протягом 1 хв. 2 ізоляції обмоток знижувальних трансформаторів Значення випробної напруги для первинної обмотки напругою: 127 – 220 В – 1350 В; 330 – 440 В – 1800 В Випробувальна напруга прикладається по черзі до кожної з обмоток. У цьому разі інші обмотки повинні бути електричноз'єднані із заземленим корпусом та магнітопроводом 3. Випробування підвищеною напругою промислової частоти силових і вторинних кіл робочою напругою понад 50 В що не містять пристроїв з мікроелектронними елементами: К Тривалість випробування 1 хв. 1 ізоляції розподільних пристроїв елементів приводів вимикачів короткозамикачів відокремлювачів апаратів а також вторинних кіл управління захисту автоматики сигналізації телемеханіки тощо; Значення випробної напруги 1000 В. Під час проведення випробування мегаомметром напругою 2500 В можна не здійснювати вимірювань опору ізоляції мегаомметром напругою 500 1000 В. 2 ізоляції силових та освітлювальних електропроводок Значення випробної напруги 1000 В Проводиться якщо опір ізоляції нижче ніж 1 МОм 4. Перевірка спрацьовування захисту в електроустановках із заземленою нейтраллю К П М Струм однофазного короткого замикання на корпус або нульовий провід повинен перевищувати номінальний струм плавкої вставки найближчого запобіжника або розчіплювача автоматичного вимикача. Кратність повинна відповідати вимогам ПУЭ Перевіряється на всіх заземлених установках безпосереднім вимірюванням струму однофазного короткого замикання на корпус та металеві конструкції або вимірюванням повного опору петлі "фаза-нуль" з подальшим визначенням струму однофазного короткого замикання. В електроустановках приєднаних до одного щитка та тих що містяться в межах одного приміщення допускається здійснювати вимірювання з подальшою перевіркою спрацювання захисту тільки на одній найвіддаленішій від точки живлення установці частині установки . Спрацювання захисту на інших установках частинах установок визначається у цьому разі вимірюванням перехідного опору між перевіреною і тією установкою що перевіряється відповідно до пункту 5 цієї таблиці. У світильників зовнішнього освітлення перевіряється спрацювання захисту тільки для найвіддаленіших світильників кожної лінії. Спрацювання захисту в разі замикання на корпус інших світильників перевіряється вимірюванням перехідного опору між нульовим проводом та корпусом світильника. Перевірку спрацювання захисту групових ліній різних приймачів що використовуються короткочасно допускається здійснювати на штепсельних розетках із захисним контактом 5. Перевірка наявності кола між заземленими установками й елементами заземленої установки К П М Не повинно бути обривів та незадовільних контактів. Опір повинен бути не більше ніж 0 1 Ом Проводиться на установках спрацювання захисту яких перевірене. Перевірка проводиться з періодичністю 1 раз на рік 6. Перевірка дії максимальних або незалежних розчіплювачів К Розчіплювачі повинні вимикати автоматичний вимикач при значеннях параметра струм напруга час що перебувають у заданих межах Перевірку слід здійснювати на робочих уставках. Кратність спрацювання розчіплювала повинна відповідати вимогам ПУЭ 7. Перевірка пристроїв захисного вимкнення К П М Проводиться шляхом натиску на кнопку "Т" тест Проводиться не рідше ніж один раз на квартал і завжди перед уведенням у роботу 8. Перевірка роботи контакторів автоматичних вимикачів і магнітних пускачів при номінальній і пониженій напрузі К Контактор автоматичний вимикач і магнітний пускач повинні надійно вмикатись вимикатися і надійно утримуватись у ввімкненому положенні при напрузі утримання заданій в паспорті. Вимоги до перевірки цих апаратів наведені в табл. 43 додатка 2 9. Перевірка фазування розподільних пристроїв напругою до 1000 В і їх приєднань К Фази повинні збігатися 10. Вимірювання напруг дотику та кроку в штучно створеному аварійному режимі К В електроустановках із заземленою нейтраллю при одноразовому короткому замиканні напруга дотику і напруга кроку не повинні перевищувати 50 В якщо для конкретних приміщень не встановлені інші значення Необхідно здійснювати на об'єктах з підвищеною електронебезпекою наприклад у лазнях з електронагрівачами та ін. де з метою запобігання електротравматизму у підлозі повинні бути влаштовані спеціальні пристрої вирівнювання електричних потенціалів 11. Перевірка відсутності пошкоджень провідників у пристроях вирівнювання електричних потенціалів К П М Опір будь-якої петлі повинен бути не більше ніж 1 Ом Проводиться не рідше ніж один раз на рік на об'єктах де дозволяє конструкція вирівнювальних пристроїв; у разі відсутності можливості здійснити таку перевірку слід визначити напруги дотику і кроку відповідно до пункту 10 цієї таблиці 12. Вимірювання рівня освітленості та інших нормативних світлотехнічних параметрів К П М Освітленість та інші світлотехнічні параметри повинні відповідати нормам Оцінка результатів контрольних вимірювань повинна здійснюватись з урахуванням типу ламп що застосовуються та напруги в момент вимірювання К П М – проводяться у терміни установлені системою ТОР виходячи з місцевих умов і режиму експлуатації установок але не рідше ніж: К – один раз на 12 років П або М – один раз на 6 років. Перевірки та вимірювання зазначені в пунктах 1 7 та 11 цієї таблиці слід проводити у терміни наведені у відповідних таблицях додатка 1. Додаток 2 до Правил технічної експлуатації електроустановок споживачів Основні нормативно-технічні показники які використовуються при проведенні випробувань та вимірювань параметрів електрообладнання та апаратів електроустановок споживачів Таблиця 1. Обсяг перевірки ізоляції обмоток трансформаторів після капітального ремонту та заливання масла Трансформатори Обсяг перевірки Нормативні значення Комбінація умов наведених у попередній колонці достатніх для вмикання трансформатора Додаткові вказівки 1 2 3 4 5 1. Напругою до 35 кВ і потужністю до 10000 кВ·А 1. Відбір проби масла 1. Характеристика масла в обсязі скороченого аналізу  – у нормі 1. Для трансформаторів потужністю до 1000 кВ·А – одна з комбінацій таких умов: 1 2; 1 3 1. Для трансформаторів потужністю до 1000 кВА замість проведення скороченого аналізу масла допускається визначати тільки значення її пробивної напруги 2. Вимірювання опору ізоляції R60 2. Опір ізоляції R60 за час ремонту знизився не більше ніж на 30 % 2. Для трансформаторів потужністю понад 1000 до 10000 кВА – одна з комбінацій таких умов: 1 2 4; 1 3 4 2. Проби масла повинні відбиратися не раніше ніж через 12 год. після його заливання в трансформатор 3. Визначення відношення R60/R15 3. Опір ізоляції R60 не нижче вказаного в табл. 2.2 4. Відношення R60/R15 за температури 10 – 30° C не менше ніж 1 3 2. Напругою до 35 кВ і потужністю понад 10000 кВ·А; напругою 110 кВ і вище усіх потужностей 1 Відбір проби масла 1 Характеристика масла в обсязі скороченого аналізу  – у нормі 1 Для трансформатор-рів напругою 35 кВ потужністю понад 10000 Кв·А – комбінація умов: 1 3 4 6 2 Вимірювання опору ізоляції R60 2 Опір ізоляції R60 за час ремонту зменшився не більше ніж на 30 % 2 Для трансформаторів напругою 110 кВ і більше – комбінація умов: 1 – 6 3 Визначення відношення R60/R15 3 Опір ізоляції R60 не менший ніж указаний в табл. 2.2* 4 Вимірювання tg ? у трансформаторів напругою 4 Відношення R60/R15 за температури 10 – 30° C не менше ніж 1 3 4 Вимірювання tg? у трансформаторів напругою 110 кВ і вище 4. Відношення R60/R15 за температури 10 – 30° C не менше ніж 1 3 5. Значення tg ? за час ремонту підвищилось не більше ніж на 30 % 6. Значення tg ? не перевищують даних наведених у табл. 2.4 ------------- * Для трансформаторів напругою до 110 кВ. Для трансформаторів напругою більше 110 кВ опір ізоляції не нормується але повинен ураховуватися під час комплексного розгляду результатів вимірювання. Таблиця 2. Найменші допустимі значення опору ізоляції R60 обмоток маслянонаповнених трансформаторів Номінальна напруга обмотки вищої напруги кВ Значення R60 МОм за температури обмотки ° C 10 20 30 40 50 60 70 до 35 450 300 200 130 90 60 40 110 900 600 400 260 180 120 80 понад 110 Не нормується Примітка. Значення наведені в таблиці відносяться до всіх обмоток даного трансформатора. Таблиця 3. Схеми вимірювання характеристик ізоляції трансформаторів Послідовність вимірювань Двообмоткові трансформатори Трьохобмоткові трансформатори обмотки на яких проводять вимірювання заземлювані частини трансформатора обмотки на яких проводять вимірювання заземлювані частини трансформатора 1 НН Бак ВН НН Бак СН ВН 2 ВН Бак НН СН Бак НН ВН 3 ВН + НН * Бак ВН Бак НН СН 4 - - ВН + СН * Бак НН 5 - - ВН + СН+ НН * Бак ----------- * Вимірювання є обов'язковими тільки для трансформаторів потужністю 16000 кВ·А і більше. Примітка. ВН СН і НН – відповідно обмотки вищої середньої та нижчої напруг. Таблиця 4. Найбільші допустимі значення tg ? ізоляції