почта Моя жизнь помощь регистрация вход
Краснодар:
погода
марта
30
понедельник,
Вход в систему
Логин:
Пароль: забыли?

Использовать мою учётную запись:

  отправить на печать

 


СБОРНИК ПРАВИЛ И ИНСТРУКЦИЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ
ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

    
Часть II     

    
    Составители: Специалисты Главгосэнергонадзора России и АОЗТ "Энергосервис"
    
    В сборник включены:
    
    "Правила технического обслуживания устройств релейной защиты и электроавтоматики электрических сетей 0,4-35 кВ. Москва СПО "Союзтехэнерго" 1989 г.
    
    "Типовая инструкция по предотвращению и ликвидации аварий в электрической части энергосистем". Москва СПО "ОРГРЭС" 1992 г.
    
    "Типовая инструкция по расследованию и учету нарушений в работе объектов энергетического хозяйства потребителей электрической и тепловой энергии". Москва Главгосэнергонадзор России, 1989 г.
    
    "Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений". "Пособие к "инструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений". Москва ГНИЭИ им. Кржижановского, 1987 г.
    
    "Методические указания по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов". Москва СПО "Союзтехэнерго", 1989 г.
    
    

ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ
ЗАЩИТЫ И ЭЛЕКТРОАВТОМАТИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 0,4 -35 кВ

         

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

    
    
    1.1. Настоящие правила разработаны на основе анализа опыта эксплуатации устройств РЗА сетей 0,4-35 кВ. Правила определяют виды технического обслуживания устройств РАА, периодичность и программы их проведения, а также объемы технического обслуживания комплектов и реле защиты и автоматики, трансформаторов тока и напряжения, блоков питания и других узлов устройств РАА, используемых в электрических сетях 0,4-35 кВ.
    
    1.2. При составлении Правил были использованы "Правила технического обслуживания устройств релейной защиты и электроавтоматики электрических сетей 0,4 - 20 кВ”, “Правила технического обслуживания устройств релейной защиты, электроавтоматики, дистанционного управления и сигнализации электростанций и линий электропередачи 35-330 кВ” (М.: СПО Союзтехэнерго, 1979), “Сборник директивных материалов Главтехуправления Минэнерго СССР, электротехническая часть” (М.: Энергоатомиздат, 1985), действующие методические указания по техническому обслуживанию и инструкции по эксплуатации устройств РАА, а также предложения энергосистем, наладочных организаций и заводов-изготовителей.
    
    1.3. Правилами предусматривается увеличение продолжительности цикла технического обслуживания, сокращение объемов эксплуатационных проверок устройств РЗА в сетях 0,4-35 кВ.
    
    Методика проверок и испытаний устройств РЗА приведена в соответствующих инструкциях, которыми следует пользоваться при проведении технического обслуживания (приложение 1).
    


2. СИСТЕМА ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ УСТРОЙСТВ РЗА


2.1. Основные понятия и термины в области надежности РЗА

    
    
    2.1.1. Надежностью называется свойство устройства выполнять заданные функции, сохраняя во времени значения установленных эксплуатационных показателей в заданных пределах, соответствующих заданным режимам и условиям использования технического обслуживания, ремонтов, хранения и транспортирования (ГОСТ 27.002-83). Устройства РЗА не обладают стопроцентной надежностью и в период эксплуатации возможны их отказы.
    
    2.1.2. Отказом называется событие, заключающееся в нарушении работоспособности устройства.
    
    Отказы подразделяются на три основных вида: приработочные, постепенные и внезапные.
    
    Приработочные отказы, происходящие в начальный период эксплуатации, вызываются плохим качеством изделия, ошибками при монтаже и наладке и т.д.
    
    Постепенные отказы, происходящие в процессе эксплуатации, возникают из-за износа или старения элементов устройства. Эти отказы вызываются высыханием изоляции, образованием нагара на контактах, разрегулировкой механической части устройства и т.д.
    
    Внезапные отказы характеризуются скачкообразным изменением одного или нескольких параметров устройства из-за воздействия различных нагрузок.
    

    

2.2. Виды технического обслуживания устройств РЗА

    
    
    2.2.1. Период эксплуатации устройства или срок его службы до списания определяется моральным, либо физическим износом устройства до такого состояния, когда восстановление его становится нерентабельным. В срок службы устройства, начиная с проверки при новом включении, входит, как правило, несколько межремонтных периодов, каждый из которых может быть подразделен на характерные с точки зрения надежности этапы: период приработки, период нормальной эксплуатации и период износа.
    
    Устанавливаются следующие виды технического обслуживания устройств РЗА сетей 0,4-35 кВ:
    
    проверка при новом включении (наладка);
    
    первый профилактический контроль;
    
    профилактический контроль;
    
    профилактическое восстановление (ремонт);
    
    опробование (тестовый контроль);
    
    технический осмотр.
    
    Кроме того, в процессе эксплуатации могут проводиться следующие виды непланового технического обслуживания:
    
    внеочередная проверка;
    
    послеаварийная проверка.
    
    2.2.2. Проверку (наладку) устройств РЗА при новом включении следует проводить при вводе вновь смонтированной подстанции, отдельного присоединения или реконструкции устройств РЗА на действующем объекте. Это необходимо для оценки исправности аппаратуры и вторичных цепей, правильности схем соединений, регулировки реле, проверки работоспособности устройств РЗА в целом. Проверка при новом включении должна выполняться персоналом МС РЗА или специализированной наладочной организацией.
    
    Если проверка при новом включении проводилась сторонней наладочной организацией, включение новых и реконструированных устройств без приемки их службой РЗА запрещается.
    
    2.2.3. Профилактический контроль устройства РЗА проводится в целях выявления и устранения возникающих в процессе эксплуатации внезапных отказов его элементов, способных вызвать излишние срабатывания или отказы срабатывания устройств РЗА.
    
    Первый после включения устройства РЗА в эксплуатацию профилактический контроль проводится, главным образом, в целях выявления и устранения приработочных отказов, происходящих в начальный период эксплуатации.
    
    2.2.4. Профилактическое восстановление проводится в целях проверки исправности аппаратуры и цепей, соответствия уставок и характеристик реле заданным, восстановления износившейся аппаратуры и ее частей, проверки устройства РЗА в целом.
    
    Профилактическое восстановление проводится также в целях восстановления отдельных менее надежных (имеющих малый ресурс или большую скорость выработки ресурсов) элементов устройств: реле РТ-80, РТ-90, ИТ-80, ИТ-90, ЭТ-500, ЭН-500, ЭВ-100, ЭВ-200, РТВ, РВМ, РП-341 и т.д. В зависимости от условий внешней среды и состояния аппаратуры объем частичного восстановления устройств РЗА, расположенных в шкафах наружной установки, может быть расширен.
    
    2.2.5. Опробование проводится в целях проверки работоспособности устройств РЗА и приводов коммутационных аппаратов, например отделителей и короткозамыкателей.
    
    Опробование может производиться с помощью встроенных элементов опробования либо имитацией срабатывания пусковых органов устройств РЗА.
    
    Допускается производить опробование средств РЗА присоединений, находящихся под нагрузкой, путем вызова срабатывания пусковых органов.
    
    Тестовый контроль производится для устройств, имеющих встроенные средства ручного тестового контроля.
    
    2.2.6. Необходимость и периодичность проведения опробований или тестового контроля определяется местными условиями и утверждается главным инженером предприятия.
    
    2.2.7. Правильное действие устройств РЗА в течение 6 мес до срока опробования приравнивается к опробованию.
    
    2.2.8. Внеочередная проверка проводится при частичных изменениях схем или реконструкции устройств РЗА, при необходимости изменения уставок или характеристик реле и устройств, а также для устранения недостатков, обнаруженных при проведении опробования.
    
    2.2.9. Послеаварийная проверка проводится для выяснения причин отказов функционирования или неясных действий устройств РЗА. Внеочередная и послеаварийная проверки проводятся по программам, составленным МС РЗА, утвержденным главным инженером предприятия и согласованным (письменно или устно) с ЦС РЗА.
    
    2.2.10. Периодические технические осмотры проводятся в целях проверки состояния аппаратуры и цепей РЗА, а также соответствия положения накладок и переключающих устройств режиму работы оборудования.
    
    2.2.11. Программы и объемы технического обслуживания приведены в разд. 3-5.
    
    

2.3. Периодичность технического обслуживания устройств РЗА

    
    
    2.3.1. Для устройств РЗА цикл технического обслуживания устанавливается от трех до двенадцати лет.
    
    Под циклом технического обслуживания понимается период эксплуатации устройства между двумя ближайшими профилактическими восстановлениями, в течение которого выполняются в определенной последовательности установленные виды технического обслуживания, предусмотренные настоящими Правилами.
    
    2.3.2. По степени воздействия различных факторов внешней среды на аппараты в сетях 0,4-35 кВ могут быть выделены две категории помещений.

    
    К I категории относятся закрытые, сухие отапливаемые помещения (каменные, бетонные и др.).
    
    Ко II категории относятся помещения с большим диапазоном колебаний температуры окружающего воздуха, в которых имеется сравнительно свободный доступ наружного воздуха (металлические помещения, ячейки типа КРУН, комплектные трансформаторные подстанции и др.), а также помещения, находящиеся в районах с повышенной агрессивностью среды.
    
    2.3.3. Цикл технического обслуживания для устройств РЗА, установленных в помещениях I категории, принимается равным 12 или 6 месяцам, а для устройств РЗА, установленных в помещениях II категории, принимается равным 6 или 3 годам в зависимости от типа устройств РЗА и местных условий, влияющих на ускорение износа устройств (см. таблицу). Цикл обслуживания для устройств РЗА устанавливается распоряжением главного инженера предприятия.
    
    

Периодичность проведения технического обслуживания устройств
РЗА электрических сетей 0,4 - 35 кВ

Место

Цикл

Количество лет эксплуатации

установки РЗА

техни-
ческого обслу-
жива-
ния


0


1


2


3


4


5


6


7


8


9


10


11


12


13


14

В помещениях I категории (вариант 1)

12

Н

К1

-

О

-

К

-

О

-

К

-

В

-

О

В помещениях I категории (вариант 2)

6

Н

К1

-

К

-

В

-

К

-

К

-

В

-

К

В помещениях II категории (вариант 1)

6

Н

К1

-

К

-

В

-

К

-

К

-

В

-

К

В помещениях II категории (вариант 2)

3

Н

К1

В

К

В

К

В

К

В

К

    
    
    Примечания: 1. Н - проверка (наладка) при новом включении; К1 - первый профилактический контроль; К - профилактический контроль; В - профилактическое восстановление; О - опробование. 2. В таблице указаны обязательные опробования. Кроме того, опробования рекомендуется производить в годы, когда не проводятся другие виды обслуживания. Если при проведении опробования или профилактического контроля выявлен отказ устройства или его элементов, то производится устранение причины, вызвавшей отказ, и при необходимости в зависимости от характера отказа - профилактическое восстановление.     
    
    Для неответственных присоединений в помещениях II категории продолжительность цикла технического обслуживания средств РЗА может быть увеличена, но не более чем в два раза. Допускается в целях совмещения проведения технического обслуживания средств РЗА с ремонтом основного оборудования перенос запланированного вида технического обслуживания на срок до одного года. В отдельных обоснованных случаях продолжительность цикла технического обслуживания устройств РЗА может быть сокращена.     
         
    Указанные в таблице циклы технического обслуживания относятся к периоду эксплуатации устройств РЗА, соответствующему полному сроку службы устройств. По опыту эксплуатации устройств РЗА на электромеханической элементной базе, установленных в помещениях I категории, полный средний срок их службы составляет 25 лет и 20 лет - для устройств, установленных в помещениях II категории.
    
    Эксплуатация устройств РЗА сверх указанных сроков службы возможна при удовлетворительном состоянии аппаратуры и соединительных проводов этих устройств и сокращении цикла технического обслуживания.
    
    2.3.4. Плановое техническое обслуживание устройств РЗА электрических сетей 0,4-35 кВ следует по возможности совмещать с проведением ремонта основного электрооборудования.
    
    2.3.5. Для новых устройств РЗА, опыт эксплуатации которых еще недостаточен, принимается трехлетний цикл технического обслуживания с проведением одного профилактического контроля в середине цикла и опробованием при осмотрах подстанций, если по данному конкретному типу устройств нет других директивных указаний.
    
    2.3.6. Первый профилактический контроль устройств РЗА должен производиться через 10-18 мес после включения устройства в работу.
    

    2.3.7. Периодичность технического обслуживания аппаратуры и вторичных цепей устройств дистанционного управления и сигнализации принимается такой же, как для соответствующих устройств РЗА.
    
    2.3.8. Периодичность технических осмотров аппаратуры и цепей устанавливается МС РЗА в соответствии с местными условиями.
    
    2.3.9. Для устройств РЗА присоединений, вывод из работы которых для профилактического контроля затруднен, допускается замена профилактического контроля опробованием с проверкой исправности трансформаторов тока и токовых цепей.
    
    

3. ПРОГРАММЫ РАБОТ ПРИ ТЕХНИЧЕСКОМ ОБСЛУЖИВАНИИ УСТРОЙСТВ РЗА

    
    
    Программы составлены на все виды планового технического обслуживания устройств РЗА, предусмотренные настоящими Правилами.
    
    Программы являются общими для всех устройств РЗА электрических сетей 0,4 - 35 кВ и определяют последовательность и объемы работ при проверках этих устройств.
    
    Объемы технического обслуживания узлов и элементов устройств РЗА приведены в разд. 4.6 настоящих Правил, а методика их проверок - в документах, перечень которых дан в приложении 1.
    
    

3.1. Новое включение

    
    
    3.1.1. Подготовительные работы:
    
    а) подготовка необходимой документации (принятых к исполнению схем, заводской документации на оборудование, инструкций, уставок защит и автоматики, программ, бланков паспортов-протоколов);
    
    б) подготовка испытательных устройств, измерительных приборов, соединительных проводов, запасных частей, инструмента, допуск к работе;
    
    в) отсоединение (при необходимости) цепей связи на рядах зажимов проверяемого узла (панели, шкафа и т.п.).
    
    3.1.2. Внешний осмотр.
    
    При осмотре необходимо проверять:
    
    а) выполнение требований ПУЭ, ПТЭ и других директивных документов, относящихся к налаживаемому устройству и к отдельным его узлам, а также соответствие проекту и реальным условиям работы (значению нагрузок, тока КЗ, заданным уставкам) установленной аппаратуры и контрольных кабелей;
    
    б) надежность крепления и правильность установки панели, аппаратуры панели;
    
    в) отсутствие механических повреждений аппаратуры, состояние изоляции выводов реле и другой аппаратуры;
    
    г) качество покраски панелей, шкафов и других элементов устройства;
    
    д) состояние монтажа проводов и кабелей, соединений на рядах зажимов, ответвлениях от шин, шпильках реле, испытательных блоках, резисторах, а также надежность паек на конденсаторах, резисторах, диодах и т.п.;
    
    е) правильность выполнения концевых разделок контрольных кабелей;
    
    ж) состояние уплотнений дверок шкафов, кожухов, вторичных выводов трансформаторов тока и напряжения и т.д.;
    
    з) состояние и правильность выполнения заземлений цепей вторичных соединений;
    
    и) состояние электромагнитов управления и блок-контактов разъединителей, выключателей, автоматов и другой коммутационной аппаратуры;
    
    к) наличие и правильность надписей на панелях и аппаратуре, наличие и правильность маркировки кабелей, жил кабелей, проводов.
    
    3.1.3. Проверка соответствия проекту смонтированных устройств:
    
    а) фактического исполнения соединений между элементами на панелях устройств РЗА, управления и сигнализации (прозвонка цепей схемы). Одновременно производится проверка правильности маркировки проводов на панелях;
    
    б) фактического исполнения всех цепей связи между проверяемым устройством и другими устройствами РЗА, управления и сигнализации. Одновременно производится проверка правильности маркировки жил кабелей.
    

    3.1.4. Внутренний осмотр, чистка и проверка механической части аппаратуры (релейной и коммутационной);
    
    а) проверка состояния уплотнения кожухов, крышек и целости стекол;
    
    б) проверка целости деталей реле и устройств, правильности их установки и надежности крепления;
    
    в) очистка от пыли и посторонних предметов;
    
    г) проверка надежности контактных соединений, пайки;
    
    д) проверка затяжки болтов, стягивающих сердечники трансформаторов, дросселей;
    
    е) проверка состояния изоляции соединительных проводов и обмоток аппаратуры;
    
    ж) проверка состояния контактных поверхностей и дугогасительных камер;
    
    з) проверка надежности работы механизма управления включением и отключением от руки.
    
    3.1.5. Проверка сопротивления изоляции.
    
    Указанная проверка является предварительной и состоит из измерения сопротивления изоляции отдельных узлов устройств РЗА (трансформаторов тока и напряжения, приводов коммутационных аппаратов, контрольных кабелей, устройств РЗА и т.д.). Измерение производить мегомметром на 1000 В:
    
    а) относительно земли;
    
    б) между отдельными группами электрически не связанных цепей (тока, напряжения, оперативного тока, сигнализации);
    
    в) между фазами в токовых цепях, где имеются реле или устройства с двумя и более первичными обмотками;
    
    г) между жилами кабеля газовой защиты;
    
    д) между жилами кабеля от трансформаторов напряжения до автоматов или предохранителей.
    
    Примечания: 1. Элементы, не рассчитанные на испытательное напряжение 1000 В между электрически не связанными цепями, при измерении по п. 3.1.5 а, б исключаются из схемы. 2. Измерение сопротивления изоляции цепей 60 В и ниже устройств РЗА на микроэлектронной базе следует производить в соответствии с указаниями завода-изготовителя. При отсутствии таких указаний необходимо проверять отсутствие замыкания этих цепей на землю омметром на напряжение до 15 В.
    
    3.1.6. Проверка электрических характеристик. Проверка электрических характеристик элементов устройств производится в соответствии с объемами технического обслуживания конкретных типов этих элементов, приведенными в разд. 4, 5 настоящих Правил. Работы по проверке электрических характеристик должны завершаться проверкой уставок и режимов, задаваемых ПС РЗА или МС РЗА.
    
    После окончания проверки производится сборка всех цепей, связывающих проверяемое устройство с другими, подключением жил кабелей к рядам зажимов панелей, шкафов и т.д.
    

    3.1.7. Измерение и испытание изоляции устройств в полной схеме следует производить при закрытых кожухах, крышках, дверцах и т.д.
    
    До и после испытания электрической прочности изоляции необходимо производить измерение сопротивления изоляции мегомметром на 1000 В относительно земли каждой из групп электрически не связанных цепей вторичных соединений (цепи одного выключателя, одного устройства РЗА и т.д.).
    
    Испытание электрической прочности изоляции необходимо производить напряжением 1000 В переменного тока в течение 1 мин относительно земли.
    
    При отсутствии возможности проверки напряжением переменного тока 1000 В допускается производить испытание электрической прочности изоляции мегомметром на 2500 В или выпрямленным напряжением от специальной установки.
    
    Объект считается выдержавшим испытание, если сопротивление изоляции составляет не менее 1 МОм для устройств РЗА сетей 6-35 кВ и 0,5 МОм - для сетей 0,4 кВ.
    
    3.1.8. Проверка взаимодействия элементов устройств.
    
    Проверяется правильность взаимодействия реле защиты, электроавтоматики, управления и сигнализации. Проверка взаимодействия реле производится в соответствии с принципиальной схемой.
    
    Особое внимание при проверке необходимо обратить на:
    
    а) отсутствие обходных цепей;
    
    б) правильносгь работы устройства при различных положениях накладок, переключателей, испытательных блоков, рубильников и т.д.;
    
    в) наличие на рядах зажимов проверяемого устройства сигналов, предназначенных для воздействия на другие устройства, находящиеся в работе.
    
    Проверку следует проводить при напряжении оперативного тока, равном 0,8 номинального значения.
    
    3.1.9. Комплексная проверка устройств.
    
    Проверку следует производить при номинальном напряжении оперативного тока при подаче на устройство параметров аварийного режима от постороннего источника и полностью собранных цепях устройства при закрытых кожухах реле (необходимо предусмотреть надежное размыкание выходных цепей).
    
    При комплексной проверке необходимо производить измерение полного времени действия каждой из ступеней устройства и проверять правильность действия сигнализации.
    

    Ток и напряжение, соответствующие аварийному режиму, следует подать на все ступени в фазы (или все комбинации фаз) проверяемого устройства и должны соответствовать нижеприведенным:
    
    а) для защит максимального действия 0,9 и 1,1 уставки срабатывания для контроля несрабатывания защиты в первом и срабатывания во втором случаях; для контроля времени действия - ток или напряжение, равные 1,3 уставки срабатывания.
    
    Для защит с зависимой характеристикой необходимо проверять четыре-пять точек характеристик.
    
    Для токовых направленных защит следует подать номинальное напряжение с фазой, обеспечивающей срабатывание реле направления мощности.
    
    Для дифференциальных защит ток подать поочередно в каждое из плеч защиты;
    
    б) для защит минимального действия - 1,1 и 0,9 уставки срабатывания для контроля несрабатывания защиты в первом и срабатывания во втором случаях; для контроля времени действия - ток или напряжение, равное 0,8 уставки срабатывания.
    
    Для дистанционных защит временную характеристику следует снимать для сопротивлений, равных 0; 0,9Z; 1,1Z; 0,9Z; 1,1Z; 0,9Z; 1,1Z. Регулировку выдержки времени второй и третьей ступеней производить при сопротивлениях, равных соответственно 1, 1Z и 1, 1Z. Регулировка выдержки времени в первой ступени (при необходимости) производится при сопротивлении 0,5Z.
    
    Следует проверять правильность поведения устройств при имитации всех возможных видов КЗ в зоне и вне зоны действия устройств.
    
    3.1.10. Проверка взаимодействия проверяемого устройства с другими включенными в работу устройствами защиты, электроавтоматики, управления и сигнализации и действия устройства на коммутационную аппаратуру.
    
    Проверку взаимодействия необходимо производить при номинальном напряжении оперативного тока. После окончания проверки произвести подсоединение цепей связи с другими устройствами на рядах зажимов проверяемого устройства с последующей проверкой действия проверяемого устройства на коммутационную аппаратуру. После проверки действия проверяемого устройства на коммутационные аппараты работы в оперативных цепях не производятся.
    
    3.1.11. Проверка устройств рабочим током и напряжением. Проверка рабочим током и напряжением является окончательной проверкой схемы переменного тока и напряжения, правильности включения и поведения устройств.
    
    Перед проверкой устройств рабочим током и напряжением следует произвести:
    
    осмотр всех реле и других аппаратов, рядов зажимов и перемычек на них;
    
    установку накладок, переключателей, испытательных блоков и других оперативных элементов в положения, при которых исключается воздействие проверяемого устройства на другие устройства и коммутационные аппараты.
    
    Проверку рабочим током и напряжением произвести в следующей последовательности:
    
    а) проверка исправности и правильности подключения цепей напряжения измерением на реле выводов линейных и фазных напряжений и напряжения нулевой последовательности и проверкой фазировки цепей напряжения проверяемого присоединения;
    
    б) проверка исправности токовых цепей измерением вторичных токов нагрузки в фазах и в нулевом проводе, а для направленных защит производится снятие векторной диаграммы;
    
    в) проверка правильности работы и небалансов фильтров тока и напряжения прямой, обратной и нулевой последовательности;
    
    г) проверка правильности включения реле направления мощности и реле сопротивления;
    
    д) проверка правильности сборки токовых цепей дифференциальных защит измерением токов (напряжений) небаланса.
    
    3.1.12. Подготовка устройств релейной защиты, электроавтоматики, управления и сигнализации к включению:
    
    а) повторный осмотр реле, режим работы которых изменялся при проверке рабочим током и напряжением;
    
    б) проверка положения флажков указательных реле, испытательных блоков и других оперативных устройств, а также перемычек на рядах выводов;
    
    в) проверка показаний контрольных устройств;
    
    г) запись в журнале по релейной защите о результатах проверки, состоянии проверенных устройств и о возможности включения их в работу. Оформление паспортов-протоколов;
    
    д) инструктаж дежурного персонала по вводимым в работу устройствам и особенностям их эксплуатации, сдача этих устройств и инструкции по обслуживанию дежурному персоналу.
    
    

3.2. Первый профилактический контроль

    
    
    3.2.1. Подготовительные работы:
    
    а) подготовка необходимой документации (исполнительных схем, действующих инструкций, паспортов-протоколов, рабочих тетрадей, карт уставок защит и автоматики, программ);
    
    б) подготовка испытательных устройств, измерительных приборов, соединительных проводов, запасных частей и инструмента;
    
    в) допуск к работе и принятие мер по предотвращению возможности воздействия проверяемого устройства на другие устройства;
    
    г) проверка соответствия устройства требованиям директивных документов.
    
    3.2.2. Внешний осмотр.
    
    При осмотре следует проверять:
    
    а) надежность крепления панели, аппаратуры панели;
    
    б) отсутствие механических повреждений аппаратуры, состояние изоляции выводов реле и другой аппаратуры;
    
    в) отсутствие пыли и грязи на кожухах аппаратуры и рядах выводов;
    
    г) состояние изоляции проводов и кабелей, надежность контактных соединений на рядах зажимов, ответвлениях от шин, шпильках реле, испытательных блоков, резисторах, а также надежность паек;
    
    д) состояние уплотнения дверей шкафов, кожухов выводов на вторичной стороне трансформаторов тока и напряжения и т.д.;
    
    е) состояние электромагнитов управления и блок-контактов коммутационной аппаратуры;
    
    ж) состояние заземления цепей вторичных соединений;
    
    з) наличие и правильность надписей на панелях и аппаратуре, наличие маркировки кабелей, жил кабелей и проводов.
    
    3.2.3. Предварительная проверка заданных уставок.
    
    Проверку необходимо проводить при закрытых кожухах реле и крышках автоматов в целях определения работоспособности элементов и отклонения параметров срабатывания от заданных. Допустимые значения максимальных отклонений характеристик от заданных уставок устройств РЗА приведены в приложении 2.
    
    Если при проверке уставок параметры срабатывания выходят за пределы допустимых отклонений, проводится анализ причин отклонения и при необходимости разборка, восстановление или замена аппаратуры.
    
    3.2.4. Внутренний осмотр и проверка механической части релейной и коммутационной аппаратуры.
    

    Следует проводить в соответствии с п. 3.1.4, а-е. При отсутствии на контактных поверхностях механических повреждений, нагаров, раковин, оксидной пленки чистка не производится.
    
    Примечание: В случае проведения регулировки механических характеристик реле следует провести проверку их электрических характеристик в соответствии с п. 3.1.6.
    
    3.2.5. Проверку электрических характеристик элементов, которые не подвергались разборке, следует проводить в объеме, соответствующем профилактическому восстановлению, а элементов, которые подвергались разборке или замене, - в объеме, соответствующем новому включению.
    
    3.2.6. Измерение и испытание изоляции.
    
    Проводить в соответствии с п. 3.1.7.
    
    3.2.7. Проверка взаимодействия элементов устройства.
    
    Проводить в соответствии с п. 3.1.8.
    
    3.2.6. Комплексная проверка устройств.
    
    Проводить в соответствии с п. 3.1.9.
    
    3.2.9. Проверка взаимодействия проверяемого устройства с другими устройствами защиты, электроавтоматики, управления и сигнализации и действия устройства на коммутационную аппаратуру.
    
    Проводить в соответствии с п. 3.1.10.
    
    3.2.10. Проверка устройств рабочим током и напряжением.
    
    Проводить в соответствии с п. 3.1.11.
    
    3.2.11. Подготовка устройств релейной защиты, электроавтоматики, управления и сигнализации к включению:
    
    а) повторный осмотр реле, режим работы которых изменялся при проверке рабочим током и напряжением;
    
    б) проверка положения флажков указательных реле, испытательных блоков, накладок, рубильников, кнопок, сигнальных ламп, а также перемычек на рядах выводов;
    
    в) запись в журнале релейной защиты о результатах проверки, состоянии проверенных устройств и о возможности включения их в работу.
    
    

3.3. Профилактическое восстановление

    
    
    3.3.1. Подготовительные работы.
    
    Проводить в соответствии с п. 3.2.1.
    
    3.3.2. Внешний осмотр.
    
    Проводить в соответствии с п. 3.2.2.
    
    3.3.3. Предварительная проверка заданных уставок.
    
    Проводить в соответствии с п. 3.2.3.
    
    3.3.4. Внутренний осмотр, чистка и проверка механической части релейной и коммутационной аппаратуры.
    
    Проводить в соответствии с п. 3.1.4.
    
    3.3.5. Проверка электрических характеристик:
    
    а) элементов, которые не подвергались разборке, - в объеме, соответствующем профилактическому восстановлению (см. разд. 4.5);
    
    б) в случае разборки или замены элементов проводится в объеме, соответствующем новому включению (см. разд. 4.5).
    
    3.3.6. Измерение и испытание изоляции.
    
    Проводить в соответствии с п. 3.1.7.
    
    В период последующей эксплуатации при профилактических восстановлениях допускается испытание изоляции проводить мегомметром на 2500 В.
    
    3.3.7. Комплексная проверка устройств.
    
    Проводить в соответствии с п. 3.1.9.
    
    3.3.8. Проверка действия проверяемого устройства на коммутационную аппаратуру и восстановление цепей связи с другими устройствами:
    
    а) подготовка цепей отключения и включения и проверка действия выходного реле проверяемого устройства на коммутационный аппарат;
    
    б) проверка отсутствия сигналов и подсоединение цепей связи с другими устройствами на рядах выводов проверяемого устройства.
    
    3.3.9. Проверка устройств рабочим током и напряжением.
    
    Проводить в соответствии с п. 3.1.11.
    
    3.3.10. Подготовка устройств к включению.
    
    Проводить в соответствии с п. 3.2.11.
    
    

3.4. Профилактический контроль

    
    
    3.4.1. Подготовительные работы.
    
     Проводить в соответствии с п. 3.2.1.
    
    3.4.2. Внешний осмотр.
    
    При осмотре следует произвести:
    
    а) очистку от пыли аппаратуры и монтажа;
    
    б) осмотр состояния аппаратуры и монтажа;
    
    в) осмотр внутренних элементов аппаратуры через смотровые стекла;
    
    г) осмотр выходных реле при снятых кожухах.
    
    3.4.3. Измерение сопротивления изоляции. Измерение сопротивления изоляции следует производить мегомметром на 1000 В каждой из групп электрически не связанных цепей вторичных соединений относительно земли и между собой (см. примечания к п. 3.1.5).
    
    3.4.4. Комплексная проверка устройств.
    
    Производить при номинальном напряжении оперативного тока при подаче на устройство параметров аварийного режима от постороннего источника и полностью собранных цепях устройств при замкнутых кожухах реле.
    
    При комплексной проверке следует проверять также правильность действия сигнализации. Ток и напряжение, соответствующие аварийному режиму, подать на все ступени и все фазы (или все комбинации фаз) проверяемого устройства. Ток или напряжение, подаваемое на защиты максимального тока и минимального напряжения, должно обеспечивать их надежное срабатывание.
    
    Для защит с зависимой характеристикой следует снять три-четыре точки характеристики; для дифференциальных защит ток поочередно подать в каждое из плеч защит; на ступенчатые защиты подать параметры аварийного режима, соответствующие одной точке каждой зоны и одной точке вне зоны срабатывания последней ступени.
    
    3.4.5. Проверка действия выходных реле на коммутационный аппарат.
    
    Следует провести проверку исправности цепи отключения (включения) действием на коммутационный аппарат от выходных реле и восстановление цепей связи проверяемого устройства с другими устройствами.
    
    3.4.6. Проверка устройств рабочим током и напряжением:
    
    а) проверка обтекания током токовых цепей проверяемого устройства;
    
    б) проверка наличия напряжения на проверяемом устройстве.
    
     3.4.7. Подготовка устройств к включению:
    
    а) проверка положения указательных реле, испытательных блоков, накладок, рубильников, кнопок, сигнальных ламп и других оперативных элементов;
    
    б) запись в журнале по релейной защите о результатах проверки, состоянии проверенных устройств и о возможности включения их в работу.
    
    

3.5. Опробование

    
    
    3.5.1. Подготовительные работы:
    
    а) подготовка исполнительных схем, инструкций, паспортов-протоколов и рабочих тетрадей;
    
    б) допуск к работе и принятие мер от воздействия проверяемого устройства на другие устройства, осмотр устройства.
    
    3.5.2. Проверка работоспособности элементов устройства:
    
    а) опробование действия защиты на коммутационную аппаратуру;
    
    б) проверка надежной работы элементов управления приводов от устройств РЗА или от руки.
    
    3.5.3. Подготовка устройств к включению:
    
    а) восстановление цепей связи проверяемого устройства с другими устройствами;
    
    б) проверка положения флажков указательных реле, испытательных блоков, накладок, рубильников, кнопок, сигнальных ламп и других оперативных элементов;
    
    в) запись в журнале по релейной защите о результатах проверки, состоянии проверенного устройства и о возможности включения его в работу.
    


3.6. Технический осмотр

    
    
    При техническом осмотре визуально необходимо контролировать:
    
    а) отсутствие внешних повреждений устройства и его элементов;
    
    б) состояние креплений устройств на панелях, проводов на рядах зажимов и на выводах устройств;
    
    в) наличие надписей и позиционных обозначений;
    
    г) положение флажков указательных реле, испытательных блоков, накладок, рубильников, кнопок и других оперативных элементов, состояние сигнальных ламп.
    
