Про внесення змін та доповнень до Правил технічної експлуатації електроустановок споживачів

На ПЛ напругою 0,38 кВ - 20 кВ верхові огляди необхідно проводити в разі потреби.

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.

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, ОПН 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.

1.19. На лініях із СІП 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 1 кВ.

1.20. Профілактичні перевірки та вимірювання на ПЛ і струмопроводах виконуються згідно з таблицями 6 та 7 додатка 1 до цих Правил.

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 годин після подачі напруги на ПЛ.

Контроль контактних з’єднань необхідно проводити за значень навантаги не менше ніж 30 % - 40 % від номінальної.

1.22. Для визначення місць пошкоджень ПЛ напругою 110 кВ - 150 кВ, а також місць міжфазових замикань на ПЛ напругою 6 кВ - 35 кВ повинні бути встановлені спеціальні прилади (пристрої), що фіксують місце пошкодження. На ПЛ напругою 6 кВ - 35 кВ з відгалуженнями повинні бути встановлені покажчики пошкодженої ділянки.

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.

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 із внесенням відповідних змін та доповнень у паспорт ПЛ.

1.25. Роботи із ліквідації аварій в електричних мережах можуть проводитись будь-якої пори року і в будь-який час без погодження із землекористувачами, але з повідомленням їх про проведення цих робіт у десятиденний строк після їх початку, відповідно до вимог Правил охорони електричних мереж.

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.

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.

Порядок роботи ПЛ напругою 6 кВ - 35 кВ із заземленою фазою визначено в пункті 8.15 глави 8 розділу VІІ цих Правил.

1.28. В електричних мережах напругою 6 кВ - 35 кВ допускається робота із заземленою фазою; при цьому працівники повинні приступити до пошуку місця замикання негайно і усунути його в найкоротший строк.

1.29. Організації, що експлуатують ПЛ із спільною підвіскою проводів, планові ремонти повинні проводити в узгоджені строки. В аварійних ситуаціях ремонтні роботи необхідно проводити з попереднім повідомленням другої сторони (власника лінії).

1.30. Бригади, що виконують роботи на ПЛ, повинні бути оснащені засобами зв’язку з диспетчерськими пунктами.

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.

2.1. Вимоги цієї глави поширюються на КЛ напругою від 0,4 кВ до 35 кВ.

2.2. Під час здачі в експлуатацію КЛ напругою понад 1 кВ 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 їх розбирання й огляду зразків;

сертифікати, що засвідчують відповідність кабелів і проводів вимогам НД;

кабельний журнал;

інвентарний опис усіх елементів КЛ;

акти будівельних і прихованих робіт із зазначенням перетинів і зближень кабелів з усіма підземними комунікаціями;

акти виконання робіт з монтажу кабельних муфт;

акти прийняття траншей, блоків, труб, каналів під монтаж;

акти виконання робіт з монтажу 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 1 кВ повинні бути оформлені і передані замовнику: кабельний журнал, відкоригований проект ліній, акти, протоколи випробувань та вимірювань.

2.3. Кожна КЛ повинна мати документацію, зазначену в пункті 2.2 цієї глави, яка оформлена окремою справою (паспорт), відповідний 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 закріплювати 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).

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.

2.5. Для кожної КЛ під час уведення в експлуатацію повинні бути встановлені найбільші допустимі струмові навантаги. Навантаги 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 навантаг допускається на підставі теплових випробувань за умови, що нагрів жил не перевищуватиме допустимого за державними стандартами або технічними умовами значення. Нагрів кабелів необхідно перевіряти на ділянках трас з найгіршими умовами охолодження.

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 більше ніж на 10°С.

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 тривало допустимої навантаги тривалістю не більше ніж 6 год. на добу протягом 5 діб, але не більше ніж 100 год. на рік, якщо навантага в інші періоди не перевищує тривало допустимої.

Кабелі напругою до 10 кВ включно з паперовою ізоляцією допускають перевантаження протягом 5 діб у межах, указаних в ПУЕ.

Для кабелів, що експлуатуються понад 15 років, перевантаження струмом не повинно перевищувати 10 %.

Перевантаження кабелів з просоченою паперовою ізоляцією напругою 20 кВ і 35 кВ забороняється.