обмоток маслонаповнених трансформаторів Трансформатори Значення tg ? % за температури обмотки ° C 10 20 30 40 50 60 70 Напругою 35 кВ потужністю понад 10000 кВА та напругою 110 – 150 кВ усіх потужностей 1 8 2 5 3 5 5 0 7 0 10 0 14 0 Примітка. Значення наведені в таблиці відносяться до всіх обмоток даного трансформатора. Таблиця 5. Випробувальна напруга промислової частоти для обмоток силових трансформаторів Об'єкт випробування Напруга випробувальної обмотки кВ До 0 69 3 6 10 15 20 35 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1. Трансформатори з нормальною ізоляцією і вводами на номінальну напругу Випробувальна напруга кВ 4 3 15 3 21 3 29 8 38 3 46 8 72 3 2. Трансформатори з полегшеною ізоляцією у тому числі сухі Випробувальна напруга кВ 2 7 9 0 14 4 21 6 33 3 42 5 - Таблиця 6. Максимально допустимі в експлуатації показники якості трансформаторного масла Найменування показника Значення 1 2 1. Пробивна напруга кВ для трансформаторів апаратів і вводів на напругу не менше ніж: до 15 кВ 20 понад 15 до 35 кВ 25 понад 60 до 150 кВ 35 2. Вміст механічних домішок за візуальним визначенням Відсутній 3. Кислотне число мг КОН /г масла не більше ніж 0 25 4. Вміст водорозчинних кислот і лугів мгКОН/г не більше ніж: для трансформаторів потужністю понад 630 кВ·А і маслонаповнених герметичних вводів 0 014 для негерметичних вводів 0 03 для трансформаторів потужністю до 630 кВ·А Не визначається 5. Температура спалаху в закритому тиглі ° C не нижче ніж 125 6. Тангенс кута діелектричних втрат при 90° C % для силових та вимірювальних трансформаторів вводів на напругу 110 – 150 кВ не більше ніж 15 7. Вміст вологи За заводськими нормами 8. Вміст газу % об'єму не більше ніж 2 Примітка. У таблиці наведені значення показників експлуатаційного масла всіх марок. Значення показників свіжого сухого масла перед і після заливання в обладнання а також перед вводом в експлуатацію встановлюються відповідними державними стандартами й технічними умовами. Таблиця 7. Випробувальна напруга промислової частоти ізоляції напівпровідникових перетворювачів Найбільша робоча напруга В Випробувальна напруга кВ Найбільша робоча напруга В Випробувальна напруга кВ до 24 0 5 від 201 до 500 2 від 25 до 60 1 0 від 61 до 200 1 5 понад 500 2 5 Uроб + 1 але не більше ніж 3 Примітка. Uроб – діюче значення напруги кола що випробовується. Таблиця 8. Випробувальна напруга промислової частоти конденсаторів Вид випробування Випробувальна напруга для конденсаторів з номінальною напругою кВ до 0 66 1 05 3 15 6 3 10 5 Між виводами і корпусом 2 3 4 3 15 8 22 3 30 0 Таблиця 9. Норми на сірчану акумуляторну кислоту та електроліт для акумуляторних батарей Показник Норма на сірчану кислоту Норма для електроліту вищий сорт перший сорт розведена свіжа кислота для заливання в акумулятори граничнодопустима концетрація компонентів в електроліті працюючого акумулятора 1 2 3 4 5 1. Масова частка моногідрату H2SO4 % 92 – 93 92 – 94 - - 2. Інтенсивність забарвлення визначається калориметричним методом 0 6 0 6 1 0 3. Масова частка заліза Fe % не більше ніж 0 005 0 006 0 004 0 008 4. Масова частка залишку після прожарювання % не більше ніж 0 02 0 03 0 03 - 5. Масова частка оксидів азоту N2O3 % не більше ніж 0 00003 0 00015 0 00005 - 6. Масова частка арсену As % не більше ніж 0 00005 0 00008 0 00005 - 7. Масова частка хлористих з'єднань Cl % не більше ніж 0 0002 0 0003 0 0005 0 0005 8. Масова частка марганцю Mn % не більше ніж 0 00005 0 00005 0 00005 - 9. Масова частка суми важких металів у перерахуванні на свинець Pb % не більше ніж 0 01 0 01 - - 10. Масова частка міді Cu % не більше ніж 0 0005 0 0005 0 0005 - 11. Масова частка речовин які відновлюють марганцевокислий калій мл 0 01 Н розчину не більше ніж 4 5 4 5 - - 12. Прозорість Прозора Прозора Прозора Прозора 13. Густина за температури 20° C г/см3: 1 83 – 1 84 для акумуляторів типу СК - - 1 18 ± 0 005 1 205 ± 0 0051 для акумуляторів типу СН - - 1 21 ± 0 005 1 24 ± 0 005 Таблиця 10. Випробувальна випрямлена напруга для силових кабелів Категорія випробування Кабелі з паперовою ізоляцією на напругу кВ до 1 2 3 6 10 20 35 К 2 5 10 – 17 15 – 25 36 60 100 140 – 175 М - 10 – 17 15 – 25 36 60 100 140 – 175 Категорія випробування Кабелі з пластмасовою ізоляцією на напругу кВ Кабелі з гумовою ізоляцією на напругу кВ 0 66* 1* 3 6 10 3 6 10 К - 2 5 7 5 36 60 6 12 20 М - - 7 5 36 60 6** 12** 20** ------------ * Випробування випрямленою напругою одножильних кабелів з пластмасовою ізоляцією без броні екранів прокладених на повітрі не проводяться. ** Після ремонтів не зв'язаних з перемонтажем кабелю ізоляція перевіряється мегаомметром на напругу 2500 В а випробування підвищеною випрямленою напругою не проводяться. Таблиця 11. Допустимі відхилення положення опор та їх елементів ПЛ 35 кВ і вище Найменування Граничне значення для опор залізобетонних металевих дерев'яних 1 2 3 4 1. Відхилення від вертикальної осі вздовж і поперек ПЛ відношення відхилення верхнього кінця стояка опори до її висоти 1:100 – для портальних опор 1:150 – для одностоякових опор 1:200 1:100 2. Зміщення опори перпендикулярно до осі ПЛ вихід із створу : для одностоякових опор для довжини прольоту м: до 200 100 мм 100 мм 100 мм понад 200 200 мм - 200 мм від 200 до 300 - 200 мм - понад 300 - 300 мм - для портальних металевих опор на відтяжках для довжини прольоту м: до 250 - 200 мм - понад 250 - 300 мм - для портальних залізобетонних – опор 200 мм - - 3. Відхилення кінця траверси від горизонталі ухил траверси щодо її довжини для опор довжина траверси L 1:100 L – для одностоякових опор - 1:50 L – для одностоянкових опор 4. Відхилення осі траверси портальної опори з відтяжками від горизонтальної осі довжина траверси L : 80 мм у разі довжини траверси до 15 м 1:150 L - у разі довжини траверси більше 15 м 1:250 L - 5. Розворот траверси щодо осі лінії - 5° 6. Зміщення кінця траверси від лінії перпендикулярної до осі траверси 100 мм для одностоякових опор 100 мм 50 мм Таблиця 12. Допуски на розміщення збірних фундаментів на ПЛ напругою 35 – 150 кВ мм Найменування Окремо стоячі опори Опори з відтяжками 1. Відстань між осями підніжжя у плані ±20 ±50 2. Різниця вертикальних відміток верху підніжжя* 20 20 3. Зміщення центру підніжжя у плані - 50 * Кількість прокладок для компенсації різниці відміток повинна бути не більше ніж чотири загальною товщиною не більше ніж 40 мм; площа і конфігурація прокладок повинні відповідати конструкції опорних частин опори. Таблиця 13. Граничні значення прогинів та розміри дефектів залізобетонних стояків і приставок Характер дефекту Найбільше значення 1 2 1. Центрифуговані стояки опор і приставки на ПЛ 35 – 150 кВ 1.1. Викривлення стояка одностоякової вільностоячої опори 10 см 1.2. Ширина розкриття поперечних тріщин на всій поверхні бетону стояка 0 6 мм 1.3. Те саме на стояках з напруженою арматурою з високоміцного дроту не допускається 1.4. Ширина розкриття поздовжніх тріщин у бетоні при їх кількості в одному перерізі більше двох на довжину 3 м 0 3 мм 1.5. Площа наскрізного отвору в бетоні стояка 25 см2 2. Вібровані стояки і приставки опор на ПЛ 0 38 – 35 кВ 15 см* 2.1. Відхилення вершини стояка від вертикального положення з врахуванням повороту в землі за відсутності вітру й ожеледі 50 см** 2.2. Вимірювання відстані між стояком і основою підкосу складної опори у порівнянні з передбаченими проектом 15 % 2.3. Ширина розкриття поперечних тріщин на довжині 1 м 0 1 мм 2.4. Ширина розкриття поздовжніх тріщин 0 5 мм 2.5. Площа відколку бетону з оголенням поздовжньої арматури 25 см2 * Під час введення в експлуатацію. ** Під час вимірів у міжремонтний період. Таблиця 14. Випробувальна напруга промислової частоти для апаратів вимірювальних трансформаторів ізоляторів та вводів Клас напруги кВ Випробувальна напруга кВ Апарати* трансформатори струму та напруги Ізолятори та вводи Фарфорова ізоляція Інші види ізоляції** Фарфорова ізоляція Інші види ізоляції** 1 2 3 4 5 до 0 69 1 1 - - 3 24 21 6 25 22 5 6 32 28 8 32 28 8 10 42 37 8 42 37 8 15 55 49 5 57 51 3 20 65 58 5 68 61 2 35 95 85 5 100 90 0 * Апарати – силові вимикачі вимикачі навантаження роз'єднувачі відокремлювачі короткозамикачі запобіжники комплектні розподільні установки комплектні екрановані струмопроводи конденсатори зв'язку. ** Під іншими видами ізоляції мається на увазі паперовомасляна ізоляція ізоляція з органічних твердих матеріалів кабельних мас рідких діелектриків а також ізоляція що складається з фарфору в поєднанні з переліченими діелектриками. Таблиця 15. Розподілення напруги за елементами опорних багатоелементних ізоляторів під час контролю їх вимірювальною штангою Робоча напруга кВ Тип ізолятора* Кількість ізоляторів Стан ізоляторів Напруга на елементі номер рахуючи від конструкції кВ лінійна фазна 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 110 65 