    

4. ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ ТЕХНИЧЕСКОМ ОБСЛУЖИВАНИИ УСТРОЙСТВ РЗА

    
    
    Полный объем и последовательность проверок для каждого вида технического обслуживания приведены в соответствующих программах разд. 3.
    

    

4.1. Дистанционные защиты

4.1.1. Дистанционная защита ДЗ-10

Н.В

а) проверка и регулировка механической части и состояния контактных поверхностей;

Н

б) проверка тока срабатывания магнитоэлектрических реле Р1 и Р2;

Н

в) настройка трансреакторов ТР5-ТР7;

Н, В

г) настройка защиты на уставки по сопротивлению и времени срабатывания;

Н, К1

д) проверка взаимодействия элементов схемы защиты при напряжении оперативного тока, равном 0,8 номинального значения;

Н, К1, В

е) проверка защиты рабочим током и напряжением.

4.1.2. Дистанционные защиты ПЗ-3, ПЗ-4

Н, К1, В

а) проверка реле постоянного тока;

Н, К1. В

б) проверка пусковых органов защиты ПЗ-3, устройства блокировки при неисправности цепей напряжения защиты ПЗ-4;

Н, К1, В

в) проверка устройства автономного питания (УАП) при работе;

Н

проверка феррорезонансного стабилизатора тока;

Н

проверка стабилизатора напряжения;

Н, К1, В

совместная проверка стабилизаторов тока и напряжения;

Н. К1, В

г) проверка пусковых органов защиты ПЗ-4 и дистанционных органов защит ПЗ-3 и ПЗ-4;

Н

проверка настройки фильтра второй гармонической составляющей (1С-1Др);

Н

выравнивание комплексных сопротивлений рабочего и тормозного контуров схемы сравнения при подаче напряжения 20-30 В в рассечку накладок 1 Н и 2 Н соответственно и при закороченной первичной обмотке трансформатора напряжения 1 ТН;

Н, К1, В

определение угла максимальной чувствительности реле на расчетной уставке методом "засечек";

Н, К1, В

проверка заданных уставок по сопротивлению срабатывания при заданном угле и токе настройки. Если угол и ток настройки не заданы, настройку производить при угле 60° и токе, равном или большем двойного значения тока точной работы;

Н, К1, В

снятие характеристики зависимости сопротивления срабатывания реле от тока в целях определения действительного значения тока точной работы при заданном или принятом угле настройки:

Н, К1, В

д) проверка реле направления мощности защит ПЗ-3 и ПЗ-4;

Н

проверка настройки фильтра второй гармонической составляющей (1С-1Др);

Н

проверка отсутствия самохода реле направления мощности при подаче на делитель ЗR-4R напряжения 40 В.

Ток в магнитоэлектрическом реле должен быть направлен в сторону торможения и его значение не должно превышать 2 мкА;

Н

определение угла максимальной чувствительности и зоны работы реле при номинальном токе и напряжении, равном 2 В;

Н, К1, В

определение чувствительности реле направления мощности по напряжению при номинальном токе и угле максимальной чувствительности. Чувствительность реле по напряжению не должна превышать 0,6 В;



е) проверка реле тока нулевой последовательности:

Н

проверка настройки фильтров второй (2С-2Др) и третьей (1С-1Др) гармонических составляющих;

Н, К1, В

проверка чувствительности реле по току на уставках 0,5 и 1,0 А при отсутствии торможения. Чувствительность по току должна находиться в пределах 0,5 ± 0,05 А и 1,0 ± 0,1 А соответственно;

Н

проверка отсутствия торможения реле при двойных замыканиях на землю. При этом следует убедиться, что в диапазоне токов от номинального до 10 I, подаваемых в поврежденные фазы А и В, тормозные ампер-витки составляют не более 5% рабочих ампер-витков;

Н, К1,В

проверка тормозных характеристик реле при торможении от токов одной или двух фаз на рабочей уставке 0,5 А;

Н, К1, В

проверка коэффициента чувствительности реле при двойных замыканиях на землю и токе в неповрежденной фазе, равном 2 I, и уставке 0,5 А:

Н, К1

ж) проверка взаимодействия реле в схеме защиты при напряжении оперативного тока, равном 0,8 номинального значения;

Н, К1, К, В

з) комплексная проверка защит имитацией двухфазных КЗ видов АВ, ВС, СА, а также двойных замыканий на землю при одностороннем питании линии с замыканием фаз А0, В0, С0 и подачей параметров аварийного режима, соответствующих для ПЗ-3 и ПЗ-40; 0,5Z; 0,9Z; 1,1Z; 0,9Z; 1,1Z; кроме того, для ПЗ-4 0,9Z; 1,1Z. Регулировка выдержки времени второй и третьей ступеней при подаче параметров аварийного режима, равных соответственно 1,1Z и 1,1Z.

Проверка поведения защиты при близких двухфазных и трехфазных КЗ вне зоны действия защиты.

Примечание. При профилактическом контроле подаются параметры аварийного режима, соответствующие одной точке каждой зоны;

Н, К1, К, В

и) проверка защиты рабочим током и напряжением.

4.1.3. Дистанционная защита БРЭ-2701

Н, В

а) проверка регулировки механической части и состояния контактных поверхностей выходных реле;

Н, К1,В

б) проверка уровней выходных напряжений блока питания;

Н, К1, В

в) проверка пусковых токовых реле на рабочей уставке;

Н, К1, В

г) проверка заданных уставок по сопротивлению срабатывания I и II ступеней защиты при заданном угле и токе настройки;

Н

д) определение тока точной работы I и II ступеней защиты;

Н, К1, В

е) проверка работы реле сопротивления в режиме реле направления мощности;

Н, К1, В

ж) проверка органов выдержки времени I, II, III ступеней и цепи ускорения;

Н, К1, В

з) проверка настройки и линейности выходной характеристики устройства фиксации;

Н, К1, В

и) проверка защиты рабочим током и напряжением;

Н, Н1,К, В

к) проверка работоспособности защиты с помощью кнопки для тестового контроля.

4.1.4. Комплектное устройство защиты и автоматики пункта секционирования КРЗА-С

Н, В

а) проверка и регулировка механической части реле и состояния контактных поверхностей;

Н, К1, В

б) проверка характеристик блока питания;

Н, К1, В

в) проверка настройки защиты на уставки по сопротивлению и времени срабатывания;

Н, К1, В

г) проверка выдержек времени блока АПВ;

Н, К1, К, В

д) проверка работоспособности устройства от кнопки "Опробование";

Н, К1, В

е) проверка действия защиты и АПВ на выключатель;

Н, К1, В

к) проверка защиты рабочим током и напряжением.

    
    

4.2. Линейная токовая защита ЛТЗ



Н, В

а) проверка и регулировка механической части и состояния контактных поверхностей;

Н

б) проверка потребляемой мощности;

Н

в) проверка диапазона изменения уставок по току первой и второй ступеней и времени второй ступени;

Н, В

г) проверка характеристик второй ступени с ограниченно зависимой, независимой выдержкой времени;

Н, К1, В

д) проверка изменения уставок второй ступени при срабатывании реле направления мощности;

Н

е) проверка зоны действия реле направления мощности;

Н, К1, К, В

ж) комплексная проверка работоспособности устройства от кнопок "Проверка" и "Измерение направления".

    
4.3. Токовая защита от однофазных замыканий на землю ЗЗП-1



Н, В

а) проверка и регулировка механической части и состояния контактных поверхностей;

Н, В

б) определение напряжения на обмотке выходного реле при подаче напряжения в цепь напряжения нулевой последовательности;

Н, В

в) снятие вольт-амперных характеристик срабатывания для рабочей уставки защиты;

Н

г) снятие угловых характеристик срабатывания для рабочей уставки защиты;

Н

д) проверка степени отстройки защиты от высших гармонических составляющих в токовой цепи для рабочей уставки защиты;

Н

е) проверка защищенности трансформатора тока, вторичных токовых цепей и комплектов защиты от влияния помех и наводок;

Н, К1, В

ж) опробование действия защиты на отключение выключателя;

Н

з) проверка защиты при искусственном однофазном замыкании на землю.

    

4.4. Защитные приставки к автоматическим выключателям

    
    

4.4.1. Токовая защита нулевой последовательности

Н, В

а) проверка и регулировка механической части реле и состояния контактных поверхностей;

Н, К1, К, В

б) проверка состояния выводов и надежности контактного соединения с независимым расцепителем автоматического выключателя;

Н, В

в) проверка работоспособности канала нулевой последовательности от постороннего источника на рабочей уставке с действием на независимый расцепитель автоматического выключателя;

Н, В

г) проверка времени срабатывания защиты.

4.4.2. Токовая защита от междуфазных коротких замыканий

Н, В

а) проверка и регулировка механической части реле и состояния контактных поверхностей;

Н, К1, В

б) проверка состояния выводов и надежности контактного соединения с независимым расцепителем автоматического выключателя;

Н, В

в) проверка работоспособности защиты и канала максимальной токовой защиты от постороннего источника на рабочей уставке с действием на независимый расцепитель автоматического выключателя;

Н, В

г) проверка времени срабатывания защиты.

4.4.3. Защитная приставка ЗТ-0,4 и ЗТИ

Н, В

а) проверка работоспособности канала максимальной токовой защиты на рабочей уставке с действием на независимый расцепитель автоматического выключателя;

Н, В

б) проверка работоспособности канала защиты от однофазных коротких замыканий на рабочей уставке с действием на независимый расцепитель автоматического выключателя;

Н, В

в) проверка времени срабатывания защитной приставки.

4.4.3. Реле РЭ-571Т

Н, К1, В

а) проверка и регулировка механической части реле и состояния контактных поверхностей;

Н, В

б) проверка срабатывания реле при токе, равном току однофазного КЗ в наиболее удаленной точке света, с действием на независимый расцепитель автоматического выключателя.

    
4.5. Токовая защита от междуфазных коротких замыканий

    
    

4.5.1. Комплекты защит КЗ-1 - КЗ-4, КЗ-12 - КЗ-14, КЗ-31 - КЗ-38

    Проверка реле времени производится в соответствии с п. 4.10.1.

Н, К1, В

а) проверка и регулировка механической части и состояния контактных поверхностей;

Н, К1, В

б) проверка электрических характеристик реле, входящих в комплект;

Н

в) проверка взаимодействия реле комплекта при напряжении оперативного переменного тока, равном 0,8 номинального значения;

Н, К1, К, В

г) комплексная проверка комплекта с действием выходного реле на коммутационный аппарат;

Н, К1, К, В

д) проверка комплекта рабочим током и напряжением в соответствии с программой работ для конкретного вида технического обслуживания.

4.5.2. Токовая защита ТЗВР

Н, В

а) проверка и регулировка механической части и состояния контактных поверхностей;

Н, К1, К, В

б) проверка тока срабатывания токовой отсечки на рабочей уставке;

Н, К1,В

в) проверка времени срабатывания токовой отсечки;

Н, К1, В

г) снятие ампер-секундной характеристики для рабочей уставки защиты;

Н, К1, К, В

д) проверка работоспособности устройства от кнопки "Опробование";

Н, К1, В

е) проверка защиты рабочим током;

Н, К1, В

ж) проверка действия защиты на отключение выключателя.

4.5.3. Токовая защита ТЗК-1, ТЗК-2

Н, К1, К, В

а) проверка напряжений в контрольных точках блока питания при изменении оперативного напряжения питания от 0,8 до 1,1 номинального значения;

Н, К1, В

б) проверка работы элемента защиты блока питания при коротких замыканиях на выходе;

Н, Н1, В

в) проверка работы блока питания при снятии оперативного напряжения питания;

Н, К1, К, В

г) проверка токов срабатывания и возврата пороговых органов I, II и III ступеней на рабочей уставке;

Н, К1, К, В

д) проверка выдержек времени срабатывания ступеней защиты на рабочих уставках;

В, К1, В

е) проверка действия устройства на коммутационную аппаратуру;

Н, К1, В

ж) проверка устройства рабочим током и напряжением;

Н, К1, К, В

з) проверка работы устройства от встроенных элементов контроля.

    
    

4.6. Реле прямого действия и электромагниты управления переменного тока



4.6.1 Реле РТМ и токовые электромагниты отключения

Н, В

а) проверка и регулировка механической части реле;

Н, К1, К, В

б) проверка тока срабатывания на рабочей уставке;

Н

в) измерение полного сопротивления обмотки реле (электромагнита) при отпущенном и подтянутом сердечнике и токах, равных току срабатывания;

Н

г) измерение полного времени срабатывания при кратности тока реле 1,5.

4.6.2. Реле РТВ

Н, В

а) проверка и регулировка механической части реле;

Н, К1,К, В

б) проверка тока и времени срабатывания на рабочей уставке;

Н

в) измерение полного сопротивления обмотки реле при отпущенном и подтянутом сердечнике и токах, равных току срабатывания;

Н, К1, В

г) настройка выдержки времени в независимой части характеристики или при заданном токе;

Н, К1, В

д) снятие зависимости времени срабатывания от тока на рабочей уставке при трех-четырех значениях тока;

Н

е) измерение коэффициента возврата реле в зависимой и независимой частях характеристики.

4.6.3. Блокирующее реле отделителя

Н, В

а) проверка и регулировка механической части реле;

Н, К1, К, В

б) проверка тока срабатывания;

Н, В

в) проверка на вибрацию до максимального значения тока КЗ при включенном короткозамыкателе.

4.6.4. Реле РНВ

Н, В

а) проверка и регулировка механической части реле;

Н, К1, В

б) проверка напряжения срабатывания и возврата реле;

Н, К1, К, В

в) проверка заданной выдержки времени.

4.6.5. Электромагниты управления по напряжению

Н, В

а) проверка и регулировка механической части;

Н, К1, В

б) проверка напряжения срабатывания;

Н, Н1, К, В

в) проверка действия электромагнита на включение или отключение привода при номинальном напряжении оперативного тока.

    

4.7. Реле тока и напряжения



4.7.1. Реле ЭТ-520. ЭН-520, РТ-40. РН-50

Н, К1, В

а) проверка и регулировка механической части реле и состояния контактных поверхностей;

Н, К1, В

б) проверка тока (напряжения) срабатывания и возврата реле на рабочей уставке. Если уставки на реле изменяются оперативным персоналом, то проверка выполняется на всех делениях шкалы;

Н, В

в) проверка надежности работы контактов: для реле максимального тока (напряжения) от 1,05 I (U) до наибольшего возможного в эксплуатации значения тока (напряжения); для реле минимального тока (напряжения) от наибольшего возможного в эксплуатации значения тока (напряжения) до значения, при котором срабатывает реле.

4.7.2. Реле РТ-80, РТ-90

Н, Н1, В

а) проверка и регулировка механической части реле и состояния контактных поверхностей;

Н, К1, В

б) проверка тока срабатывания отсечки на рабочей уставке;

Н, К1, В

в) проверка тока срабатывания и возврата индукционного элемента реле на рабочей уставке. Проверка характеристики времени действия индукционного элемента (в трех-четырех точках) на рабочей уставке по шкале времени;

Н, В

г) проверка надежности работы контактов при токах 1,05 тока срабатывания индукционного элемента до максимального значения тока КЗ.

    
    
4.8. Реле дифференциальные



4.8.1. Реле РНТ-562, РНТ-563, РНТ-565, РНТ-566, РНТ-567

Н, Н1, В

а) проверка и регулировка механической части реле и состояния контактных поверхностей;

Н, Н1, В

б) проверка тока срабатывания и возврата исполнительного органа при отключенном БНТ;

Н

в) проверка правильности выполнения короткозамкнутой обмотки;

Н, К1, В

г) проверка тока срабатывания и возврата реле в каждом плече защиты на рабочей уставке;

Н

д) проверка коэффициента надежности реле;

Н, В

е) проверка надежности работы контактов реле при токах от 1,05 до пятикратного тока срабатывания.

4.8.2. Реле ДЗТ-11, ДЗТ-14

Н, К1, В

а) проверка и регулировка механической части реле и состояния контактов поверхностей;

Н, К1, В

б) проверка тока и напряжения срабатывания и возврата исполнительного органа при отключенном БНТ;

Н

в) проверка тормозных обмоток;

Н, Н1, В

г) проверка тока срабатывания и возврата реле на рабочих уставках при подаче питания со стороны каждого плеча защиты и отсутствии тока в тормозной обмотке;

Н

д) проверка надежности работы контактов реле при токах от 1,05 до пятикратного тока срабатывания.

    
    

4.9. Реле мощности

    
    

4.9.1. Реле ИМБ-171, ИМБ-177, ИМБ-178, РБМ-171, РБМ-177, РБМ-178, РБМ-271,
РБМ-277, РБМ-278

Н, К1, В

а) проверка регулировки механической части и состояния контактных поверхностей;

Н, К1, В

б) проверка отсутствия самохода по току при закороченной обмотке напряжения. Проверка отсутствия самохода по напряжению при разомкнутой токовой обмотке;

Н, Н1,В

в) определение угла максимальной чувствительности;

Н, К1, В

г) проверка мощности срабатывания при угле максимальной чувствительности и токе, равном номинальному значению; для реле РБМ-271, РБМ-277, РБМ-278 проверка производится при работе реле в обе стороны;

Н, Н1, В


д) проверка поведения реле при сбросе обратной мощности от десятикратной мощности срабатывания до максимально возможной обратной мощности при КЗ на шинах подстанции; для реле РБМ-271, РБМ-277, РБМ-278 проверка производится при работе в обе стороны;

Н, К1, В

е) проверка надежности работы контактов при подведении к реле мощности от 1,2 мощности срабатывания до максимальной мощности, возможной при КЗ и угле максимальной чувствительности.

4.9.2. Реле мощности РМ-11, РМ-12

Н, К1, В


а) проверка механической части и состояния контактных поверхностей реле КL2 (реле РП13);

Н, К1, В

б) проверка отсутствия самохода по току при закороченной обмотке напряжения и подаче входного тока от нуля до 30 I. Проверка отсутствия самохода по напряжению при отсутствии тока в токовой обмотке и изменении напряжения от нуля до 1,1 I.

Н, К1, В

в) определение угла максимальной чувствительности при номинальном токе и напряжении;

Н

г) проверка вольт-амперной характеристики при угле максимальной чувствительности (для реле РМ-12 при заданной уставке по напряжению срабатывания);

Н, К1, В

д) проверка надежности работы контактов выходных реле при подведении к реле входных значений тока 30 I и напряжения 1,15 U.

    

    
4.10. Реле времени



4.10.1. Реле ЭВ-100 и ЭВ-200

Н, К1, В

а) проверка и регулировка механической части реле и состояния контактных поверхностей;

Н, В

б) измерение напряжения срабатывания и возврата реле;

Н, В

в) проверка времени срабатывания реле на рабочей уставке и на всех делениях шкалы, на которых уставки изменяются оперативным персоналом;

К1, К

г) проверка времени срабатывания реле на рабочей уставке;

Н, В

д) трехкратный запуск и прослушивание работы часового механизма.

4.10.2. Реле ПРВ, РВ-01, РВ-03

Н, К1, В

а) проверка и регулировка механической части и состояния контактных поверхностей;

Н, К1, В

б) проверка времени срабатывания обеих ступеней на рабочих уставках.

4.10.3. Реле серии ВЛ

Н, К1, В

а) проверка времени срабатывания на рабочих уставках.


4.10.4. Реле РВМ-12, РВМ-13

Н, К1, В

а) проверка и регулировка механической части реле и состояния контактных поверхностей;

Н, К1, В

б) проверка токов начала хода и возврата контактной системы при питании реле поочередно от каждого насыщающегося трансформатора;

Н, К1, В

в) проверка времени срабатывания реле на рабочей уставке и на всех делениях шкалы, на которых уставки изменяются оперативным персоналом;

К1

г) проверка времени срабатывания реле на рабочей уставке;

Н, В

д) пятикратный запуск;

Н, В

е) проверка надежности работы контактов при токах от 1,05 тока срабатывания до максимального тока ИЗ;

Н, К1, К, В

ж) проверка времени действия реле в схеме защиты на заданной уставке.

    
4.11. Реле промежуточные



4.11.1. Реле РП-23 - РП-26, РП-211 - РП-215, РП-221 - РП-225, РП-232, РП-233, РП-251 - РП-256, РП-16 - РП-18, РПУ-1, РПУ-2, РПУ-4, РП-8 - РП-12

Н, К1, В


а) проверка и регулировка механической части реле и состояния магнитных поверхностей;

Н

б) проверка напряжения (тока) срабатывания и возврата реле по основной обмотке;

Н

в) проверка тока (напряжения) удержания реле по дополнительным обмоткам;

Н

г) проверка однополярных выводов основной и дополнительных обмоток;

Н, К1, В

д) измерение времени действия тех реле, для которых оно задано картой уставок или инструкцией по наладке и эксплуатации. Если при измерении времени действия производилась регулировка реле, повторно проверяется напряжение срабатывания и возврата.

4.11.2. Реле РП-021, РП-341

Н, К1, В

а) проверка и регулировка механической части реле и состояния контактных поверхностей;

Н ,В

б) проверка тока срабатывания и возврата реле;

Н

в) снятие зависимости вторичного выпрямленного напряжения от тока при последовательно соединенных первичных обмотках;

Н, К1, В

г) проверка надежности работы контактов при максимальном токе КЗ и дешунтировании электромагнита отключения.

4.11.3. Реле РП-351, РП-352, РП-8, РП-9, РП-11, РП-12

Н, К1, В


а) проверка и регулировка механической части реле и состояния контактных поверхностей;

Н, В

б) проверка напряжения срабатывания каждой обмотки реле.

    
    

4.12. Реле указательные



4.12.1. Реле ЭС-21, РУ-21

Н, К1, В


а) проверка и регулировка механической части реле и состояния контактных поверхностей;

Н, К1, В

б) проверка напряжения (тока) срабатывания реле.

4.12.2. Реле РУ-1, РЭУ-11

Н, К1, В

а) проверка напряжения (тока) срабатывания реле.

    

    
4.13. Реле повторного включения

    
    

4.13.1 Реле РПВ-58, РПВ-258, РИЗ-358


Н, К1, В

а) проверка реле времени;

Н, К1, В

б) проверка регулировки механической части и состояния контактных поверхностей;

Н

в) проверка напряжения срабатывания параллельной обмотки и тока удерживания последовательной обмотки реле 1РП;

Н, К1

г) проверка в полной схеме АПВ правильности включения параллельной и последовательной обмоток реле 1РП;

Н, К1, В

д) проверка времени заряда конденсатора (готовности к повторному действию);

Н, К1,В

е) проверка конденсатора на сохранность заряда;

Н, К1, В

ж) проверка надежности запрета АПВ при замыкании цепи разрядного сопротивления.

4.13.2. Реле РПВ-01, РПВ-02

Н, К1, В

а) проверка регулировки механической части РП-13;

Н

б) проверка времени подготовки реле;

Н, К1, В

в) проверка времени срабатывания реле на рабочих уставках (для реле РПВ-02 дополнительно проверяется время срабатывания при втором цикле АПВ);

Н

г) проверка тока удерживания реле К1 (РП-1З);

Н,К1,В


д) проверка надежности запрета АПВ при наличии сигнала блокировки.

4.13.3. Реле АПВ-2П

Н, К1, 3

а) проверка времени подготовки к срабатыванию;

Н, К1, К, В

б) проверка времени срабатывания первого и второго циклов АПВ на рабочих уставках;

Н, В

в) проверка надежности вывода из работы первого и второго циклов и реле в целом;

Н, К1, В

г) проверка действия реле на выключатель.



4.14. Реле частоты

    
    

4.14.1. Реле ИВЧ-3, ИВЧ-011, ИВЧ-15

Н, К1, В

а) проверка регулировки механической части и состояния контактных поверхностей;

Н, К1, В

б) проверка частоты срабатывания и возврата на рабочей уставке при номинальном напряжении;

Н, К1, В

в) проверка частоты срабатывания и возврата при 0,6 U и 1,25 U для реле ИВЧ-3 и ИВЧ-011 и при 0,8 U и 1,1 U для реле ИВЧ-15.

4.14.2. Реле РЧ-1 и РЧ-2

Н, К1, В

а) проверка регулировки механической части и состояния контактных поверхностей выходного реле; проверка состояния контактных разъемов, паек и печатного монтажа;

Н, К1, В

б) проверка частоты срабатывания и возврата на рабочих уставках при номинальном напряжении;

Н, К1, В

в) проверка времени срабатывания на рабочей уставке при номинальном напряжении;

Н, К1, В

г) проверка напряжений в контрольных точках;

Н, К1, В

д) проверка частоты срабатывания и возврата на рабочих уставках при 0,2 U
    1,3 U для реле РЧ-1 и при 0,2 U и 1,5 U для реле РЧ-2;


Н, К1, К, В

е) проверка работоспособности полупроводниковой части схемы нажатием кнопки Кн;

Н, К1, В

ж) проверка поведения реле при снятии и подаче напряжения переменного тока при поданном оперативном напряжении;

Н, К1, В

з) проверка поведения реле при снятии и подаче оперативного напряжения при наличии напряжения контролируемой сети.




Примечание. При питании реле от оперативного переменного тока через ВУ проверка производится совместно с ВУ.

    
4.15. Реле газовые


         

4.15.1. Реле ПГ-22, ПГ3-22, РГЧЗ-66

Н, К1, В

а) проверка герметичности поплавков и ртутных контактов;

Н, К1, В

б) проверка плавучести поплавков (чашек);

Н, К1, В

в) проверка правильности уставки и регулировки контактов;

Н, К1, В

г) проверка срабатывания отключающего и сигнального элементов спуском масла из корпуса реле;

Н

д) проверка уставки срабатывания по скорости потока масла;

Н, К1, В

е) измерение сопротивления и испытание изоляции электрических цепей реле (по отношению к "земле", между контактами и между отключающими и сигнальными цепями);

Н, К1, В

ж) проверка работы установленного на трансформаторе реле нагнетанием воздуха;

Н

з) проверка надежности отстройки реле от пусковых режимов циркуляционных насосов охлаждения трансформатора при всех возможных в эксплуатации переключениях вентилей в системе маслопроводов.

4.15.2. Реле ВF80/Q

Н, К1, В

а) проверка правильности уставки и регулировки контактов;

Н, К1, В

б) проверка срабатывания отключающего и сигнального элементов спуском масла из корпуса реле;

Н

в) проверка уставки срабатывания по скорости потока масла;

Н, К1, К, В

г) измерение сопротивления и испытание (при Н, К1, В) изоляции электрических цепей реле [между цепями (при отключенных контактах реле) и по отношению к "земле"]. Проверка изоляции разомкнутых контактов реле мегомметром на 500 В;

Н, К1, К,В

д) проверка срабатывания реле нажатием кнопки контроля.

4.15.3. Реле URF 25/10

Н, В

а) проверка правильности уставки и регулировки контактов;

Н, К1, К, В

б) измерение сопротивления и испытания (при Н, К1, В) изоляции электрических цепей реле [между цепями (при отключенных контактах реле) и по отношению к "земле"]. Проверка изоляции разомкнутых контактов реле мегомметром на 500 В;

Н, К1, К, В

в) проверка срабатывания реле нажатием кнопки контроля возврата.

    
    

4.16. Реле напряжения обратной последовательности



4.16.1. Реле РНФ-1 и РНФ-1М

Н, К1, В

а) проверка электромеханических характеристик исполнительного органа;

Н, К1, В

б) проверка регулировки механической части и состояния контактных поверхностей исполнительного органа;

Н

в) проверка настройки фильтра обратной последовательности на рабочей уставке имитацией всех возможных вариантов двухфазного КЗ;

Н, К1, В

г) проверка напряжения срабатывания и возврата реле на рабочей уставке подачей на вход фильтра напряжения, имитирующего двухфазное КЗ фаз С и А;

Н, К1, В


д) проверка надежности работы контактов реле при подаче на вход фильтра напряжения до 110 В при имитации двухфазного КЗ фаз С и А.

4.16.2. Реле ЕЛ-10

Н, К1, В

а) проверка напряжения срабатывания и возврата реле при подаче на вход напряжения, имитирующего двухфазное КЗ фаз А и С;

Н, К1, В

б) проверка работы реле при имитации всех возможных вариантов двухфазного КЗ.

    
    

4.17. Реле импульсной сигнализации



4 17.1. Реле РИС-Э2М, РИС-Э2М-0,2, РИС-Э3М, РТД11, РТД12

Н, В

а) проверка исполнительного органа;

Н, В

б) проверка чувствительности реле - определение значения импульса тока срабатывания реле при отсутствии предварительного тока в реле и при протекании во входной цепи предварительно установленного тока;

Н

в) проверка возврата реле;

Н, В

г) проверка работы реле при отклонении питающего напряжения от 0,8 до 1,1 номинального;

Н, В

д) проверка отсутствия ложных срабатываний реле при подаче и снятии питающего напряжения.

    
    
4.18. Регуляторы



4.18.1. Автоматический регулятор трансформаторов АРТ-1

Н, К1, В

а) проверка уставки по напряжению срабатывания каналов "убавить" и "прибавить";

Н, В

б) проверка уставки по зоне нечувствительности;

Н, В

в) проверка уставки по токовой компенсации;

Н, К1, В

г) проверка времени срабатывания регулятора по каналам "убавить" и "прибавить";

Н, К1, В


д) опробование работы регулятора совместно с управляемым приводом (приводами) РПН.

4.18.2. Регулятор реактивной мощности Б2201

Н, К1, В

а) проверка работоспособности в режиме ручного управления;

Н, К1, В

б) проверка рабочей уставки по току срабатывания;

Н, В

в) проверка уставки по ширине зоны нечувствительности;

Н, В

г) проверка уставки по времени срабатывания регулятора;

Н, К1, В

д) опробование работы регулятора совместно с конденсаторной батареей.

    
    

4.19. Устройства автоматического ввода резерва



4.19.1. Устройство автоматического включения резерва АВР-10

Н, К1, В

а) проверка уровней выходных напряжений блока питания;

Н, К1, В

б) проверка напряжений срабатывания и возврата устройства;

Н, К1, В

в) проверка времени срабатывания на рабочей уставке;

Н, К1, В

г) проверка действия устройства на выключатель;

Н, К1, К, В

д) проверка работоспособности устройства от кнопки опробования.

4.19.2. Делительная защита с сетевым резервированием ДМЗ

Н, В

а) проверка и регулировка механической части и состояния контактных поверхностей;

Н, К1, В

б) проверка напряжений срабатывания и возврата на рабочей уставке;

Н, К1, В

в) проверка времени срабатывания и возврата на рабочей уставке;

Н, К1, В

г) проверка действия защиты на выключатели;

Н, К1, В

д) проверка защиты рабочим напряжением;

Н, К1, В

е) проверка работоспособности от кнопки опробования.

    

4.20. Устройства для определения мест повреждения



4.20.1. Индикаторы ФПТ, ФПН

Н, В

а) проверка работы устройства питания ВЦП;

Н, К1

б) измерение времени "отстройка" и "подключение";

Н, В

в) проверка настройки фильтров обратной последовательности;

Н, К1, В

г) проверка линейности выходной характеристики;

Н, К1, В

д) настройка коэффициента коррекции тока нагрузки индикатора ФПГ;

Н, К1, В

е) настройка уставки срабатывания пускового органа;

Н, К1, В

ж) проверка работы блока питания индикаторов исполнения 1;

Н, К1, В

з) проверка индикатора рабочим током или напряжением;

Н, К1, К, В

и) проверка работоспособности от кнопки контроля.

4.20.2. Фиксатор ФМК-10

Н, В

а) проверка напряжения питания элементов схемы;

Н, К1, В

б) проверка токов срабатывания пусковых органов;

Н, К1, В

в) проверка значения фиксируемого устройством реактивного сопротивления;

Н, М, В

г) проверка идентичности фиксируемых чисел при различных видах КЗ;

Н, К1, В

д) проверка элементов времени фиксатора;

Н, К1, В

е) проверка линейности выходной характеристики;

Н, К1, В

ж) проверка линейности фазовой характеристики;

Н, К1, В

з) проверка фиксатора рабочим током и напряжением;

Н, К1, К, В

и) проверка работоспособности от кнопки контроля.

   

    
4.21. Устройства блокировки при неисправности цепей напряжения



4.21.1. Устройства КРБ-11, КРБ-13

Н, Н1, В

а) проверка регулировки механической части и состояния контактных поверхностей;

Н, К1, В

б) проверка идентичности ветвей фильтра напряжения нулевой последовательности совместно с реле РН измерением напряжения на конденсаторах С1, С2, С3 при подаче напряжения 60 В фаз А0, В0, С0;

Н, К1, В

в) проверка напряжения срабатывания и возврата реле РН на рабочей уставке при подаче напряжения фаз А0;

Н

г) проверка надежности работы контактов реле РН при увеличении напряжения от 0 до 100 В;

Н, К1, В

д) проверка токов срабатывания и возврата реле РТО на рабочей уставке;

Н, К1, В

е) проверка надежности работы контактов и отсутствия вибрации при токе от нуля до десятикратного номинального.

    

    
4.22. Устройства сигнализации при однофазных замыканиях на землю



4.22.1. Устройство УСЗ-2/2

Н, К1, В

а) проверка выходного реле РП221;

Н

б) проверка настройки фильтра основной гармонической составляющей;

Н

в) проверка тиратрона;

Н, К1, В

г) проверка токов срабатывания на рабочей уставке;

Н

д) проверка коэффициента отстройки.

4.22.2. Устройства УСЗ-3, УСЗ-3М

Н

а) проверка согласующего трансформатора Тр (для УСЗ-3М);

Н

б) проверка настройки фильтра основной гармонической составляющей;

Н, К1, В

в) проверка чувствительности устройства и проверка показаний микроамперметра.