2.8. У разі однофазного замикання на землю в мережах з ізольованою або компенсованою нейтраллю необхідно негайно повідомити про це оперативних працівників підстанції живлення або електропередавальної організації і далі діяти за їх вказівками.

У мережах генераторної напруги, а також на КЛ напругою 35 кВ робота в указаному режимі допускається протягом не більше ніж 2 год. У виняткових випадках за згодою оперативних працівників електропередавальної організації цей час може бути збільшений до 6 год.

2.9. Вимірювання навантаг КЛ і напруг у різних точках мережі необхідно проводити у строки, що встановлює особа, відповідальна за електрогосподарство.

На основі цих вимірювань уточнюють режими і схеми роботи кабельних мереж.

2.10. Огляди КЛ необхідно проводити один раз у строк, вказаний в таблиці 1, згідно з графіком, затвердженим особою, відповідальною за електрогосподарство.

Огляд кабельних муфт зовнішньої установки на напругу понад 1 кВ необхідно проводити при кожному огляді електрообладнання.

Огляд трас підводних кабелів необхідно проводити в строки, 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, робляться записи в журналі дефектів та неполадок. Порушення повинні бути усунені в найкоротший строк.

2.11. КЛ, для захисту яких застосовувались вогнезахисні матеріали, повинні проходити профілактичний огляд стану кабелів і проводів та вогнезахисних матеріалів, що на них нанесені.

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 строки, установлені особою, відповідальною за електрогосподарство.

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 забороняються.

2.14. Строки перевірки працездатності пристроїв пожежної сигналізації та пожежогасіння у кабельних спорудах установлюються виробничими інструкціями.

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 ГСТУ 45.016-2000.

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 сили 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 кабелів із 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.

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.

2.18. Роботи в межах охоронних зон КЛ проводяться відповідно до вимог Правил охорони електричних мереж, затверджених постановою Кабінету Міністрів України від 04 березня 1997 року № 209.

Організацію роботи на КЛ необхідно проводити з урахуванням вимог ПБЕЕС та цих Правил.

2.19. Кабельні лінії повинні проходити профілактичні випробування згідно з таблицею 5 додатка 1 до цих Правил.

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.

2.20. Для попередження електричних пробоїв на вертикальних ділянках кабелів з паперовою ізоляцією напругою 20 кВ - 35 кВ унаслідок висихання ізоляції їх необхідно періодично замінювати або встановлювати на них стопорні муфти.

Кабельні лінії напругою 20 кВ - 35 кВ з нестічною просочувальною масою або з пластмасовою ізоляцією додаткового нагляду за станом ізоляції вертикальних ділянок та їх періодичну заміну не вимагають.

2.21. Зразки пошкоджених кабелів і пошкоджені кабельні муфти повинні проходити лабораторні дослідження для визначення причин пошкоджень та розробки заходів з їх запобігання.

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.

3.1. Вимоги цієї глави поширюються на РУ та підстанції споживачів напругою від 0,38 до 150 кВ.

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.

3.3. Місця, у яких допускається переїзд автотранспорту через кабельні канали, необхідно позначати відповідним знаком.

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 ВРУ і ЗРУ повинні бути закриті негорючими плитами з межею вогнестійкості відповідно до вимог ПУЕ та будівельних норм. Місця виходу кабелів з кабельних каналів, з поверхів і переходи між кабельними відсіками повинні бути ущільнені вогнетривким матеріалом.

Для запобігання потраплянню 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.

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.

3.6. Приміщення, призначені для встановлення комірок 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, де встановлені комірки КРУЕ або елегазові вимикачі відповідно до вимог проекту, повинні бути обладнані припливно-витяжною вентиляцією з відведенням повітря знизу. Повітря припливної вентиляції повинно проходити через фільтри, що запобігають потраплянню в приміщення пилу.

Приміщення з комірками КРУЕ повинні бути обладнані пристроями, що сигналізують про недопустиму концентрацію елегазу й автоматично вмикають припливно-витяжну вентиляцію. При вході в приміщення РУ з елегазовими вимикачами або КРУЕ повинні бути встановлені покажчики стану вентиляції та пристрої, що дають змогу вмикати вентиляцію. Періодичність перевірки цієї системи визначає особа, відповідальна за електрогосподарство.