ОНШ-35-2000 ИШД-35 ** 3 Нормальний 6 4 5 6 6 7 7 8 16 - Дефектний 2 2 3 3 3 3 4 6 10 - ОНШ-35-1000 ШТ-35 4 Нормальний 4 5 5 6 8 10 12 15 - - Дефектний 2 2 2 3 4 5 7 9 - - ОНШ-35-1000 ШТ-35 або ШТ-30 3 Нормальний 7 8 9 11 12 18 - - - - Дефектний 3 4 5 6 8 11 - - - - ОС-1 5 Нормальний 4 5 4 5 6 7 6 9 7 12 Дефектний 2 2 2 3 3 4 3 6 5 6 ОС-1 4 Нормальний 5 6 4 8 5 12 8 17 - - Дефектний 2 3 2 4 3 8 6 10 - - 35 20 ОС-1 3 Нормальний 2 3 2 4 3 6 - - - - Дефектний 2 2 2 2 2 4 - - - - ОС-1 2 Нормальний 4 5 4 7 - - - - - - Дефектний 2 2 2 3 - - - - - - ОНШ-35-1000 ШТ-35 1 Нормальний 10 10 - - - - - - - - Дефектний 5 5 - - - - - - - - ОНШ-35-2000 ИШД-35 1 Нормальний 6 7 7 - - - - - - - Дефектний 3 3 4 - - - - - - - * Інші типи ізоляторів контролюються в залежності від робочої напруги та кількості ізоляторів. ** Під час вимірювання напруги на опорних ізоляторах штангою необхідно мати на увазі що ізолятори ОНШ-35-2000 ИШД-35 складаються з трьох склеєних елементів а інші – з двох. Таблиця 16. Розподілення напруги по ізоляторах гірлянди під час їх контролю вимірювальною штангою Робоча напруга кВ Кількість ізоляторів Стан ізоляторів Напруга на ізоляторі номер рахуючи від конструкції кВ лінійна фазна 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 110 65 8 Нормальний 8 6 5 4 5 6 5 8 10 17 - Дефектний 4 3 2 2 3 5 7 10 - 7 Нормальний 9 6 5 7 8 5 10 18 5 - - Дефектний 4 3 2 3 5 6 5 - - 6 Нормальний 10 8 7 9 11 19 10 - - Дефектний 5 4 3 5 6 10 - - - 35 20 4 Нормальний 4 3 5 8 - - - - - Дефектний 2 2 3 5 - - - - - 3 Нормальний 6 5 9 - - - - - - Дефектний 3 3 5 - - - - - - 2 Нормальний 10 10 - - - - - - - Дефектний 5 6 - - - - - - - Таблиця 17. Максимально допустимий tg ? основної ізоляції та прохідних ізоляторів за температури 20° C Вид основної ізоляції Значення tg ? % ізоляції вводів на номінальну напругу кВ 35 110 150 1. Паперо-бакелітова у тому числі й мастиконаповнені вводи 9 5 - 2. Тверда ізоляція - 1 5 1 5 3. Маслобар'єрна - 5 4 4. Паперово-масляна - 1 5 1 2 Таблиця 18. Найменші допустимі опори ізоляції рухомих і направних частин вимикачів з органічних матеріалів Вид випробування Опір ізоляції МОм на напругу кВ 3 – 10 15 – 150 К 300 1000 Таблиця 19. Обов'язкові операції та складні цикли під час випробування повітряного вимикача багаторазовими увімкненнями та вимиканнями Найменування операції або циклу Тиск при випробуванні Напруга на затискачах електромагнітів керування Число операцій і циклів у процесі налагодження після ремонтів капітальних і позапланових поточних 1 2 3 4 5 1. Увімкнення Найменший спрацьовування Номінальна 3 1 – 2 2. Вимикання Те саме Те саме 3 1 – 2 3. Увімкнення – Вимикання У-В Те саме Те саме 2 - 4. Увімкнення Найменший Номінальна 3 - робочий 5. Вимикання Те саме Те саме 3 - 6. У-В Те саме Те саме 2 - 7. Увімкнення Номінальний Номінальна 3 2 – 3 8. Вимикання Те саме Те саме 3 2 – 3 9. Вимикання – Увімкнення В-У Те саме Те саме 2 - 10. Увімкнення Найбільший 0 8 від номінальної 2 - робочий 2 - 11. Увімкнення Те саме 0 85 від номінальної 2 - 12. Вимикання Те саме 0 8 від номінальної 2 - 13. Вимикання Те саме 0 65 від номінальної 2 - 14. У-В Те саме Номінальна 2 1 – 2 15. В-У-В Те саме Те саме 2 - 16. В-У-В Найменший - 2 1 – 2 Примітка. В операціях і складних циклах 4 – 10 14 – 16 повинні бути зняті залікові осцилограми по одній кожного виду . Таблиця 20. Максимально допустиме значення опору постійному струму контактів роз'єднувачів Тип роз'єднувача Номінальна напруга кВ Номінальний струм А Опір струмопровідного контуру мкОм РЛН 35 – 150 600 220 Інші типи Усі класи напруг 600 175 1000 120 1500 – 2000 50 Таблиця 21. Максимально допустиме зусилля витягування ножа з губок нерухомого контакту Номінальний струм А Зусилля витягування кН кгс 400 – 600 0 2 20 1000 – 2000 0 4 40 3000 0 8 80 Таблиця 22. Максимально допустимий час руху рухомих частин відокремлювачів та короткозамикачів Номінальна напруга кВ Час з моменту подачі імпульсу с до замикання контактів під час увімкнення короткозамикача до розмикання контактів під час вимикання відокремлювача 35 0 4 0 5 110 0 4 0 7 150 0 5 1 0 Таблиця 23. Допустимі струми провідності вентильних розрядників та їх елементів Тип розрядника або елемента розрядника Значення випрямної напруги кВ Струм провідності мкА за температури 20° C не менше не більше 1 2 3 4 РВС-15* 16 450 200 620 340 РВС-20* 20 450 200 620 340 РВС-33 32 450 620 РВС-35* 32 450 200 620 340 РВМ-3 4 380 450 РВМ-6 6 120 220 РВМ-10 10 200 280 РВМ-15 18 500 700 РВМ-20 24 500 700 РВ-25 28 400 650 РВЕ-25М 28 400 650 РВМЕ-25 32 400 650 РВРД-3 3 30 85 РВРД-6 6 30 85 РВРД-10 10 30 85 Елемент розрядника РВМГ-110 РВМГ-150 30 900 1300 Елемент розрядника РВМГ-110М РВМГ-150М 30 1000 1350 * Значення струмів у дужках належать розрядникам для мереж з ізольованою нейтраллю і компенсацією ємнісних струмів. Таблиця 24. Пробивні напруги розрядників на промисловій частоті Тип розрядників Діюче значення пробивної напруги кВ не менше не більше РВП-3 РВО-3 9 11 РВП-6 РВО-6s 16 19 РВП-10 РВО-10 26 30 5 Таблиця 25. Технічні дані трубчастих розрядників Тип розрядника Номінальна напруга кВ Струм вимкнення кА Зовнішній іскровий проміжок мм Початковий діаметр дугогасного каналу мм Кінцевий діаметр дугогасного каналу мм Початкова довжина внутрішнього іскрового проміжку мм Збільшення внутрішнього іскрового проміжку не більше ніж мм 1 2 3 4 5 6 7 8 РТФ-6 6 0 5 – 10 20 10 14 150 ± 2 3 РТВ-6 6 0 5 – 2 5 10 6 9 60 8 2 – 10 10 10 14 60 8 РТФ-10 10 0 5 – 5 25 10 11 5 150 ± 2 3 0 2 – 1 25 10 13 7 225 ± 2 3 РТВ-10 10 0 5 – 2 5 20 6 9 60 8 2 – 10 15 10 14 60 8 РТФ-35 35 0 5 – 2 5 130 10 12 6 250 ± 2 5 1 – 5 130 10 15 7 200 ± 2 5 2 – 10 130 16 20 4 220 ± 2 5 РТВ-35 35 2 – 10 100 10 16 140 10 РТВ-20 20 2 – 10 40 10 14 100 10 РТВ-110 110 0 5 – 2 5 450 12 18 450 ± 2 2 1 – 5 450 20 25 450 ± 2 2 Таблиця 26. Найбільші допустимі значення tg ? основної ізоляції трансформаторів струму при 20° C Основна ізоляція Значення tg ? % ізоляції трансформаторів струму напругою кВ від 3 до 15 від 20 – 35 від 60 – 110 від 150 – 220 К М К М К М К М Паперо-масляна - - 2 5 4 5 2 3 5 1 5 2 5 Паперо-бакелітова 3 12 2 5 8 2 5 - - Таблиця 27. Максимально допустимий опір постійному струму контактів у комплектних розподільних установках Найменування контактів Номінальний струм А Максимально допустимий опір мкОм 1. Контакти збірних шин опір ділянки шин з контактним з'єднанням - 1 2r де r – опір ділянки шин тієї самої довжини без контакту 2. Рознімні контакти первинного кола 400 75 600 60 900 50 1200 40 2000 33 Таблиця 28. Найменші допустимі значення опору ізоляції електродвигунів напругою вище ніж 1000 В Температура обмотки ° C Опір ізоляції R60 МОм за номінальної наруги обмотки кВ 3 6 0 10 0 10 30 60 100 20 20 40 70 30 15 30 50 40 10 20 35 50 7 15 25 60 5 10 17 75 3 6 10 Таблиця 29. Випробувальна напруга промислової частоти електродвигунів змінного струму під час капітального ремонту без заміни обмоток Випробувальний елемент Випробувальна напруга кВ Примітка 1 2 3 1. Обмотка статора електродвигуна потужністю 40 кВт і більше та електродвигуна відповідального механізму номінальною напругою кВ: Проводиться відразу ж після зупинки електродвигуна до його очищення від забруднень до 0 4 1 0 5 1 5 0 66 1 7 2 4 3 5 6 10 10 16 2. Обмотка статора електродвигуна потужністю меншою ніж 40 кВт і номінальною напругою до 0 66 кВ 1 3. Обмотка ротора синхронного електродвигуна призначеного для безпосереднього запуску з обмоткою збудження замкнутою на резистор або джерело живлення 1 Перед вводом електродвигуна в роботу проводиться повторне випробування мегаомметром напругою 1000 В 4. Обмотка ротора електродвигуна з фазним ротором 1 5 Uрот але не менше 1 Uрот – напруга ротора яка вказана в паспорті на електродвигун або на кільцях при розімкнутому нерухомому роторі та номінальній напрузі на статорі 5. Резистори кола гасіння поля 2 Випробовуються в синхронних електродвигунах 6. Реостати і пускорегулювальні резистори 1 5 Uрот але не менше 1 - Таблиця 30. Випробувальна напруга промислової частоти електродвигунів змінного струму з жорсткими котушками або зі стрижневою обмоткою у разі повної заміни обмотки статора Випробувальний елемент Випробувальна напруга кВ для електродвигунів номінальною напругою кВ до 0 66 2 3 6 10 3 6 10 потужністю до 1000 кВт потужністю понад 1000 кВт 1. Окрема котушка стрижень * перед укладанням** 4 5 11 13 5 21 1 31 5 13 5 23 5 34 2. Обмотки після укладання в пази до паяння міжкотушкових з'єднань 3 5 9 11 5 18 5 29 11 5 20 5 30 3. Обмотки після паяння й ізолювання з'єднань 3 6 5 9 15 8 25 9 18 5 27 4. Головна ізоляція обмотки зібраної машини 2 Uном + 1 кВ але не нижче 1 5 кВ 5 7 13 21 7 15 23 * Якщо стержні або котушки ізольовані мікастрічкою без компаундування ізоляції то допускається зниження випробувальної напруги указаної в пунктах 1 і 2 на 5 %. ** Якщо котушки або стержні після виготовлення були випробувані вказаною напругою то під час повторних випробувань перед укладанням допускається випробувальну напругу зменшити на 1000 В. Таблиця 31. Випробувальна напруга промислової частоти електродвигунів у разі часткової заміни обмотки статора Випробувальний елемент Випробувальна напруга кВ 1. Запасні котушки секції стержні перед закладанням в електродвигун 2 25 Uном + 2 кВ 2. Те саме після закладання у пази перед з'єднанням зі старою частиною обмотки 2 Uном + 1 кВ 3. Решта обмотки 2 Uном 4. Головна ізоляція обмотки повністю зібраного електродвигуна 1 7 Uном 5. Виткова ізоляція за табл. 34 додатка 2 Таблиця 32. Випробувальна напруга промислової частоти електродвигунів змінного струму під час ремонту всипних обмоток Випробувальний елемент Випробувальна напруга кВ для електродвигунів потужністю кВт від 0 2 до 10 від 10 до 1000 1 2 3 1. Обмотки після укладання в пази до паяння міжкотушкових з'єднань 2 5 3 2. Обмотки після паяння та ізолювання міжкотушкових з'єднань якщо намотка здійснюється за групами чи котушками 2 3 2 7 3. Обмотки після просочування і запресування обмотаного сердечника 2 2 2 5 4. Головна ізоляція обмотки повністю зібраного електродвигуна 2 Uном + 1 кВ але не нижче 1 5 кВ Таблиця 33. Випробувальна напруга промислової частоти асинхронних електродвигунів з фазним ротором у разі повної заміни обмотки ротора Випробувальний елемент Випробувальна напруга кВ 1. Стержні обмотки після виготовлення до закладання в пази 2 Uрот + 3 кВ 2. Стержні обмотки після закладання в пази до з'єднання 2 Uрот + 2 кВ 3. Обмотки після з'єднання паяння і бандажування 2 Uрот + 1 кВ 4. Контактні кільця до з'єднання з обмоткою 2 Uрот + 2 2 кВ 5. Решта обмотки що залишилася після виймання котушок які замінюються секцій стержнів 2 Uрот але не нижче ніж 1 2 кВ 6. Уся обмотка після приєднання нових котушок секцій стержнів 1 7 Uрот але не нижче ніж 1 кВ Примітка. Uрот – напруга ротора яка вказана в паспорті на електродвигун або на кільцях при розімкнутому нерухомому роторі і номінальній напрузі на статорі. Таблиця 34. Імпульсна випробувальна напруга для перевірки виткової ізоляції обмоток статора електродвигунів змінного струму Ізоляція витків Амплітуда напруги В на виток до укладання секцій у пази після укладання і бандажування 1 2 3 1. Провід ПБО 210 180 2. Провід ПБД ПДА ПСД 420 360 3. Провід ПБД ізольований на всій довжині одним шаром паперової стрічки впівнапусканням 700 600 4. Провід ПБД та ПДА ізольований шаром мікастрічки через виток 700 600 5. Провід ПДА та ПБД ізольований одним шаром мікастрічки через виток з прокладками міканіту в пазовій частині між витками 1000 850 6. Провід ізольований на всій довжині одним шаром мікастрічки завтовшки 0 13 мм впівнапускання 1100 950 7. Провід ПБД ізольований на всій довжині витка одним шаром шовкової лакотканини завтовшки 0 1 мм впівнапусканням 1400 1200 8. Провід ПДА та ПБД ізольований на всій довжині витка одним шаром мікастрічки завтовшки 0 13 мм впівнапусканням або 1/3 напускання 1400 1200 9. Провід ПДБ або ПДА ізольований на всій довжині витка одним шаром бавовняної стрічки впритул 2100 1800 10. Провід ПДА ізольований на всій довжині витка двома шарами мікастрічки завтовшки 0 13 мм упівнапусканням 2800 2400 Таблиця 35. Максимально допустимі зазори в підшипниках ковзання електродвигунів Номінальний діаметр Зазор мкм за частоти обертання хв-1 меншої ніж 1000 1000 – 1500 більшої ніж 1500 18 – 30 40 – 93 60 – 130 140 – 280 31 – 50 50 – 112 75 – 160 170 – 340 51 – 80 65 – 135 95 – 195 200 – 400 81 – 120 80 – 160 120 – 235 230 – 460 121 – 180 100 – 195 150 – 285 260 – 530 181 – 260 120 – 225 180 – 300 300 – 600 261 – 360 140 – 250 210 – 380 340 – 680 361 – 600 170 – 305 250 – 440 380 – 760 Таблиця 36. Максимально допустима вібрація підшипників електродвигунів Синхронна частота обертання хв-1 3000 1500 1000 750 і більше Допустима амплітуда вібрації підшипників мкм 50 100 130 160 Таблиця 37. Найменші допустимі значення опору ізоляції обмоток машин постійного струму Температура обмотки ° C Опір ізоляції R60 МОм за номінальної напруги обмотки В До 230 460 650 750 900 10 2 7 5 3 8 0 9 3 10 8 20 1 85 3 7 5 45 6 3 7 5 30 1 3 2 6 3 8 4 4 5 2 40 0 85 1 75 2 5 2 9 3 5 50 0 6 1 2 1 75 2 0 23 5 60 0 4 0 8 1 15 1 35 1 6 70 0 3 0 5 0 8 0 9 1 0 75 0 22 0 45 0 65 0 75 0 9 Таблиця 38. Випробувальна напруга промислової частоти ізоляції машин постійного струму Випробувальний елемент Випробувальна напруга кВ Вказівки 1 2 3 1. Обмотки: Проводиться у машинах потужністю понад 3 кВт машин напругою до 100 В 1 6 Uном + 0 8 машин напругою вище 100 В до 1000 кВт 1 6 Uном + 0 8 але не менше ніж 1 2 машин напругою вище 100 В і з потужністю більше 1000 кВт 1 6 Uном + 0 8 Збудників синхронних генераторів 8 Uном але не менше ніж 1 2 кВ та не більше ніж 2 8 Збудників синхронних двигунів і синхронних компенсаторів 8 Uном але не менше ніж 1 2 кВ 2. Бандажі якоря 1 Проводиться у машин потужністю понад 3 кВт 3. Реостати і пускорегулювальні резистори 1 Допускаються випробування разом з ізоляцією кіл збудження Таблиця 39. Норма відхилення опору елементів машин постійного струму Випробувальний елемент Норма Указівки 1 2 3 1. Обмотки збудження Значення величин опорів обмоток не повинні відрізнятися від вихідних значень не більше ніж на 2 % 2. Обмотка якоря між колекторними пластинами Значення величин виміряного опору не повинні відрізнятися між собою не більше ніж на 10 % за винятком випадків коли це обумовлено схемою з'єднання Вимірювання проводиться у машин потужністю понад 3 кВт 3. Реостати і пускорегулюючі резистори Не повинно бути обривів кіл Перевіряється мегаомметром цілісність кіл Таблиця 40. Найбільший допустимий опір заземлювальних пристроїв повітряних ліній Характеристика установки заземлювальний пристрій якої перевіряється Питомий опір ґрунту r Ом·м Опір заземлювального пристрою Ом 1 2 3 1. Лінії напругою вище 1000 В 1.1. Опори залізобетонні металеві та дерев'яні на яких підвішено трос або встановлено пристрої захисту від блискавки; опори залізобетонні та металеві ліній напругою 35 кВ та ліній 3 – 20 кВ у населеній місцевості а також заземлювачі електроустаткування установленого на опорах ліній напругою 110 кВ і вище До 100 10* Понад 100 до 500 15* Понад 500 до 1000 20* Понад 1000 до 5000 30* Понад 5000 6* 10-3? 1.2. Електроустаткування на опорах ліній напругою 3 – 35 кВ - 250/Iр** але не більше ніж 10 1.3. Залізобетонні і металеві опори ліній напругою 3 – 20 кВ у ненаселеній місцевості До 100 30 Понад 100 0 3? 1.4. Розрядники і захисні проміжки на підходах ліній до підстанцій з обертовими машинами - 5 2. Лінії напругою до 1000 В*** 2.1. Опори з повторними заземлювачами нульового проводу в мережах із заземленою нейтраллю для лінійної напруги: 660/380 В До 100 15 Понад 100 0 15? 380/220 В До 100 30 Понад 100 0 3? 220/127 В До 100 60 Понад 100 0 6? 2.2. Залізобетонні та металеві опори в мережі з ізольованою нейтраллю - 50 2.3. Заземлювачі призначені для захисту від грозових перенапруг - 30 * Для опор висотою більше ніж 40 м на ділянках ПЛ захищених тросом опір заземлювача повинен бути в 2 рази меншим від наведеного в таблиці. ** Iр – розрахунковий струм замикання на землю: - у мережах без компенсації ємнісного струму – струм замикання на землю; - у мережах з компенсацією ємнісного струму для електроустановок до яких під'єднані компенсувальні апарати  – струм що дорівнює 125 % номінального струму найбільш потужного з цих апаратів а для електроустановок до яких не під'єднані компенсувальні апарати  – струм замикання на землю що протікає в даній мережі при відключенні найбільш потужного з компенсувальних апаратів. *** Для питомого еквівалентного опору ґрунту більше ніж 100 Ом·м допускається збільшення наведених значень в 0 01r раз але не більше ніж десятикратно. Таблиця 41. Найбільше допустиме значення опору заземлювальних пристроїв електроустановок крім повітряних ліній Характеристика електроустановки і заземлювального об'єкта Питомий опір ґрунту ? Ом·м Опір заземлювального пристрою Ом 1 2 3 1. Електроустановки напругою 110 – 150 кВ заземлювальний пристрій яких виконано за нормами на опір До 500 0 5 Понад 500 0 001? 2. Електроустановки напругою понад 1000 В у мережі з ізольованою нейтраллю: 2.1. У разі використання заземлювального пристрою одночасно для електроустановок напругою до 1000 В До 500 125/I*р де Iр – розрахункове значення струму замикання на землю А Понад 500 0 25r/Iр 2.2. У разі використання заземлювального пристрою тільки для електроустановок напругою понад 1000 В До 500 250/Iр Понад 500 0 5r/Iр 3. Електроустановки напругою до 1000 В 3.1. Штучний заземлювач з від'єднаними природними заземлювачами до якого приєднані нейтралі генераторів і трансформаторів а також повторні заземлювачі нульового проводу у тому числі на вводах у приміщення у мережах із заземленою нейтраллю на напругу В: 660/380 До 100 15** Понад 100 0 15? 