    
    
5. ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ ТЕХНИЧЕСКОМ ОБСЛУЖИВАНИИ АППАРАТУРЫ
И УСТРОЙСТВ ВТОРИЧНЫХ СОЕДИНЕНИЙ

          

5.1. Трансформаторы тока



Н, В

а) проверка мегомметром на 1000 В сопротивления изоляции вторичных обмоток на корпус и между собой;

Н

б) определение однополярных выводов первичной и вторичной обмоток и их соответствия заводской маркировке (при питании направленных и дифференциальных защит);

Н, В

в) снятие вольт-амперных характеристик (ВАХ) на рабочей отпайке в трех-пяти точках, либо в одной точке при наличии типовой ВАХ, при восстановлении в одной точке;

Н

г) проверка коэффициента трансформации на всех ответвлениях;

Н

д) определение сопротивления вторичной нагрузки трансформаторов тока.


   

5.2. Трансформаторы напряжения



Н, В


а) проверка мегомметром на 1000 В сопротивления изоляции всех вторичных обмоток на корпус и между собой;

Н

б) проверка коэффициента трансформации.

    

    
5.3. Промежуточные трансформаторы и автотрансформаторы тока

    
    

Н, К1, В

а) проверка надежности креплений, состояния изоляции выводов обмоток;

Н, В

б) проверка сопротивления изоляции каждой из обмоток относительно корпуса и между обмотками мегомметром на 1000-2500 В;

Н, К1, В

в) проверка рабочим током.

    

    
5.4. Блоки питания



5.4.1. Блоки питания БПТ, БПН

Н, К1, В

а) проверка надежности крепления элементов блоков:

трансформаторов, переключателей, выпрямителей и конденсаторов;

проверка затяжки винтовых соединений и качества паек;

Н

б) проверка исправности диодов измерением их сопротивления в прямом и обратном направлениях;

Н, К1, В

в) проверка сопротивления изоляции элементов блока и их цепей относительно корпуса и между собой мегомметром на 1000 В;

Н, К1, В

г) снятие характеристики холостого хода и нагрузочной характеристики на рабочих уставках;

Н, К1, В

д) проверка действия элементов защиты и работы электромагнитов отключения (включения) при питании оперативных цепей от блоков питания.

5.4.2. Блоки питания БПНС

Н, К1, В

а) проверка надежности крепления трансформаторов, переключателей, конденсаторов и силовых полупроводниковых элементов;

Н

б) проверка качества пайки элементов на печатных платах модулей;

Н, К1, В

в) проверка сопротивления изоляции цепей блока между собой и относительно корпуса мегомметром на 1000 В;

Н, К1, В

г) проверка работы стабилизатора при номинальной нагрузке и изменении трехфазного напряжения питания от 0,5 до 1,1 номинального или двухфазного - от 0,7 до 1,1 номинального;

Н, К1, В

д) проверка работы элементов защиты в сигнализации блока;

Н, К1, В

е) проверка блока при параллельной работе с другими блоками питания, а также действия защиты и электромагнитов отключения (включения) при питании оперативных цепей от блоков питания.

    

    
5.5. Зарядные устройства и блоки конденсаторов



Н, К1, В

а) проверка надежности крепления элементов блоков:

трансформаторов, переключателей, выпрямителей, конденсаторов;

проверка затяжки всех винтовых соединений и качества паек;

Н, К1, В

б) проверка механической части и контактных поверхностей реле;

Н

в) проверка исправности диодов измерением их сопротивления в прямом и обратном направлениях;

Н

г) проверка исправности конденсаторов с помощью мегомметра на 500 В;

Н, К1, В

д) измерение сопротивления изоляции цепей блока между собой и относительно корпуса мегомметром на 1000 В;

Н, В

е) проверка напряжения срабатывания и возврата реле напряжения на рабочей уставке;

Н, К1, В

ж) проверка напряжения срабатывания и возврата поляризованного реле при подключенной нагрузке;

Н

з) определение времени заряда конденсаторов, если выключатели снабжены устройствами АПВ;

Н, К1, В

и) проверка совместной работы блоков конденсаторов и зарядных устройств действием на электромагниты включения (отключения). Определение минимального напряжения заряда, необходимого для четкого срабатывания электромагнита.

    
    

5.6. Вторичные цепи управления



Н, К1, В


а) внешний осмотр контрольных кабелей, их соединительных муфт, концевых разделок (воронок), рядов зажимов, проводов;

Н, К1, В

б) контроль наличия заземлений металлических оболочек кабелей, маркировки жил и кабелей;

Н, К1, К, В

в) измерение сопротивления изоляции относительно "земли" мегомметром на 1000 В;

Н, В

г) испытание изоляции мегомметром на 2500 В.

    

5.7. Элементы приводов коммутационных аппаратов



Н, К1, К, В


а) проверка правильности регулировки блок-контактов привода и состояния контактных поверхностей;

Н, В

б) измерение сопротивлений постоянному току электромагнитов управления и контактора электромагнита включения;

Н, В

в) проверка напряжения срабатывания электромагнитов управления, за исключением электромагнита включения электромагнитных приводов выключателей;

Н, К1, В

г) измерение сопротивления изоляции цепей вторичных соединений привода мегомметром на 2500 В;

Н, К1, В


д) проверка надежной работы привода при 0,9 номинального значения напряжения оперативного тока на включение и при 0,8 номинального напряжения на отключение;

К1

е) проверка надежной работы привода при номинальном напряжении оперативного тока;

Н, К1, В

ж) измерение времени готовности привода (для пружинных приводов со встроенным АПВ).

    
    

5.8. Защиты, встроенные в коммутационные аппараты
на напряжение 0,4 кВ



5.8.1 Тепловые и электромагнитные расцепители максимального тока, расцепители независимые и минимального напряжения автоматических выключателей серий АП-50, АК-63, АЕ 2000, АЗ100, ВА, АЗ700

Н

а) проверка соответствия проекту номинального тока выключателя и теплового расцепителя, тока срабатывания или кратности тока срабатывания электромагнитного расцепителя, номинального напряжения независимого расцепителя или расцепителя минимального напряжения;

Н, К1, В

б) проверка работоспособности тепловых расцепителей путем прогрузки током от постороннего источника питания (включение выключателем тока определенной кратности и измерение времени отключения выключателя). На тепловых расцепителях, имеющих регулировку уставки номинального тока расцепителя, проверка выполняется на рабочей уставке;

Н, К1, В

в) проверка работоспособности электромагнитных расцепителей;

Н, К1, В

г) проверка работоспособности независимого расцепителя и расцепителя минимального напряжения при использовании расцепителей в схемах РЗА.

5.8.2. Полупроводниковые расцепители автоматических выключателей серий “Электрон”, ВА, АЗ700

Н

а) проверка соответствия проекту номинального тока выключателя и расцепителя, пределов регулирования уставок по току и времени срабатывания защиты от перегрузки и короткого замыкания;

Н

б) проверка работоспособности полупроводникового расцепителя и калибровка рабочих уставок тока и времени срабатывания защиты с обратнозависимой от тока характеристикой, калибровка тока и времени срабатывания отсечки для селективных выключателей, для автоматических выключателей серии ВА, установленных в сетях с глухозаземленной нейтралью, калибровка уставок защиты от междуфазных и однофазных КЗ;

К1, В

в) проверка тока и времени срабатывания защиты от перегрузки, проверка тока и времени срабатывания отсечки на рабочих уставках для селективных выключателей, для автоматических выключателей серии ВА, установленных в сетях с глухозаземленной нейтралью, дополнительная проверка тока и времени срабатывания защиты от однофазных КВ.

5.8.3 Электромагнитные расцепители автоматических выключателей серий АВМ, АВ

Н


а) проверка соответствия проекту номинального рабочего тока, номинального напряжения катушки независимого расцепителя или расцепителя минимального напряжения, рода тока;

Н, К1, В


б) проверка отсутствия затираний якорей максимальных расцепителей защиты от перегрузки, короткого замыкания и механического замедлителя расцепления для селективных выключателей нажатием якоря расцепителя;

Н

в) калибровка рабочих уставок тока и времени срабатывания защиты с обратнозависимой от тока характеристикой (защиты от перегрузки), тока и времени срабатывания отсечки для селективных выключателей;

К1, В

г) проверка тока и времени срабатывания защиты от перегрузок, тока и времени срабатывания отсечки на рабочих уставках для селективных выключателей;

Н, К1, В

д) проверка работоспособности независимого расцепителя и расцепителя минимального напряжения при использовании расцепителей в схемах РЗА.



Приложение 1

  
ПЕРЕЧЕНЬ ДОКУМЕНТОВ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ
ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ УСТРОЙСТВ РЗА

    
    
    1. Методические указания по наладке и проверке промежуточных указательных реле и реле импульсной сигнализации. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1961. 64 с.
    
    2. Инструкция по проверке и наладке реле тока и напряжения серий ЭТ, РТ, ЭН, РН. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1979. 86 с.
    
    3. Методические указания по техническому обслуживанию реле максимального тока серий РТ-80, РТ-90. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1993. 28 с.
    
    4. Методические указания по проверке реле времени РВ-100, ЭВ-100, РВ-200, ЭВ-200. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1983. 27 с.
    
    5. Методика наладки и проверки реле частоты Р4-1, Р4-2. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1983. 52 с.
    
    6. Инструкция по наладке, проверке и эксплуатации дистанционных защит ПЗ-3 и ПЗ-4. - М.: СПО ОРГРЭС, 1976. 146 с.
    
    7. Инструкция по эксплуатации газовых реле ВF 80/Q и струйных реле URF 25/10 защиты трансформаторов и устройств РПН. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1979. 43 с.
    
    8. Методические указания по наладке и техническому обслуживанию фильтр-реле РНФ-1М и РНФ-2. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1982. 18 с.
    
    9. Методические указания по техническому обслуживанию максимальных токовых защит МТЗ-М и ТЗК-1 с магнитными трансформаторами тока. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1981. 63 с.
    
    10. Инструкция для оперативного персонала по обслуживанию устройств релейной защиты и электроавтоматики энергетических систем. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1978. 34 с.
    
    11. Методические указания по техническому обслуживанию реле направления мощности серий РБМ и ИМБ. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1983. 45 с.
    
    12. Методические указания по техническому обслуживанию дифференциальных защит с реле серий РНТ и ДЗТ-10. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1983. 81 с.
    
    13. Инструкция по проверке трансформаторов тока, используемых в схемах релейной защиты. - М.: Энергия, 1977. 88 с.
    
    14. Инструкция по проверке трансформаторов напряжения и их вторичных цепей. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1979. 137 с.
    
    15. Инструкция по наладке, проверке и эксплуатации реле прямого действия. - М.: СПО ОРГРЭС, 1975. 87 с.
    
    16. Инструкция по проверке правильности включения реле направления мощности. - М.: Энергия, 1966. 64 с.
    
    17. Наладка и эксплуатация зарядных устройств типов УЗ-400, УЗ-400А и блоков конденсаторов серии БК-400. - М.: Энергия, 1965. 48 с.
    
    18. Сборник директивных материалов Главтехуправления Минэнерго СССР (Электротехническая часть). Разд.4. Защита и электроавтоматика. - М.: Энергоатомиздат, 1985. 631 с.
    
    19. Общая инструкция по проверке устройств релейной защиты, электроавтоматики и вторичных цепей. М.: Энергия, 1975. 158 с.
    
    20. Семенов В.А., Шибенко Н.Ф. Проверка токовых цепей дифференциальных защит трансформаторов и автотрансформаторов. - М., БТИ ОРГРЭС. 1964. 68 с.
    
    21. Методические указания по эксплуатации автоматических выключателей серии АЗ100. СПО Союзтехэнерго, 1978. 40 с.
    
    22. Методические указания по эксплуатации автоматических воздушных выключателей серии АП50. - М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1975. 36 с.
    
    23. Методические указания по наладке и эксплуатации автоматических воздушных выключателей серии АВМ. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1978. 99 с.
    
    24. Инструкция по монтажу, наладке и эксплуатации устройств АВР на напряжение до 1000 В, выполненных на контакторных станциях. - М.: "Энергия", 1969. 56 с.
    

    

Приложение 2

    
ДОПУСТИМЫЕ ЗНАЧЕНИЯ МАКСИМАЛЬНЫХ ОТКЛОНЕНИЙ ХАРАКТЕРИСТИК
ОТ ЗАДАННЫХ УСТАВОК УСТРОЙСТВ РЗА СЕТЕЙ 0,4-35 кВ

         

1. Для устройств РЗА 6 - 35 кВ

    
    

Выдержка времени быстродействующих защит без реле времени

± 0,05 с

Выдержка времени защит с независимой характеристикой

± 0,01 с

Выдержка времени защит с зависимой характеристикой

 

в зависимой части (контрольные точки)

± 0,15 с

в независимой части

± 0,1 с

Выдержка времени встроенных в привод реле в независимой части (с учетом времени отключения выключателя)

± 0,15 с

Сопротивление срабатывания дистанционной защиты

±5%

Ток и напряжение срабатывания реле переменного тока и напряжения

±5%

Ток и напряжение срабатывания реле, встроенных в привод

±5%

То же для электромагнитов включения и отключения

±5%

Мощность срабатывания реле управления мощности переменного тока, напряжение и ток срабатывания реле постоянного тока

±5%

Коэффициент возврата реле:

 

не встроенного в привод
    

±0,05

встроенного в привод

±0,08

Угол максимальной чувствительности реле направления мощности

±5 эл. град.

    
    

2. Для устройств РЗА 0,4 кВ



Ток срабатывания максимальных расцепителей тока автоматических выключателей серий АВМ

± 10%

Время срабатывания механического замедлителя* 15% расцепления селективных автоматических выключателей серии АВМ

± 15%

Ток срабатывания электромагнитных расцепителей автоматических выключателей серии АЗ100:




АЗ120

± 20%

АЗ130, АЗ140

± 15%

Ток срабатывания электромагнитных расцепителей автоматических выключателей серии АП-50 с уставкой:




3,5 I

± 15%

8,0 I

± 20%

11,0 I

от -30 до +40%

Ток срабатывания электромагнитных расцепителей автоматических выключателей серии АЕ-2000, АЗ700

±15%

Ток срабатывания полупроводниковых расцепителей автоматических выключателей серии АЗ700

± 20%

Время срабатывания полупроводниковых и тепловых расцепителей автоматических выключателей серии АЗ700

-

___________
    

    См. табл. 1.3. П8.1 "Методических указаний по наладке и эксплуатации автоматических выключателей серии АЗ700 на электростанциях и подстанциях" - М.: СПО Союзтехэнерго, 1961. с.25, 100.

Ток срабатывания встроенной МТЗ автоматических выключателей серии "Электрон"

± 15%

Время срабатывания встроенной МТЗ автоматических выключателей серии "Электрон":
    



в зоне токов перегрузки

± 20%

в зоне токов КЗ

± 15%

Ток срабатывания защит ЗТИ и ЗТ-0,4

± 15%

Время срабатывания защит ЗТИ и ЗТ-0,4

± 30%


    

Ток срабатывания тепловых расцепителей автоматических выключателей серии АЗ100 при колебаниях температуры окружающей среды на каждые 10 °С

± 8%

Ток срабатывания тепловых расцепителей автоматических выключателей серии АП-50 при колебаниях температуры окружающей среды на каждые 10 °С

± 7%

Ток срабатывания тепловых расцепителей автоматических выключателей серии АЗ700 при колебаниях температуры окружающей среды на каждые 10 °С

± 5%

Ток срабатывания тепловых расцепителей автоматических выключателей серии АК-63 при колебаниях температуры окружающей среды на каждые 10 °С

от -15 до +25%

Ток срабатывания максимальных расцепителей автоматических выключателей серии ВА

± +20%

Время срабатывания полупроводниковых и тепловых расцепителей автоматических выключателей серии ВА, АЕ2000

-

______________
    

    При необходимости уточняется по заводской документации на конкретные устройства.     
    
    
    Примечание: Настоящие Правила обязательны для всех работников, занимающихся наладкой и эксплуатацией устройств релейной защиты и электроавтоматики (РЗА) электрических сетей 0,4-35 кВ в энергосистемах Минэнерго СССР.
    
    С выходом настоящих Правил ранее действующие “Правила технического обслуживания - устройств релейной защиты и электроавтоматики электрических сетей 0,4-20 кВ” (М.: СПО Союзтехэнерго, 1979) считаются утратившими силу.
    

    

РД 34.20.561-92


ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ
ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ

    

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

    

1.1. Назначение и область применения

    
    
    1.1.1. Настоящая "Типовая инструкция по предотвращению и ликвидации аварий в электрической части энергосистем" (далее для краткости - Инструкция) устанавливает общие положения о разделении функций при ликвидации аварий между различными звеньями оперативного персонала: диспетчерами Центрального диспетчерского управления (ЦДУ), объединенных диспетчерских управлений (ОДУ), энергосистем, предприятий (районов) электрических сетей, начальниками смены электростанций, дежурными подстанций или приравненным к ним персоналом оперативно-выездных бригад (ОВБ), а также содержит основные положения по ликвидации аварий, общие для всех энергосистем, входящих в объединения, или работающих изолированно.
    
    В данной Инструкции нельзя заранее предусмотреть все случаи, которые могут встречаться в практике. Поэтому, наряду с выполнением требований Инструкции, персонал обязан проявлять необходимую инициативу и самостоятельность в решении отдельных, не предусмотренных Инструкцией конкретных вопросов, связанных с ликвидацией аварий и аварийных ситуаций, руководствуясь положениями и требованиями технологических инструкций. При этом такие самостоятельные действия не должны противоречить основным положениям настоящей Инструкции.
    
    Оперативный персонал при ликвидации аварии должен строго соблюдать требования основных действующих руководящих документов: Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей, Правил устройства электроустановок, Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок, Правил организации работы с персоналом на предприятиях и в учреждениях энергетического производства.
    
    1.1.2. В настоящей Инструкции рассматриваются вопросы оперативной ликвидации аварий в электрической части энергосистем как работающих изолированно, так и входящих в объединения, за исключением специальных вопросов ликвидации аварий в городских и сельских распределительных сетях.
    
    Под оперативной ликвидацией аварии следует понимать отделение поврежденного оборудования (участка сети) от энергосистем (объединенной энергосистемы), а также производство операций, имеющих целью:
    
    устранение опасности для обслуживающего персонала и оборудования, не затронутого аварией;
    

    предотвращение развития аварии;
    
    восстановление в кратчайший срок питания потребителей и качества электроэнергии (частоты и напряжения);
    
    создание наиболее надежной послеаварийной схемы энергосистемы (объединенной энергосистемы) и отдельных ее частей;
    
    выяснение состояния отключившегося во время аварии оборудования и возможности включения его в работу.
    
    1.1.3. На основании настоящей Инструкции в каждой энергосистеме (объединенной энергосистеме), предприятии (районе) электрических сетей, на электростанции и подстанции должны быть составлены местные инструкции по ликвидации аварий в электрической части, учитывающие особенности схем электрических соединений и режимов каждой энергосистемы и эксплуатируемого оборудования.
    
    1.1.4. Знание требований настоящей Инструкции обязательно для следующих категорий работников:
    
    главных диспетчеров ОДУ (ЦДУ), энергосистем и их заместителей;
    
    главных инженеров энергосистем и их заместителей по электрической части;
    
    начальников центральных диспетчерских служб (ЦДС), служб (групп) режимов ОДУ (ЦДУ), энергосистемы и их заместителей;
    
    дежурных диспетчеров ОДУ (ЦДУ), энергосистем, предприятий (районов) электрических сетей, опорных подстанций;
    
    начальников служб надежности энергосистем и их заместителей;
    
    главных инженеров электростанций и предприятий электрических сетей, инженеров по эксплуатации;
    
    начальников смен электростанций;
    
    начальников смен электроцехов и блочных установок электростанций;
    
    дежурных подстанций и приравненного к ним персонала ОВВ;
    
    дежурных электромонтеров электростанций (энергоблоков) и машинистов энергоблоков;
    
    начальников электроцехов электростанций и их заместителей;
    
    начальников подстанций и групп подстанций;
    
    инженеров электроцехов электростанций и соответствующих служб предприятий электросетей;
    
    начальников и их заместителей оперативно-диспетчерских служб (ОДС) и инженеров по режиму предприятий электрических сетей (ПЭС) и районов электрических сетей (РЭС);
    
    старших мастеров и мастеров по эксплуатации энергоблоков;
    

    начальников производственно-технических отделов;
    
    начальников электролабораторий.
    
    1.1.5. Объем знаний данной Инструкции, необходимый для работников, занимающих перечисленные выше должности, устанавливается в зависимости от местных условий для подчиненного персонала следующими лицами:
    
    главными диспетчерами ОДУ (ЦДУ), энергосистем;
    
    главными инженерами энергосистем, электростанций, предприятий электрических сетей;
    
    начальниками электроцехов электростанций;
    
    начальниками служб подстанций, ОДС предприятий электрических сетей.
    

    

1.2. Права и обязанности руководящего технического персонала
при ликвидации аварий

    
    
    1.2.1. При возникновении аварийной ситуации дежурный диспетчер ОДУ (ЦДУ), энергосистемы независимо от присутствия на диспетчерском пункте лиц высшей технической администрации (главного диспетчера, начальника ЦДС или их заместителей), если только старший по должности не принял руководство ликвидацией аварии на себя, несет полную ответственность за ликвидацию аварийного положения, единолично принимая решение и осуществляя мероприятия по восстановлению нормального режима. При этом распоряжения указанных лиц, не соответствующие намеченному диспетчером плану ликвидации аварий, являются для диспетчера только рекомендациями, которые он имеет право не выполнять, если считает их неправильными.
    
    Однако находящееся на диспетчерском пункте лицо высшей технической администрации имеет право взять руководство ликвидацией аварии на себя или поручить его другому лицу, если считает действия диспетчера неправильными и если последний не согласен с его указаниями. Передача руководства ликвидацией аварии оформляется в оперативном или другом журнале, заменяющем оперативный журнал.
    
    С этого момента диспетчер безоговорочно выполняет все распоряжения и указания лица, принявшего на себя руководство ликвидацией аварии. Диспетчер, отстраненный от руководства ликвидацией аварии, может оставаться на своем рабочем месте, вести с подчиненным персоналом все оперативные переговоры и отдавать распоряжения, подтвержденные лицом, руководящим ликвидацией аварии.
    
    1.2.2. О возникновении аварии диспетчер ОДУ (ЦДУ), энергосистемы, не задерживая ликвидации аварии, обязан сообщить в краткой форме по принадлежности руководству ОДУ (ЦДУ), энергосистемы и другим лицам по списку, утвержденному соответственно начальником ОДУ (ЦДУ), генеральным директором ПОЭЭ, а также в случае необходимости (в частности, при аварии на нескольких уровнях) информировать нижестоящий оперативный персонал.
    
    1.2.3. Ликвидация аварии на электростанции производится под непосредственным руководством начальника смены станции. Начальники смен цехов (блоков) обязаны сообщать начальнику смены электростанции о всех нарушениях нормального режима работы и выполнять все его указания.
    
    Весь персонал, находящийся во время аварии на электростанции, включая начальников цехов, подчиняется начальнику смены электростанции в вопросах, связанных с ликвидацией аварии.
    

    1.2.4. Начальники цехов, находящиеся на электростанции во время ликвидации аварии, должны по мере необходимости информировать дежурных об особенностях эксплуатации оборудования в аварийных условиях.
    
    1.2.5. Главный инженер электростанции или предприятия электрических сетей и начальник цеха, района электрических сетей, службы или группы подстанций имеют право отстранить от руководства ликвидацией аварии подчиненный им оперативный персонал, не справляющийся с ликвидацией аварии, приняв руководство на себя или поручив его другому лицу.
    
    О замене дежурного ставится в известность как вышестоящий, так и подчиненный оперативный персонал.
    
    Лицо, принявшее руководство ликвидацией аварии, независимо от должности принимает на себя все обязанности отстраненного дежурного и оперативно подчиняется вышестоящему оперативному персоналу.
    
    1.2.6. Во время аварии на щите управления блока, электростанции, подстанции, в помещении диспетчерского пункта предприятия (района) электрических сетей энергосистемы, ОДУ (ЦДУ) имеют право находиться лишь лица, непосредственно участвующие в ликвидации аварии, лица административно-технического персонала и специалисты технологических служб. Список таких лиц утверждается соответственно начальником ОДУ (ЦДУ), главным инженером энергосистемы, электростанции, предприятия электрических сетей.
    
    1.2.7. После ликвидации аварии и восстановления работы энергосистемы, электростанции, подстанции ответственный за ремонт данного оборудования персонал должен срочно приступить к ремонту поврежденного оборудования, получив допуск от соответствующего дежурного персонала.
    
    Отремонтированное после аварии оборудование должно включаться в работу только после приемки его начальником цеха, подстанции (группы подстанций) или лицом, его заменяющим, в соответствии с действующими положениями с разрешения оперативного персонала, в чьем оперативном ведении находится включаемое оборудование.
    
    1.2.8. Организация расследования аварии должна осуществляться в соответствии с действующей Инструкцией по расследованию и учету технологических нарушений в работе электростанций, сетей и энергосистем.
    

    

1.3. Обязанности, взаимоотношения и ответственность оперативного персонала электростанций, предприятий электрических сетей, энергосистем, ОДУ (ЦДУ) при ликвидации аварий

    
    
    1.3. Руководство ликвидацией аварий, охватывающих несколько энергосистем, осуществляется диспетчером ОДУ (ЦДУ); ликвидация аварии, затрагивающей одну энергосистему, производится под руководством диспетчера этой энергосистемы.
    
    Ликвидация аварий на электростанции производится под руководством начальника смены станции.
    
    На электростанциях с крупными энергоблоками выполнение переключений и ответственность за правильность производства операций по ликвидации аварий возлагается:
    
    в главной электрической схеме (генераторы, трансформаторы связи, повысительная подстанция) - на начальника смены электроцеха;
    
    в части собственных нужд блоков - на начальника смены соответствующих энергоблоков;
    
    в распределительных устройствах собственных нужд энергоблоков - на старшего дежурного электромонтера.
    
    На подстанциях аварии ликвидируются дежурным подстанции, оперативно-выездной бригадой (ОВБ), мастером или начальником группы подстанций в зависимости от типа обслуживания подстанций.
    
    Аварии в электрических сетях, имеющие местное значение и не отражающиеся на работе энергосистемы, ликвидируются под руководством диспетчера предприятия (района) электрических сетей или диспетчера (дежурного) опорной подстанции.
    
    1.3.2. Все распоряжения дежурного диспетчера ОДУ (ЦДУ), энергосистемы по вопросам, входящим в его компетенцию, обязательны к исполнению подчиненным оперативным персоналом.
    
    Если распоряжение диспетчера ОДУ (ЦДУ) или энергосистемы представляется подчиненному оперативному персоналу неверным, он обязан указать на это диспетчеру. При подтверждении диспетчером своего распоряжения дежурный обязан его выполнять.
    
    Запрещается выполнять распоряжения вышестоящего оперативного персонала, которые могут угрожать жизни людей, сохранности оборудования или привести к потере питания собственных нужд электростанции, подстанции или обесточиванию особо ответственных потребителей.
    
    О своем отказе выполнить заведомо неправильное распоряжение дежурный персонал обязан сообщить диспетчеру, отдавшему такое распоряжение, и главному инженеру предприятия.
    
    1.3.3. Все оперативные переговоры и распоряжения на уровне ОДУ (ЦДУ) и ЦДС энергосистемы, а также предприятия электрических сетей и электростанции во время ликвидации аварии должны записываться на магнитофон.
    
    1.3.4. По окончании ликвидации аварии дежурный, руководивший ликвидацией, составляет сообщение об аварии по установленной форме.
    
    1.3.5. О возникновении аварии руководство электростанции (подстанции), персонал основных цехов (подстанции) должны быть уведомлены специальным сигналом или поставлены в известность по местной радиосети в соответствии с местной инструкцией.
    
    1.3.6. По требованию диспетчера ОДУ (ЦДУ), энергосистемы, начальника смены электростанции, дежурного подстанции, диспетчера предприятия электрических сетей на ЦДП, электростанцию, подстанцию может быть вызван и обязан явиться немедленно любой работник.
    
    1.3.7. Во время ликвидации аварии начальник смены электростанции обязан находиться в помещении главного щита управления, а при уходе должен сообщить свое новое местонахождение.
    
    1.3.8. Во время ликвидации аварии начальники смен тепловых цехов и блоков должны находиться, как правило, на своих рабочих местах и принимать все меры, направленные на поддержание нормальной работы оборудования, не допуская развития аварии в этих цехах (на блоках).
    
    Начальник смены цеха (блока) обязан докладывать начальнику смены электростанции о протекании аварии и о проведенных им операциях.
    
    Начальник смены цеха (блока), оставляя рабочее место, обязан указать свое местонахождение.
    
    1.3.9. Начальник смены электроцеха свои действия по ликвидации аварии осуществляет под руководством начальника смены электростанции. Местонахождение начальника смены электроцеха определяется начальником смены электростанции.
    
    1.3.10. Местонахождение дежурного подстанции или приравненного к нему персонала при ликвидации аварии определяется конкретной обстановкой. О местонахождении сообщается вышестоящему оперативному персоналу.
    
    На всех подстанциях, имеющих дежурный персонал, должна быть сигнализация вызов персонала из распределительных устройств на щит управления, работающая при телефонном вызове (звонке) диспетчера.
    
    1.3.11. Диспетчер предприятия электрических сетей, если он не совмещает обязанности дежурного подстанции, при ликвидации аварии должен находиться в помещении диспетчерского пункта.
    
    1.3.12. Во время ликвидации аварии местонахождение дежурного персонала, непосредственно обслуживающего оборудование, определяется местной инструкцией.
    
    Дежурный персонал может оставить свое рабочее место только:
    
    при явной опасности для жизни;
    
    для принятия мер по оказанию первой помощи пострадавшему при несчастном случае;
    
    для принятия мер по охранению целостности оборудования;
    
    по распоряжению руководителя ликвидации аварии.
    
    1.3.13. Приемка и сдача смены во время ликвидации аварии запрещается; пришедший на смену оперативный персонал используется по усмотрению лица, руководящего ликвидацией аварии.
    
    При затянувшейся ликвидации аварии в зависимости от ее характера допускается сдача смены с разрешения вышестоящего оперативного персонала.
    
    1.3.14. Дежурный персонал всех уровней диспетчерского управления при ликвидации аварии обязан:
    
    составить общее представление о том, что случилось по показаниям измерительных приборов (по уровню частоты, изменению перетоков мощности, уровню напряжения и т.д.), устройств сигнализации (телесигнализации), сработавшим устройствам релейной защиты и автоматики, по внешним признакам и поступившим сообщениям;
    
    устранить опасность для персонала и оборудования, вплоть до отключения последнего, если в этом появляется необходимость;
    
    не вмешиваться в работу автоматических устройств, если это не предусмотрено инструкцией;
    
    обеспечить нормальную работу основного оборудования, оставшегося в работе, а также оборудования собственных нужд электростанций и подстанций;
    
    выяснить по возможности место, характер и объем повреждения;
    
    обеспечить нормальный режим останова отключившихся и не подлежащих включению агрегатов.
    
    Отключившееся во время аварии оборудование должно включаться после анализа действия отключивших его защит и выяснения его исправности по распоряжению вышестоящего оперативного персонала или самостоятельно в соответствии с требованиями местных инструкций.
    
    1.3.15. Вышестоящий дежурный должен быть информирован об обстоятельствах аварии немедленно по мере их выяснения.
    
    Об авариях, ликвидируемых оперативным персоналом самостоятельно, кратко сообщается вышестоящему дежурному немедленно.
    
    При ликвидации аварии необходимо действовать быстро и точно, следуя намеченной последовательности операций. Поспешные, необдуманные действия могут привести к развитию аварии.
    
    Оперативный персонал низшего уровня, получив распоряжение от вышестоящего дежурного, обязан его повторить. Последующие указания даются вышестоящим оперативным персоналом только после подтверждения исполнения предыдущего распоряжения. Для предварительной информации об исполнении его распоряжения в ходе аварии должны служить показания измерительных приборов, устройств сигнализации, телесигнализации, телеизмерения и ЭВМ.
    
    1.3.16. На всех рабочих местах оперативного персонала ОДУ (ЦДУ), энергосистемы, предприятий (районов) электрических сетей, электростанций и подстанций должны быть инструкции по ликвидации аварий, которые определяют порядок действий дежурного персонала при авариях.
    
    Инструкции должны соответствовать требованиям данной Типовой инструкции и инструкций вышестоящих оперативных органов.
    
    1.3.17. При ликвидации аварии оперативный персонал обеспечивается связью в первую очередь, в случае необходимости прерываются остальные переговоры; другим лицам запрещается использовать оперативно-диспетчерские каналы связи.
    
    1.3.18. Для ускорения ремонта оборудования, поврежденного при аварии, начальник смены электростанции, диспетчер предприятия электрических сетей, дежурный подстанции должны вызвать на электростанцию, подстанцию, линию электропередачи необходимый ремонтный персонал.
    
    1.3.19. Диспетчер, руководящий ликвидацией аварии, несет личную ответственность за правильность действий при ликвидации аварии независимо от присутствия лиц из административно-технического персонала, участвующих в ликвидации аварии.
    
    1.3.20. Порядок ликвидации аварий на связях Единой энергетической системы (ЕЭС) России с энергосистемами суверенных государств, а также распределение обязанностей определяются отдельными соглашениями (договорами).
    