Контроль концентрації елегазу в приміщеннях із комірками КРУЕ та ЗРУЕ повинен проводитись за допомогою галогенних течошукачів на висоті 10 см - 15 см від рівня підлоги.

Концентрація елегазу повинна бути в межах норм, зазначених в інструкціях підприємств-виробників апаратів. Контроль повинен проводитись згідно із графіком, затвердженим особою, відповідальною за електрогосподарство споживача.

3.7. Струмовідні частини пускорегулювальних апаратів та апаратів захисту повинні бути захищені від випадкового торкання. У спеціальних приміщеннях (електромашинних, щитових тощо) допускається відкрите встановлення апаратів без захисних кожухів.

Умови праці в РУ та використання засобів індивідуального захисту повинні здійснюватись відповідно до вимог НПАОП 40.1-1.21-98 та цих Правил.

3.8. Відстань від струмовідних частин ВРУ до дерев, високого чагарнику має відповідати Правилам охорони електричних мереж.

3.9. Електрообладнання РУ усіх видів і напруг повинно задовольняти умови роботи як для номінальних режимів, так і для коротких замикань (далі - КЗ), перенапруг та перевантажень.

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 КРУЗ - герметизація шаф та обробка ізоляції гідрофобними пастами.

За температурою роз’ємних з’єднань шин у РУ повинен бути організований контроль за затвердженим графіком.

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 роз’ємних з’єднань шин у РУ повинен бути організований контроль відповідно до графіка, затвердженого особою, відповідальною за електрогосподарство.

3.12. Рівень масла в масляних вимикачах, вимірювальних трансформаторах і негерметичних вводах повинен залишатись у межах шкали маслопокажчиків за максимального і мінімального значень температур навколишнього повітря. У герметичних вводах контроль значень тиску масла проводять за показами манометрів.

Масло негерметичних вводів, вимірювальних трансформаторів зовнішнього розташування повинно бути захищеним від зволоження та окислення.

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 ("Увімкнено", "Вимкнено", "Перегрівання" тощо).

3.14. Вимикачі та їх приводи повинні мати покажчики вимкненого та увімкненого 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 увімкнене 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 вимкненого та увімкненого положень.

3.15. Працівники, які обслуговують РУ, повинні мати документацію з допустимих режимів роботи електрообладнання (нормальних та аварійних).

Оперативні працівники повинні 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 увімкненням під напругу в строки, встановлені виробничими інструкціями.

3.16. Обладнання РУ необхідно періодично очищувати від пилу та бруду.

Строки очищення встановлюються особою, відповідальною за електрогосподарство, з урахуванням місцевих умов. Прибирання приміщень РУ і очищення електрообладнання повинні виконувати навчені працівники з дотриманням правил безпеки.

3.17. РУ на напругу 1 кВ і вище повинні бути обладнані блокувальними пристроями, які унеможливлюють помилкові операції роз'єднувачами, відокремлювачами, короткозамикачами, викотними візками КРУ і заземлювальними ножами. Блокувальні пристрої, крім механічних, повинні бути постійно опломбовані.

На робочому місці оперативного працівника має бути повний перелік блокувальних пристроїв, які повинні бути опломбовані. Опломбування блокувальних пристроїв проводиться працівниками служб РЗАіТ, які обслуговують ці пристрої.

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.

3.19. Для встановлення заземлення в РУ на напругу 1 кВ 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 ПБЕЕС.

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.

З внутрішньої сторони збірок, щитів повинні бути вивішені однолінійні схеми електричних з’єднань.

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 у оперативних працівників або у працівників зі складу керівників і спеціалістів.

3.21. У РУ повинні зберігатися однолінійні первинні схеми електричних з’єднань, схеми нормального режиму, переносні заземлення, захисні засоби, первинні засоби пожежогасіння (потрібна кількість первинних засобів пожежогасіння та їх види визначаються відповідно до НАПБ А 01.001-2004 та НД з питань пожежної безпеки), а також протигази, респіратори і засоби для надання долікарської допомоги потерпілим від нещасних випадків. Зберігання сторонніх речей та запасних частин в приміщеннях РУ забороняється.