380/220 До 100 30** Понад 100 0 3? 220/127 До 100 60** Понад 100 0 6? 3.2. Нейтралі генераторів та трансформаторів з урахуванням використання природних заземлювачів а також повторних заземлювачів нульового проводу повітряних ліній напругою до 1000 В за кількістю відхідних ліній не менше двох на напругу В: 250 / Iр 0 5р / Iр 660/380 До 100 2 Понад 100 0 02? 380/220 До 100 4 Понад 100 0 04? 220/127 До 100 8 Понад 100 0 08? 4. Заземлювальний пристрій в мережі з ізольованою нейтраллю: 4.1. У стаціонарних мережах До 500 10 Понад 500 0 02? 4.2. У пересувних електроустановках у разі живлення від пересувних джерел енергії Визначається за значенням напруги на корпусі при однополюсному замиканні. У разі пробою ізоляції напруга повинна бути не вище таких значень: 650 В при тривалості дії до 0 05 с 500 В – 0 1 с 250 В – 0 2 с 100 В – 0 5 с 75 В – 0 7 с 50 В – 1 с 36 В – 3 с 12 В – більше 3 с ------------- * Iр – див. пояснення в табл. 40 цього додатка. ** Опір заземлювального пристрою з урахуванням повторних заземлень нульового проводу повинен бути не більше ніж 2 4 і 8 Ом для лінійних напруг відповідно 660 380 і 220 В джерела трьохфазного струму і напругах 380 220 і 127 В джерела однофазного струму. Таблиця 42. Мінімально допустимий опір ізоляції електроустановок апаратів вторинних кіл та електропроводок до 1000 В Найменування випробуваної ізоляції Напруга мегаомметра В Опір ізоляції не менше ніж МОм Вказівки 1 2 3 4 1. Електроустановки напругою понад 12 В змінного струму та понад 36 В постійного струму: 100 – 1000 а при наявності напівпровідникових елементів – згідно з паспортом Повинен відповідати даним наведеним у паспорті або ТУ на конкретний вид виробу як правило не менше 0 5 У разі відсутності додаткових вимог заводу-виробника опір ізоляції апаратів з напівпровідниковими елементами вимірюється мегаомметром напругою 100 В. У цьому випадку діоди транзистори та інші напівпровідникові елементи необхідно зашунтувати 2. Електричні апарати напругою В: Те саме Цей підпункт поширюється на К та П автоматичних і неавтоматичних вимикачів контакторів магнітних пускачів реле контролерів запобіжників резисторів реостатів та інших апаратів напругою до 1000 В якщо вони були демонтовані. Випробування недемонтованих апаратів а також їх міжремонтні випробування проводяться відповідно до вимог і періодичності вимірювань розподільних пристроїв щитів силових освітлювальних або вторинних кіл до 42 100 понад 42 до 100 250 понад 100 до 380 500 – 1000 понад 380 1000 – 2500 3. Ручний електроінструмент і переносні світильники з допоміжним обладнанням трансформатори перетворювачі частоти пристрої кабелі-подовжувачі тощо зварювальні трансформатори 500 Після капітального ремонту: між деталями що перебувають під напругою для робочої ізоляції – 2 – для додаткової – 5 - для підсиленої – 7. В експлуатації для виробів класу II – 2 – 0 5 Для інструмента вимірюється опір ізоляції обмоток та кабелю живлення відносно корпусу та зовнішніх металевих деталей; у трансформаторів між первинною та вторинною обмотками і між кожною з обмоток та корпусом не рідше ніж один раз на 6 міс. 4. Побутові стаціонарні електроплити 1000 1 Вимірювання здійснювати не рідше ніж один раз на рік у нагрітому стані плити 5. Крани та ліфти 1000 0 5 Вимірювання здійснювати не рідше ніж один раз на рік 6. Силові й освітлювальні електропроводки 1000 0 5 Опір ізоляції при знятих плавких вставках вимірювати на ділянці між суміжними запобіжниками або за останніми запобіжниками між будь-яким проводом та землею а також між двома будь-якими проводами. Під час вимірювання опору ізоляції в силових колах повинні бути вимкнуті електроприймачі прилади тощо. Опір ізоляції електропроводки у вибухопожежонебезпечних і пожежонебезпечних приміщеннях будівлях категорій А Б В а також приміщеннях з масовим перебуванням людей слід вимірювати в повному обсязі не рідше ніж один раз на 2 роки. Опір ізоляції електропроводки в особливо вологих та гарячих приміщеннях а також у приміщеннях з хімічно активним середовищем слід вимірювати в повному обсязі не рідше ніж один раз на рік 7. Розподільні установки щити і струмопроводи 1000 0 5 Вимірювання слід здійснювати для кожної секції розподільного пристрою. За можливості такі вимірювання дозволяється виконувати одночасно з випробуванням електроустановок силових та освітлювальних кіл приєднаних до пристроїв щитів або струмопроводів 8. Вторинні кола керування захисту вимірювання автоматики сигналізації телемеханіки тощо 1000 – 2500 не менше 1 0 У схемах керування захисту вимірювання автоматики сигналізації та телемеханіки допускається не проводити вимірювання опору ізоляції якщо для перевірки потрібен значний обсяг підготовчих робіт і ці кола захищені запобіжниками або розчіплювачами що мають обернено залежні від струму характеристики. Перевірку стану таких кіл приладів і апаратів необхідно здійснювати шляхом ретельного зовнішнього огляду не рідше ніж один раз на рік. У разі заземленої нейтралі огляд здійснюється одночасно з перевіркою спрацьовування захисту відповідно до табл. 27 додатка 1 пункт 4 9. Шинки оперативного струму і шинки кіл напруги на щиті керування 500 – 1000 10 Випробування проводити при від'єднаних вторинних колах 10. Кожне приєднання вторинних кіл і кіл живлення приводів вимикачів та роз'єднувачів 500 – 1000 1 Випробування слід здійснювати з усіма приєднаними апаратами котушки приводів контактори реле прилади вторинні обмотки трансформаторів струму та напруги тощо 11. Кола керування захисту автоматики і збудження машин постійного струму напругою до 1 0 кВ приєднані до головних кіл струму 500 – 1000 1 Опір ізоляції кіл напруги до 60 В що нормально живляться від окремого джерела вимірюється мегамметром на 500 В і повинен бути не нижче 0 5 МОм 12. Кола які містять пристрої з мікроелектронними елементами: - - Вимірювання опору ізоляції здійснювати згідно з указівками заводу-виробника і за необхідності ужити додаткових заходів закорочувати окремі елементи ділянки схеми тощо кола напругою понад 60 В; 500 Не менше 1 0 кола напругою 60 В і нижче крім кіл напругою 24 В і нижче 100 Не менше 0 5 Таблиця 43. Кількість операцій і напруга живлення контакторів та автоматів при випробуваннях Операція Напруга живлення у відсотках від номінального Кількість операцій 1. Увімкнення 90 5 2. Увімкнення і вимкнення 100 5 3. Вимкнення 80 10 Рис. 1. Залежність напруги дотику від допустимої тривалості її дії. Додаток 3 до Правил технічної експлуатації електроустановок споживачів Перелік документів і розрахунків що передаються споживачу під час приймання в експлуатацію електроустановок розміщених у вибухонебезпечних зонах 1. На електрообладнання усіх видів вибухозахисту і електрообладнання без засобів вибухозахисту але з відповідним захистом від зовнішніх впливів передаються такі документи: 1.1. Інструкція з експлуатації електрообладнання що надає завод-виробник. 1.2. Посвідчення про вибухозахищеність свідоцтво рішення або сертифікати відповідності чи висновки акредитованої в системі УкрСЕПРО випробувальної організації. 1.3. Висновок ДВСЦ ВЕ про відповідність електрообладнання умовам експлуатації на електрообладнання іноземних фірм . 1.4. Відповідні рішення Держгірпромнагляду щодо можливості експлуатації електроустановок розміщених у вибухонебезпечних зонах. 1.5. Документи що описують спеціальні вимоги до експлуатації електрообладнання із знаком "Х" після маркування вибухозахисту. 1.6. Вимоги до кваліфікації персоналу установлені заводом-виробником електрообладнання. 1.7. Перелік речовин у вибухонебезпечних зонах із зазначенням категорії і групи вибухонебезпечності а для пилу і волокон – температур самозапалювання їх в осілому "шар" і завислому "туман" стані. Указані дані слід узяти з технологічної частини проекту. 1.8. Розрахунок або технічне обґрунтування можливості неможливості утворення вибухонебезпечних концентрацій горючих газів пари ЛЗР горючого пилу та волокон. 1.9. Проект із грозозахисту. 1.10. Перелік заходів з захисту від статичної електрики. 1.11. План розміщення електрообладнання з нанесенням силових освітлювальних контрольних та інших електричних кіл із зазначенням на ньому речовин у вибухонебезпечних зонах категорії і групи вибухонебезпечності а для пилу і волокон – температур самозапалювання їх в осілому "шар" і завислому "туман" стані. 1.12. Специфікацію електрообладнання і встановлюваної апаратури з зазначенням їх маркування з вибухозахисту. 1.13. Протоколи передпускових випробувань передбачених інструкціями заводів-виробників електрообладнання. 1.14. Документацію приймально-здавальних робіт пусконалагоджувальних випробувань передбачених ПУЭ ПБЕ та ПБЕЕ та цими Правилами. 