    

1.4. Распределение функций по ликвидации аварий между оперативным персоналом различных уровней диспетчерского управления

    
    
    1.4.1. При возникновении аварии оперативный персонал различных уровней диспетчерского управления обязан:
    
    быстро оценить аварийную ситуацию и незамедлительно принять меры, обеспечивающие безопасность персонала и оборудования;
    
    предотвратить развитие аварии;
    
    как можно быстрее ликвидировать аварию;
    
    восстановить нормальное снабжение потребителей электроэнергии.
    
    Для выполнения этих задач должны быть четко разграничены функции по ликвидации аварий между оперативным персоналом различных уровней диспетчерского управления, т.е. между диспетчером ОДУ (ЦДУ), энергосистемы и оперативным персоналом электростанций и электросетей.
    
    1.4.2. Распределение функций между оперативным персоналом различных уровней должно определяться местными инструкциями по ликвидации аварий, составленными в соответствии с требованиями инструкции вышестоящего уровня диспетчерского управления на основе следующих основных положений:
    
    нижестоящему оперативному персоналу может быть предоставлено право самостоятельно производить все операции по ликвидации аварий и предупреждению их развития, если такие операции не требуют координации действий оперативного персонала объектов между собой и не вызовут развития аварии или задержку в ее ликвидации;
    
    нижестоящий оперативный персонал обязан во время ликвидации аварии в энергосистеме (объединенной энергосистеме - ОЭС) поддерживать связь с диспетчером ОДУ (ЦДУ), энергосистемы в зависимости от характера подчинения и принадлежности оборудования, информировать его о положении дел в энергосистеме, предприятии (районе) электрических сетей, на электростанции (подстанции), своевременно представлять необходимую информацию и строго выполнять распоряжения вышестоящего диспетчера;
    
    диспетчеру ОДУ (ЦДУ), энергосистемы предоставляется право вмешиваться (получать необходимую информацию, приостанавливать, изменять) в ход ликвидации аварии на оборудовании, не находящемся в его оперативном управлении или ведении, если это вызывается необходимостью.
    
    1.4.3. Нижестоящий оперативный персонал должен поставить в известность вышестоящий оперативный персонал о следующих нарушениях режима на своем объекте в соответствии с принадлежностью оборудования: об автоматических отключениях, включениях, исчезновении напряжения, перегрузках и резких изменениях режима работы транзитных линий электропередачи и трансформаторов, по которым осуществляется связь электросетей различных напряжений, о возникновении несимметричных режимов на генераторах, линиях электропередачи, трансформаторах, снижении напряжения в контрольных точках, недопустимом повышении напряжения на оборудовании, перегрузке генераторов, синхронных компенсаторов, работе устройств автоматического регулирования возбуждения (АРВ), автоматической частотной разгрузки (АЧР), возникновении качаний, внешних признаках короткого замыкания как на электростанции (подстанции), так и вблизи ее, о работе защит на отключение и на сигнал, работе устройств автоматического повторного включения (АПВ), частотного автоматического повторного включения (ЧАПВ), автоматического включения резерва (АВР), режимной автоматики, об уровне частоты электрического тока, о причинах отключения оборудования, ВЛ.
    

    1.4.4. Местному оперативному персоналу электростанций и предприятий электрических сетей предоставляется право и вменяется в обязанность производить ряд самостоятельных действий по ликвидации аварий с последующим уведомлением вышестоящего оперативного персонала.
    
    Самостоятельные действия оперативного персонала подразделяются на две категории:
    
    независимо от наличия или потери связи с соответствующим диспетчером;
    
    только при потере связи с соответствующим диспетчером.
    
    1.4.5. Диспетчеру ОДУ энергосистемы, входящей в ОЭС (ЕЭС) независимо от наличия или потери связи, предоставляется право производить ряд самостоятельных действий с последующим уведомлением диспетчера ОДУ (ЦДУ):
    
    использовать резервные мощности на всех электростанциях энергосистемы (ОЭС) при выделении на раздельную работу с ЕЭС, повышая частоту при ее понижении в объединенной энергосистеме, если это не приведет к недопустимой перегрузке транзитных линий и нарушению устойчивости;
    
    принимать все необходимые меры по восстановлению нормальных частоты и напряжения в энергосистеме (или ее части) при ее отделении от объединенной энергосистемы на несинхронную работу;
    
    принимать все меры по подготовке к восстановлению синхронной работы отделившейся энергосистемы (или ее части) с объединенной энергосистемой или ОЭС с ЕЭС;
    
    производить разделение частей энергосистемы по связям, по которым возник асинхронный режим;
    
    производить отключение, ограничение потребителей, если после срабатывания устройств АЧР и использования всех имеющихся резервов мощности частота в объединенной энергосистеме будет оставаться ниже 49,0 Гц, а также для предотвращения нарушения устойчивости связей энергосистемы (ОЭС) с ЕЭС;
    
    восстанавливать напряжение в одной или нескольких контрольных точках полной загрузкой и допустимой аварийной перегрузкой генераторов и синхронных компенсаторов, использованием устройств регулирования напряжения под нагрузкой, отключением шунтирующих реакторов, изменением схемы сети, переключениями на оборудовании, не находящемся в оперативном управлении или ведении вышестоящего оперативного персонала, а также отключением или ограничением потребителей.
    
    1.4.6. При ликвидации аварии диспетчер энергосистемы, ОДУ (ЦДУ) обязан:
    

    координировать действия подчиненного оперативного персонала при регулировании частоты и перетоков мощности в работающей параллельно части энергосистемы, ОЭС (ЕЭС);
    
    принимать все меры к восстановлению в кратчайший срок синхронной работы разделившихся частей энергосистемы (объединенной энергосистемы) и нормального электроснабжения потребителей;
    
    принимать все меры вплоть до отключения потребителей для устранения недопустимой перегрузки транзитных линий и трансформаторов, связывающих сети различных напряжений, если такая перегрузка не может быть устранена нижестоящим оперативным персоналом, а также для подъема напряжения в сети;
    
     отдавать распоряжения подчиненному оперативному персоналу о включении отключившихся во время аварии транзитных линий и трансформаторов, осуществляющих связь между сетями различных напряжений, в соответствии с принадлежностью оборудования;
    
    подавать напряжение на обесточенные участки сети, подстанции и электростанции, части энергосистемы.
    
    1.4.7. Диспетчер энергосистемы, ОДУ (ЦДУ) при ликвидации аварии обязан координировать действия непосредственно подчиненного ему персонала и отдавать распоряжения о производстве операций, требующих согласованных действий подчиненного оперативного персонала двух или более объектов, на оборудовании, находящемся в его оперативном управлении (ведении).
    
    

1.5. Общие указания оперативному персоналу по ликвидации аварий


    
    1.5.1. Оперативный персонал должен производить ликвидацию аварии, не отвлекаясь на операции, связанные с решением второстепенных задач, сосредоточив свое внимание на решении главных вопросов.
    
    1.5.2. Все переключения в аварийных условиях производятся оперативным персоналом в соответствии с ПТЭ, ПТБ и местными инструкциями при обязательном применении всех защитных средств без специального напоминания об этом со стороны вышестоящего оперативного персонала, отдающего распоряжения.
    
    1.5.3. При ликвидации аварии оперативный персонал обязан производить необходимые операции с устройствами релейной защиты и противоаварийной автоматики в соответствии с инструкциями и указаниями МС РЗиА, ЦС РЗиА и СРЗиА и ЦДУ ЕЭС (по принадлежности).
    
    1.5.4. При выполнении самостоятельных действий по ликвидации аварий оперативный персонал электростанций и подстанций обязан руководствоваться следующим:
    
    при подаче напряжения на обесточенные участки электрической сети и распределительные устройства напряжением 110 кВ и выше следует проверить наличие заземленной нейтрали со стороны питания (то же относится и к кабельным сетям напряжением 35 кВ, работающим с глухим заземлением нейтрали);
    
    при опробовании напряжением отключившегося оборудования следует немедленно вручную отключить выключатели при включении их на КЗ и отказе защиты или при неполнофазном включении.
    
    В этом случае оперативный персонал должен уметь отличить бросок тока нагрузки от тока КЗ. Признаком КЗ является резкое понижение напряжения одновременно с броском тока;
    
    при опробовании напряжением отключившихся линий следует предварительно отключить АПВ, если последний не вводится из действий автоматически, и произвести необходимые переключения в устройствах противоаварийной автоматики;
     
    при опробовании напряжением отключившейся линии класса напряжений 330 кВ и выше и длиной более 200 км от зарядной мощности возможно значительное повышение напряжения выше допустимого на подстанции, с которой производится опробование, особенно на открытом конце линии. Длительное воздействие повышенного напряжения может привести к повреждению линейных аппаратов (трансформаторов тока и напряжения, реакторов и др.). Поэтому, прежде чем опробовать линию, необходимо подготовить режим сети по напряжению. В некоторых случаях линия опробуется напряжением с включением на противоположной стороне АПВ, через схему которого действует полуавтомат, обеспечивающий включение линии при успешном опробовании.
    
    1.5.5. В связи с работой многих подстанций без постоянного дежурного персонала в местных инструкциях энергосистем должен быть определен порядок отключения потребителей по аварийному графику при снижении частоты или напряжения ниже допустимых значений, при перегрузке линий выше допустимых значений, а также в случаях полной потери напряжения всей или большей частью энергосистемы.
    

    1.5.6. При производстве самостоятельных действий во время ликвидации аварий на телеуправляемых подстанциях (гидроэлектростанциях) дежурным, находящимся в это время на подстанции (гидроэлектростанции), следует обеспечить согласованность их действий с действиями соответствующего диспетчера, имеющего возможность выполнить операции с помощью устройств телемеханики.
    
    1.5.7. При принятии решений по ликвидации аварий диспетчер должен учитывать самостоятельные действия оперативного персонала нижестоящего уровня, выполняемые как при потере связи, так и независимо от потери связи.
    
    При восстановлении связи оперативный персонал обязан доложить о выполненных действиях по ликвидации аварии вышестоящему диспетчеру.
    
    

2. ДЕЙСТВИЯ ОПЕРАТИВНОГО ПЕРСОНАЛА ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ
И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ В ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЕ,
ОБЪЕДИНЕННЫХ ЭНЕРГОСИСТЕМАХ И В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ,
ВХОДЯЩИХ В ОБЪЕДИНЕНИЕ И РАБОТАЮЩИХ
ИЗОЛИРОВАННО (РАЗДЕЛЬНО)

         

2.1. Технические и организационные меры по предотвращению
и ликвидации аварий при понижении частоты, перегрузке линий
электропередачи, нарушении синхронизма и понижении напряжения

    
    
    2.1.1. В нормальных условиях частота электрического тока в ЕЭС, ОЭС и энергосистемах, входящих в ЕЭС, и в раздельно работающих ОЭС и энергосистемах должна поддерживаться в соответствии с ГОСТ 13109-87.
    
    2.1.2. Глубокое понижение частоты ниже 49,0 Гц недопустимо по режиму работы реакторных установок АЭС и котельных агрегатов тепловых электростанций с поперечными связями и с блоками 150-200 МВт, имеющих питательные насосы и главные циркуляционные насосы АЭС с электрическим приводом, из-за понижения давления и расхода питательной воды.
    
    2.1.3. Для предотвращения опасного снижения частоты при внезапном возникновении дефицита мощности в энергосистемах должны быть установлены устройства АЧР и для восстановления энергоснабжения потребителей - устройства ЧАПВ в соответствии с действующим Сборником директивных материалов.
    
    2.1.4. Энергосистемы обязаны осуществлять контроль на предприятиях, чтобы нагрузки, отключаемые АЧР, не имели АВР.
    
    2.1.5. Для быстрой ликвидации дефицита генерируемой мощности на электростанциях должны быть выполнены:
    
    а) параметры систем регулирования турбин соответствовать требованиям ПТЭ и руководящим документам;
    
    б) устройства автоматического пуска и ускоренной загрузки гидрогенераторов ГЭС, а также перевода их из режима СК в генераторный режим;
    
    в) устройства автоматического отключения гидрогенераторов ГАЭС, работающих в двигательном режиме, пуск и загрузка их в генераторном режиме;
    
    г) автоматический или ручной пуск и загрузка газотурбинных установок (ГТУ);
    
    д) возможность загрузки агрегатов и взятие разрешенных перегрузок на электростанциях самостоятельно персоналом электростанций с контролем загрузки линий электропередачи по распоряжениям диспетчеров энергосистем, ОДУ и ЦДУ.
    
    Установки пуска и загрузки агрегатов задаются ЦДУ, ОДУ или ЦДС энергосистем, при этом нижняя установка должна быть выше уставки работы спецочереди АЧР и составлять 49,3 - 49,7 Гц.
    
    2.1.6. В целях предотвращения полного останова тепловых электростанций при внезапном образовании большого дефицита мощности и глубокого понижения частоты, что может произойти при отделении дефицитных ОЭС, энергосистем или энергорайонов вследствие перегрузки и отключения линий электропередачи в соответствии с действующими руководящими документами должна быть выполнена делительная автоматика по частоте.
    
    2.1.7. На тепловых электростанциях с поперечными связями с учетом электрической схемы соединений с энергосистемой и возможной аварийной ситуации должна быть разработана схема выделения всей электростанции или ее части на изолированную работу с потребителями, питающимися от шин электростанции, или с прилегающим к ней районом электрической сети.
    
    Отделяемая от системы часть электростанции во всех режимах должна иметь небольшой избыток мощности для повышения частоты.
    
    Автоматика должна действовать с двумя пусковыми органами: с уставками 45-46 Гц и 0,5 с и 47 Гц и 30-40 с. Для электростанций, расположенных в особо дефицитных районах, допускается неселективное по отношению к АЧР 1 отделение с уставками 46,5-47,5 Гц и не более 1 с.
    
    Схема отделения должна иметь минимальное количество отключаемых выключателей.
    
    Для оперативного персонала должны быть составлены четкие инструкции о порядке автоматического и ручного отделения электростанции.
    
    2.1.8. На блочных электростанциях энергосистемы совместно с ОДУ определяют возможность отделения автоматикой по частоте электростанции или нескольких блоков, где имеется ОРУ 110-220 кВ, с нагрузкой ближайших районов сети; при этом не должно быть сложных переключений, количество отключаемых выключателей должно быть минимальным.
    
    На блочных электростанциях, где по схеме окажется невозможно выделение электростанции или ее части, должна быть автоматика отделения по частоте одного или нескольких блоков с их собственными нуждами. Режим работы блока, выделившегося с нагрузкой СН, должен быть проверен экспериментально.
    
    В инструкции для оперативного персонала должны содержаться четкие указания по сохранению в работе выделившихся блоков и использованию их для разворота остановившихся блоков, включения в сеть и подъема нагрузки.
    
    2.1.9. В целях ускорения восстановления энергосистемы при авариях, сопровождающихся значительной потерей мощности, отключением линий электропередачи, полным остановом электростанций с потерей собственных нужд, энергосистемы совместно с электростанциями, а для крупноблочных электростанций совместно с ОДУ в сложившихся условиях определяют варианты схем подачи напряжения для разворота электростанций от резервных источников.
    
    2.1.10. В качестве резервных источников назначают в первую очередь гидроэлектростанции, а при их отсутствии или невозможности использования их по схеме электрической сети - тепловые электростанции с поперечными связями, а также линии электропередачи от смежных энергосистем.
    
    Должны быть выполнены предварительные расчеты устойчивости и условий отсутствия самовозбуждения генераторов при включении в электросеть и на линии электропередачи без нагрузки.
    
    2.1.11. При ликвидации аварии диспетчер энергосистемы (ОДУ) должен подавать напряжение на шины обесточившейся электростанции в первую очередь.
    
    2.1.12. Персонал электростанции при обесточивании распределительного устройства остановом всех генераторов и потерей собственных нужд должен подготовить схему для приема напряжения, для чего:
    
    а) отключить выключатели генераторов, а при отсутствии генераторных выключателей - выключатели блочных трансформаторов со всех сторон и снять с них оперативный ток;
    
    б) для предотвращения перегрузки трансформаторов собственных нужд от пусковых токов при подаче напряжения отключить выключатели всех неответственных электродвигателей собственных нужд напряжением 3-6 кВ.
    
    Выключатели трансформаторов собственных нужд 6/04 (3/04) кВ должны быть включенными;
    
    в) по указанию диспетчера энергосистемы, а при отсутствии связи самостоятельно отключить выключатели обесточенных линий электропередачи;
    
    г) отключить разъединителями поврежденную часть распределительного устройства и поврежденных электроаппаратов;
    
    д) при получении напряжения по сообщению диспетчера энергосистемы, а при отсутствии связи по показаниям вольтметров линий электропередачи включить выключатель линиии резервных трансформаторов собственных нужд, подать напряжение на секции собственных нужд и приступить к развороту агрегатов.
    
    Агрегаты, не подлежащие включению, для предотвращения их повреждения должны быть поставлены в режим расхолаживания (включить маслонасосы турбин, валоповоротные устройства и др.).
    
    2.1.13. Для поддержания частоты в соответствии с требованиями ГОСТ при недостатке мощности и энергоресурсов в ЕЭС, отдельных ОЭС или раздельно работающих энергосистемах, а также для разгрузки перегруженных линий электропередачи, повышения напряжения в узлах, если его значение понизилось ниже аварийно-допустимого, в каждой энергосистеме и ОЭС должны быть составлены:
    
    графики ограничения потребления электрической мощности;
    
    графики ограничения потребления электроэнергии;
    
    графики экстренного отключения потребителей в течение 2-5 мин;
    
    графики отключения потребителей при дефиците мощности;
    
    перечень и объем нагрузки потребителей, отключаемой дистанционно по каналам противоаварийной автоматики.
    
    2.1.14. Графики отключения и ограничения потребителей должны составляться в соответствии с действующей Инструкцией о порядке составления и применения графиков ограничения потребителей и отключения электрической энергии при недостатке электрической энергии и мощности в энергосистемах и их объединениях.
    
    2.1.15. Оперативный персонал энергосистемы обязан осуществлять строгий контроль за эффективностью отключения потребителей, не допуская переключения нагрузки, отключаемой по графикам отключения электроэнергии на оставшиеся в работе источники питания.
    
    2.1.16. В целях снижения максимума нагрузки при дефиците мощности или ограниченной пропускной способности электрических связей энергосистемы заключают договора с предприятиями по снижению максимума потребления в часы пика нагрузки в энергосистеме.
    
    

2.2. Действия оперативного персонала при снижении частоты
электрического тока из-за недостатка мощности или энергоресурсов


    
    2.2.1. Ответственным за поддержание (регулирование) частоты электрического тока в ЕЭС в соответствии с требованиями ГОСТ является диспетчер ЦДУ ЕЭС или диспетчер ОДУ (энергосистемы) в изолированно работающей ОЭС (энергосистеме).
    
    Кроме того, в поддержании нормального уровня частоты обязаны участвовать все энергосистемы, работающие параллельно.
    
    Для этого каждая энергосистема (ОЭС) должна выполнять заданный суточный график сальдо-перетока мощности с коррекцией его величины в зависимости от уровня частоты.
    
    Если для регулирования частоты в ЕЭС (ОЭС, энергосистеме) назначена отдельная электростанция или несколько электростанций, то диспетчер, ответственный за регулирование частоты, разгружая или загружая другие электростанции, обеспечивает ей необходимый регулировочный диапазон.
    
    При снижении частоты в ЕЭС (ОЭС или энергосистеме) при потере генерирующей мощности или возрастании потребления диспетчеры энергосистем (ОДУ) не должны своими действиями отрицательно влиять на режим работы остальных энергосистем (ОЭС) - например, разгружать электростанции для сохранения своего сальдо-перетока мощности.
    
    При снижении частоты в ЕЭС (ОЭС, энергосистеме) диспетчеры избыточных энергосистем не должны снижать выдачу, а дефицитных энергосистем - увеличивать прием своего сальдо-перетока мощности, а при недопустимо низком уровне частоты или дальнейшем ее снижении по команде диспетчера, регулирующего частоту, должны повысить задаваемые значения резервов мощности.
    
    Диспетчер энергосистемы (ОЭС), в которой произошла потеря генерируемой мощности, должен использовать все имеющиеся собственные резервы мощности (по согласованию с вышестоящими диспетчерами), а также через диспетчера, ответственного за регулирование частоты, найти и согласовать использование резервов мощности других энергосистем (ОЭС) с учетом пропускной способности связей.
    
    2.2.2. Для предотвращения возможного понижения частоты в ЕЭС или изолированно работающих ОЭС, энергосистеме или перегрузки межсистемных или внутрисистемных связей в период предстоящего прохождения максимума нагрузки (утреннего или вечернего) диспетчер ЦДУ, ОДУ или энергосистемы после анализа ожидаемого баланса мощности должен при необходимости:
    
    а) подготовить ГАЭС для работы в генераторном режиме;
    
    б) дать команду на разворот энергетического оборудования из холодного резерва;
    
    в) приостановить вывод в ремонт генерирующего оборудования и линий электропередачи, снижающих пропускную способность перегружаемых сечений (независимо от разрешенной заявки);
    
    г) вывести из ремонта в пределах аварийной готовности и приостановить вывод в ремонт линий и энергооборудования, снижающего выпуск мощности из избыточных районов;
    
    д) задать ограничение потребления (новый предельный уровень потребления в энергосистеме или изменить заданный сальдо-переток мощности в дефицитной ОЭС и энергосистеме).
    
    2.2.3. При внезапном понижении частоты (в течение нескольких секунд, при потере значительной генерирующей мощности или выделении отдельных ОЭС, энергосистем, регионов или узлов с дефицитом мощности) на 0,1 Гц и более от предшествующего установившегося значения диспетчеры ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистемы должны на основании показаний приборов диспетчерского пункта, опроса подчиненного оперативного персонала и сообщений с мест определить причины понижения частоты, выяснить состояние и режим работы контролируемых межсистемных и внутрисистемных связей и принять меры по восстановлению частоты до уровня, установленного ГОСТ (если не поступили другие указания или распоряжения руководства), путем использования резервов мощности в энергосистемах, не допуская при этом превышения допустимых перетоков мощности по контролируемым сечениям.
    
    При потере генерируемой мощности, отключении энергоблоков, линий электропередачи или погашении подстанции начальник смены электростанции, диспетчер энергосистемы обязан немедленно сообщить вышестоящему диспетчеру об аварийных отключениях и принять меры по ликвидации нарушения. Если частота продолжает снижаться, то необходимо:
    
    а) пустить резервные гидрогенераторы или перевести их в режим активной нагрузки, если они работали в режиме синхронного компенсатора;
    
    б) перевести агрегаты гидроаккумулирующих электростанций в генераторный режим, если они работали в моторном режиме;
    
    в) взять разрешенные аварийные перегрузки с контролем нагрузки линий электропередачи;
    
    г) задержать отключение в ремонт или резерв агрегатов;
    
    д) повысить нагрузку на ТЭЦ за счет изменения температуры сетевой воды;
    
    е) провести мероприятия по снижению электропотребления путем снижения напряжения у потребителей.
    
    2.2.4. Если проведение мероприятий по предыдущему пункту не обеспечивает повышения частоты до 49,5 Гц, то диспетчер, ответственный за поддержание частоты, должен повысить частоту путем отключения потребителей (изменением сальдо-перетока мощности), если это не оговорено особо другими документами или распоряжениями руководства ЦДУ ЕЭС или Минтопэнерго России.
    
    При выполнении распоряжения диспетчеры ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистем обязаны следить за перетоками по контролируемым межсистемным и внутрисистемным связям, не допуская превышения перетоков сверх установленного инструкциями максимально допустимых значений.
    
    2.2.5. При большой потере генерирующей мощности и глубоком снижении частоты, если, несмотря на работу АЧР, частота остается ниже 49,0 Гц, диспетчер, ответственный за регулирование частоты, по истечении 3-5 мин (времени, достаточного для использования всех резервов мощности) должен повысить частоту отключенных потребителей, не допуская при этом перегрузки внутрисистемных и межсистемных связей. В этом случае, учитывая опасность отключения в соответствии с регламентом работы блоков АЭС, отключение потребителей по команде диспетчера, ответственного за регулирование частоты, должно производиться во всех энергосистемах независимо от выполнения ими заданных сальдо-перетоков мощности.
    
    Необходимый объем отключений потребителей определяется в соответствии с установленной зависимостью изменения нагрузки от частоты. При отсутствии данных следует отключать мощность 1% нагрузки потребления на 0,1 Гц восстанавливаемой частоты.
    
    2.2.6. При понижении частоты до 46-47 Гц, сопровождающемся глубоким понижением напряжения, в результате которого могут создаться условия отказа в работе АЧР, начальники смены электростанций должны самостоятельно провести мероприятия по включению собственных нужд на несинхронное питание согласно местным инструкциям.
    
    2.2.7. После ликвидации аварии при срабатывании АЧР диспетчер, ответственный за регулирование частоты, должен повысить частоту на 0,1-0,2 Гц выше верхней уставки ЧАПВ.
    
    Включение отключенных потребителей должно проводиться с контролем частоты и перетоков мощности по внутрисистемным и межсистемным связям.
    
    2.2.8. При работе ЕЭС или изолированной ОЭС (энергосистемы) с пониженной частотой (ниже 49,5 Гц) в электрических сетях и на электростанциях не должно производиться плановых переключений в распределительных устройствах, в устройствах релейной защиты и противоаварийной автоматики и устройствах технологической автоматики энергоблоков, кроме переключений при аварийных ситуациях.
    
    

2.3. Предотвращение и ликвидация аварий из-за повышения частоты электрического тока

    
    
     2.3.1. При внезапном (в течение нескольких секунд) повышении частоты на 0,1 Гц и более против установившегося значения диспетчер ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистемы должны на основании показаний устройств телесигнализации на диспетчерском пункте, опроса и сообщений подчиненного оперативного персонала определить причины повышения частоты, выяснить состояние и режим работы межсистемных и внутрисистемных контролируемых связей, а при частоте более 50,20 Гц принять меры по разгрузке электростанций (ГЭС, ТЭС, ТЭЦ) и переводу агрегатов ГАЭС в двигательный режим для снижения частоты.
    
    2.3.2. В случае возникновения перегрузки контролируемых связей диспетчеры ОДУ должны самостоятельно принять меры по их разгрузке или перераспределению нагрузок электростанций, обеспечивающих снижение перетоков мощности до допустимых значений.
    
    О всех произведенных действиях по изменению нагрузок электростанций, отключении оборудования электростанций начальники смен станций должны немедленно ставить в известность диспетчера энергосистемы, диспетчер энергосистемы - докладывать диспетчеру ОДУ, а диспетчер ОДУ - диспетчеру ЦДУ ЕЭС.
    
    2.3.3. При повышении частоты выше 50,2 Гц диспетчеры ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистем должны принять меры по разгрузке электростанций для снижения частоты с контролем перетоков мощности по межсистемным и внутрисистемным связям.
    
    При этом для сохранения устойчивости по конкретным связям диспетчеры ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистем должны разгружать электростанции в избыточной части и загружать электростанции (или отключать потребителей) в дефицитной части, добиваясь понижения общего уровня частоты и сохранения устойчивости по связям.
    
    2.3.4. При исчерпании регулировочных возможностей на ГЭС и ТЭС и повышении частоты выше 50,4 Гц оперативный персонал энергосистемы и дежурный персонал электростанций с разрешения диспетчера энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС принимает меры по снижению частоты путем отключения энергоблоков тепловых электростанций и аварийной разгрузки АЭС с блоками типа ВВЭР на 5-10%.
    
    2.3.5. При дальнейшем повышении частоты в отделившейся энергосистеме, ОЭС или изолированно работающем регионе и при достижении значения 51,5 Гц начальники смен электростанций должны самостоятельно приступить к глубокой разгрузке ТЭС путем перевода энергоблоков с турбонасосами на скользящие параметры пара, отключения котлов на дубль-блоках, а также отключать энергоблоки.
    
    О произведенных действиях начальники смен электростанций должны немедленно ставить в известность диспетчера энергосистемы.
    
    Диспетчер энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС должны контролировать действия подчиненного персонала, а также режим контролируемых межсистемных и внутрисистемных связей, при этом должны быть запрещены или отменены операции, связанные с отключением или планируемым отключением указанных линий.
    

    

2.4. Предотвращение аварий при отключении линий электропередачи
или другого оборудования

    
    
    2.4.1. При аварийном отключении линии, трансформаторов связи, шунтирующего реактора и другого оборудования диспетчер, в чьем оперативном ведении или управлении находится оборудование, обязан:
    
    а) отрегулировать допустимый режим работы контролируемых связей (допустимые перетоки мощности для создавшейся схемы, уровни напряжения), особо обратив внимание на режим работы связей АЭС с энергосистемой, и провести, если это необходимо, операции по перестройке релейной защиты и противоаварийной автоматики в соответствии с инструкцией или программой переключений;
    
    б) принять срочные меры по включению потребителей, отключенных действием устройств специальной автоматики отключения нагрузки (САОН), а при невозможности включить их после отключения других потребителей по графикам аварийных отключений (или ограничений) и снижения перетока мощности по контролируемым связям;
    
    в) определить на основе показаний устройств телесигнализации и телеизмерения, анализа работы устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, опроса подчиненного персонала и сообщения с мест причины отключений и после устранения причин включить оборудование в работу.
    
    2.4.2. После аварийного отключения линии на основе показаний фиксирующих измерительных приборов, анализа работы устройств релейной защиты, осмотра оборудования на подстанциях и при отсутствии видимого повреждения производится опробование ее напряжением; при повторном отключении после анализа срабатывания устройств релейной защиты линия выводится в ремонт, организуется обход (облет) линии и проявление осциллограмм.
    
    При необходимости быстрейшего включения линии по условиям надежности схемы электроснабжения или избежания (уменьшения объема) ограничений потребителей допускается неоднократное опробование ее напряжением (особенно при гололедообразовании или грозе), когда отключение линии часто вызывается неустойчивым коротким замыканием.
    
    Перед опробованием линии напряжением следует иметь в виду, что при отказе выключателя, которым подается напряжение на линию, возможно отключение других элементов сети (СШ, АТ, ВЛ), сопровождающееся развитием аварии и возможным отключением потребителей.
    
    Опробование напряжением со стороны АЭС линии, отключившейся от короткого замыкания, запрещается.
    
    2.4.3. При необходимости срочного отключения оборудования, связанного с угрозой повреждения оборудования или жизни людей, и невозможности быстрой подготовки режима допускается его отключение без подготовки режима.
    
    2.4.4. Диспетчеры ОДУ и энергосистем, в которых произошла потеря генерируемой мощности или отключение линий электропередачи, вызвавших загрузку межсистемных или внутрисистемных связей сверх установленных инструкциями допустимых значений, должны аварийно поднять имеющиеся резервы мощности для разгрузки контролируемых сечений и линий.
    
    При исчерпании резервов и превышении аварийно-допустимых перетоков мощности в контролируемых сечениях диспетчер, отвечающий за регулирование указанного перетока, должен самостоятельно для снижения перетока мощности и предотвращения нарушения устойчивости параллельной работы по этим связям дать команду на отключение потребителей с питающих центров (или изменение своего сальдо-перетока мощности), а при необходимости использовать отключение потребителей дистанционно по каналам противоаварийной автоматики.
    
    

2.5. Действия оперативного персонала при понижении напряжения в основных узловых пунктах энергосистемы

    
    
    2.5.1. Оперативным персоналом предприятий электрических сетей, энергосистем, ОДУ, ЦДУ ЕЭС осуществляется контроль и регулирование напряжения в заданных контрольных пунктах сети в соответствии с утвержденными графиками напряжений.
    
    2.5.2. Если напряжение в этих пунктах снижается до указанного аварийного предела, оперативный персонал электростанций и подстанций с синхронными компенсаторами должен самостоятельно поддерживать напряжение путем использования перегрузочной способности генераторов и компенсаторов, а диспетчеры энергосистем, ОДУ, ЦДУ ЕЭС должны оказывать энергопредприятиям помощь путем перераспределения реактивной и активной мощности между ними. При этом разрешается повышать напряжение в отдельных контрольных пунктах до значений не выше предельно допустимого для оборудования.
    
    2.5.3. В случае понижения напряжения ниже минимально установленных уровней на одном или нескольких объектах диспетчер ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистемы, а также персонал электростанций и подстанций обязан на основе опроса подчиненного персонала, сообщений с мест, показаний устройств телеизмерений и телесигнализации определить причины понижения напряжения и принять меры:
    
    а) увеличение загрузки синхронных компенсаторов и генераторов по реактивной мощности вплоть до взятия аварийных перегрузок. При этом необходимо предупредить возможное отключение генератора защиты от перегрузки ротора.
    
    После получения сообщений о перегрузке генераторов (синхронных компенсаторов) диспетчер обязан принять меры к их разгрузке до истечения допустимого срока взятых перегрузок, не допуская понижения напряжения. В противном случае перегрузки будут сняты оперативным персоналом, генераторы будут разгружены до номинальных токов статора и ротора, что может привести к дальнейшему глубокому снижению напряжения и возможному распаду энергосистемы, погашению потребителей;
    
    б) включение батарей статических конденсаторов;
    
    в) отключение шунтирующих реакторов;
    
    г) изменение коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН;
    
    д) снижение перетоков мощности по линиям.
    
    О всех принятых мерах оперативный персонал должен сообщить вышестоящему диспетчеру.
    
    2.5.4. Если после принятых мер по восстановлению напряжения оно остается ниже аварийного значения, необходимо отключить потребители (по графикам отключения потребителей с питающих Центров) в том узле, где произошло снижение напряжения.
    