Для РУ, які обслуговують ОВБ, переносні заземлення і захисні засоби можуть знаходитись в ОВБ.

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 значення температури повітря може бути нижче за допустиме, повинні бути обладнані пристроями електропідігрівання, які вмикаються у разі зниження значень температури навколишнього середовища нижче від 5°С. Увімкнення і вимкнення електропідігрівачів, як правило, здійснюються автоматично.

Масляні вимикачі повинні бути обладнані пристроями електропідігрівання днищ баків і корпусів, якщо значення температури навколишнього повітря в місці їх розташування може бути нижче за мінус 25°С протягом однієї доби і більше, або згідно з вимогами інструкції підприємства-виробника.

3.23. Резервуари повітряних вимикачів та інших апаратів, а також повітрозбірники і балони повинні задовольняти вимоги відповідних НД.

3.24. Поверхні тертя шарнірних з’єднань, підшипників і поверхонь механізмів вимикачів, роз’єднувачів, відокремлювачів, короткозамикачів та їх приводів необхідно змащувати низькотемпературними мастилами, а масляні демпфери вимикачів та інших апаратів - заповнювати маслом, температура замерзання якого повинна бути не менше ніж на 20°С нижчою за мінімальну зимову температуру навколишнього повітря.

3.25. Пристрої автоматичного керування, захисту і сигналізації повітроприготувальної установки, а також запобіжні клапани необхідно систематично перевіряти і регулювати відповідно до вимог інструкцій підприємств-виробників.

3.26. Конденсат з повітрозбірників компресорів тиску 4,0 МПа - 4,5 МПа (40 кгс/см-2 - 45 кгс/см-2) необхідно видаляти не рідше ніж один раз на 3 доби, а на об’єктах без постійного чергування працівників - 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/см-2) повинно здійснюватись автоматично під час кожного запуску компресора. Для запобігання замерзанню конденсату нижні частини балонів і конденсатозбірники повинні бути розташовані в теплоізоляційній камері з електропідігріванням.

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.

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.

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 підприємств-виробників.

3.30. Перевірку дугогасильних камер вимикачів навантаги, установлення ступеня зносу газогенерувальних вкладишів та обгоряння нерухомих дугогасильних контактів здійснюють періодично в строк, установлений особою, відповідальною за електрогосподарство, залежно від частоти оперування вимикачами навантаги, згідно з вимогами підприємства-виробника.

3.31. Зливання води з баків масляних вимикачів необхідно здійснювати два рази на рік - весною з настанням плюсових температур і восени перед настанням мінусових температур.

3.32. Міжремонтні перевірки, виміри та випробування обладнання РУ необхідно проводити в обсягах і строки, передбачені додатком 1 до цих Правил.

3.33. Огляд РУ без вимкнення напруги необхідно проводити:

на об’єктах з постійним чергуванням працівників - 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 працівників - не рідше ніж один раз на місяць, а в трансформаторних і розподільних пунктах - не рідше ніж один раз на 6 місяців.

За несприятливої погоди (сильний туман, мокрий сніг, ожеледиця тощо) або сильного забруднення на ВРУ, а також після вимкнення електрообладнання захистами від КЗ 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 строк.

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 значення температури масла та відсутність його 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 подільників напруги повітряних вимикачів;

дію пристроїв електропідігрівання в холодну пору року;

щільність закриття шаф керування;

можливість вільного доступу до комутаційних апаратів тощо.

3.35. Капітальний ремонт обладнання РУ необхідно проводити в такі строки:

масляних вимикачів - один раз на шість - вісім років з контролем характеристик вимикачів з приводами у міжремонтний період;

вимикачів навантаги, 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 підприємства-виробника;

КРУЕ - один раз на десять - дванадцять років;

елегазових і вакуумних вимикачів - згідно з вимогами підприємства-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, вказані в технічній документації підприємства-виробника.

Роз'єднувачі внутрішньої установки підлягають ремонту за потреби.

Капітальний ремонт решти апаратів РУ (ТС, ТН, конденсаторів зв'язку тощо) здійснюється також за потреби з урахуванням результатів профілактичних випробувань та оглядів.