1.15. Перелік заходів які попереджують подачу напруги на електрообладнання до усунення небезпеки від відкритих неізольованих струмопровідних провідників що містяться у вибухонебезпечному середовищі. 1.16. Протоколи перевірки ізоляції іскробезпечних електричних кіл випробовною напругою не менше ніж 500 В змінного струму. 2. На електрообладнання усіх видів вибухозахисту й електрообладнання без засобів вибухозахисту але з відповідним захистом від зовнішніх впливів за винятком електрообладнання з видом вибухозахисту "і" передаються такі матеріали: 2.1. Розрахунок струмів коротких замикань КЗ у мережах напругою до 1000 В. 2.2. Дані з перевірки кратності струмів КЗ відносно уставок засобів захисту автоматичні вимикачі запобіжники та ін. 2.3. Перелік заходів що можуть запобігти утворенню вибухонебезпечних концентрацій горючих газів пари ЛЗР горючого пилу або волокон з повітрям до таких заходів належать: вентиляція сигналізація блокувальні пристрої автоматичний контроль концентрації горючих газів пари пилу та ін. . 2.4. Протоколи виміру надлишкового тиску або витрат повітря передбачених ПУЭ у приміщеннях підстанцій розподільних установок у приміщеннях з електродвигунами вали яких проходять через стіну в суміжне вибухонебезпечне приміщення. 2.5. Протоколи випробування тиском на щільність труб електропроводки поділювальних ущільнень електропроводки. 2.6. Протоколи перевірки повного опору петлі "фаза-нуль" згідно з вимогами ПУЭ. 2.7. Протокол перевірки роботи автоматичних вимикачів теплових розчіплювачів магнітних пускачів пристроїв захисного вимкнення ПЗВ . 2.8. Протокол перевірки звукової сигналізації контролю ізоляції і цілості пробивного запобіжника в мережах напругою до 1000 В з ізольованою нейтраллю. 2.9. Протокол перевірки звукової сигналізації контролю ізоляції мережі постійного струму. 3. На електрообладнання з видом вибухозахисту "і" додатково передаються: 3.1. Технічний опис систем з іскробезпечними електричними колами структурну схему систем на плані вибухонебезпечних зон. 3.2. Заходи із захисту електрообладнання від корозії повітряного впливу вібрації та інших несприятливих факторів. Додаток 4 до Правил технічної експлуатації електроустановок споживачів Порядок приймання в експлуатацію електроустановок розміщених у вибухонебезпечних зонах Під час приймання в експлуатацію електроустановок розглядаються проект і експертний висновок випробувальної організації; відповідність проекту встановленого у вибухонебезпечних зонах електрообладнання змонтованих проводів і кабелів; технічний стан кожного електротехнічного виробу; правильність заведення проводів і кабелів їх ущільнення в електрообладнанні надійність їхніх контактних з'єднань; наявність поділювальних ущільнень трубопроводів електропроводок; наявність ущільнень піском кабелів в коробах для проходу крізь стіни і відсутність ушкоджень зовнішніх оболонок кабелів а також наявність ущільнень у патрубках при проході відкрито прокладених одиночних кабелів крізь стіни; відповідність виконаного монтажу вимогам інструкцій заводів-виробників; правильність виконання комплексу заходів що забезпечують вибухозахист. Під час приймання в експлуатацію електроустановок у вибухонебезпечних зонах необхідно: 1. Провести нижченаведені контрольні перевірки обладнання з усіма видами вибухозахисту а саме: 1.1. Технічного стану кожного електротехнічного виробу. 1.2. Наявності маркування і попереджувальних написів знаків . 1.3. Відсутності пошкоджень оболонки оглядового скла що впливають на вибухозахищеність. 1.4. Наявності кріпильних елементів заземлювальних і пломбувальних пристроїв та заглушок у ввідних пристроях що не використовуються. 1.5. Відсутності несанкціонованих змін в електротехнічному виробі. 1.6. Правильності виконання заведення проводів і кабелів відсутність у них видимих пошкоджень надійності їх контактних з'єднань і ущільнення в електрообладнанні а також заробку незадіяних кабелів. 1.7. Правильності виконання трубної електропроводки ущільнювальна фітинги арматура розміщується на відстані не більше ніж 450 мм від усіх оболонок що містять джерело можливого загоряння вибухонебезпечної суміші в умовах нормальної роботи . Надійності ущільнень проводів і кабелів у фітингах повинна бути підтверджена протоколом випробувань монтажної організації а товщина компаунда в ущільнювальній арматурі – вибірковою перевіркою і повинна бути рівною внутрішньому діаметру труби але не менше ніж 20 мм що підтверджується актом монтажної організації. Ущільнювальна речовина повинна бути дозволена акредитованою випробувальною організацією. 1.8. Відсутності у вибухонебезпечних зонах усіх класів проводів і кабелів з поліетиленовою ізоляцією й оболонкою. 1.9. Цілістності систем трубопроводів і перехідників комбінованої системи електропроводки. 1.10. Наявності піску в коробах для ущільнення в них кабелів під час проходження їх крізь стіни і відсутності ушкоджень зовнішніх оболонок кабелів. 1.11. Наявності ущільнень у патрубках під час проходження відкрито прокладених одиничних кабелів крізь стіни. 1.12. Виконання монтажу окремих видів обладнання згідно з вимогами наведеними в інструкціях заводів-виробників. 1.13. Правильності встановлення з'єднувача для увімкнення переносних світильників та інших електроприймачів що включаються періодично. 1.14. Виконання струмопроводів до електричних вантажопідіймальних механізмів та пересувних електроприймачів. Струмопроводи до електричних вантажопідіймальних механізмів та пересувних електроприймачів у вибухонебезпечних зонах будь-якого класу повинні виконуватися гнучким кабелем з мідними жилами в гумовій ізоляції та гумовій маслобензиностійкій оболонці що не поширює горіння. 1.15. Переконатися що кабелі прокладені у вибухонебезпечних зонах відкрито на конструкціях стінах у каналах тунелях та ін. не мають зовнішніх покрить з горючих матеріалів дгжут бітум бавовняне обплетення та ін. . 2. Провести контрольні перевірки і порівняти фактичний стан з актами та протоколами на електрообладнання: 2.1. Усіх видів вибухозахисту й електрообладнання без засобів вибухозахисту але з відповідним захистом від зовнішніх впливів за винятком електрообладнання з видом вибухозахисту "i" : - стан заземлювальних провідників та будь-яких додаткових з'єднань із землею з'єднання повинні мати надійний контакт а провідники – достатній поперечний переріз ; - щільність прилягання до корпусу кришок фланців щитів та інших частин електрообладнання що спільно забезпечують елементи вибухозахисту а також стопори деталей з нарізним кріпленням. 2.2. На електрообладнанні з видом вибухозахисту "d": - виміряти ширину щілин які можливо виміряти без розбирання вузлів електрообладнання і зіставити зі значеннями указаними в інструкціях заводів-виробників а за їх відсутності керуватися табл. 1 – 3 цього додатка; - перевірити наявність антикорозійного змащення на доступних вибухозахисних поверхнях вибухонепроникних оболонок і за необхідності її відновити; - виміряти мінімальну відстань електрообладнання від перешкод для вибухонебезпечних сумішей категорій яка повинна бути для: IIA не менше ніж 10 мм IIB – 30 мм IIC – 40 мм. 2.3. На електрообладнанні з видом вибухозахисту "і" перевірити: - наявність і стан заземлювального пристрою там де це передбачено інструкцією заводу-виробника; - відсутність ушкоджень з'єднувальних проводів і кабелів; - відсутність ушкоджень кріплення видимих монтажних джгутів; - якість підклеювання і збереження ізоляційних трубок на місцях пайки; - цілісність епоксидного компаундного заповнення в доступних блоках іскрозахисту; - наявність і стан запобіжників; - параметри елементів іскрозахисту і іскробезпечних кіл; - дотримання вимог і вказівок монтажно-експлуатаційної інструкції під час виконання електричних вимірів випробувань електричної ізоляції та ін. 2.4. На електрообладнанні з видами вибухозахисту "i" та "m" перевірити: відсутність раковин тріщин а також відшарувань залитого епоксидного компаунда від залитих деталей. 2.5. На електрообладнанні з видом вибухозахисту "q" перевірити: наявність заповнювача і товщину його засипання відсутність ушкоджень оболонки. 3. Провести контрольні перевірки і порівняти фактичний стан з проектними рішеннями і вимогами норм та правил а саме: - відстань від приміщень з вибухонебезпечними зонами і від зовнішніх вибухонебезпечних установок до окремо споруджених електрощитових приміщень перетворювальних підстанцій та РУ яка не повинна бути меншою від нормативної; - наявність тамбурів-шлюзів що з'єднують електрощитові приміщення із приміщеннями що мають вибухонебезпечні зони; - відповідність кабельних естакад галерей кабельних каналів і тунелів вимогам норм; - відповідність перетинів кабельних естакад з естакадами трубопроводів з горючими газами і ЛЗР вимогам норм; - відповідність струмопроводів у вибухонебезпечних зонах вимогам ДНАОП 0.00-1.32-01 і заводів-виробників; - відповідність мінімально припустимих відстаней від струмопроводів і кабельних естакад з транзитними кабелями до приміщень з вибухонебезпечними зонами і до зовнішніх вибухонебезпечних установок вимогам ДНАОП 0.00-1.32-01. 