    2.5.5. При понижении напряжения на энергообъектах одной из энергосистем диспетчер ОДУ (ЦДУ ЕЭС) обязан оказать помощь в повышении напряжения следующими мерами, осуществляемыми в смежных энергосистемах:
    
    а) использованием резервов реактивной мощности на электростанциях смежных энергосистем с повышением напряжения в пределах длительно допустимых значений;
    
    б) использованием разгрузки генераторов по активной мощности и увеличением загрузки по реактивной в энергосистемах с пониженным напряжением.
    
    Запрещается разгружать генераторы по активной мощности и загружать их по реактивной мощности в дефицитных энергосистемах или ОЭС, если это может привести к увеличению перетоков по связям выше максимально допустимых.
    
    Однако, если в результате понижения напряжения в электрических сетях понизится напряжение собственных нужд электростанций до значения ниже аварийно-допустимого, диспетчеры энергосистемы для предотвращения нарушения режима работы механизмов собственных нужд (особенно АЭС) и полного останова агрегатов электростанций обязаны разгрузкой генераторов по активной мощности (по согласованию с диспетчером ОДУ) или отключением потребителей повысить напряжение до уровня, обеспечивающего нормальный режим работы агрегатов;
    
    в) отключение части шунтирующих реакторов;
    
    г) изменением потокораспределения активной мощности;
    
    д) перераспределением потоков реактивной мощности с помощью оперативного изменения коэффициентов трансформации на трансформаторах с РПН;
    
    е) изменением схемы электросетей.
    
    2.5.6. При понижении напряжения, вызванном неотключившимся КЗ в электросети, диспетчер соответствующего уровня должен до истечения срока взятых перегрузок на генераторах и синхронных компенсаторах определить и отключить место КЗ.
    
    Определение места КЗ диспетчер энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС должен производить на основании анализа уровней напряжения, перетоков активной и реактивной мощности, действия релейной защиты и опроса оперативного персонала и сообщений с мест.
    
     

2.6. Предотвращение повышения уровней напряжения на оборудовании сверх
допустимых значений



     2.6.1. Диспетчеры ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистем должны поддерживать уровни напряжений в контрольных пунктах в соответствии с заданным графиком, а также не допускать на оборудовании превышения уровней напряжения, установленных ПТЭ и нормами завода-изготовителя.
    
    2.6.2. В случае повышения напряжения сверх допустимого на одном или нескольких объектах диспетчер ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистемы обязан на основе сообщений с мест, показаний устройств телеизмерений и телесигнализации выявить причины повышения напряжения (односторонне отключены ВЛ, разгружены линии электропередачи, отключены шунтирующие реакторы) и принять меры по его снижению:
    
    снижение загрузки генераторов электростанций и синхронных компенсаторов по реактивной мощности, работающих в режиме выдачи, перевод их в режим потребления (или увеличения потребления) реактивной мощности;
    
    отключение батарей статических конденсаторов;
    
    включение шунтирующих реакторов, находящихся в резерве;
    
    увеличение загрузки линий электропередачи перетоками мощности;
    
    изменение коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН;
    
    вывод в резерв линии в районе повышенного напряжения только выключателями.
    
    При одностороннем отключении линии и повышении напряжения сверх допустимого необходимо включить эту линию в транзит, а при невозможности снять с нее напряжение.
    

    

2.7. Ликвидация асинхронного режима работы отдельных частей ЕЭС, ОЭС, энергосистем и электростанций

    
    
    2.7.1. Причинами нарушения синхронной работы отдельных частей ЕЭС могут быть:
    
    а) перегрузка межсистемных транзитных связей мощностью по условиям устойчивости (аварийное отключение большой генерируемой мощности, интенсивный рост потребляемой мощности, отказ устройств противоаварийной автоматики);
    
    б) отказ выключателей или защит при КЗ в электросетях;
    
    в) несинхронное включение связей.
    
    2.7.2. Основными признаками асинхронного хода являются устойчивые глубокие периодические колебания тока, мощности, напряжения по линии связи и на энергообъектах, а также возникновение разности частот между частями ЕЭС, ОЭС, энергосистем, вышедшими из синхронизма, несмотря на сохранение электрической связи между ними.
    
    На шинах электростанций и подстанций, находящихся вблизи электрического центра качаний, происходят периодические глубокие колебания напряжения с понижением его ниже аварийно-допустимых значений, в том числе на собственных нуждах с возможным отключением ответственных механизмов собственных нужд и отдельных агрегатов.
    
     Для электростанций, оказавшихся вблизи электрического центра качаний (ЭЦК), характерно нарушение синхронизма генераторов со сбросом мощности.
    
    При нарушении синхронизма и глубоком понижении частоты электрического тока в дефицитном районе до значения срабатывания АЧР возможна автоматическая синхронизация и прекращение асинхронного режима.
    
    Диспетчеры ОДУ, энергосистем должны принимать во внимание, что вследствие периодических колебаний мощности по загруженным линиям электропередачи возможно срабатывание автоматики разгрузки от перегрузки мощностью (АРПМ) с отключением потребителей и генерируемой мощности на электростанциях в вышедших из синхронизма частях энергосистемы, ОЭС, региона.
    
    О возникновении асинхронного режима оперативный персонал должен немедленно сообщить вышестоящему оперативному персоналу.
    
    При недостаточности полученной информации диспетчер должен выяснить обстановку путем дополнительного опроса оперативного персонала ОДУ, энергосистем, электростанций, подстанций.
    
    2.7.3. При нарушении устойчивости межсистемных транзитных линий связей возникший асинхронный режим нормально должен ликвидироваться автоматикой ликвидации асинхронного режима (АЛАР). Если почему-либо АЛАР отказала и асинхронный режим продолжается, диспетчер энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС обязан дать команду на разделение транзитов, асинхронно работающих энергосистем или узлов в местах установки АЛАР.
    

    2.7.4. При появлении в энергосистеме качаний токов, мощности и напряжения диспетчер должен уметь различать синхронные качания от асинхронного режима.
    
    При синхронных качаниях по транзитным линиям связи мощность, как правило, не меняет своего знака и сохраняет свое среднее значение за период. Поэтому при синхронных качаниях не бывает устойчивой разности частот в соответствующих частях энергосистемы, ОЭС, ЕЭС.
    
    Синхронные качания токов и напряжения на генераторах и синхронных компенсаторах обычно происходят около среднего значения, близкого к нормальному (до появления качаний) значению.
    
    Синхронные качания, как правило, затухающие, поэтому в указанных случаях далекие энергосистемы, ОЭС, ЕЭС не требуются.
    
    Для ускорения прекращения синхронных качаний генераторов диспетчер должен по возможности разгрузить их по активной мощности и повысить реактивную мощность, не допуская перегрузки транзитных связей.
    
    При синхронных качаниях по межсистемным связям, вызванных перегрузкой сечения, необходимо повысить напряжение в приемной части, уменьшить переток за счет использования резерва или отключения потребителей.
    
    

2.8. Ликвидация аварий, связанных с разделением ЕЭС, ОЭС, энергосистемы

    
    
    2.8.1. При ликвидации аварии с разделением ЕЭС, ОЭС, энергосистемы диспетчер ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистемы должен на основании показаний приборов диспетчерского пункта, сообщений с мест, опроса подчиненного оперативного персонала и анализа действия устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики выявить характер аварии и причины ее возникновения (аварийное отключение линии электропередачи; обесточивание основных распределительных устройств; потеря большой генерирующей мощности, вызвавшей перегрузку линий и срабатывание делительной автоматики; отказ или неправильные действия устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики; ошибки персонала при производстве переключений), установить место повреждения, определить, на какие несинхронные части разделилась ЕЭС, ОЭС, энергосистема, а также уровни частоты и напряжения в раздельно работающих частях. Одновременно диспетчер должен выяснить состояние и загрузку межсистемных и других контролируемых внутрисистемных связей.
    
    2.8.2. Оперативный персонал электростанций и электрических сетей при возникновении указанных аварийных режимов обязан:
    
    а) сообщить диспетчеру энергосистемы о происшедших отключениях на объектах, об отклонениях частоты и напряжения и наличии перегрузок основных транзитных линий электропередачи.
    
    Оперативный персонал не должен занимать время диспетчера сообщениями об отключении и перегрузке оборудования, не имеющего системного значения (отключение тупиковых линий, отходящих линий, потребителей сетей напряжением 35 кВ и ниже);
    
    б) принять все меры по восстановлению частоты и напряжения;
    
    в) снять перегрузки с транзитных линий электропередачи при угрозе нарушения статической устойчивости;
    
    г) обеспечить надежную работу механизмов собственных нужд вплоть до их выделения на несинхронное питание при понижении частоты до установленных для данной электростанции пределов;
    
    д) синхронизировать отделившиеся во время аварии генераторы или электростанции при наличии напряжения от энергосистемы (или при появлении его после исчезновения).
    
    При отсутствии напряжения на шинах высокого напряжения необходимо удержать отключенные генераторы (не входящие в схему выделения собственных нужд) на холостом ходу: крупные блоки, для которых не разрешена работа на холостом ходу, должны быть в состоянии готовности к быстрому развороту и обратному включению в сеть с набором нагрузки.
    

    2.8.3. После разделения во избежание развития аварии оперативный персонал энергосистем и ОДУ обязан немедленно, не дожидаясь распоряжения вышестоящего диспетчера, принять меры к восстановлению частоты и напряжения в раздельно работающих частях энергосистемы и устранению перегрузок оборудования и линий электропередачи. При сохранении в разделившихся частях допустимых уровней частоты и напряжения диспетчер ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистемы обязан принять меры к синхронизации этих частей.
    
    Синхронизация должна производиться при разности частот не более 0,1 Гц с учетом возможного наброса мощности на межсистемные и внутрисистемные связи, при этом не должно допускаться срабатывание АРПМ при синхронизации разделившихся частей ЕЭС, ОЭС, энергосистемы. В ОЭС и энергосистемах местными инструкциями должны быть определены энергорайоны и сечения, по которым разрешается производить синхронизацию с большой разностью частот или несинхронное включение с указанием допустимой разности частот.
    
    2.8.4. При разделении ЕЭС, ОЭС, энергосистемы на отдельные части диспетчер ЦДУ ЕЭС, ОДУ должен поручить регулирование частоты в каждой раздельно работающей части энергосистемы, ОЭС, ЕЭС соответствующему диспетчеру или принять регулирование на себя.
    
    2.8.5. Для ускорения синхронизации диспетчер ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистем должен дать распоряжение диспетчерам, ответственным за регулирование частоты в отделившихся частях ЕЭС, ОЭС, энергосистемах с пониженной частотой, о принятии мер по повышению частоты, диспетчерам ОЭС, энергосистем с повышенной частотой о ее понижении с указанием значения частоты, при которой будет производиться синхронизация разделившихся частей.
    
    При невозможности повысить частоту в дефицитной по мощности части до необходимого для синхронизации значения повышение частоты (после принятия всех мер) должно осуществляться за счет отключения потребителей.
    
    При этом диспетчеры всех уровней должны иметь перечень мест (электростанций и подстанций), на которых имеются устройства синхронизации.
    
    2.8.6. При аварийном разъединении энергосистем, ОЭС или ЕЭС в целях максимального сокращения объема отключаемых потребителей в дефицитной части и быстрейшей обратной их синхронизации между собой допускается:
    

    а) производить их синхронизацию при снижении частоты в избыточной части, но не ниже чем до 49,5 Гц. При этом уровень частот в избыточной части определяется соответствующим диспетчером, исходя из сложившейся ситуации (возможность снижения частоты по режиму, размер отделившейся части по мощности);
    
    б) переводить с кратковременным перерывом питания участки электросети с несколькими подстанциями, питающиеся от части энергосистемы с дефицитом мощности, на питание от части энергосистемы, имеющей резерв, или на питание от смежных энергосистем, если это допустимо по режиму их работы;
    
    в) отделять от части энергосистемы отдельные генераторы или электростанции и синхронизировать их с дефицитной частью энергосистемы.
    
    Снижение частоты должно производиться плавно небольшими ступенями через 0,1 Гц. При этом диспетчеры ЦДУ ЕЭС, ОДУ и энергосистем должны внимательно следить за перетоками мощности по межсистемным и внутрисистемным транзитным связям, не допуская превышения перетоков сверх максимально допустимых значений, разрешенных действующими инструкциями. Диспетчер подстанции (электростанции) обязан следить за синхроноскопом и в момент уравнивания частот произвести синхронизацию частей.
    
    2.8.7. Если в результате аварии полностью потеряно напряжение на ряде основных электростанций и у потребителей, диспетчер энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС обязан подачей напряжения от частей энергосистемы с нормальной частотой восстановить питание собственных нужд электростанций и в первую очередь мощных блочных электростанций. В дальнейшем по мере разворота оборудования электростанций и набором нагрузки диспетчер ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистемы должен подавать напряжение толчком на потерявшие напряжение участки ЕЭС, ОЭС, энергосистемы. Диспетчер энергосистемы, потерявшей напряжение, при ликвидации аварии в первую очередь должен учитывать возможность получения напряжения со стороны ОЭС.
    
    Напряжение на обесточенные участки должно подаваться толчком от частей энергосистемы, имеющих резерв мощности, достаточный для покрытия нагрузки участка сети, чтобы набор нагрузки потребителями не вызывал бы недопустимое снижение частоты, перегрузку транзитных линий (сечений) и необходимость нового отключения потребителей.
    
    2.8.8. После ликвидации аварии диспетчер, ответственный за регулирование частоты в ЕЭС, ОЭС, энергосистеме, обязан для включения потребителей с помощью ЧАПВ при наличии резервов мощности и запасов по пропускной способности линий повысить кратковременно частоту на 0,1-0,2 Гц выше верхней уставки ЧАПВ.
    

    Если по балансу мощности это невозможно, диспетчер ЦДУ ЕЭС (ОДУ) раздельно работающей, энергосистемы должен дать указание о ручном включении потребителей с контролем уровня частоты и загрузки линий электропередачи.
    
    

2.9. Предотвращение аварий при возникновении перегрузки межсистемных
и внутрисистемных транзитных связей


    
    2.9.1. Перетоки мощности по межсистемным и внутрисистемным связям во всех режимах не должны превышать максимальных и разрешенных инструкциями аварийно-допустимых значений, а также длительно допустимых и аварийно-допустимых токовых нагрузок по нагреву проводов и оборудования линий.
    
    Работа с перетоками, превышающими аварийно-допустимые значения, запрещается.
    
    2.9.2. Переход на работу с аварийно-допустимыми перетоками мощности допускается осуществлять на период прохождения максимума нагрузок энергосистемы, ОЭС, ЕЭС или на время, необходимое для ввода ограничений потребителей, а в послеаварийном режиме (после отключения генератора, линии, автотрансформатора и др.) - на время, необходимое для мобилизации резерва (в том числе холодного), и оформляется записью в оперативном журнале диспетчером энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС (с указанием времени и причин перехода на работу с аварийно-допустимыми перетоками).
    
    2.9.3. Перегрузки сверх максимально (аварийно) допустимых значений перетоков мощности (токов) по связям, линиям и оборудованию должны устраняться:
    
    а) при наличии резерва - немедленной загрузкой электростанций в приемной части энергосистемы и разгрузкой их в передающей части для разгрузки транзитных связей, в других случаях - использованием одного из указанных приемов;
    
    б) при отсутствии резерва - за счет использования аварийных перегрузок генерирующего оборудования и ограничений и отключений в приемной части энергосистемы, а также разгрузкой генерирующей мощности в периферийных избыточных частях энергосистем, ОЭС, ЕЭС.
    
    2.9.4. Для предотвращения превышения аварийно-допустимых перетоков активной мощности диспетчер ЦДУ, ОДУ, энергосистем должен принять все меры по снижению перетока, вплоть до отключения потребителей с питающих центров, в том числе по графику экстренных отключений, а также дистанционно по каналам противоаварийной автоматики (ПА).
    
    2.9.5. Диспетчеру ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистемы разрешается осуществлять отключение потребителей дистанционно по каналам ПА согласно утвержденному руководством перечню в следующих случаях:
    
    а) если мероприятия по п.2.9.3 из-за низкой эффективности отключения потребителей не привели к снижению перетока мощности ниже аварийно допустимого значения;
    

    б) при отказе автоматики от наброса активной мощности на связи в условиях, когда она должна действовать на отключение потребителей (САОН);
    
    в) после срабатывания автоматики от наброса активной мощности на связи переток мощности вновь приближается к уставке срабатывания.
    
    При дистанционном воздействии на отключение потребителей по пп. а и в должны отключаться потребители, не подключенные к автоматике, от наброса мощности на перегруженные связи.
    
    Каждое отключение потребителей дистанционно по каналам ПА фиксируется соответствующим диспетчером записью в оперативном журнале с указанием времени и причин отключения.
    
    2.9.6. Потребители, отключенные устройствами противоаварийной автоматики или диспетчером дистанционно по каналу ПА, должны быть включены снова, если позволяет переток активной мощности по контролируемым связям. Если эти потребители не могут быть включены по указанной причине, то включить их можно после отключения других потребителей по графику аварийных отключений (ограничений) и снижения перетока мощности по контролируемым связям.
    

    

3. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ НА ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

    

3.1. Ликвидация аварий на системообразующих воздушных линиях электропередачи

    
    
    3.1.1. Отключение отдельных участков линий электропередачи напряжением 330-500-750-1150 кВ во многих случаях приводит к значительному ограничению мощности электрических станций, снижению пропускной способности оставшихся в работе связей, нарушению электроснабжения больших районов, разделению энергосистем. Поэтому диспетчеры ЦДУ, ОДУ и энергосистем должны принять необходимые меры по быстрейшему включению отключившихся линий электропередачи.
    
    Наиболее характерными причинами аварийного отключения линий являются: обрыв гирлянды, провода, троса, перекрытие на поросль, падение деревьев на провода, перекрытие изоляции при ее загрязнении или наличии нулевых изоляторов в гирлянде, или при прохождении под линией негабаритного транспортного средства, перекрытия изоляции во время грозы с ветром при приближении шлейфов проводов к стойке опоры, повреждение коммутационных аппаратов линии, образование гололеда с возникновением "пляски" проводов, пожар на трассе линии, неселективное или ложное срабатывание устройств релейной защиты или линейной автоматики, ошибочные действия оперативного, релейного или ремонтного персонала.
    
    3.1.2. При производстве переключений персонал должен учитывать, что линии электропередачи напряжением 500 кВ и выше и протяженностью более 150 км при включении под напряжение передают в сеть большую зарядную реактивную мощность, что может привести к работе устройств автоматики повышений напряжения (АПН) и развитию аварии.
    
    Поэтому оперативный персонал при включении под напряжение отключившейся линии должен обратить внимание на уровни напряжения в сети, наличие подключенных шунтирующих реакторов, схему прилегающей сети и подстанции, от которой линия ставится под напряжение.
    
    3.1.3. При автоматическом отключении линии электропередачи линейными защитами независимо от работы АПВ диспетчеры ЦДУ, ОДУ и энергосистем во всех случаях обязаны опробовать линию напряжением, если к моменту опробования не поступило сообщения о явном повреждении линии электропередачи или электроаппаратов, относящихся к ней (после подготовки допустимого режима).
    
    3.1.4. Если при отключении линий электропередачи, питающих узлы, нарушилось электроснабжение потребителей, а для опробования напряжением линии не требуется режимной подготовки электрической сети по напряжению и перетокам мощности, линию электропередачи необходимо как можно быстрее опробовать напряжением и замкнуть под нагрузку.
    

    3.1.5. В случае одностороннего отключения линии электропередачи (линия находится под напряжением) необходимо, если требуется, произвести операции с ПА и РЗ и замкнуть линию в транзит.
    
    3.1.6. Если при опробовании напряжением линии электропередачи она отключается линейными защитами с "толчком" тока для принятия решения по дальнейшим действиям диспетчеры ЦДУ, ОДУ и энергосистем должны выяснить у персонала сетевых предприятий и электростанций состояние линейного оборудования, а также погодные условия в районе прохождения трассы линии.
    
    3.1.7. При автоматическом отключении межсистемных, транзитных линий и линий электропередачи, обеспечивающих передачу мощности от АЭС, крупных ГРЭС и ГЭС, начальники смен электростанций, диспетчеры энергосистем, ОДУ, ЦДУ ЕЭС (в соответствии с подведомственной подчиненностью) обязаны немедленно самостоятельно произвести разгрузку электростанций до значения мощности, установленного технологической инструкцией для ремонтной схемы, разгрузить перегруженные межсистемные и внутрисистемные линии электропередачи до допустимых значений, указанных в технологических инструкциях, используя резервы мощности и принудительное отключение потребителей в дефицитных частях энергосистемы (ОЭС), а в избыточных - путем разгрузки электростанций.
    
    3.1.8. После подготовки режима для ремонтной схемы (допустимые перетоки мощности, нагрузка электростанций, уровни напряжения) в соответствии с требованиями технологических инструкций диспетчер, в управлении которого находится отключившаяся линия, определяет порядок опробования линии напряжением, принимая во внимание состояние подстанций (наличие в ремонте выключателей, систем шин, уровни напряжения и возможности его понижения, количество подключаемых шунтирующих реакторов по концам линии).
    
    Как правило, включение линии под напряжение производится со стороны подстанции с нормальной электрической схемой. Опробование напряжением линии со стороны АЭС и крупных ГРЭС производится в исключительных случаях, когда нет других возможностей.
    
    3.1.9. Если линия отключается защитами с "толчком" электрического тока, то необходимо на основе анализа работы защит по показаниям фиксирующих измерительных приборов и после осмотра оборудования на подстанциях, а также после проявления осциллограмм определить место повреждения и выслать в этот район ремонтную бригаду без права производства работ, но при этом с ней должна поддерживаться связь.
    

    Если причины отключения линии не выявлены, то через некоторое время произвести повторное опробование линии напряжением.
    
    При обнаружении повреждения линию выводят в ремонт с соблюдением требований правил техники безопасности.
    
    При отключениях линий электропередачи с успешным АПВ (ОАПВ) или при успешном включении линии под напряжение и замыкании ее в транзит необходимо принять все меры (обходы, осмотры оборудования, использование приборов по отысканию мест повреждения, опросы персонала, проявление осциллограмм и др.) по выяснению причин отключения линии.
    
    3.1.10. В регионах, подверженных интенсивному гололедообразованию и налипанию мокрого снега на провода и тросы линий электропередачи энергосистемы, ПО ДЭП, ОДУ и ЦДУ должны быть составлены инструкции и разработаны схемы и режимы плавки гололеда.
    
    3.1.11. При получении сообщения от Гидрометеорологического центра или областных обсерваторий о возможности образования гололеда, налипании мокрого снега и сильных ветрах персонал энергосистем и сетевых предприятий организовывает контроль за состоянием линий электропередачи, проверяет готовность схем и устройств для плавки гололеда на проводах и грозозащитных тросах.
    
    3.1.12. При наличии гололеда или налипании мокрого снега персонал сетевых предприятий устанавливает контроль за интенсивностью гололедообразования, сообщает об этом руководящему и вышестоящему оперативному персоналу, в ведении которых находятся линии электропередачи, и принимает меры по предотвращению дальнейшего роста гололедообразования в соответствии с местной инструкцией.
    
    При достижении толщины (диаметра) гололеда, установленной местной инструкцией для данного класса линий электропередачи, оформляется заявка на плавку гололеда. Решение о необходимости плавки гололеда принимает главный инженер ПЭС.
    
    Плавка гололеда должна производиться в часы суток, когда возможен наименьший ущерб потребителям электроэнергии из-за появления вероятности отключения линии.
    
    Если весовая нагрузка гололеда угрожает повреждению линии электропередачи (обрыв проводов, разрыв гирлянд изоляторов, обрыв троса, поломка опор и др.), то плавка гололеда производится в любое время суток, а при необходимости вводятся ограничения потребителей.
    
    3.1.13. На линиях электропередачи напряжением 500-750-1150 кВ расстояние между опорами 400 м и более, поэтому при образовании гололеда на грозозащитных тросах под действием весовой нагрузки трос растягивается и опускается между проводами фаз линии электропередачи, что может вызвать короткое замыкание при разрыве троса или приближении его к проводу линии под действием ветра.
    

    Для предотвращения отключения линии электропередачи плавку гололеда на тросах следует проводить своевременно, в любое время суток.
    
    В случае отключения линии электропередачи ее необходимо периодически опробовать напряжением и включать под нагрузку.
    
    3.1.14. В период года с октября по март при моросящем дожде, поперечном ветре и температуре воздуха от 0 до -5 °С на проводах линий электропередачи может отлагаться односторонний гололед толщиной от 1 до 15 мм, что увеличивает парусность проводов, и при скорости поперечного ветра 5-15 м/с и более возникает “пляска” проводов.
    
    3.1.15. Получив сообщение о возникшей “пляске” проводов на линии электропередачи с амплитудой более 5 м, диспетчеры энергосистем, ОДУ и ЦДУ должны разгрузить линии до возможного минимума, если имеется резерв мощности, а при “пляске” проводов на линиях электропередачи, отходящих от АЭС или ГРЭС, разгрузить их, чтобы при отключении не перегрузились параллельные линии электропередачи и не сработали автоматика разгрузки электростанции и автоматика отключения нагрузки.
    
    При этом следует высылать бригады вдоль линии электропередачи с необходимым инструментом и средствами радиосвязи.
    
    При отключении линии электропередачи и неуспешном АПВ проверить работу релейных защит, опробовать линию напряжением и замкнуть ее в транзит. Определить по приборам и осциллограммам место КЗ и сообщить бригаде.
    
    При повторных отключениях линию электропередачи необходимо снова включить одним из выключателей на подстанциях.
    
    3.1.16. Если при нескольких попытках включения под напряжение линия электропередачи снова отключается, необходимо по измерениям определить место КЗ и проверить устройством определения мест повреждения ее состояние.
    
    Если измерение устройством покажет повреждение на линии электропередачи, то необходимо срочно организовать ремонт с соблюдением требований правил техники безопасности.
    
    Если измерение покажет отсутствие повреждения, линию электропередачи необходимо периодически опробовать напряжением, опрашивая персонал об изменении погодных условий на трассе.
    
    

3.2. Ликвидация аварий на воздушных линиях электропередачи
распределительных электрических сетей

    
    
    3.2.1. Все линии электропередачи с точки зрения питания потребителей делятся на две категории:
    
    тупиковые;
    
    транзитные.
    
    Тупиковыми линиями электропередачи считаются:
    
    а) линии, получающие напряжение с одной стороны и питающие подстанции, к шинам которых не подключены электростанции;
    
    б) линии, получающие напряжение с одной стороны и питающие подстанции, к шинам которых подключены мелкие электростанции, оборудованные делительной автоматикой.
    
    3.2.2. При автоматическом отключении тупиковой воздушной линии электропередачи, вызвавшем обесточивание потребителей, персонал электростанции (подстанции) должен немедленно самостоятельно включить выключатель отключившейся на линии один раз вручную, в том числе и после неуспешного действия однократного АПВ. Перед включением необходимо вывести из действия устройство АПВ, если последнее не выводится автоматически.
    
    Данные требования не распространяются на:
    
    тупиковые линии, оборудованные двукратными АПВ со временем второго цикла более 10 с. Целесообразность повторного включения таких линий персоналом определяется, исходя из конкретной обстановки и местных условий;
    
    тупиковые линии, по которым возможно недопустимое несинхронное включение в случае отказа делительной автоматики на приемном конце, где подсоединена электростанция небольшой мощности;
    
    тупиковые линии, выключатели которых не имеют дистанционного управления и не допускают включения на месте после автоматического отключения (привод не отделен от выключателя прочной защитной стеной, а выключатель имеет недостаточную разрывную мощность);
    
    тупиковые линии, подача напряжения по которым после их автоматического отключения производится по согласованию энергосистемы с потребителем.
    
    3.2.3. На каждой электростанции (подстанции) должен быть перечень тупиковых линий (не имеющих резервного источника питания), на которые распространяются указания, подписанные главным инженером электростанции или предприятия электрических сетей.
    
    Если тупиковая линия отключалась после однократного АПВ, а также при последующем ее опробовании персоналом, диспетчер имеет право после проверки состояния оборудования и погодных условий включить линию под напряжение.
    
    3.2.4. При отключении двух параллельных тупиковых линий с обесточением потребителей оперативный персонал самостоятельно должен включить поочередно обе линии с соблюдением указаний пп. 3.2.2 и 3.2.3.
    
    3.2.5. Если при отключении в ремонт одной из транзитных линий подстанции переходят на тупиковое питание, то на питающем центре и на всех промежуточных подстанциях на ключах управления выключателями по указанию соответствующего диспетчера должны быть вывешены плакаты "Транзит разомкнут".
    
    В этом случае на указанные линии распространяются действия, предусмотренные для тупиковых линий.
    
    3.2.6. Если на телеуправляемой подстанции в момент отключения линий нет обслуживающего персонала, то операции по включению линий производит по телеуправлению диспетчер предприятия (района) электрических сетей или дежурный опорной подстанции.
    
    3.2.7. Автоматически отключившаяся (в том числе и после неуспешного действия устройства АПВ) транзитная линия опробуется напряжением и включается в следующих случаях:
    
    при обесточивании или ограничении потребителей;
    
    при недопустимой перегрузке одной или нескольких транзитных линий;
    
    при недопустимой перегрузке одного или нескольких трансформаторов, связывающих сети разных напряжений;
    
    при ограничении мощности электростанции, если это недопустимо по режиму работы энергосистемы (объединенной энергосистемы);
    
    при недопустимом снижении напряжения в энергосистеме или ее части.
    
    Если при опробовании такая транзитная линия отключится вновь, то диспетчер имеет право через некоторое время вторично включить линию под напряжение, если другими мерами восстановить питание потребителей, снять недопустимые перегрузки и повысить напряжение до приемлемого значения не удается.
    
    При неуспешном двукратном АПВ диспетчер имеет право включить отключившуюся линию еще один раз.
    
    3.2.8. Опробуются напряжением транзитные линии, АПВ на которых отключен или не установлен, за исключением коротких линий (длиной не более нескольких километров), проходящих в черте города, если их отключение не связано со случаями, перечисленными в п.3.2.7.
    
    3.2.9. Транзитные линии, отключение которых существенно снижает надежность питания потребителей или ограничивает мощность электростанций, также опробуются напряжением, в том числе и после неуспешного АПВ.
    
    3.2.10. Транзитные линии, на которые не распространяются указания пп.3.2.7-3.2.9, после неуспешного АПВ, как правило, сначала проверяются импульсным измерителем. Если при проверке повреждений не обнаружено, то линии опробуются напряжением, а в случае обнаружения повреждения - выводятся в ремонт.
    
    3.2.11. Если в результате опробования линии напряжением линия снова отключается, ее состояние следует проверить импульсным измерителем. В случае обнаружения повреждения линию нужно вывести в ремонт.
    
    Если при проверке импульсным измерителем повреждения на линии не обнаружено, последняя может быть "толчком" включена под напряжение и замкнута в транзит.
    
    При отсутствии на линии импульсных измерителей решение о возможности ее включения следует принимать по результатам обхода.
    
    На линиях, оборудованных фиксирующими измерительными приборами, обходчик направляется на место повреждения, указанное фиксирующим измерительным прибором.
    
    3.2.12. Отключившиеся короткие транзитные линии, проходящие в черте города, на которые не распространяются указания п.3.2.7, опробуются напряжением и включаются в транзит только после выяснения их состояния при обходе.
    
    3.2.13. Автоматически отключившиеся транзитные линии опробуются напряжением и включаются в транзит или под руководством диспетчера, если отключившаяся линия находится в его оперативном управлении, или с его разрешения, если отключившаяся линия находится в его ведении, или оперативным персоналом электростанций и подстанций самостоятельно, но с последующим уведомлением диспетчера, если такое включение предусмотрено местными инструкциями энергосистемы.
    
    3.2.14. Оперативный персонал электростанций и подстанций обязан регистрировать и сообщать дежурному диспетчеру, в оперативном управлении которого находится отключившаяся линия, показания фиксирующих приборов для определения места КЗ по формулам и графикам в целях организации обхода линии. После неуспешного опробования линии 110-220 кВ наряду с проверкой линии импульсным измерителем и регистрацией показаний фиксирующих приборов оперативный персонал при необходимости обязан организовать проявление пленок автоматических осциллографов для уточнения места повреждения.
    

    

3.3. Ликвидация аварий на кабельных линиях



    3.3.1. При автоматическом отключении тупиковой кабельной линии напряжением 35 кВ и ниже (АПВ которой отказал в действии или был выведен в ремонт), вызвавшем обесточивание потребителей, оперативный персонал должен немедленно самостоятельно один раз включить вручную выключатель отключившейся линии с соблюдением требований п.3.2.2.
    
    3.3.2. В случае автоматического отключения тупиковой кабельной линии напряжением 110-220 кВ с нарушением электроснабжения потребителей и невозможностью восстановить его от других источников оперативному персоналу разрешается включить один раз вручную отключившуюся линию при условии отсутствия аварийного сигнала на панели сигнализации давления масла.
    
    3.3.3. На тупиковые и транзитные воздушные линии с кабельными участками распространяются требования п.3.2.
    