Періодичність капітальних ремонтів може бути змінена на основі проведеного технічного опосвідчення стану електроустановок згідно з вимогами глави 5 розділу ІV цих Правил, 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.

3.36. Під час експлуатації елегазового електрообладнання необхідно дотримуватися інструкцій підприємств-виробників як щодо обслуговування самого обладнання, так і до приміщень, у яких експлуатується чи проводиться ремонт елегазового обладнання.

Працівники, які допускаються до обслуговування елегазового обладнання, повинні пройти відповідну підготовку.

4.1. Вимоги цієї глави поширюються на силові трансформатори (автотрансформатори) та масляні реактори споживачів.

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.

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 відповідних НД.

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.

4.4. Трансформатори, що вперше вводяться в експлуатацію, за відсутності відповідної вказівки підприємства-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.

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 розширника - не менше ніж 2 %. Порожнина випускної труби повинна бути з’єднана з повітряною порожниною розширника.

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 зі стаціонарних драбин з урахуванням вимог ПБЕЕС.

Організацію роботи на трансформаторах (реакторах) необхідно проводити з урахуванням вимог НАПБ А 01.001-2004 та пунктів 6.17, 6.19 розділу VІ цих Правил.

4.7. Рівень масла в розширнику трансформатора (реактора), який не працює, повинен бути на позначці, що відповідає температурі навколишнього середовища на даний момент. На працюючому трансформаторі рівень масла повинен бути не нижче позначки, що відповідає температурі навколишнього середовища.

Працівники, які обслуговують трансформатори, повинні вести спостереження за температурою верхніх шарів масла за термосигналізаторами і термометрами, якими оснащуються трансформатори з розширника, а також за показами мановакуумметрів у герметичних трансформаторах, для яких у разі підвищення тиску в баку понад 50 кПа (0,5 кгс/см-2) навантага трансформатора повинна бути знижена.

4.8. Трансформаторні установки, реактори оснащуються протипожежними засобами відповідно до вимог ПУЕ. Стаціонарні засоби пожежогасіння повинні бути у справному стані і підлягати перевіркам згідно із затвердженим графіком.

4.9. За наявності під трансформатором маслоприймальних пристроїв дренаж від них і масловоди та маслозбірники необхідно утримувати у справному стані відповідно до вимог ПУЕ.

Споживач, що має на балансі та самостійно обслуговує маслоналивне обладнання, повинен зберігати незнижувальний запас ізоляційного масла в обсязі не менше 110 % місткості найбільшого маслоналивного апарата.

4.10. Експлуатація трансформаторів (реакторів) з примусовим охолодженням без увімкнених в роботу пристроїв сигналізації про припинення циркуляції масла, охолоджувальної води або зупинку 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 зазначених режимів установлюється виробничими інструкціями відповідно до результатів випробування чи заводських даних.

4.11. Для масловодяного охолодження трансформаторів тиск масла в маслоохолодниках повинен перевищувати тиск циркулювальної в них води не менше ніж на 0,1 кгс/см-2 (10 кПа) за мінімального рівня масла в розширнику трансформатора.

Система циркуляції води повинна бути увімкнена після вмикання робочих маслопомп за значення температури верхніх шарів масла не нижче ніж 15°С і вимкнена в разі зниження значення температури масла до 10°С, якщо інше не обумовлено в документації підприємства-виробника.

Мають бути передбачені заходи для запобігання заморожуванню маслоохолодників, помп і водяних магістралей.

4.12. За номінальної навантаги трансформатора температура верхніх шарів масла не повинна перевищувати (якщо в інструкціях підприємств-виробників не обумовлені інші температури):

у трансформаторів із системою охолодження ДЦ (примусова циркуляція повітря і масла) - 75°С;

у трансформаторів із системами охолодження М (природна циркуляція повітря і масла) і Д (примусова циркуляція повітря та природна циркуляція масла) - 95°С;

у трансформаторів із системою охолодження Ц (примусова циркуляція води і масла) температура масла на вході до маслоохолодника повинна бути не вище ніж 70°С.