3.1. На електрообладнанні з видом вибухозахисту "заповнення або продувка оболонки надлишковим тиском" перевірити що: - усі газопроводи і їх з'єднання випробувані і витримали тиск рівний 1 5-кратному максимальному надлишковому тиску указаному заводом-виробником для нормальної експлуатації електрообладнання але не менше ніж 200 Па 2 мбар ; - матеріали що використовуються для газопроводів і їх з'єднань стійкі до негативного впливу застосовуваного захисного газу а також до горючих газів або пари; - місця у яких захисний газ уводять у живильні газопроводи розташовані поза вибухонебезпечною зоною за винятком випадків коли захисний газ подають з балона; - виходи газопроводів для відводу захисного газу розташовуються поза вибухонебезпечною зоною; - джерело надлишкового тиску захисного газу нагнітальний вентилятор або компресор розташоване поза вибухонебезпечною зоною; - конструкція фундаментних ям і газопроводів захисного газу виключає утворення в них зон що не продуваються "мішків" з горючими газами або парами легкозаймистих рідин; - у вентиляційних системах для здійснення блокувань контролю та сигналізації використовуються електротехнічні пристрої указані в інструкціях з монтажу й експлуатації електрообладнання. 3.2. На електрообладнанні з видом вибухозахисту "іскробезпечне електричне коло" перевірити що: - броня кабелю з іскробезпечними колами приєднана на кожному кінці кабелю до системи вирівнювання потенціалу через пристрої кабельного вводу або еквівалентним способом; - у разі якщо броня не повинна приєднуватися до системи вирівнювання потенціалів ні в одній з проміжних ділянок кабелю то прийняті запобіжні заходи гарантують що електрична цілісність броні кабелю забезпечується на всій довжині траси; -виконання прийнятих заходів запобігає виникненню різниці потенціалів між бронею і системою вирівнювання потенціалів; - змонтовані електроустановки з іскробезпечними електричними колами забезпечують ефективність захисту від впливу зовнішніх електромагнітних полів; - кабелі іскробезпечних електричних кіл відокремлені від інших кабелів іскробезпечних кіл або прокладені так що виключається можливість їх механічного пошкодження; - кабелі що містять іскробезпечні електричні кола промарковані: - у кінцевих заробках кабелів іскронебезпечних електричних кіл у вимірювальних шафах керування іскробезпечні електричні кола відокремлені від іскробезпечних; - ізоляція іскробезпечних електричних кіл від землі відповідає проекту або технічній документації на електрообладнання; - під час огляду ізольованих від землі іскронебезпечних електричних кіл перевірити справність кола для зняття електростатичних зарядів; - перемикачі ключі збірки затискачів та ін. закриті кришками й опломбовані. Якщо оболонки або покриття кабелів маркуються синім кольором то кабелі що мають таке маркування не повинні використовуватися з іншою метою. Якщо кабелі іскробезпечних або іскронебезпечних електричних кіл броньовані поміщені в металеву оболонку або екрановані маркування кабелів іскробезпечних електричних кіл не потрібне. Оцінка відповідності параметрів іскробезпечних електричних кіл систем що складаються з декількох іскробезпечних виробів здійснюється акредитованою випробувальною організацією. 3.3. В електрообладнанні установленому згідно з ДНАОП 0.00-1.32-01 у вибухонебезпечній зоні "0" необхідно упевнитися що: - іскробезпечні електричні кола і зв'язане з ними електрообладнання відповідають рівню іскробезпеки "і-а"; - кола уключаючи всі компоненти електротехнічні пристрої та іскробезпечне електрообладнання і максимальні припустимі електричні параметри з'єднувальних кабелів мають рівень "і-а"; електротехнічні пристрої установлені поза зоною "0" повинні бути перераховані в документації на систему і відповідати також вимогам для рівня "і-а"; - напруга іскрового пробою імпульсного захисту повинна бути визначена для кожного електрообладнання пусконалагоджувальною та випробувальною організаціями; - кабель між іскробезпечним електрообладнанням та імпульсним захистом у зоні "0" прокладений так що забезпечується його блискавкозахист. 3.4. На електрообладнанні допущеному для застосування у вибухонебезпечних зонах 2 перевірити що: - під'єднання кабелів виконане за допомогою кабельних вводів які відповідають типу використаного кабелю; - невикористані кабельні вводи закриті заглушками що зберігають ступінь захисту оболонки ввідного пристрою; - на знімних кришках електрообладнання є попереджувальна табличка "Відкривати відключивши від мережі". Таблиця 1. Параметри вибухонепроникних з'єднань електрообладнання 1 2 3-ї категорій згідно з ПВВРЕ ПВВЕ Вид вибухо- непроникного з'єднання Вільний об'єм оболонки куб. см 1-ша категорія 2-га категорія 3-тя категорія довжина щілини L1 мм довжина щілини до отвору під болт L2 мм ширина щілини W1 і Wd мм довжина щілини L1 мм довжина щілини до отвору під болт L2 мм ширина щілини* W1 і Wd мм довжина щілини L1 мм довжина щілини до отвору під болт L2 мм ширина щілини W1 і Wd мм 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 До 200 5 5 0 5 5 5 0 3 5 5 0 2 Нерухомі вибухонепроникні з'єднання рис. 1 і 2 Понад 200 до 500 8 5 0 5 8 5 0 3 8 5 0 2 Понад 500 до 2000 15 8 0 5 15 8 0 3 15 8 0 2 Понад 2000 25 10 0 5 25 10 0 3 25 10 0 2 З'єднання рухомих зчленувань рис. 3 Понад 500 до 2000 15 - 0 5 15 - 0 4 15 - 0 3 Понад 2000 25 - 0 6 25 - 0 4 25 - 0 3 40 - 0 75 40 - 0 5 40 - 0 4 З'єднання тяг керування та валів рис. 4 До 200 10 - 0 25 10 - 0 25 10 - 0 15 Понад 200 до 500 15 - 0 25 15 - 0 25 15 - 0 15 Понад 500 до 2000 15 - 0 25 15 - 0 25 15 - 0 15 Понад 2000 25 - 0 15 25 - 0 25 25 - 0 15 ------------- * У ПВВРЕ ширину щілини позначено S1 і Sd. Вибухонепроникні з'єднання Рис. 1 Рис. 2 Рис. 3 Рис. 4 Таблиця 2. Параметри вибухонепроникних з'єднань електрообладнання підгруп IIA і IIB згідно з ГОСТ 22782.6 – 81 Вид вибухонепроникного з'єднання Вільний об'єм оболонки куб. см Підгрупа IIA Підгрупа IIB довжина щілини L1 мм довжина щілини до отвору під болт L2 мм ширина щілини плоского і циліндрич- ного вибухо- непроникних з'єднань W1 і Wd мм довжина щілини L1 мм довжина щілини до отвору під болт L2 мм ширина щілини плоского і циліндричного вибухо- непроникних з'єднань W1 і Wd мм 1 2 3 4 5 6 7 8 Нерухоме вибухонепроникне з'єднання рухоме вибухонепроникне з'єднання тяг і валиків керування рис. 1 2 4 До 100 6 6 0 3 6 6 0 2 25 9 0 4 - - - Понад 100 до 2000 12 5 8 0 3 12 5 8 0 15 25 9 0 4 - - - Понад 2000 12 5 8 0 2 12 5 8 0 15 25 9 0 4 25 9 0 2 Рухоме вибухонепроникне з'єднання валів електричних машин з підшипниками ковзання рис. 3 До 100 6 - 0 3 6 - 0 2 12 5 - 0 35 12 5 - 0 25 25 - 0 4 25 - 0 3 40 - 0 5 40 - 0 4 Понад 100 до 2000 12 5 - 0 3 12 5 - 0 2 25 - 0 4 25 - 0 25 40 - 0 5 40 - 0 3 Понад 2000 12 5 - 0 2 25 - 0 2 25 - 0 4 - - - 40 - 0 5 40 - 0 25 Рухоме вибухонепроникне з'єднання валів електричних машин з підшипниками ковзання рис. 3 До 100 6 - 0 45 6 - 0 3 12 5 - 0 5 12 5 - 0 4 25 - 0 6 25 - 0 45 40 - 0 75 40 - 0 6 Понад 100 до 2000 12 5 - 0 45 12 5 - 0 3 25 0 6 25 0 4 40 - 0 75 40 - 0 45 Понад 2000 12 5 - 0 3 12 5 - 0 2 25 - 0 6 25 - 0 3 40 - 0 75 40 - 0 4 Таблиця 3. Параметри вибухонепроникних з'єднань електрообладнання підгрупи IIC згідно з ГОСТ 22782.6-81 Вид вибухонепроникного з'єднання Вільний об'єм оболонки см3 Довжина щілини L1 мм Довжина щілини до отвору під болт L2 мм Ширина щілини плоского вибухонепроникного з'єднання W1 і Wd мм 1 2 3 4 5 Плоске нерухоме вибухонепроникне з'єднання рис. 1 До 100 Понад 100 до 500 6 6 0 1 9 5 6 0 1 Циліндричне нерухоме вибухонепроникне з'єднання До 500 6 - 0 1 12 5 - 0 15 40 - 0 2 Понад 500 до 2000 12 5 - 0 15 40 - 0 2 Понад 2000 25 - 0 15 40 - 0 2 Плоскоциліндричне нерухоме вибухонепроникне з'єднання в > 0 5 L1 c + a > 6 мм рис. 2 До 2000 12 5 8 0 15 25 9 0 18 40 9 0 2 Понад 2000 25 9 0 18 40 9 0 2 Рухоме вибухонепроникне з'єднання тяг та валків керування рис. 4 До 100 6 - 0 1 12 5 - 0 15 40 - 0 2 Понад 100 до 500 9 5 - 0 1 12 5 - 0 15 40 - 0 2 Понад 500 до 2000 12 5 - 0 15 40 - 0 2 Понад 2000 25 - 0 15 40 - 0 2 Рухоме вибухонепроникне з'єднання валів електричних машин з підшипниками ковзання рис. 3 До 100 6 - 0 15 - 12 5 - 0 25 40 - 0 3 Понад 100 до 500 9 5 - 0 15 12 5 - 0 25 40 - 0 3 Понад 500 до 2000 12 5 - 0 25 40 - 0 3 Понад 2000 25 - 0 25 40 - 0 3 Додаток 5 до Правил технічної експлуатації електроустановок споживачів Зміст оглядів та перевірок електрообладнання розміщеного у вибухонебезпечних зонах залежно від виду вибухозахисту D E N P I O Q S M Таблиця 1 Вид перевірки відповідності Вид вибухозахисту d e № p i o q s m Рівень перевірки К П М К П М К П М К П М К П М К П М К