    

3.4. Отключение воздушных линий, к которым отпайками подсоединены
потребители

    
    
    3.4.1. В настоящем разделе рассматриваются вопросы ликвидации аварий на транзитных линиях с отпаечными подстанциями, выполненными по следующим типовым схемам:
    
    а) отпаечная подстанция с одним трансформатором без выключателя (отделителя) со стороны высшего напряжения; защиты трансформатора по соединительным проводам (ВЧ каналам) действуют на отключение выключателей линии; потребители не имеют резервного источника питания;
    
    б) отпаечная подстанция с одним трансформатором с отделителем на стороне высшего напряжения; защиты трансформатора действуют на включение короткозамыкателя, приводящее к отключению линии, и отключение отделителя; потребители не имеют резервного источника питания;
    
    в) отпаечная подстанция с одним трансформатором с выключателем (предохранителями) на стороне высшего напряжения; потребители не имеют резервного источника питания;
    
    г) отпаечная подстанция с одним трансформатором, питание которого со стороны высшего напряжения переключается на другую линию; потребители не имеют резервного источника питания;
    
    д) отпаечная подстанция с одним трансформатором, потребители которой переключаются со стороны низшего напряжения на резервный источник питания;
    
     е) отпаечная подстанция с двумя трансформаторами, питающимися от двух различных линий и работающими раздельно по стороне низшего напряжения с включенным АВР.
    
    3.4.2. При автоматическом отключении линейными защитами транзитной линии с отпаечной подстанцией, выполненной по схеме п.3.4.1, а линия опробуется напряжением, а затем включается в транзит.
    
    В случае отключения линии защитами от внутренних повреждений трансформатора включение линии может быть произведено только после отключения разъединителей поврежденного трансформатора.
    
    3.4.3. При автоматическом отключении транзитной линии с отпаечной подстанцией по схеме п.3.4.1, б или п.3.4.1, в линия опробуется напряжением и включается в транзит.
    
    3.4.4. При автоматическом отключении линейными защитами транзитной линии с отпаечной подстанцией по схемам пп. 3.4.1, г, 3.4.1, д или 3.4.1, е и срабатывания АВР со стороны высокого (низкого) напряжения включение линии производится на общих основаниях (см. п.3.2.).
    
    В случае отказа в действии АВР или при его отсутствии (не установлен, отключен по заявке) и обесточения потребителей линия опробуется напряжением и включается в транзит.
    

    3.4.5. Опробование отключившихся транзитных линий с отпайками согласно п.п.3.4.2-3.4.4. производится в случае отказа в работе устройства АПВ, вывода его в ремонт, а также при его неуспешной работе.
    
    3.4.6. В случае неуспешного ручного включения линий с отпайками, имеющих в транзите разъединители, позволяющие произвести расчленение линий на части, линии опробуются напряжением по частям с предварительной проверкой состояния оборудования на отпаечных подстанциях.
    
    3.4.7. На воздушные линии с отпайками, имеющие кабельные участки, распространяются указания соответствующих пунктов разд. 3.4.
    

    

3.5. Отключение воздушных линий, к которым отпайками подсоединены генерирующие источники

    
    
    3.5.1. При автоматическом отключении линейными защитами транзитной линии, к отпайке которой подсоединен блок генератор-трансформатор, не имеющий выключателя со стороны высокого напряжения, линия опробуется напряжением и включается в транзит только после проверки отключенного положения генераторного выключателя.
    
    В случае работы защит от внутренних повреждений трансформатора, действующих на отключение выключателей линии через соединительные провода (ВЧ каналы), включение линий производится лишь после отключения разъединителей трансформатора.
    
    3.5.2. Если автоматически отключилась линия, к отпайке которой подсоединен блок генератор-трансформатор с выключателем на стороне высшего напряжения, включение линии производится только после проверки отключенного положения выключателя блока.
    
    3.5.3. При автоматическом неполнофазном отключении выключателя блока генератор-трансформатор, включенного отпайкой от линии, оперативный персонал обязан попытаться отключить этот выключатель всеми фазами вручную и, если попытка будет неуспешной, разгрузить генераторы по току ротора до XX, немедленно потребовать от диспетчера отключения линии с обеих сторон.
    
    

3.6. Работа по схеме две фазы-земля

    
    
    3.6.1. Для тупиковых линий напряжением 35-220 кВ (в целях сокращения недоотпуска электроэнергии потребителям при повреждении одного провода) должна быть предусмотрена возможность работы линии по двум фазам и обеспечен пофазный ремонт с соблюдением требований правил техники безопасности. При этом должны быть разработаны и выполнены мероприятия по настройке релейной защиты этой и других линий сети, обеспечивающие возможность работы в таком режиме.
    
    3.6.2. На линиях 35 кВ, работающих в сетях с изолированной нейтралью, в случае повреждения одного провода применяется схема работы "два провода-земля" (ДПЗ). В случае применения этой схемы та фаза присоединения, провод которой поврежден, надежно заземляется между выключателем и отключенным линейным разъединителем как на передающей, так и на приемной подстанции. Схему ДПЗ можно применять при любых схемах соединений обмоток трансформаторов.
    
    В схеме ДПЗ третьим проводом, по которому протекает полный рабочий ток линии, является земля, поэтому заземление должно быть выполнено особенно надежно. Сечение проводников, которыми производится заземление, должно быть рассчитано на протекание как тока нагрузки, так и тока двухфазного КЗ.
    
    Схема ДПЗ не применяется в электросети с дугогасящими катушками. Применение этой схемы возможно только при выделении на поврежденную линию отдельного питающего трансформатора. Дугогасящая катушка в этом случае должна быть отключена.
    
    При работе по схеме ДПЗ изоляция нейтрали трансформатора находится под фазовым напряжением, а два незаземленных вывода - под линейным напряжением; кроме того, могут иметь место опасные напряжения прикосновения и шага при замыкании на землю одного из незаземленных проводов вследствие протекания через защитные заземления тока двухфазного КЗ.
    
    Ввиду этого при работе по схеме ДПЗ должны применяться дополнительные меры безопасности.
    
    При работе по схеме ДПЗ выключатели и линейные разъединители должны иметь пофазное управление. В случае отсутствия пофазного управления должно быть намечено место создания видимого разрыва путем отсоединения соответствующих спусков поврежденной фазы на присоединении или на первой опоре.
    
    3.6.3. В сетях, работающих с глухозаземленной нейтралью, применение схемы ДПЗ практически исключается, так как невозможно разземлить нейтрали всех трансформаторов.
    

    При повреждении одной фазы в сетях с глухозаземленной нейтралью питание потребителей может быть сохранено по двум фазам, для чего необходимо иметь хорошее заземление нейтралей трансформаторов на питающей и приемной подстанциях, рассчитанное на длительное протекание тока, и соответствующую настройку релейной защиты.
    
    Мощность, передаваемая в этом случае по двум фазам, в зависимости от несимметрии нагрузок этих фаз может составлять до 0,58-0,67 номинальной. При этом ток в нейтрали трансформаторов может быть в 1,73 раза больше тока в неповрежденных фазах линии.
    
    При схемах соединения трансформаторов питание потребителей по двум фазам не допускается.
    
    3.6.4. Порядок перехода на работу двумя фазами должен быть разработан в местных инструкциях с учетом следующих положений:
    
    предварительно должны быть произведены расчеты для испытания при работе двумя фазами по определению допустимой передаваемой мощности и влияния этого режима на провода телефонной связи;
    
    уровень напряжения на нейтралях трансформаторов не должен превышать 100 В;
    
    на питающих центрах должны быть специальные токовые реле для быстрого определения поврежденной фазы;
    
    выключатели и линейные разъединители должны иметь пофазное управление.
    
    При отсутствии пофазного управления должно быть намечено место создания видимого разрыва;
    
    нейтрали трансформаторов должны быть глухо заземлены; в местных инструкциях должны быть указаны необходимые операции с релейной защитой.
    


3.7. Действия оперативного персонала при полной потере защит линий электропередачи

    
    
    3.7.1. При полной потере защит (например, основная защита в проверке, резервная - неисправная) на линии электропередачи необходимо:
    
    вызвать персонал службы РЗА (электролаборатории) для принятия мер по восстановлению защит;
    
    иметь в виду, что при КЗ на линии электропередачи с неисправными защитами возможно полное погашение подстанции или распределительного устройства электростанции дальним резервированием защит;
    
    принять меры к выводу из работы линии.
    
    

4. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ В ГЛАВНОЙ СХЕМЕ ПОДСТАНЦИЙ


4.1. Аварии с силовыми трансформаторами (автотрансформаторами)

    
    
    4.1.1. При автоматическом отключении трансформатора с прекращением электроснабжения потребителей и наличии на подстанции резервного трансформатора, устройство АВР на котором отсутствует или отказало в действии, дежурный персонал должен немедленно включить в работу резервный трансформатор.
    
    4.1.2. Если при отключении трансформатора резервной защитой (защиты от внутренних повреждений не действовали) нарушается электроснабжение потребителей, а устройство АПВ отсутствует или отказало в действии, дежурный подстанции должен немедленно без осмотра произвести обратное включение отключившегося трансформатора.
    
    Это указание не распространяется на тот случай, когда в распределительном устройстве, питающем потребителей, производятся ремонтные работы или переключения.
    
    4.1.3. Если в результате отключения трансформатора резервной защитой (при отсутствии резервного трансформатора) оставшийся в работе трансформатор имеет недопустимую перегрузку, необходимо один раз произвести включение отключившегося трансформатора выключателями.
    
    4.1.4. Включение трансформаторов распределительных электрических сетей напряжением 220 кВ и ниже по пп.4.1.1-4.1.3 производится дежурным подстанции самостоятельно.
    
    При автоматическом отключении защитами трансформаторов напряжением 330 кВ и выше, шунтирующих реакторов напряжением 500 кВ и выше персонал электростанции и подстанции должен немедленно сообщить диспетчеру, в управлении или ведении которого он находится, с указанием защит, которыми был отключен трансформатор.
    
    Обратное включение трансформатора производится по распоряжению диспетчера после его осмотра, подготовки схемы и режима электрических сетей.
    
    4.1.5. В случае автоматического отключения трансформатора, питающего потребителей, резервной защитой и неуспешной работы устройства АПВ (АВР) или неуспешного ручного включения необходимо осмотреть присоединения трансформатора и обесточенного распределительного устройства. При осмотре прежде всего следует проверить положение указателей защит отходящих линий, так как возможно наличие неотключившегося КЗ на этих линиях.
    
    Если на отходящей линии сработал указатель защиты, а ее выключатель включен, необходимо отключить неотключившийся выключатель и при отсутствии других повреждений в распределительном устройстве включить трансформатор и подать напряжение на обесточенные шины.
    
     4.1.6. Об автоматическом отключении трансформатора, связывающего сети разных напряжений, резервной защитой без обесточивания потребителей дежурный должен сообщить вышестоящему оперативному персоналу и действовать по его указанию.
    
    Включение трансформатора в транзит производится только после проверки синхронности связываемых трансформатором напряжений (по схеме или по колонке синхронизации при наличии последней).
    
    О перегрузке транзитного трансформатора дежурный должен сообщить вышестоящему оперативному персоналу и действовать по его указанию.
    
    4.1.7. Трансформатор отпаечной подстанции, отключившийся резервной защитой, после определения и устранения причины отключения включается под напряжение разъединителем (отделителем) с предварительным отключением короткозамыкателя, если такое включение допустимо и разрешено инструкцией для оперативного персонала.
    
    Если причина отключения не выяснена, то с линии снимается напряжение, включается разъединитель (отделитель), после чего включается выключатель линии и опробуется напряжением трансформатор. Опробование трансформатора напряжением со стороны низкого напряжения производится при наличии защит самостоятельно или с разрешения вышестоящего оперативного персонала.
    
    4.1.8. При автоматическом отключении трансформатора (реактора) действием защит от внутренних повреждений (газовой, дифференциальной или отсечки) включение трансформатора (реактора) в работу может быть произведено только после осмотра, испытаний, анализа газа, масла и устранения выявленных нарушений с разрешения административно-технического персонала предприятия.
    
    При отключении трансформатора действием дифференциальной защиты ошиновки оперативный персонал должен произвести его внешний осмотр, обращая особое внимание на целость высоковольтных вводов, выключателей, проводов и гирлянд изоляторов. Если повреждений не обнаружено, трансформатор опробуется напряжением и включается в работу.
    
    4.1.9. В целях обеспечения безопасности обслуживания трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов при срабатывании газового реле на сигнал оперативный персонал электростанций и подстанций должен сообщить об этом диспетчеру, в ведении которого он находится, и немедленно приступить к разгрузке и отключению трансформатора для отбора газа из реле и выявления причин срабатывания последнего.
    
    Диспетчеры ПЭС, энергосистемы, ОДУ (ЦДУ) должны принять немедленные меры по производству переключений и по регулированию режима электрических сетей, а при необходимости отключению потребителей.
    
    После отключения трансформатора (реактора) оперативный персонал должен с соблюдением требований правил техники безопасности произвести внешний осмотр, отбор проб газа из газового реле и масла.
    
    Возможность дальнейшей работы трансформатора (реактора) решает технический руководитель предприятия после получения результатов анализа газа, масла, измерений и испытаний, определяющих его состояние.
    
    4.1.10. Для обеспечения нормальной работы по нагреву трансформаторов (реакторов), а также использования перегрузочной способности трансформаторов они оборудуются охлаждающими устройствами: дутьевыми вентиляторами (Д) или циркуляционными насосами (Ц). Особенно опасно для трансформаторов (реакторов), имеющих охлаждающие устройства Ц и ДЦ, прекращение охлаждения, так как это приводит к резкому повышению температуры масла и в зависимости от их загрузки через некоторое время - к отключению автоматикой прекращения охлаждения.
    
    Поэтому для предотвращения аварии при потере напряжения питающего двигателя охлаждающих устройств трансформаторов (реакторов) или работе сигнализации о прекращении циркуляции масла, воды и останове вентиляторов персоналу необходимо принять немедленные меры по подаче напряжения и одновременно сообщить об этом диспетчеру.
    
    Если подача напряжения и пуск охлаждающих устройств задерживается, необходимо разгружать трансформаторы и отключить реакторы, не допуская повышения температуры масла, установленной инструкцией для оперативного персонала. Диспетчеры подготавливают режим сетей при отключении трансформатора (реактора).
    
    4.1.11. Для предотвращения повреждения высоковольтных маслонаполненных вводов напряжением 500 кВ и выше устанавливаются устройства контроля изоляции вводов (КИВ), действующие на сигнал и отключение трансформаторов (реакторов).
    
    При появлении сигнала КИВ персонал обязан немедленно проверить показания прибора. Если стрелка прибора установилась на определенном положении, то персонал действует по инструкции для оперативного персонала.
    
    Если показания прибора постоянно увеличиваются, персонал сообщает диспетчеру, в ведении которого находится трансформатор (реактор), и требует его отключения.
    
    Диспетчер обязан принять немедленные меры по отключению трансформатора (реактора).
    


4.2. Обесточивание  главных  шин

    
    
    4.2.1. В случае обесточивания систем шин (секций) высокого напряжения действием ДЗШ с нарушением электроснабжения потребителей при отсутствии устройства АПВ (АВР) шин или отказе его в действии дежурный должен немедленно подать напряжение на обесточенные шины без осмотра и далее его потребителям. Напряжение подается по любой транзитной линии.
    
    Указание не распространяется на случай, когда в распределительном устройстве производятся ремонтные работы или переключения.
    
    При обесточивании обеих систем шин (секций) необходимо отключить шиносоединительный (секционный) выключатель и произвести поочередное опробование каждой системы шин (секции).
    
    4.2.2. При отключении выключателей питающих присоединений защитой шин 6-10 КВ с нарушением электроснабжения потребителей в случае отсутствия устройства АВР или отказа его в действии дежурный должен немедленно подать напряжение на обесточенные шины "толчком" без осмотра, не отключая выключатели линий.
    
    Напряжение подается от трансформатора или от соседней секции (системы шин).
    
    Данное указание не распространяется на случай, когда в распределительном устройстве производятся ремонтные работы или переключения, а также когда включаемый выключатель не имеет дистанционного управления и его нельзя включать на месте (привод не отделен от выключателя прочной защитной стенкой и разрывная мощность выключателя недостаточна) после автоматического отключения.
    
    4.2.3. Подача напряжения на обесточенные системы шин (секций) по пп. 4.2.1, 4.2.2 производится по согласованию с вышестоящим диспетчером.
    
    4.2.4. В случае обесточивания систем шин (секций) действием ДЗШ без нарушения электроснабжения потребителей и неуспешной работы устройства АПВ (АВР) или неуспешной ручной подачи напряжения дежурный обязан осмотреть оборудование, входящее в зону ДЗШ. Если при осмотре обнаружится повреждение, то необходимо отделить поврежденный участок, затем на неповрежденные шины подать напряжение от любой транзитной линии, трансформатора, ШСВ (СВ), имеющих напряжение, и далее его потребителям, питаемым по тупиковым схемам (линиям, трансформаторам). При невозможности отделить поврежденный участок необходимо использовать резервную систему шин.
    
     4.2.5. В некоторых случаях для ускорения подачи напряжения потребителям, питающимся по тупиковым схемам, целесообразно переключить на неповрежденную систему шин только тупиковые линии или трансформаторы с источником питания, подать по ним напряжение потребителям и затем с разрешения (по распоряжению) вышестоящего оперативного лица заняться переключением транзитных линий и трансформаторов, связывающих электросети различных напряжений.
    

    4.2.6. Если напряжение на шинах исчезло от действия УРОВ, ДЗШ, когда отключились выключатели всех присоединений данной системы шин (секции) или обеих систем шин (секций), кроме одного, а электроснабжение потребителей, питающихся по тупиковым схемам от шин, нарушилось, дежурный должен отключить неотключившийся выключатель и далее действовать согласно п. 4.2.1.
    
    4.2.7. При обесточивании шин действием УРОВ в случае отказа в отключении выключателя одного из присоединений следует попытаться его отключить. Если выключатель не отключается, то с разрешения вышестоящего оперативного персонала необходимо отключить линейные и шинные разъединители отказавшегося в отключении выключателя с нарушением блокировки, подать напряжение на шины и потребителям, питающимся по тупиковым схемам, и включить в транзит отключившиеся линии и трансформаторы.
    
    4.2.8. Если действием УРОВ, ДЗШ отключаются не все присоединения, то перед разборкой схемы неотключившегося выключателя необходимо отключить выключатели всех транзитных присоединений и далее действовать согласно п. 4.2.7.
    
    4.2.9. Обесточивание шин может произойти в результате действия УРОВ при затяжке в отключении выключателя присоединения, на котором произошло КЗ; в этом случае действием УРОВ отключаются все присоединения данной системы шин (секции). Если отказавший выключатель не имеет признаков повреждения и задержка включения присоединения приводит к нарушению электроснабжения потребителей, то дежурный подстанции должен действовать согласно п. 4.2.1. После подачи напряжения потребителям дежурный с разрешения вышестоящего оперативного лица должен восстановить нормальную схему подстанции, а затем разобрать схему дефектного выключателя разъединителями.
    
    4.2.10. Исчезновение напряжения на шинах при отсутствии или отказе ДЗШ и УРОВ может быть вызвано коротким замыканием, как на самих шинах, так и на одном из присоединений. Если по анализу работы защит и другим признакам установлено неотключившееся КЗ на одном из присоединений, дежурный должен отключить выключатель поврежденного присоединения. Если выключатель не отключается, отключить выключатели всех присоединений, отделить данное присоединение разъединителями, подать напряжение на обесточенные шины соседней системы шин или от любой транзитной линии по согласованию с вышестоящим диспетчером или дежурными смежных подстанций или электростанций и далее его потребителям, питаемым по тупиковым схемам.
    
    Включение остальных транзитных линий производится с разрешения вышестоящего диспетчера.
    

    Если повреждение имеется на самих шинах, то необходимо отделить поврежденный участок и далее действовать, руководствуясь указаниями данного пункта.
    
    4.2.11. При возможности подачи напряжения от соседней системы шин (секции) следует предварительно отключить все выключатели обесточенной системы шин (секции) и подать напряжение потребителям, питающимся по тупиковым схемам.
    
    4.2.12. Поврежденное во время ликвидации аварии или при повторной подаче напряжения (как вручную, так и автоматически) оборудование отключается сначала выключателями, а затем разъединителями для подачи напряжения на неповрежденную часть.
    
    4.2.13. При исчезновении напряжения на шинах (при отсутствии повреждений на подстанции) дежурный должен действовать согласно местной инструкции по ликвидации аварий. В этом случае запрещается отключать транзитные линии для возможного быстрого восстановления напряжения на обесточившейся части системы диспетчером.
    
    4.2.14. При обесточивании системы шин газовой защитой трансформатора (схема с двумя системами шин, двумя выключателями на линиях и двумя трансформаторами, каждый из которых включен на соответствующую систему шин через разъединитель) следует предварительно отключить разъединитель трансформатора, а затем выключателем линии подать напряжение на шины и включить остальные выключатели обесточившейся системы шин с разрешения вышестоящего оперативного персонала.
    
    4.2.15. Если обесточивание системы (систем) шин произошло при отсутствии (отказе) ДЗШ или УРОВ, дежурный должен осмотреть панели защит.
    
    Если по работе защит или по другим признакам определено наличие неотключившегося КЗ на одном из присоединений, необходимо попытаться отключить отказавший выключатель и подать напряжение на шины. При невозможности подачи напряжения на обесточенные шины дежурный должен доложить об этом вышестоящему оперативному персоналу.
    
    Если по анализу работы защит неясен характер повреждения, то по указанию вышестоящего оперативного персонала следует произвести осмотр шин и при необходимости разделение систем шин отключением ШВ (СВ), а также параллельно работающих линий (трансформаторов), включенных на разные системы шин. При повреждении системы шин нужно отключить от нее все выключатели и действовать по указанию вышестоящего оперативного персонала.
    
    4.2.16. При полной потере защиты шин (например, один комплект находится в проверке, а дублирующий - неисправен) необходимо:
    

    вызвать персонал службы РЗА (электролаборатории) для принятия мер по восстановлению защиты;
    
    ввести оперативное ускорение резервных защит автотрансформатора и на линиях электропередачи, подключенных к данным шинам, если это предусмотрено инструкциями по обслуживанию защит.
    
    

4.3. Повреждение выключателей и разъединителей

    
    
    4.3.1. При отказе в отключении одной или двух фаз выключателя на присоединении с двумя выключателями во время нормальных оперативных переключений дежурный должен попытаться ликвидировать возникшую несимметрию включением второго выключателя присоединения, который был отключен ранее, или опробовать на включение ранее отключенные фазы выключателя.
    
    В случае отказа на отключение и отсутствия второго выключателя следует отключить присоединение с другой стороны, если при этом не произойдет обесточивания потребителей или отключения генераторов (например, нельзя отключить транзитный трехобмоточный трансформатор, питающий тупиковую нагрузку и т.д.).
    
    Такое отключение выполняется по указанию вышестоящего оперативного персонала.
    
    Дежурный должен произвести осмотр отказавшего выключателя и при отсутствии признаков зависания контактов дать повторный импульс от ключа управления на отключение выключателя.
    
    Если попытка отключения дефектного выключателя окажется неудачной либо операции с ним вообще невозможны, то в зависимости от схемы электрических соединений подстанции следует действовать следующим образом:
    
    а) в схеме с двумя системами шин и двумя выключателями на цепь отключить все выключатели той системы шин, которой принадлежит дефектный выключатель, отключить шинные и линейные разъединители дефектного выключателя. (При этом с разрешения соответствующего лица следует вывести из работы блокировки безопасности дефектного выключателя с его разъединителями).
    
     Затем схему электрических соединений подстанции восстановить, а дефектный выключатель вывести в ремонт;
    
    б) допускается дистанционное отключение разъединителями неисправного выключателя 220 кВ и выше, зашунтированного одним выключателем или цепочкой из нескольких включателей других присоединений системы шин (схема четырехугольника, полуторная и т.п.), если отключение выключателя может привести к его разрушению и обесточиванию подстанции.
    
    Порядок и условия выполнения операций с разъединителями для различных электроустановок должны быть регламентированы местными инструкциями;
    
    в) в случае раздельной работы шин подстанций по схемам, указанным в пп. 4.3.1, а и 4.3.1, б, необходимо перейти к работе шин по замкнутой схеме (если позволят токи КЗ, селективность защит, режим и т.д.) действовать согласно указаниям этих пунктов;
    

    г) в схеме с  двумя системами шин и одним выключателем на присоединение и включенным ШСВ все неповрежденные присоединения переключаются шинными разъединителями на другую систему шин, а присоединения с поврежденным выключателем отключаются шиносоединительным выключателем;
    
    д) в схемах с обходным выключателем присоединение с дефектным выключателем включается разъединителями на опробованную напряжением обходную систему шин, затем включается обходной выключатель и с нарушением блокировки безопасности отключаются линейные и шинные разъединители дефектного выключателя.
    
    Производство операций, в том числе с релейной защитой, необходимо проводить строго по программам (бланкам) переключений.
    
    При производстве операций разъединителями не отключать оперативный ток и не выводить из действия защиты с обходного выключателя;
    
    е)  в тех случаях, когда шиносоединительный (обходной) выключатель отсутствует, а питание потребителей может переводиться на другие источники, соответствующий диспетчер имеет право, перевод потребителей на другой источник питания, обесточить систему шин (секцию) для отключения разъединителя дефектного выключателя с нарушением блокировки безопасности, если такие действия не приводят недопустимому ограничению мощности электростанций и снижению напряжения;
    
    ж) в полуторной схеме электрических соединений при отказе в отключении крайних выключателей следует пользоваться указаниями п. 4.3.1, а;
    
    з) при отказе в отключении среднего выключателя в полуторной схеме следует пользоваться указаниями п. 4.3.1, б только при наличии дистанционного привода разъединителей. В этом случае достаточно иметь одну замкнутую развилку (поле);
    
    и) для отключения дефектного выключателя в схемах многоугольников необходимо иметь включенными все выключатели. Операции с разъединителями проводить при наличии дистанционного привода, а в аварийных случаях от кнопок местного управления разъединителем.
    
    4.3.2. При зависании контактов воздушного выключателя, обнаруживаемого по дыму, выходящему из выхлопных патрубков, потрескиванию и другим признакам, подача сжатого воздуха в камеру, фарфор которой обожжен длительно горящей на контактах дугой, приводит к разрушению камеры и возникновению КЗ. То же может произойти и при отключении выключателя с поврежденным фарфором.
    
    Производить операции таким воздушным выключателем не разрешается. Оперативный персонал должен уменьшить или снять с выключателя нагрузку (отключением или разгрузкой отдельных элементов схемы, шунтированием обходным выключателем и т.д.) с тем, чтобы ослабить или погасить дугу.
    

    После разгрузки выключателя нужно собрать схему, дающую возможность отключить поврежденный воздушный выключатель шиносоединительным, обходным или секционным выключателем, а если возможно  разъединителем (с дистанционным приводом) в соответствии с ПТЭ и п. 4.3.1 настоящей Инструкции.
    
     4.3.3. Запрещается отключение воздушного выключателя кнопкой местного управления в агрегатном шкафу в тех случаях, когда выключатель недоотключился или отключился не всеми фазами.
    
    При отказе в дистанционном включении воздушного выключателя во всех случаях запрещается включение его кнопкой местного управления в агрегатном шкафу.
    
    Производить операции масляным выключателем, из которого ушло масло или уровень масла в котором резко понизился, не разрешается.
    
    С выключателя снимается оперативный ток.
    
    Дальнейшие действия производить согласно пп. 4.3.1, 4.3.4. Устранение нагрева шинного (линейного) разъединителя осуществляется разгрузкой данного присоединения путем проведения режимных мероприятий, а также отключением выключателя, если при этом не обесточиваются потребители и позволяет схема энергосистемы.
    
    При наличии двух шинных разъединителей в случае, если указанный метод недопустим, включают отключенный разъединитель присоединения на другую систему шин с предварительным включением шиносоединительного выключателя (при раздельной работе шин) с последующим снятием с него действия защит и оперативного тока.
    
    Если создание такой схемы не приведет к снижению нагрева разъединителя, все присоединения, кроме присоединения с нагревшимся разъединителем, переводят на другую систему шин и отключают шиносоединительный выключатель.
    
    В схемах с обходным выключателем нагревшиеся разъединители (шинные или линейные) могут быть полностью разгружены от тока путем включения присоединения через обходной выключатель и отключения выключателя в цепи с дефектными разъединителями.
    
    Поврежденные разъединители отключать только после снятия с них напряжения.
    
    4.3.4. При неисправностях в системе обеспечения сжатым воздухом воздушных выключателей, приведших к прекращению подачи воздуха в ресиверы воздушных выключателей, оперативный персонал обязан:
    
    отключить действие всех видов АПВ на включение выключателей, к которым прекратилась подача сжатого воздуха;
    

    проверить включенное состояние всех резервных защит на противоположных концах линий электропередачи, подключенных к распределительному устройству с неисправной системой воздухоснабжения, а также на противоположных концах линий электропередачи другого класса напряжения, связанных с данным распределительным устройством через автотрансформатор. При наличии отключенных резервных защит линий принять меры по их немедленному вводу в работу;
    
    на электростанциях проверить также включенное состояние резервных защит на блочном оборудовании;
    
    без крайней необходимости не производить операций с воздушными выключателями в распределительном устройстве с неисправной системой воздухоснабжения;
    
    при потере воздуха на одном из выключателей принять меры по выводу его из работы;
    
    иметь в виду, что при КЗ на оборудовании или линии электропередачи и неисправной системе обеспечения сжатым воздухом воздушных выключателей возможно полное погашение подстанции или распределительного устройства электростанции дальним резервированием защит.
    
    4.3.5. При потере постоянного оперативного тока в цепях управления одного из выключателей распределительного устройства и невозможности быстрого его восстановления необходимо:
    
    вызвать персонал службы РЗА (электролаборатории) для отыскания и устранения повреждения;
    
    принять меры к выводу выключателя из работы.
    
    4.3.6. При потере постоянного оперативного тока на всех присоединениях распределительного устройства необходимо:
    
    немедленно вызвать ремонтный персонал и персонал службы РЗА (электролаборатории) для отыскания и устранения повреждения;
    
    проверить включенное состояние резервных защит на противоположных концах линий электропередачи, подключенных к данному распределительному устройству, и на противоположных концах линий электропередачи другого класса напряжения, связанных с данным распределительным устройством через автотрансформатор связи. При наличии отключенных резервных защит линий принять меры по их немедленному вводу в работу;
    
    без крайней необходимости не производить операции с воздушными выключателями в распределительных устройствах противоположных объектов;
    

    для электростанций проверить также включенное состояние резервных защит на блочном оборудовании;
    
    иметь в виду, что при КЗ на оборудовании или линии электропередачи возможно полное погашение подстанции или распределительного устройства электростанции дальним резервированием защит.
    
    

4.4. Автоматическое отключение синхронного компенсатора

    
    
    4.4.1. При автоматическом отключении синхронного компенсатора защитой от внутренних повреждений включение его в сеть возможно только после осмотра, проведения испытаний изоляции, выявления и устранения причины отключения.
    
    4.4.2. Если синхронный компенсатор отключился действием защиты минимального напряжения при глубоком понижении напряжения во время аварии на подстанции или в энергосистеме, дежурный должен быстро включить его в сеть.
    

    

5. ДЕЙСТВИЯ ПЕРСОНАЛА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ ПРИ ЗАМЫКАНИИ НА ЗЕМЛЮ

         

5.1. Действия персонала при замыкании на землю в электрических сетях
с изолированной  нейтралью или с компенсацией емкостных токов

    
    
    5.1.1. При возникновении замыкания на землю персонал должен немедленно приступить к отысканию места повреждения и устранить его в кратчайший срок. Задержка в определении места повреждения увеличивает вероятность перехода однофазного замыкания в двойное замыкание на землю.
    
    Согласно ПТЭ при замыкании на землю в сети генераторного напряжения турбогенераторы мощностью 150 МВт и более, гидрогенераторы и синхронные компенсаторы мощностью соответственно 50 МВт и 50 МВт и более должны автоматически отключаться от сети, а при отказе защит оперативный персонал немедленно их разгрузить и отключить от сети.
    
    Работа генераторов и синхронных компенсаторов меньшей мощности, при замыкании на землю с токами замыкания в сети не более 5 А допускается в течение не более 2 ч.
    
    Если известно, что место замыкания не в обмотках генератора, а в сети, то с разрешения главного инженера электростанции или предприятия электрических сетей допускается работа генератора, синхронного компенсатора с замыканием в сети в течение 6 ч.
    
    В электросетях, имеющих дугогасящие катушки, время работы с замыканием на землю может также определяться и условиями работы дугогасящих катушек (температурой верхних слоев масла).
    
    5.1.2. О появлении замыкания на землю в сети с изолированной нейтралью персонал узнает по приборам контроля изоляции, подключенным к трансформаторам напряжения шин РУ, приборам, действующим на основании измерений токов в цепи дугогасящих катушек, высших гармонических составляющих тока и др.
    
    При металлическом замыкании на землю одной из фаз показания прибора, контролирующего изоляцию этой фазы, будут равны нулю, а показания приборов двух других фаз возрастут в 1,73 раза. При неполном замыкании на землю, т.е. при замыкании через сопротивление, значение тока по показаниям прибора, контролирующего изоляцию поврежденной фазы уменьшается, а двух других фаз увеличивается. При перемежающихся замыканиях на землю отклонения в показаниях приборов то уменьшаются, то увеличиваются.
    