4.13. На трансформаторах з примусовою циркуляцією повітря і природною циркуляцією масла (система охолодження Д) електродвигуни вентиляторів повинні автоматично вмикатися у разі досягнення: значення температури верхніх шарів масла 55°С або номінального значення навантаги, і вимикатися у разі зниження значення температури масла до 45 - 50°С, якщо при цьому сила струму навантаги менша від номінального значення.

Умови роботи трансформаторів із вимкненим дуттям повинні бути визначені інструкцією підприємства-виробника.

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 навантаги. Порядок увімкнення (вимкнення) систем охолодження повинен бути визначений інструкцією підприємства-виробника.

Увімкнення трансформаторів на номінальну навантагу допускається:

із системами охолодження М і Д - за будь-яких мінусових значень температури повітря;

із системами охолодження ДЦ і Ц - за значення температури повітря не нижче ніж мінус 25°С. У разі нижчих значень температури трансформатор повинен бути попередньо прогрітий увімкненням під навантагу близько 0,5 номінального значення без запуску системи циркуляції масла. Система циркуляції масла повинна бути увімкнена після того, як значення температури верхніх шарів масла досягне мінус 25°С.

При аварійних ситуаціях допускається увімкнення трансформаторів під повну навантагу незалежно від температури навколишнього повітря.

4.15. Для кожної електроустановки залежно від графіка зміни значень навантаги, 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 значень навантаги і напруги трансформаторів не рідше ніж два рази в перший рік експлуатації (у період максимальних і мінімальних навантаг), а надалі - за необхідності. Періодичність вимірювань установлює особа, відповідальна за електрогосподарство.

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.

4.17. Пристрої 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 працівників поблизу трансформатора забороняється. Огляд трансформаторів виконується у відповідності до інструкцій з їх експлуатації.

Перемикання пристрою РПН трансформатора, що перебуває під напругою, вручну з місця (рукояткою, кнопками чи ключами приводу РПН) заборонене.

4.18. Перемикальні пристрої РПН трансформаторів допускається вмикати в роботу за значень температури верхніх шарів масла мінус 20°С і вище для заглибних резисторних пристроїв РПН і значень температури навколишнього повітря мінус 45°С і вище - для перемикальних пристроїв з контактором, розташованим на опорному ізоляторі поза баком трансформатора та обладнаним пристроєм підігрівання.

Експлуатація пристроїв РПН повинна бути організована відповідно до вимог інструкцій підприємств-виробників. Кількість перемикань, зафіксованих лічильником, установленим на приводі, необхідно реєструвати в експлуатаційній документації не рідше ніж один раз на місяць.

4.19. Під час роботи з перевантаженням трансформатора, що має пристрій РПН, здійснювати перемикання відгалужень не допускається, якщо значення сили струму навантаги перевищує номінальне значення сили струму перемикального пристрою.

4.20. Для масляних трансформаторів і трансформаторів з негорючим рідким діелектриком допускається тривале перевантаження однієї чи двох обмоток струмом, сила якого перевищує номінальне значення сили струму відгалуження на 5 %, якщо напруга на жодній з обмоток не перевищує номінального значення напруги відповідного відгалуження. В авто-трансформаторі сила струму у загальній обмотці повинна бути не більшою від найбільшого тривалого допустимого значення сили 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 підприємств-виробників.

4.21. В аварійних режимах допускається короткочасне перевантаження трансформаторів понад номінальне значення сили струму для всіх систем охолодження, значення і тривалість якого регламентована стандартами ДСТУ 3463-96 та ДСТУ 2767-94.

Якщо інше не визначено інструкціями підприємств-виробників, допускається короткочасне перевантаження трансформаторів для всіх систем охолодження незалежно від тривалості і значення попередньої навантаги і значення температури охолоджувального середовища в межах, наведених у таблиці 2.

4.22. Для трансформаторів з охолодженням Д під час аварійного вимкнення всіх вентиляторів допускається робота з номінальною навантагою залежно від значень температури навколишнього повітря протягом часу, указаного в таблиці 3.

Для трансформаторів з охолодженням ДЦ у разі повної відмови системи охолодження допускається робота з номінальною навантагою протягом 10 хв або режим НХ протягом 30 хв. Якщо після зазначеного часу температура верхніх шарів масла не досягла 75°С, то допускається подальша робота з номінальною навантагою 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 номінального значення потужності трансформатора.