П М К П М К П М 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 1. Електрообладнання 1. Електрообладнання відповідає класу вибухонебезпечної зони + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + 2. Установлено електрообладнання відповідної групи підгрупи + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + 3. Установлено електрообладнання відповідного температурного класу а для приміщень небезпечних за вибухом пилу і волокон з урахуванням обмеження температури нагріву оболонок у залежності від температури самозапалення осілого пилу волокна та пилоповітряної суміші + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + 4. Кола електрообладнання ідентифіковані правильно + + + + + + + + + 5. Є можливість ідентифікації кіл електрообладнання + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + 6. Захисна оболонка скла у металевих оправах і або компаунди перебувають у задовільному стані + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + 7. Несанкціоновані зміни відсутні + + + + + + + + + 8. Видимі несанкціоновані зміни відсутні + + + + + + + + + + + + + + + + + + 9. Болти пристрої кабельних уводів прямих або зі застосуванням увідних відділень та заглушки правильно підібрані за типом проведено контроль фізичного стану проведена візуальна перевірка + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + 10. Поверхні фланців чисті і не пошкоджені прокладки за їх наявності перебувають у задовільному стані + + + + + + + + + 11. Величина щілини між фланцями не виходить за межі допустимих максимальних значень + + 12. Номінальна потужність лампи тип та розміщення відповідають вимогам + + + + + + + 13. Електричні з'єднання мають надійний контакт + + + + + + + + 14. Прокладки захисної оболонки перебувають у задовільному стані + + + + + + + + 15. Розміщені в оболонці і герметично ущільнені пристрої не пошкоджені + + + + + + 16. Оболонки з обмеженим пропуском газів перебувають у задовільному стані + + 17. Відстань між лопастями вентилятора двигуна і захисною оболонкою і або кожухом достатня + + + + + 18. Вимоги документації на електрообладнання відповідають класу вибухонебезпечної зони + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + 19. Установлене електрообладнання відповідає вказаному в документації тільки стаціонарне електрообладнання + + + + + + + + + + + + + + 20. Рівень вибухозахисту та підгрупа кола і або електрообладнання відповідають вимогам + + 21. Електрообладнання забезпечене чіткими етикетками табличками попереджувальними плакатами та маркуванням + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + 22. Елементи блоків захисту реле та інші обмежувальні пристрої встановлені згідно з вимогами техдокументації сертифікатів та за необхідності надійно заземлені + + + 23. Друковані плати чисті і не мають пошкоджень + 2. Монтаж 1. Кабелі прокладені згідно з проектною документацією + + + + + + + + + 2. Видимі пошкодження кабелів відсутні + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + 3. Герметизація кабельних жолобів каналів та трубопроводів виконана задовільно + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + 4. Заглушки і кабельні муфти встановлені правильно + + + + + + 5. Цілість системи трубопроводів та перехідників комбінованої системи електропроводки зберігається + + + + + + + + + 6. Заземлювальні провідники будь-які додаткові з'єднання із землею перебувають у задовільному стані наприклад з'єднання мають надійний контакт а провідники мають достатній переріз а саме проведено контроль фізичного стану проведена візуальна перевірка + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + 7. Повний опір кола короткого замикання T№ системи або опір заземлення ІТ системи відповідає вимогам + + + + + + + + + 8. Опір ізоляції відповідає вимогам + + + + + + + + + 9. Параметри спрацювання електричних захисних пристроїв перебувають у допустимих межах + + + + + + + + + 10. Електричні захисні пристрої встановлені правильно автоматичне повернення до вихідного положення у вибухонебезпечних зонах всіх класів неможливе + + + + + + + + + 11. Особливі умови монтажу та експлуатації якщо вони позначені знаком "Х" після маркування вибухозахисту витримуються + + + + + + + + + 12. Кінцева заробка кабелів які не використовуються вправленна правильно + + + + + + + + + 13. Відстань від перешкод до вибухонепроникних з'єднань відповідає табл. 4.10 ДНАОП 0.00-1.32-01 + + + 14. Температура захисного газу на вході нижча ніж задане максимальне значення + + + 15. Чистота захисного газу відповідає вимогам + + + 16. Тиск захисного газу і або витрати відповідають вимогам + + + 17. Індикатори тиску і або витрат газу сигнальні пристрої та блокувальні пристрої функціонують правильно + + + 18. Тривалість попереднього продування відповідає вимогам + + + 19. Стан вогнеперешкоджувальних трубопроводів для захисного газу у вибухонебезпечній зоні задовільний + + + 20. Кабельні естакади тунелі канали трубопроводи перебувають в доброму стані і відповідають вимогам ДНАОП 0.00-1.32 –01 Стосується електроустаткування усіх вибухонебезпечних зон 21. Помітних пошкоджень кабелів не спостерігається У вибухонебезпечних зонах усіх класів 22. Герметизація кабельних жолобів кабельних каналів та трубопроводів виконана задовільно У вибухонебезпечних зонах усіх класів 23. Усі заземлення виконані правильно + 24. Кабельні екрани заземлені згідно з документацією + 25. Заземлення виконано задовільно з'єднання мають надійний контакт а провідники – достатній переріз У вибухонебезпечних зонах усіх класів 26. Іскробезпечне коло ізольоване від землі або заземлене точці + 27. Розділення між іскробезпечними та іскронебезпечними колами в спільних розподільних коробках або комірках розподільної установки або в реле забезпечується + 28. Захист джерела живлення від коротких замикань якщо такий застосовується виконаний згідно з документацією + 29. Кінцева заробка кабелів які не використовуються виконана правильно + + 30. Електрообладнання належним чином захищене від корозії атмосферного впливу вібрації та інших несприятливих факторів + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + 31. Надмірне накопичення пилу та бруду на оболонках електрообладнання не спостерігається + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + 32. Електрична ізоляція перебуває в чистому і сухому стані + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + К – перевірка під час капремонту; П – безпосередня перевірка під час поточного ремонту та огляду особою відповідальною за електрогосподарство; М – міжремонтна перевірка візуальна перевірка під час чергових оглядів експлуатаційним персоналом . Зміст ПРАВИЛА ТЕХНІЧНОЇ ЕКСПЛУАТАЦІЇ ЕЛЕКТРОУСТАНОВОК СПОЖИВАЧІВ 2 1. Загальні положення 2 2. Нормативні посилання 2 3. Терміни та визначення понять 4 4. Скорочення 7 5. Організація експлуатації електроустановок 8 5.1. Обов'язки працівників 8 5.2. Вимоги до працівників і їх підготовка 10 5.3. Технічна документація 14 5.4. Приймання електроустановок в експлуатацію та допуск на їх підключення до електричної мережі 16 5.5. Технічний контроль обслуговування і ремонт електроустановок 18 5.6. Керування електрогосподарством 19 5.7. Безпечна експлуатація. Виробнича санітарія. Пожежна і екологічна безпека 26 6. Електрообладнання та електроустановки загального призначення 28 6.1. Повітряні лінії електропередавання та струмопроводи 28 6.2. Силові кабельні лінії 32 6.3. Розподільні установки та підстанції 34 6.4. Силові трансформатори та масляні реактори 38 6.5. Електричні двигуни 43 6.6. Релейний захист електроавтоматика та вторинні кола 44 6.7. Заземлювальні пристрої 50 6.8. Захист від перенапруг 51 6.9. Установки конденсаторні 56 6.10. Установки акумуляторні 59 6.11. Електричне освітлення 62 6.12. Засоби вимірювальної техніки електричних величин 64 6.13. Випробування та вимірювання параметрів електрообладнання та апаратів електроустановок споживачів 66 7. ЕЛЕКТРОУСТАНОВКИ СПЕЦІАЛЬНОГО ПРИЗНАЧЕННЯ 68 7.1. Установки електрозварювальні 68 7.2. Установки електротермічні 70 7.3. Автономні електростанції 75 7.4. Електроустановки у вибухонебезпечних зонах 77 Додаток 1 Норми і методи випробувань та вимірювань параметрів електрообладнання та апаратів електроустановок споживачів 83 Додаток 2 Основні нормативно-технічні показники які використовуються при проведенні випробувань та вимірювань параметрів електрообладнання та апаратів електроустановок споживачів 120 Додаток 3 Перелік документів і розрахунків що передаються споживачу під час приймання в експлуатацію електроустановок розміщених у вибухонебезпечних зонах 137 Додаток 4 Порядок приймання в експлуатацію електроустановок розміщених у вибухонебезпечних зонах 139 Додаток 5 Зміст оглядів та перевірок електрообладнання розміщеного у вибухонебезпечних зонах залежно від виду вибухозахисту D E N P I O Q S M 145 3