    Персонал должен иметь в виду, что в некоторых случаях приборы контроля изоляции могут давать разные по фазам показания и при отсутствии замыкания на землю:
    

    при переключениях в сети (работе АВР), связанных с подключением к компенсированному участку сети некомпенсированного (недокомпенсированного) участка;
    
    в случаях, когда емкости фаз по отношению к земле значительно отличаются одна от другой;
    
    в сетях с резонансной настройкой дугогасящих катушек при заземлении в соседней сети, электрически не связанной с первой, при наличии линий в двухцепном исполнении, каждая из которых включена в соответствующую сеть;
    
    при неотключении одной фазы радиальной линии, включенной на отдельный трансформатор;
    
    в случае обрыва фазы на стороне высокого напряжения силового трансформатора, выполненного по схеме "звезда-треугольник". При этом приборы контроля изоляции на стороне низкого напряжения будут иметь искаженные показания: на одной фазе напряжение будет вдвое больше, чем на двух других;
    
    при перегорании плавких предохранителей на стороне высокого или низкого напряжения в случае использования в качестве устройств сигнализации реле минимального напряжения.
    
    5.1.3. Если появление замыкания на землю совпало по времени с включением выключателя какого-либо присоединения, оперативный персонал обязан немедленно отключить этот выключатель и убедиться, что земля пропала.
    
    Автоматическое отключение какой-либо линии с успешным АПВ и появление замыкания на землю в этот момент в большинстве случаев являются признаком наличия такого замыкания на этой линии.
    
    5.1.4. Отыскание замыкания на землю в замкнутой сети, если нет специальных приборов, указывающих на какой линии имеется замыкание на землю, производится, как правило, методом последовательного деления:
    
    а) замкнутая сеть делится на две части, электрически не связанные между собой: по приборам контроля изоляции определяется часть, в которой замыкание на землю сохранилось, затем обе части электросети замыкаются на параллельную работу;
    
    б) часть электросети с замыканием на землю делится снова на две части, электрически не связанные между собой;
    
    в) деление сети производится до тех пор, пока заземление не будет найдено на ограниченном участке, т.е. на участке, состоящем из шин питающей подстанции (электростанции) с отходящими от них параллельными и одиночными тупиковыми линиями.
    

    Затем параллельные тупиковые линии поочередно отключаются с двух сторон: если заземление не пропадает, то производится осмотр РУ питающей подстанции и тупиковых подстанций;
    
    г) если заземление в РУ подстанций не обнаружено, то необходимо по договоренности с потребителями произвести кратковременное (1-2 с) поочередное погашение тупиковых подстанций, следя за показаниями приборов контроля изоляции. Исчезновение замыкания на землю показывает, что данная тупиковая линия имеет повреждение.
    
    Договоренность с потребителями на кратковременное обесточивание (1-2 с) производится заранее и оформляется в письменном виде. Список присоединений, которые можно кратковременно отключить, должен находиться у соответствующего дежурного. При отыскании места замыкания на землю дежурному следует договориться только с потребителями, письменной договоренности с которыми не имеется;
    
    д) при невозможности получить согласие потребителей на обесточивание и при наличии на электростанции (подстанции) свободной системы шин, нескольких трансформаторов и шиносоединительного выключателя оперативный персонал переводом на резервную систему шин трансформатора и поочередным переводом на эту систему шин тупиковых линий с последующим отключением после каждого перевода шиносоединительного выключателя по показаниям приборов контроля изоляции должен выявить поврежденный элемент;
    
    е) если выполнение операций согласно п.п. 5.1.4, г и 5.1.4, д не представляется возможным, оперативный персонал должен, предупредив абонента, кратковременно (на 1-2 с) отключить тупиковую линию, если от нее не питаются потребители первой категории; исчезновение замыкания на землю показывает, что данная линия имеет повреждение.
    
    Кратковременное (на 1-2 с) отключение потребителя первой категории производится только после получения согласия абонента.
    
    5.1.5. Перед делением сети на части необходимо проверить наличие источников питания в каждой части, возможность перегрузок транзитных элементов сети, ожидаемые уровни напряжения и значение настройки дугогасящих катушек в каждой отделяемой части.
    
    Кроме того, необходимо проверить наличие персонала на подстанции или возможность его вызова, а также наличие связи.
    

    Метод последовательного деления сети на части должен быть разработан индивидуально для каждой сети, электростанции и подстанции. Указания по делению на части должны быть изложены в местных инструкциях. Там же должны быть указаны и примерные точки деления сети.
    
    Деление сети производится кратковременным отключением выключателя с последующим его включением.
    
    В зависимости от схемы сети, наличия дугогасящих катушек и источников питания при делении сети на части допускается в некоторых случаях не замыкать на параллельную работу разделенные части.
    
    Если поочередным отключением линий заземление не найдено, место заземления выявляется осмотром РУ электростанций (подстанций).
    
    5.1.6. Последовательность действий оперативного персонала при появлении замыкания на землю в сети генераторного напряжения (6-10 кВ) электростанций следующая:
    
    а) дежурный должен осмотреть панели защит от замыканий на землю, если  таковые имеются, или использовать стационарный (переносный) прибор по отысканию однофазных замыканий и сообщить соответствующему диспетчеру, начальнику электроцеха или его заместителю о появлении замыканий на землю и результатах осмотра защит или о показаниях прибора;
    
    б) если на основании анализа работы защиты или показаний прибора установлено наличие замыкания на землю на какой-либо линии, оперативный персонал обязан потребовать от соответствующего диспетчера (ответственного лица потребителя) перевод нагрузки с этой линии на другую, но не позже чем через 2 ч (в крайнем случае через 6 ч соответствующего разрешения) после возникновения замыкания на землю.
    
    После перевода нагрузки на неповрежденную линию поврежденная линия по распоряжению соответствующего диспетчера или с разрешения ответственного лица абонента отключается и выводится в ремонт.
    
    При задержке в переводе или снятии нагрузки с линии, отходящей от РУ с секционированными шинами, секция (система шин) с заземлившейся линией электрически отделяется от остальной части электростанции. При отделении не должны допускаться перегрузки оборудования и снижение напряжения; на отделяемой секции должен иметься источник питания (трансформатор) и соответственно настроенная дугогасящая катушка. Присоединение заземлившейся линии и РУ электрически отделенной секции осматривается дежурным персоналом.
    
    Если возможно (по режиму работы и схеме электростанции), линия с замыканием на землю переводится на питание от резервной системы шин через выделенный трансформатор.
    

    При отсутствии такой возможности впредь до отключения заземлившейся линии желательно перевести питание собственных нужд электростанций, питающихся от секции с заземлившейся линией, на резервный источник питания;
    
    в) если появилось замыкание на землю в сети генераторного напряжения при отсутствии защит от замыкания на землю на линиях и прибора по отысканию однофазных замыканий на землю при секционированных шинах, следует путем разделения секций определить, на какой из них произошло замыкание на землю.
    
    Затем нужно перевести питание собственных нужд электростанции с заземлившейся секции (системы шин) на резервный источник питания.
    
    Оперативный персонал должен немедленно осмотреть секцию (систему шин), на которой появилось замыкание на землю, обращая внимание на внешнее состояние аппаратуры, треск, ненормальное гудение оборудования, разряды (перекрытия) на кабельных воронках.
    
    Если заземление обнаружено на шинах, спусках к шинным разъединителям и т.д., необходимо перейти на резервную систему шин и отключить поврежденную. Если заземления в РУ не обнаружено, необходимо приступить к последовательному переводу линий на резервную систему шин с включенным на нее трансформатором. При этом после каждого перевода линии на резервную систему шин отключать шиносоединительный выключатель.
    
    При отсутствии резервной системы шин оперативный персонал должен путем поочередного кратковременного (1-2 с) отключения линий определить поврежденную линию.
    
    Такое отключение не рассматривается как недоотпуск электроэнергии потребителю. Этот метод эффективен только при радиальной сети.
    
    Перечисленные операции производятся по распоряжению соответствующего диспетчера или с разрешения ответственного лица потребителя с соблюдением указания п. 5.1.4, г.
    
    После обнаружения поврежденной линии, если нагрузка этой линии не может быть немедленно снята без ущерба для потребителей, поврежденная линия по возможности изолируется от основной сети.
    
    Персонал должен учитывать, что замыкание на землю на кабельных линиях или обмотках высоковольтных двигателей СН или у потребителя через некоторое время перейдет в междуфазное, поэтому надо действовать быстро.
    
    Если замыкание на землю обнаружено на присоединении генератора, последний должен быть разгружен и отключен;
    

    г) в случае обнаружения замыкания на землю между выключателем и губками шинных разъединителей присоединение переводится на резервную систему шин с последующим отключением собственного, а затем шиносоединительного выключателя.
    
    

5.2. Отыскание замыканий на землю в сети постоянного тока электростанций
и подстанций

    
    
    5.2.1. На каждой установке постоянного тока должно быть устройство, сигнализирующее о понижении сопротивления изоляции электросети ниже допустимого значения и позволяющее определить значение этого сопротивления.
    
    5.2.2. При возникновении замыкания на землю в сети постоянного тока следует немедленно приступить к его отысканию.
    
    5.2.3. Основным методом отыскания места замыкания на землю является разделение сети постоянного тока на части, питающиеся от разных источников (батарей, двигатель-генераторов, выпрямителей), с последующим кратковременным поочередным отключением отходящих линий.
    
    Поиски должны вестись двумя лицами. Одно лицо отключает, а другое ведет наблюдение за показаниями устройства контроля.
    
    Порядок операций должен быть описан в местных инструкциях с соблюдением следующих положений:
    
    а) если замыкание на землю появится в момент включения какой-либо цепи, то необходимо отключить эту цепь и проверить, не исчезло ли замыкание;
    
    б) кольцевые и параллельные цепи предварительно размыкаются;
    
    в) при наличии двух систем шин постоянного тока на резервную систему шин включается резервный источник питания и поочередным переводом присоединений на эту систему шин определяется присоединение, на котором имеется замыкание на землю;
    
    г) при наличии двух секций постоянного тока, которые могут питаться от отдельных батарей, следует их разделить секционными разъединителями и вести поиски кратковременным отключением присоединений на той секции, где обнаружено место замыкания на землю;
    
    д) присоединение, на котором обнаружено место замыкания на землю, переводится на питание от резервного источника, если такая возможность имеется. Дальнейшие поиски места замыкания на землю следует продолжать на сборках или щитах методом кратковременного отключения отходящих линий, присоединенных к этим сборкам;
    
    е) если место замыкания на землю не обнаружено ни на одной из линий постоянного тока, то оно находится или на источнике питания, или на шинах постоянного тока. В этом случае к шинам подключают резервный источник питания, а основной - отключают.
    
    5.2.4. Поиски присоединения с замыканием на землю в сети постоянного тока питателей пыли производятся с кратковременным отключением сначала линий, питающих электродвигатели, а затем, после обнаружения линии, имеющей замыкание на землю, поочередным отключением каждого электродвигателя, присоединенного к этой линии.
    

    

6. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ В ГЛАВНОЙ СХЕМЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

    

    6.1. Аварии  с силовыми трансформаторами (автотрансформаторами)

    
    
    6.1.1. Если отключение трансформатора вызывает прекращение питания потребителей, собственных нужд или их части, дежурный персонал должен действовать согласно пп. 1.4.1 и 4.1.2 данной Инструкции, проверив предварительно отсутствие напряжения на шинах во избежание несинхронного включения.
    
    6.1.2. В случае отключения трансформатора и генератора действием резервных защит, связанного с прекращением электроснабжения потребителей или питания собственных нужд, и неуспешного повторного ручного включения трансформатора необходимо осмотреть обесточенную секцию (систему шин) РУ. Если в РУ нет видимых повреждений, необходимо осмотреть указатели защит отходящих линий и присоединений собственных нужд.
    
    Если на присоединении сработал указатель защиты, а выключатель остался включенным, необходимо отключить неотключившийся выключатель, включить трансформатор, подать напряжение на обесточенные шины и синхронизировать отключившийся генератор.
    
    6.1.3. Если трансформатор, связывающий сети различных напряжений, отключился действием резервной защиты без обесточивания потребителей или прекращения питания собственных нужд, но с ограничением мощности, дежурный  персонал должен опробовать трансформатор напряжением и после проверки синхронизма включить его в транзит. В случае несинхронности связываемых трансформатором напряжений производится синхронизация, а затем повышение нагрузки до первоначального значения.
    
    6.1.4. При отключении трансформатора защитами от внутренних повреждений (газовой, дифференциальной, отсечки) персонал электростанции обязан восстановить питание СН от резервного источника и отрегулировать режим работы агрегатов электростанции.
    
    Включение отключившегося трансформатора производится после осмотра и испытания пробы газа и масла и после устранения выявленных повреждений.
    
    6.1.5. Все перечисленные операции дежурный инженер электростанции производит самостоятельно или с разрешения (или под руководством) вышестоящего диспетчера в зависимости от производственной подчиненности отключаемого оборудования.
    
    О перегрузке транзитного трансформатора дежурный инженер должен сообщить вышестоящему оперативному персоналу и действовать по его указанию (с его разрешения).
    
    Разгрузка трансформатора производится с разрешения соответствующего диспетчера изменением активной и реактивной нагрузки электростанции, регулированием коэффициента трансформации и т.д.
    
    Если указанные мероприятия не обеспечивают разгрузки трансформатора, диспетчер изменением схемы сети или производством различных режимных мероприятий (вплоть до отключения потребителей) обязан разгрузить перегруженный трансформатор.
    
    

6.2. Обесточивание главных шин

    
    
    6.2.1. Если в результате действия ДЗШ произошло обесточивание шин, не вызвавшее обесточивания потребителей и прекращения питания собственных нужд (или их части), а потеря генерирующей мощности допустима по режиму работы энергосистемы, оперативный персонал обязан немедленно принять меры к предотвращению останова отключившихся агрегатов и обеспечению их устойчивой работы до синхронизации и нагружения и с разрешения диспетчера произвести осмотр обесточенных шин и действовать согласно п.4.2.4.
    
    6.2.2. Если в результате действия ДЗШ произошло обесточивание шин, вызвавшее обесточивание потребителей, собственных нужд (или их части) или значительную потерю генерирующей мощности, недопустимую по режиму работы энергосистемы, необходимо опробовать напряжением обесточенные шины "толчком" без осмотра или подъемом с нуля нагрузки энергоблока, работающего на холостом ходу.
    
    Напряжение подается от любой транзитной линии (желательно без отпаечных подстанций) или от трансформатора, связывающего электросети различных напряжений. Присоединения, от которых производится опробование, должны быть обеспечены защитой.
    
    В случае успешного опробования шин нужно синхронизировать генераторы, отделившиеся с собственными нуждами или на холостой ход, а также приступить к развороту генераторов, остановленных вследствие различных причин (не препятствующих включению генераторов).
    
    Эти указания не распространяются на тот случай, когда в обесточившемся РУ работали люди или производились оперативные переключения.
    
    При обесточивании обеих систем шин (секций) необходимо предварительно отключить шиносоединительный (секционный) выключатель и произвести поочередное опробование каждой системы шин (секций).
    
    Если при обесточивании шин действием ДЗШ наряду с отключением генераторов обесточиваются потребители и теряют питание собственные нужды, то после успешного опробования шин нужно подать напряжение в первую очередь на собственные нужды, а затем потребителям.
    
    6.2.3. Если в результате действия ДЗШ произошло обесточивание шин, вызвавшее обесточивание потребителей, собственных нужд (или их части) или значительную потерю генерирующей мощности, недопустимую по режиму работы энергосистемы, а АПВ шин или ручное опробование шин было неуспешным, оперативный персонал обязан по согласованию с диспетчером произвести осмотр шин и оборудования присоединений, входящего в зону действия ДЗШ (шинных разъединителей, выключателей, трансформаторов тока и напряжения, разрядников и т.д.), и действовать согласно п. 4.2.4 настоящей Инструкции.
    
    6.2.4. При отключении выключателей питающих присоединений (линий, трансформаторов, генераторов) действием защит шин или отключении генераторов действием резервных защит с нарушением энергоснабжения потребителей или питания собственных нужд необходимо подать напряжение на обесточение шины "толчком" без осмотра, не включая выключатели отходящих линий. Напряжение подается от трансформатора связи, от соседней секции (системы шин) или подъемом нагрузки отключившегося генератора с нуля. После подачи напряжения необходимо произвести синхронизацию генераторов и поднять нагрузку.
    

    Данное указание не распространяется на тот случай, когда в РУ производятся ремонтные работы или переключения.
    
    6.2.5. При обесточивании шин действием УРОВ или ДЗШ, когда отключились все выключатели, кроме одного, с нарушением питания потребителей и собственных нужд, необходимо отключить выключатель, который не отключился, и далее действовать согласно п. 6.1.2 настоящей Инструкции.
    
    6.2.6. При обесточивании шин действием УРОВ в случае отказа в отключении выключателя одного из присоединений следует попытаться его отключить. Если выключатель не отключается, то с разрешения диспетчера необходимо отключить линейные и шинные разъединители отказавшего в отключении выключателя с нарушением блокировки безопасности, подать напряжение на шины, затем - потребителям, питающимся по тупиковым линиям, и на собственные нужды. Далее с проверкой синхронизма включить в транзит отключившиеся линии и трансформаторы, синхронизировать отключившиеся генераторы, находящиеся, на холостом ходу, и готовить к развороту турбогенераторы, остановленные в результате потери питания собственных нужд.
    
    Дежурный персонал электростанции должен знать, что обесточивание шин может произойти в результате действия УРОВ и при затяжке в отключении выключателя присоединения, на котором произошло КЗ, а также при КЗ в ячейке выключателя, между ним и трансформатором тока, при этом отключатся все присоединения данной системы шин (секции).
    
    В этом случае необходимо действовать согласно п. 6.1.2 настоящей Инструкции.
    
    6.2.7. Если обесточивание системы шин (секции) или обеих систем шин (секций) произошло при отсутствии (отказе) ДЗШ и УРОВ, а выключатели трансформаторов связи, блоков генератор-трансформатор отключились действием резервных защит, необходимо осмотреть панели защит.
    
    Если по работе защит и другим признакам определено неотключившееся КЗ на одном из присоединений, необходимо попытаться отключить отказавший выключатель и далее действовать по указанию соответствующего диспетчера.
    
    После отключения выключателя диспетчер должен подать напряжение на обесточенные шины и включить в транзит отключенные линии.
    
    Дежурный персонал электростанции обязан включить отключившиеся тупиковые линии, подать напряжение на собственные нужды и приступить к синхронизации отключившихся генераторов.
    

    При невозможности отключения отказавшего выключателя по указанию диспетчера нужно отключить все выключатели обесточенной системы шин (секции), разобрать схему дефектного выключателя разъединителя (с нарушением блокировки).
    
    Если по анализу работы защит неясен характер повреждения, по указанию диспетчера следует отключить выключатели обесточенной системы шин (секции). При обесточивании потребителей, собственных нужд или потере большой генерирующей мощности необходимо подать на обесточенные шины напряжение "толчком" или подъемом напряжения с нуля.
    
    6.2.8. При отключении блока генератор-трансформатор-линия действием ДЗШ со стороны подстанции (на электростанции выключателя нет) с нагрузкой собственных нужд дежурный персонал электростанции по согласованию с диспетчером должен с помощью АВР перевести питание собственных нужд с несинхроннно работающего блока на резервный источник питания, а затем отключить генератор своим выключателем.
    
    После этого диспетчер должен подать напряжение на линию электропередачи и трансформатор для последующей синхронизации генератора.
    
    

6.3. Повреждение выключателей

    
    
    6.3.1. Если при производстве нормальных оперативных переключений на линиях электропередачи и трансформаторах, связывающих сети различных напряжений, откажут в отключении одна или две фазы выключателя, а возникшая при этом несимметрия токов в фазах генераторов будет превышать допустимые значения, то дежурному персоналу необходимо включить второй выключатель присоединения, который был отключен ранее.
    
    Если второй выключатель отсутствует, нужно дать повторный импульс на отключение отказавшего в отключении выключателя.
    
    Если выключатель не отключается, то немедленно разгрузить генератор до нуля по активной мощности и до XX по току ротора.
    
    В случае неудачной попытки отключения дефектного выключателя следует отключить присоединение с противоположной стороны и действовать согласно п. 4.3.1 данной Инструкции.
    
    

6.4. Аварии с измерительными трансформаторами

    
    
    6.4.1. Измерительный трансформатор, у которого обнаружены признаки начальной стадии повреждения, должен быть немедленно выведен из работы.
    
    Признаками повреждения измерительного трансформатора напряжения являются:
    
    перегорание подряд два-три раза плавких вставок на стороне высокого напряжения. Усиление плавких вставок не допускается - это может привести к развитию повреждения трансформатора;
    
    недопустимый нагрев трансформатора;
    
    потрескивание и шум внутри трансформатора;
    
    наличие течи из трансформатора или выводов;
    
    запах гари или появление дыма из трансформатора;
    
    наличие искр или разряда между корпусом и обмоткой или выводами и корпусом.
    
    Повреждения измерительных трансформаторов тока и напряжения и их цепей могут приводить к отключению присоединений и систем шин вследствие ложных срабатываний устройств РЗА и ПА. Возможен и отказ в действии последних при невыполнении необходимых мероприятий по восстановлению питания цепей РЗА и ПА. Кроме того, неправильные показания измерительных приборов могут привести к ошибочным действиям оперативного персонала, нарушению режима работы оборудования и его повреждению.
    
    6.4.2. При наличии признаков повреждения трансформатора напряжения его  необходимо отключить разъединителем, снять с него предохранители и вызвать ремонтный персонал.
    
    Перед отключением трансформатора напряжения следует произвести операции в цепях защиты и автоматики в соответствии с требованиями инструкции по обслуживанию цепей напряжения, а также сообщить об обнаружении повреждения вышестоящему оперативному персоналу, если данное оборудование находится в его оперативном ведении.
    
    6.4.3. При повреждении трансформатора тока, приводящем к отказу или нарушению действия устройств РЗА, ПА и показаний приборов, оперативный персонал обязан, предупредив диспетчера, разгрузить присоединение (линию, генератор, трансформатор) и отключить его. Если на присоединении два выключателя и имеется возможность проверить, в цепи какого выключателя неисправен трансформатор тока, то этот выключатель следует отключить. После проведения операций вызвать персонал РЗА для проверки устройств.
    
    

6.5. Аварии с разъединителями

    
    
    6.5.1. Если при очередном осмотре РУ обнаружены потемнения или нагрев докрасна меди контактов разъединителей, то персонал обязан немедленно сообщить диспетчеру и руководству электроцеха (подстанции) и принять меры к разгрузке разъединителя по току и установить постоянный контроль за нагревом.
    
    Следует иметь в виду, что недопустимый нагрев докрасна разъединителей внутренней установки на большие токи (тысячи ампер) может привести к междуфазовому КЗ, поэтому присоединение (генератор, трансформатор) должно быть отключено и выведено в ремонт.
    
    6.5.2. Аварии из-за повреждения разъединителей при производстве операций по включению и отключению их происходит главным образом вследствие поломки опорных изоляторов.
    
    Наиболее частые повреждения разъединителей, приводящие к обесточению шин, имеют место на подстанциях 110-220 кВ с изоляторами АКО-110 и СТ-110.
    
    Перед производством операций с разъединителями необходимо произвести внешний осмотр целости изоляторов (отсутствие трещин), состояния контактов и механизма привода. Персонал, производящий операции разъединителями с дефектными изоляторами, должен находиться под металлическим защитным козырьком в соответствии с местной инструкцией. Если во время операций разъединителями обнаружится дефект изолятора, необходимо прекратить дальнейшие операции.
    


6.6. Выход  генератора из синхронизма

    
    
    6.6.1. При выходе одного из генераторов из синхронизма начальник смены электростанции обязан отключить его от сети.
    
    Выход генератора с АРВ из синхронизма может быть вызван внешними КЗ или неправильными действиями оперативного персонала.
    
    При необходимости отключения АРВ генератора должно производиться с предварительным переводом возбуждения с регулятора на шунтовый реостат.
    
    Выход генератора из синхронизма сопровождается изменением значений (качаниями) токов, напряжения, активной и реактивной мощности. Из-за неравномерного ускорения и изменяющегося магнитного поля вышедший из синхронизма генератор издает гул. Частота электрического тока в сети остается практически неизменной.
    
    Оперативный персонал электростанции после отключения генератора, вышедшего из синхронизма, обязан доложить об этом диспетчеру, отрегулировать режим работы электростанции, определить и устранить причину нарушения синхронизма. При исправном состоянии оборудования и устройств автоматики турбогенератор синхронизируется, включается в сеть и производится подъем нагрузки (мощности).
    
    При появлении качания токов, мощности и напряжения на всех генераторах электростанции и резком изменении частоты (повышении, понижении) оперативный персонал обязан действовать согласно требованиям п. 2.7 настоящей Инструкции.
    
    6.6.2. При потере возбуждения генератор может быть оставлен в работе и нести активную нагрузку.
    
    У диспетчера энергосистемы и на каждой электростанции должен быть перечень всех генераторов, допускающих работу без возбуждения, с указанием допустимой активной мощности и длительности работы без возбуждения.
    
     Внешними признаками потери возбуждения на генераторе являются:
    
    потребление генератором из электросети большой реактивной мощности, значение которой зависит от активной мощности генератора и напряжения в энергосистеме;
    
    понижение напряжения на шинах электростанции;
    
    частичный сброс активной мощности и ее качания;
    
     ускорение ротора и его вращение с опережающим скольжением.
    
    Ток ротора при этом исчезает или в роторе появляется переменный ток с частотой скольжения;
    
    перегрузка генератора по току статора.
    
    6.6.3. Оперативный персонал электростанции обязан одновременно с принятием мер по восстановлению возбуждения или переводу его на резервный возбудитель провести следующие мероприятия:
    
    снизить активную мощность генератора до установления нормального тока статора;
    
    обеспечить повышение напряжения за счет увеличения реактивной мощности других работающих генераторов, вплоть до достижения допустимых перегрузок;
    
    при питании собственных нужд отпайкой от блока генератор-трансформатор обеспечить нормальное напряжение на его шинах использованием регулирования напряжения на трансформаторах собственных нужд или переводом питания с помощью АВР на резервный трансформатор.
    
    6.6.4. Если в течение времени, указанного в местных инструкциях, восстановить возбуждение не удается, генератор должен быть разгружен и отключен от сети.
    
    

6.7. Ликвидация аварий с оборудованием крупных блоков с непосредственным охлаждением обмоток статора и ротора

    
    
    6.7.1. Если в результате аварий в энергосистеме произойдет отключение блоков, начальник смены электростанции должен обеспечить возможность быстрого включения в сеть отключившихся генераторов блока.
    
    После отключения блока от электросети, если имеется возможность, генератор должен оставаться в работе с нагрузкой собственных нужд или в процессе останова готовиться к развороту из горячего состояния.
    
    6.7.2. При авариях в энергосистеме, сопровождающихся резким понижением напряжения, ток ротора генератора устройствами формировки возбуждения может увеличиваться до двойного значения номинального тока ротора.
    
    По истечении допустимого времени работы устройства форсировки, если защита ротора не ограничит его действия, должны быть приняты немедленные меры по снятию перегрузки ротора и в первую очередь отключением устройства форсировки возбуждения.
    
    При малейшей задержке со снятием перегрузки генератор может отключиться от сети защитой от перегрузки ротора.
    
    6.7.3. Если при отключении КЗ включатель блока или линии отключится не всеми фазами, а УРОВ отсутствует или откажет в действии, дежурный персонал обязан разгрузить генератор блока до нуля по мощности и до холостого хода по  току ротора, отключить все смежные выключатели для обесточивания системы шин (секции), к которой присоединены генератор блока или линии, оказавшиеся в несимметричном режиме.
    
    В случае отсутствия возможности отключения выключателей дежурный персонал должен сообщить об этом соответствующему диспетчеру, который должен отключить присоединения с противоположной стороны.
    
    Перед отключением всех смежных выключателей должна быть сделана попытка дистанционного отключения выключателя, отключившегося не всеми фазами.
    
    6.7.4. Во время планового останова генератора блока при отключении его выключателя может возникнуть несимметричный режим генератора в результате неполнофазного отключения выключателя. Специальные защитные устройства могут оказаться нечувствительными к такому режиму. В этом случае дежурный персонал, получив сигнал о непереключении фаз, должен попытаться ликвидировать несимметрию подачей импульса на отключение выключателя генератора. Если такая попытка окажется неудачной, а котел еще не погашен, нужно восстановить подачу пара в турбину и перевести генератор из режима двигателя в режим холостого хода. Частоту вращения турбины поддерживать на уровне частоты сети, а ток ротора генератора на уровне холостого хода.
    
    При таком режиме необходимо подготовить схему и снять напряжение с дефицитного выключателя со стороны энергосистемы с помощью обходного или шиносоединительного выключателя, а при отсутствии их - отключением смежных выключателей согласно п. 4.3.1 настоящей Инструкции.
    
    6.7.5. Если во время возникновения неполнофазного режима при плановом останове блока котел уже не может подать пар на турбину, несимметричный режим должен быть ликвидирован отключением генератора блока путем обесточивания соответствующей системы шин.
    
    6.7.6. В случае отсутствия возможности снятия напряжения с дефектного выключателя со стороны электростанции (генератор включен отпайкой от линии) дежурный персонал обязан сообщить об этом соответствующему диспетчеру, который должен отключить эту линию с двух других сторон.
    
    При появлении самовозбуждения на генераторе блока должна быть снижена частота вращения турбины до значения, при котором самовозбуждения генератора не будет.
    
    6.7.7. Если при синхронизации генератора выключатель включится не всеми фазами, оперативный персонал должен попытаться ликвидировать несимметрию подачей импульса на отключение выключателя генератора; в случае неудачной попытки нужно подготовить схему для отключения дефектного выключателя обходным (шиносоединительным) выключателем или смежными выключателями.
    
    6.7.8. При ликвидации несимметричных режимов следует учитывать, что турбогенератор, находящийся в режиме двигателя, в соответствии с заводскими инструкциями не может работать более 2-4 мин.
    
    Отключать АГП следует только после отключения генератора от сети всеми тремя фазами.
    
    6.7.9. При действии защит от внутренних повреждений генератора, повысительного трансформатора или рабочего трансформатора собственных нужд блока наряду с отключением выключателя блока отключаются АГП и выключатели рабочего трансформатора собственных нужд со стороны шин 6 кВ. Одновременно работают технологические защиты блока, действием которых гасится котел и турбина идет на останов (закрываются стопорные клапаны и ГПЗ).
    
    Оперативный персонал в этом случае обязан проверить, сработал ли АВР шин 6 кВ собственных нужд, который должен переключить питание ответственных двигателей собственных нужд (дымососов, циркуляционных и конденсатных насосов) и трансформаторов 6/0,4 на резервный трансформатор. Если действие АВР не произошло, оперативный персонал обязан немедленно произвести вручную операции, повторяющие действие автоматики.
    
    Наличие напряжения на шинах 6 кВ в этих условиях обеспечивает режим нормального останова генератора или возможность его немедленной подготовки к пуску в случае ложной работы устройств релейной защиты.
    
    Особое внимание необходимо обратить на наличие напряжения на шинах 0,4 кВ, от которых питаются технологические защиты, приборы и электродвигатели рабочих механизмов, обеспечивающих сохранность основного оборудования блоков (маслонасосов турбоагрегатов, дымососов, валоповоротных устройств и др.). При исчезновении напряжения на шинах 0,4 кВ проверить, работал ли АВР. Если не работал, то необходимо повторить его действие.
    
    Дежурный персонал должен выяснить причину отключения блока и в зависимости от этого выводить его в ремонт или готовить к включению.
    
    6.6.10. Если действием ДЗШ и УРОВ обесточится система шин, на которую включены также и резервные трансформаторы собственных нужд, то необходимо:
    
    обеспечить в первую очередь подачу напряжения (через резервные шины 0,4 кВ) на шины щитов управления машинного зала и котельной каждого отключившегося блока от резервных трансформаторов 6/0,4 кВ блоков, не затронутых аварией, если это напряжение не было подано автоматически АВР шин 0,4 кВ;
    
    убедиться, что напряжение на шинах 0,4 кВ появилось, и для предупреждения разряда аккумуляторных батарей проследить за переводом питания маслонасосов газомасляной систему турбин с аварийных на рабочие. Включить в работу со стороны 0,4 кВ электродвигатели подзарядных агрегатов аккумуляторных батарей, если они отключились защитой обратного тока;
    
    отделить поврежденное оборудование и подать напряжение на шины от энергосистемы или через трансформатор связи от шин другого напряжения электростанции, включить резервные трансформаторы собственных нужд и подать напряжение на обесточенные рабочие секции собственных нужд блоков;
    
    подготовить электрическую схему для включения блоков в электросеть.
    
    6.7.11. Запрещается производить гашение поля при токах ротора, меньших тока холостого хода, автоматами гашения поля АГП-1 во избежание их повреждения.
    

    

7. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ В СХЕМЕ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ


7.1. Отключение источников питания собственных нужд

    
    
    7.1.1. В случае отключения рабочего трансформатора собственных нужд необходимо прежде всего проверить восстановление напряжения на секции (полусекциях) в результате действия устройства АВР.
    
    Если напряжения на секции (полусекциях) нет, возможно предположить отказ в действии устройства АВР. В этом случае дежурный персонал обязан включить резервный трансформатор и тем самым подать напряжение на секцию (полусекции).
    
    Если напряжения нет на одной полусекции (возможен отказ во включении от АВР секционного выключателя), следует включить выключатель ключом управления.
    
    Если на обесточившейся секции (полусекции) имелся трансформатор 6/0,4 кВ, а устройство АВР РУ 0,4 кВ не сработало, немедленно подать напряжение от резервного трансформатора или секции.
    
    После восстановления напряжения на секции собственных нужд дежурный персонал обязан определить, действием какой защиты отключился трансформатор, произвести осмотр трансформатора и его присоединений и сообщить начальнику электроцеха или его заместителю об отключении.
    
    7.1.2. При отсутствии резерва, если проверка показала, что отключение произошло не от внутренних повреждений, а вследствие перегрузки, внешнего КЗ, от токов небаланса или неисправностей в цепях защиты, трансформатор может быть включен повторно без внешнего осмотра.
    
     При обнаружении дефектов в дифференциальной защите в невозможности немедленного их устранения трансформатор может быть включен в работу с отключенной дифференциальной защитой на срок не более 24 ч.
    
    7.1.3. При невозможности включения отключившегося рабочего трансформатора и отсутствии резерва дежурный персонал должен подать напряжение на обесточенные секции (полусекции) от рабочих трансформаторов других блоков (генераторов), если это допустимо по схеме и по условиям самозапуска электродвигателей. При необходимости следует отключить электродвигатели неответственных механизмов собственных нужд.
    
    

7.2. Короткое замыкание на секции (полусекции) собственных нужд или неотключившееся короткое замыкание на ее присоединении

    
    
    7.2.1. В случае отключения выключателя рабочего питания полусекции (секции) и неуспешного АВР (выключатель с высокой стороны резервного трансформатора остался включен, а секционный выключатель на эту полусекцию отключен и горит соответствующее табло сигнализации) следует предположить КЗ на шинах полусекции (секции) или неотключившееся КЗ на присоединении этой полусекции (секции).
    
    Дежурный персонал в этом случае обязан:
    
    осмотреть отключившуюся полусекцию (секцию);
    
    проверить по указателям действие защит на отключение выключателя рабочего питания и секционного выключателя;
    
    если видимых повреждений, запаха гари, дыма и других признаков на полусекции нет, осмотреть указатели защит всех присоединений и при обнаружении сработавшей защиты отключить и вывести в ремонт выключатель этого присоединения;
    
    при отсутствии сработавших указателей защит произвести отключение включателей присоединений перемыканием контактов реле защит;
    
    отказавший в отключении выключатель отключить вручную и вывести в ремонт.
    
    Если выявить дефект не удается, нужно отключить все присоединения полусекции, опробовать ее подачей напряжения от резервного трансформатора и включить присоединения после проверки изоляции.
    
    

7.3. Короткое замыкание на шинах щита  0,4 кВ

    
    
    7.3.1. В случае отключения рабочего трансформатора и неуспешного АВР следует предположить КЗ на секции или неотключившееся замыкание на присоединении этой секции.
    
    Дежурный персонал в этом случае обязан:
    
    осмотреть защиты трансформатора и отключившуюся секцию;
    
    при обнаружении дефекта отключить поврежденную полусекцию секционным рубильником и рубильником автомата этой секции и подать напряжение на другую полусекцию. Для ликвидации повреждения вызвать ремонтный персонал;
    
    если дефекта не обнаружено, то отключить автоматами, а на тех присоединениях, где их нет, рубильниками все присоединения щита и "прозвонить" изоляцию кабелей отходящих линий.
    
    При обнаружении дефектного присоединения нужно вывести его в ремонт, включить автоматы и рубильники остальных присоединений, подать напряжение на щит от рабочего трансформатора и сообщить персоналу котельного и турбинного цехов о возможности включения электродвигателей, измерительных приборов и технологических защит этой секции.
    
    

7.4. Исчезновение напряжения постоянного тока на одной из секций щита питателей пыли

    
    
    7.4.1. При исчезновении напряжения постоянного тока на одной из секций щита питателей пыли прекращается работа половины механизмов пылеприготовления, автоматически включаются автоматы подхвата факела и на блоке происходит сброс нагрузки до значения, равного 50-60% нормального.
    
    Исчезновение напряжения на щите питателей пыли может произойти при отказе АВР в случае отключения двигатель-генератора, питающего секцию щита, или при КЗ на шинах. В этом случае дежурный персонал обязан осмотреть щит питателей пыли и выявить причину исчезновения напряжения; при наличии повреждения этой секции дежурный персонал должен вызвать ремонтный персонал для устранения дефекта.
    
    При отсутствии повреждения на щите питателей пыли необходимо немедленно включить автомат аккумуляторной батареи, предварительно проверив, отключился ли автомат двигатель-генератора и подается ли напряжение от аккумуляторной батареи.
    
    При отключении двигатель-генератора одной из секций щита питателей пыли и успешном действии АВР от аккумуляторной батареи режим котла автоматически восстанавливается; в этом случае необходимо выявить причину отключения двигатель-генератора и принять меры к ее устранению.
    
    При отключении одной из отходящих линий 0,4 кВ, питающих панели вводов системы бесступенчатого регулирования скорости электродвигателей питателей пыли, и отказе действия устройств АВР необходимо на панели вводов отключить рубильник питающей линии, проверить изоляцию и при удовлетворительном результате включить рубильник, после чего включить групповые контакторы дроссельного преобразователя, так как при исчезновении напряжения они отключаются.
    
    Дежурный персонал должен помнить, что перед включением группового контактора дроссельного преобразователя необходимо отключить соответствующие  питатели пыли, так как возможно самопроизвольное включение их при включении группового контактора.
    
    В случае повреждения одного из дроссельных преобразователей или при КЗ на шинах постоянного тока панели управления поврежденный преобразователь необходимо вывести из работы.
    
    

7.5. Исчезновение напряжения на щите постоянного тока аккумуляторной батареи

    
    
    7.5.1. Исчезновение напряжения на щите постоянного тока аккумуляторной батареи может произойти в результате неселективного действия автомата или КЗ на шинах. Дежурный персонал в этом случае обязан:
    
    при повреждении одной системы шин постоянного тока всю нагрузку перевести на неповрежденную систему шин;
    
    при повреждении аккумуляторной батареи перевести щит постоянного тока на питание от другой аккумуляторной батареи по схеме взаимного резервирования с помощью специального автомата. Если другой аккумуляторной батареи нет или она в ремонте, включить на шины зарядный двигатель-генератор, после чего установить причину отключения батареи и принять меры к устранению этой причины.
    
    При отсутствии зарядного двигатель-генератора (находится в ремонте) включить подзарядный агрегат и начать разгружать блок с последующим его остановом, приняв все меры для ускорения ремонта аккумуляторной батареи и зарядного двигатель-генератора.
    


7.6. Действия дежурного персонала при аварийных режимах на вспомогательных механизмах

    
    7.6.1. При исчезновении напряжения на рабочем вводе питания электродвигателей системы охлаждения повысительного трансформатора автоматически включается ввод резервного питания; при неуспешном действии устройств АВР нужно включить этот ввод вручную. При нарушении питания охлаждения повысительного трансформатора необходимо установить контроль за температурой масла трансформатора и действовать в соответствии с инструкцией по эксплуатации трансформаторов.
    
    7.6.2. При выходе из строя вентиляторов охлаждения электродвигателей (мельниц, дымососов, дутьевых вентиляторов, мельничных вентиляторов, вентиляторов первичного воздуха и т.д.) их необходимо отключить через промежуток времени, допустимый заводской инструкцией. Например, для двухскоростных электродвигателей ДАЗО при отключении одного вентилятора разрешается работать в течение не более 1 ч.
    
    В этом случае дежурный персонал обязан строго следить за температурой обмотки статора электродвигателя и при превышении ее допустимого значения немедленно его отключить.



7.7. Отыскание замыкания на землю в электросети собственных нужд

    
    
    7.7.1. При замыкании на землю в электросети собственных нужд включается звуковой сигнал на панели центральной сигнализации, а на панели управления соответствующего трансформатора собственных нужд загорается табло "Земля на полусекции".
    
    При получении сигнала дежурный персонал должен подключить приборы контроля изоляции к поврежденной секции и убедиться в наличии замыкания. При полном замыкании на землю показание вольтметра поврежденной фазы уменьшается до нуля, а на двух других фазах возрастает до 1,73 фазного напряжения.
    
    Установив наличие замыкания, дежурный персонал должен выяснить у машинистов блоков, начальника смены котельного и турбинного цехов, начальника смены топливно-транспортного цеха, не проводилось ли включения какого-либо высоковольтного электродвигателя, подключенного к поврежденной секции непосредственно перед появлением земли.
    
    Такую проверку необходимо проводить, потому что при эксплуатации выключателей ВМГ-133 неоднократно отмечались отрывы элементов гибкой связи при отключениях и включениях выключателя и касания ими земли во включенном положении выключателя. Если какой-либо высоковольтный двигатель поврежденной секции включился, то его надо отключить и вывести в ремонт. При обнаружении оторванных элементов гибкой связи их следует отрезать и включить электродвигатель в работу.
    
    7.7.2. Если непосредственно перед появлением земли включений присоединений к поврежденной секции не производилось или если отключение выключателей и вывод их в ремонт результата не дало, то следует перейти на резервное питание.
    
    Вначале следует перевести на резервное питание присоединения полусекции А. Если при этом земля на полусекции Б исчезла, то, следовательно, замыкание на полусекции А. Если земля осталась на полусекции Б, то следует перевести полусекцию Б на резервное питание, отключив рабочее. Если земля исчезла, значит она в цепи присоединения рабочего трансформатора, если осталась - то на полусекции Б.
    
    Отыскание места замыкания на землю на полусекции следует вести поочередным отключением всех присоединений этой полусекции. Питание полусекции следует перевести на резервный трансформатор.
    
    Отыскание однофазного замыкания на землю следует проводить быстро, так как такое замыкание в кабеле или в обмотке электродвигателя перейдет в междуфазовое КЗ.
    
    В последнюю очередь отключается трансформатор напряжения, при этом замыкание контролируется индикатором напряжения; перед отключением трансформатора напряжения необходимо отключить защиту минимального напряжения электродвигателей и работающего трансформатора.
    
    Если повреждение осталось, следует вывести полусекцию в ремонт и сообщить об этом начальнику электроцеха или его заместителю.
    
    О работе сигнализации появления земли необходимо производить запись в специальном и оперативном журналах.
    
    

7.8. Исчезновение освещения

    
    
    7.8.1. На блочных электростанциях питание рабочего освещения каждого блока осуществляется от щиток 0,4 кВ, поэтому при исчезновении напряжения на шинах 0,4 кВ питание освещения переключается на аккумуляторную батарею (аварийное освещение).
    
    Дежурный персонал должен немедленно выяснить причину отключения рабочего освещения, ликвидировать неисправность и включить его в работу.
    
    Полное исчезновение освещения возможно только при останове всех блоков и выходе из строя аккумуляторных батарей.
    
    В этом случае персонал, пользуясь аккумуляторными фонарями, должен подать напряжение в первую очередь на шины аварийного освещения. После этого по временной схеме следует подать питание на шины рабочего освещения в местах прохода людей, а затем включить освещение оборудования.
    
    При отключении одного из специальных трансформаторов, питающих освещение, от АВР должен включиться другой трансформатор, находящийся в горячем резерве.
    
    Если устройство АВР не сработало или имеет место устойчивое КЗ на щите рабочего освещения, дежурный персонал должен осмотреть щит и принять меры к устранению повреждения, после чего он включает трансформатор.
    
    Для предупреждения разряда аккумуляторной батареи дежурному необходимо включить зарядный двигатель-генератор по схеме постоянного подзаряда.
    
    Если это выполнить невозможно, нужно действовать так же, как в случае полного исчезновения освещения.
    
    

8. САМОСТОЯТЕЛЬНЫЕ ДЕЙСТВИЯ ОПЕРАТИВНОГО ПЕРСОНАЛА

    

8.1. Ликвидация аварий при отсутствии связи с диспетчером

    
    
    8.1.1. Под отсутствием связи понимается не только нарушение всех видов связи, но и невозможность связаться с вышестоящим оперативным персоналом длительное время из-за плохой слышимости и перебоев в работе связи.
    
    8.1.2. При отсутствии связи оперативный персонал электростанций (подстанций), диспетчеры энергосистем наряду с производством операций, указанных в настоящем разделе и местных инструкциях, обязаны принимать все меры к восстановлению связи с вышестоящим оперативным персоналом.
    
    При этом должны быть использованы любые виды связи (междугородная, ведомственная, телетайпная, телефакс и т.д.), а также передача сообщений через персонал других объектов энергосистемы и при необходимости через оперативный персонал других ведомств, имеющих связь с вышестоящим оперативным персоналом.
    
    При восстановлении связи подчиненный оперативный персонал должен доложить о самостоятельно проведенных операциях и далее действовать по указанию вышестоящего оперативного лица.
    
    8.1.3. Ввиду разнообразия местных условий в настоящей Инструкции даются лишь основные методы и направления ликвидации аварий при нарушении связи между оперативным персоналом в энергосистеме (объединении).
    
    В соответствии с требованиями настоящей Инструкции в каждой энергосистеме должны быть составлены местные инструкции с указанием операций, которые оперативный персонал должен проводить самостоятельно при потере связи, а также операций, самостоятельное производство которых запрещается.
    
    Персоналу электростанций (подстанций) запрещается самостоятельно:
    
    без проверки синхронизма включать транзитные линии и трансформаторы, несинхронное включение которых недопустимо;
    
    отключать транзитные линии и трансформаторы системного или межсистемного значения при исчезновении напряжения на шинах, за исключением случаев повреждения шин, оборудования, отказа выключателей;
    
    отключать выключатели отходящих линий при обесточивании шин и отсутствии повреждений на оборудовании, кроме допустимых инструкциями для оперативного персонала;
    
    включать линии, питающие потребителей, отключенных по графикам аварийных отключений, а также потребителей отключенных в связи с дефицитом мощности действием устройств АЧР при частоте ниже уставок ЧАПВ, загружать генераторы, автоматически разгружаемые действием противоаварийной автоматики.
    
    8.1.4. При автоматическом отключении тупиковой линии и неуспешном действии двукратного АПВ оперативный персонал обязан включить отключившуюся линию еще раз вручную.
    
    8.1.5. При отключении транзитной линии напряжением до 110 кВ, несинхронное включение которой допустимо, оперативный персонал электростанции (подстанции) должен произвести обратное включение такой линии один раз вручную без проверки синхронизма, в том числе и при неуспешном действии устройств АПВ. Перед включением выключателя устройство АПВ отключается, если оно не выводится из действия автоматически.
    
    В некоторых случаях после такого несинхронного включения может возникнуть длительный асинхронный режим.
    
    Оперативный персонал электростанции обязан в этом случае принять меры по восстановлению синхронизма.
    
    При невозможности восстановления синхронизма в сетях 110-220 кВ в течение 2-3 мин оперативный персонал электростанции (подстанции) должен отключить выключатель включенной линии, если это разрешено местной инструкцией, а в сетях напряжением 330 кВ и выше - отключить немедленно.
    
    8.1.6. Ликвидация аварий с отключением транзитных линий, несинхронное включение которых недопустимо, производится путем подачи на них напряжения только с одной стороны с предварительной проверкой отсутствия на них напряжения с другой стороны. Включение линии на противоположном конце должно производиться с обязательной проверкой или улавливанием синхронизма.
    
    8.1.7. Оперативному персоналу электростанций (подстанций) запрещается подавать напряжение от своей подстанции на те отключившиеся транзитные линии, по которым, согласно местным инструкциям, подается напряжение с противоположной подстанции.
    
    Исключение из этого составляют случаи полной потери напряжения на каком-нибудь объекте при сохранении связи с оперативным персоналом других объектов.
    
    В этом случае по просьбе оперативного персонала объекта, потерявшего напряжение, на его шины может быть подано напряжение со стороны другого источника питания.
    
    Оперативному персоналу электростанций и подстанций запрещается самостоятельно, без распоряжения диспетчера энергосистемы, подавать напряжение на линии 500 кВ и выше.
    
    8.1.8. Включение в транзит отключившихся транзитных линий, несинхронное включение которых недопустимо, оперативный персонал электростанций (подстанций) после получения по ним напряжения должен производить только с проверкой синхронизма.
    
     При исчезновении нагрузки по транзитной линии без отпайки (одностороннее ее отключение с противоположной стороны) начальник смены электростанции, убедившись в исчезновении нагрузки, должен отключить выключатель линии, если это предусмотрено технологической инструкцией, и подготовить режим и схему для приема напряжения по отключившейся линии с последующей синхронизацией выключателем этой линии, если это предусмотрено.
    
    8.1.9. Если при исчезновении нагрузки по одной или нескольким транзитным линиям без отпаек (из-за их отключения с противоположных сторон), несинхронное включение которых недопустимо, произойдет отделение электростанции на несинхронную работу с возможным сохранением нагрузки по другим линиям, то начальник смены электростанции должен проверить синхронность электростанции с энергосистемой путем небольшого изменения мощности.
    
    Изменение частоты при изменении нагрузки генераторов указывает на несинхронную работу электростанции.
    
    В этом случае начальник смены электростанции, убедившись в полном отсутствии передачи нагрузки по транзитным линиям без отпаек, должен отключить их выключатели.
    
    После выполнения этих операций необходимо подготовить схему синхронизации электростанции.
    
    Если изменение нагрузки на электростанции не приводит к изменению частоты, то в большинстве случаев это свидетельствует о сохранении связи электростанции с системой. В этом случае включение оставшихся без нагрузки транзитных линий должно производиться с проверкой синхронизма на подстанциях с противоположного конца линий.
    
    8.1.10. При исчезновении нагрузки по одной или нескольким транзитным линиям, выключатели которых остались включенными, дежурный электростанции (подстанции) никаких операций не производит, контролируя только появление нагрузки.
    
    8.1.11. Если в результате аварии электростанции (подстанция) разделится на несинхронно работающие части с разными частотой и напряжением, оперативный персонал может переводить с кратковременным погашением части нагрузки с шин, работающих с недопустимо низкой частотой, на шины с нормальной частотой, если другими способами повысить частоту не представляется  возможным.
    
    8.1.12. При исчезновении напряжения на шинах электростанций (подстанций) отключение выключателей транзитных линий производится в случае повреждения шин, оборудования или отказа (повреждения) выключателя одного из присоединений.
    
    В этом случае дежурный персонал при необходимости путем отключения всех присоединений должен быстро отделить поврежденный участок и подготовить схему к приему напряжения.
    
    8.1.13. При выделении электростанций, не имеющих собственных потребителей, на несинхронную работу с частью нагрузки прилегающей электрической сети местными инструкциями для начальника смены электростанции должно быть предусмотрено право при снижении частоты до опасного по работе собственных нужд уровня, а также при недопустимой перегрузке генераторов отключать тупиковые линии или производить повышение частоты и разгрузку генераторов электростанции отключением потребителей через дежурный персонал подстанций, с которыми сохранилась связь.
    
    В свою очередь при наличии резерва мощности оперативный персонал электростанции обязан по требованию диспетчера предприятия электросетей подавать напряжение для питания потребителей по любой линии, включение которой не может привести к недопустимому несинхронному включению.
    
    8.1.14. В местных инструкциях по ликвидации аварий с потерей связи с диспетчером энергосистемы должна быть предусмотрена передача функций диспетчера энергосистемы в отдельных ее частях начальникам смены основных  (узловых) электростанций (подстанций), диспетчерам предприятий электросетей, а также определен порядок их взаимодействия.
    
    Оперативный персонал, принявший на себя функции диспетчера, обязан сообщить об этом соответствующему персоналу электростанций (подстанций), а последний должен строго выполнять все его распоряжения.
    
    В процессе ликвидации аварий оперативный персонал, принявший на себя функции диспетчера в каждой разделившейся части, обязан согласовывать свои действия по синхронизации разделившихся частей с диспетчерами других раздельно работающих частей энергосистемы, одновременно принимая меры к восстановлению связи с диспетчером энергосистемы.
    
    8.1.15. При ликвидации аварий, связанных с понижением частоты, напряжения, наличием асинхронного хода и с делением энергосистемы, оперативный персонал, принявший на себя функции диспетчера, должен действовать в соответствии с требованиями настоящей Инструкции как диспетчер энергосистемы.
    
    Оперативный персонал, на который возлагаются функции диспетчера энергосистемы в отдельных ее частях, должен быть соответствующим образом подготовлен к выполнению этих функций.
    
    8.1.16. В местных инструкциях энергосистем должен быть предусмотрен порядок ликвидации аварий в энергосистеме при отсутствии связи подчиненного персонала электростанций, подстанций, предприятий электросетей с диспетчером энергосистемы в соответствии с настоящей Инструкцией.
    

    

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО РАССЛЕДОВАНИЮ И УЧЕТУ НАРУШЕНИЙ В РАБОТЕ ОБЪЕКТОВ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ХОЗЯЙСТВА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

        


1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

    
    
    1.1. Требования настоящей Типовой инструкции обязательны для всех предприятий (объединений) и организаций независимо от их ведомственной принадлежности, за исключением электростанций, тепловых и электрических сетей, энергосистем и энергообъединений Минэнерго СССР, а также блок-станций других министерств и ведомств.
    
    1.2. Инструкция устанавливает единые требования при расследовании нарушений в работе объектов энергетического хозяйства предприятий (структурных единиц), а также повреждений энергетических установок, оборудования и сооружений.
    
    1.3. На основе настоящей Типовой инструкции предприятия и организации при необходимости разрабатывают местную инструкцию, учитывающую конкретные энергоустановки и оборудование, нарушения в работе которых подлежат расследованию и учету, а также критерии для отнесения нарушений к авариям или отказам I и II степени.
    
    1.4. К объектам энергетического хозяйства потребителей относятся:
    
    1.4.1. Электрические станции (кроме блок-станций), системы внешнего электроснабжения предприятий.
    
    1.4.2. Котельные установки и другие источники теплоснабжения, тепловые сети, оборудование тепловых пунктов.
    
    1.4.3. Воздуховодные, газокомпрессорные и кислородные установки, системы  оборотного водоснабжения, очистные сооружения.
    
    1.4.4. Электрические подстанции, распределительные устройства и линии электропередачи.
    
    1.4.5. Электрооборудование основных технологических агрегатов.
    
    1.4.6. Системы управления, автоматизации и контрольно-измерительных приборов (КИП), телемеханики и связи.
    
    Примечание. К системе внешнего электроснабжения потребителя по п. 1.4.1 относятся главные преобразовательные подстанции (главные понижающие и распределительные подстанции - ГПП и РП), питающие линии электропередачи независимо от ведомственной принадлежности этих объектов.
    
    1.5. Нарушение нормальной работы объектов энергетического хозяйства, а также случаи повреждения энергетического оборудования и сооружений в зависимости от характера нарушения, степени повреждения и последствий учитываются как авария или отказ в работе I или II степени.
    
    1.6. Основными задачами расследования, учета и анализа нарушений нормального режима работы являются:
    
    1.6.1. Тщательное, технически квалифицированное установление причин и всех виновников нарушений.
    
    1.6.2. Разработка мероприятий по восстановлению работоспособности поврежденного оборудования, предупреждению подобных нарушений в его работе, повышению ответственности эксплуатационного и другого персонала предприятий, на которых произошло нарушение, а также персонала других предприятий за обеспечение бесперебойного и надежного электроснабжения.
    
    1.6.3. Получение и накопление полной и достоверной информации о  всех нарушениях работоспособности и нормального режима работы оборудования, сетей и сооружений в целях:
    
     технического обоснования претензий к заводам-изготовителям, строительно-монтажным, наладочным, ремонтным и проектным организациям;
    
    оформления претензий к энергоснабжающей организации за аварийные нарушения энергоснабжения и технически необоснованные ограничения мощности;
    
    уточнения межремонтных циклов, определения продолжительности эксплуатации оборудования (до его списания), обоснования потребности в резервном оборудовании и запасных частях.
    
    1.7. Руководители предприятий, на которых произошли нарушения, заводов-изготовителей энергетического оборудования и кабельной продукции, а также отраслевых проектных, научно-исследовательских, наладочных, ремонтных, строительных и монтажных организаций на основе анализа материалов расследования и учета аварий и других нарушений нормальной работы объектов энергетического хозяйства или повреждений сооружений должны принимать необходимые меры к своевременной разработке и осуществлению мероприятий, направленных на устранение выявленных недостатков в работе персонала и эксплуатации энергетического оборудования, конструктивных и технологических дефектов, усовершенствование конструкции и повышение качества изготовления оборудования, усовершенствование электрических и технологических схем и компоновок, повышение качества монтажа, ремонта и наладки оборудования.
    
    1.8. Учет аварий и других нарушений нормального режима работы ведется со дня приемки оборудования в промышленную эксплуатацию по акту рабочей комиссии по объектам энергетического хозяйства предприятий (электрическим сетям и подстанциям, воздуходувным компрессорным и кислородным станциям, котельным установкам, газовому и теплосиловому хозяйству, цеховым электроустановкам, системам автоматизации, связи и телемеханики).
    
    1.9. Руководитель предприятия (объединения) или его структурного подразделения по результатам расследования аварий по вине персонала в срок не более 5 дней после окончания расследования должен издать приказ с указанием мероприятий по предупреждению аналогичных аварий и мер наказания виновным, а также предъявить в установленном порядке претензии и рекламации, если авария произошла по вине других организаций или сторонних лиц.
    
    

2. АВАРИИ

    
    
    Авариями на объектах энергетического хозяйства считаются:
    
     2.1. На электрических станциях и в системах внешнего электроснабжения:
    
    2.1.1. Полный сброс электрической нагрузки электростанцией, даже при сохранении собственных нужд, независимо от его продолжительности.
    
    2.1.2. Нарушения в работе электростанции, системы внешнего электроснабжения, вызвавшие перерыв в электроснабжении:
    
    электроприемников I категории на время, превышающее время действия устройств автоматического повторного включения (АПВ) или автоматического ввода резервного питания (АВР), или время, допустимое по технологии производства для отдельных электроприемников I категории (кратковременное прекращение электроснабжения, не более 20 мин);
    
    электроприемников II категории на 10 ч и более.
    
    Примечание. Перечень электроприемников I категории с допустимыми перерывами электроснабжения до 20 мин с указанием времени допустимого перерыва составляется предприятием "Энергонадзор" по согласованию с руководством предприятий-потребителей.
    
    Перерыв электроснабжения электроприемников I категории учитывается как авария во всех случаях, когда нарушение электроснабжения произошло из-за ошибочных действий персонала при переключениях, пуске или остановке оборудования, работе в цепях защиты и т.п.
    
    2.1.3. Нарушение нормальной работы или повреждение оборудования, приведшее к перерыву или ограничению отпуска потребителям электроэнергии, вызвавшему снижение объема производства основной продукции в размере более 2-часового планового задания.
    
    2.1.4. Повреждение основного оборудования (см. приложение 1), даже если оно не вызвало снижения производства продукции, но потребовало остановки и восстановительного ремонта продолжительностью более:
    
    4 сут - для паровых котлов производительностью 120 т/ч и более и турбин мощностью 25 МВт и более;
    
    1 сут - для паровых котлов и турбин меньшей мощности;
    
    1 сут - для электрооборудования.
    
    2.1.5. Разрушение (обрушение) основных элементов зданий и сооружений.
    
    2.1.6. Пожар, вызвавший остановку энергетического оборудования на срок более 1 сут или приведший к повреждению основных элементов зданий.
    
    2.2. На промышленных котельных установках, теплофикационной части электростанций, магистральных трубопроводах теплосети, оборудовании тепловых пунктов:
    
    2.2.1. Нарушение теплоснабжения технологических установок потребителей, не допускающих перерывов в подаче тепловой энергии.
    
    2.2.2. Нарушение нормальной работы или повреждение оборудования, трубопроводов тепловой сети, приведшее к ограничению отпуска потребителям тепловой энергии, вызвавшему снижение объема производства основной продукции в размере более 2-часового планового задания.
    
    2.2.3. Нарушение работы оборудования котельных, сетевых (водоподогревательных) установок, повреждение или неисправность теплофикационных трубопроводов, вызвавшее прекращение циркуляции воды в магистральных трубопроводах теплосети в отопительный сезон длительностью более 5 ч.
    
    2.2.4. Повреждение основного оборудования (приложение 1), даже если оно не вызвало снижения производства продукции, но потребовало восстановительного ремонта продолжительностью более 1 сут, а также внеплановый вывод из работы этого оборудования на такой же срок из-за повреждения или неисправности его вспомогательных механизмов (оборудования).
    
    Примечание. Ограничение отпуска тепловой энергии вследствие недостатка топлива или ухудшения его качества по независящим от предприятия причинам учитывается как отказ II степени.
    
    2.3. На воздуходувных, газокомпрессорных, кислородных и других специальных установках, системах оборотного водоснабжения, очистных сооружениях, не входящих в состав технологических агрегатов:
    
    2.3.1. Нарушение нормальной работы или повреждение оборудования, приведшее к перерыву или ограничению отпуска потребителям воды, сжатого воздуха, доменного дутья, продуктов разделения воздуха, вызвавшему снижение объема производства основной продукции в размере более 2-часового планового задания.
    
    2.3.2. Нарушение нормальной работы или повреждение оборудования, предназначенного для отбора, хранения, выдачи и транспортировки продуктов разделения воздуха (криогенные емкости, газгольдеры, газификаторы, трубопроводы), приведшее к потере готового продукта в количестве более суточной производительности одного агрегата.
    
    2.3.3. Повреждение оборудования (приложение 1), даже если оно не вызвало снижения производства, но потребовало восстановительного ремонта продолжительностью более 1 сут.
    
    Примечание. Для высокопроизводительных агрегатов блоков разделения воздуха объемной подачей 10 тыс. м/ч и более, турбокомпрессоров 500 м/мин и более могут  быть установлены другие сроки для отнесения их простоя в ремонте к аварии.
    
    2.3.4. Нарушение нормальной работы или повреждение оборудования газоочистных или водоочистных установок (кроме индивидуальных или групповых установок технологических агрегатов), вызвавшее снижение объема производства основной продукции в размере более 2-часового планового задания или залповые выбросы неочищенных стоков или нанесшее иной ущерб окружающей среде, классифицируемый как экологическая авария.
    
    2.3.5 Разрушение (обрушение) основных элементов зданий и сооружений (конструкций здания, градирни, воздухозабора и т. п.).
    
    2.3.6. Пожар, вызвавший остановку основного оборудования на срок более 1 сут или приведший к повреждению основных элементов зданий и сооружений.
    
    Примечание. В соответствии с настоящей Инструкцией расследуются аварии с очистными сооружениями, эксплуатируемыми энергетическими (энергомеханическими) службами предприятий или их структурных подразделений.
    
    2.4. В электрических сетях и на подстанциях, а также в цеховых электроустановках:
    
    2.4.1. Нарушение нормальной работы или повреждение оборудования подстанций, распределительных устройств, воздушных и кабельных (соединительных) линий электропередачи напряжением 6 кВ и выше, вызвавшее остановку основного технологического оборудования или расстройство непрерывного технологического процесса и приведшее к снижению объема производства основной продукции в размере более 2-часового планового задания.
    
    Примечание. Отключение одной и той же подстанции или линии, происшедшее по одной и той же причине через промежуток времени не более 2 ч, а также отключение нескольких линий, вызванное одной причиной, расследуется и учитывается как одна авария.
    
    2.4.2. Повреждение электротехнического оборудования (приложение 1, п. 7), даже если оно не отразилось на основном производстве, но потребовало восстановительного ремонта продолжительностью более 1 сут.
    
    2.4.3. Пожар в электрических установках, кабельных туннелях и шахтах, вызвавший остановку основного технологического оборудования, или отключение основного электротехнического оборудования на срок более 1 сут, или полное снятие напряжения с одной из секций подстанции на 10 ч и более либо приведший к повреждению основных элементов зданий и сооружений.
    
    2.4.4. Разрушение (обрушение) основных элементов зданий и сооружений (закрытого распределительного устройства, щита управления, порталов открытого распределительного устройства, опор линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше и т. п.).
    
    2.5. На электрооборудовании основных технологических агрегатов:
    
    2.5.1. Нарушение нормальной работы электроприводов, статических и вращающихся преобразователей, электропечных агрегатов, высокочастотных установок и относящейся к ним коммутационной аппаратуры, вызвавшее остановку основного технологического оборудования и приведшее к снижению объема производства основной продукции в размере более 2-часового планового задания.
    
    2.5.2. Повреждение оборудования (из числа перечисленного в п. 7 приложения 1), даже если оно не отразилось на основном производстве, но потребовало восстановительного ремонта продолжительностью более 1 сут.
    
    2.6. В  системах управления, автоматизации и КИП, телемеханики и связи:
    
    2.6.1. Нарушение работы указанных систем, приведшее к остановке основного технологического оборудования и вызвавшее снижение объема производства основной продукции в размере более 2-часового планового задания.
    
    2.6.2. Нарушение работы ЭВМ или основного периферийного оборудования действующей автоматизированной системы управления производством (АСУП) на срок более 16 ч, повлекшее за собой задержку выдачи информации продолжительностью более 8 ч.
    
    

3. ОТКАЗЫ В РАБОТЕ  I СТЕПЕНИ

    
    
    Отказами I степени на объектах энергетического хозяйства считаются:
    
    3.1. Нарушение нормальной работы или повреждение оборудования, приведшее к перерыву или ограничению отпуска потребителям электроэнергии, сжатого воздуха, доменного дутья, пара, горячей воды, остановке основного технологического оборудования и вызвавшее снижение объема производства основной продукции в размере менее 2-часового планового задания.
    
    3.2. Повреждение оборудования (приложение 1), не вызвавшее снижение производства, но потребовавшее восстановительного ремонта оборудования продолжительностью до 1 сут или иной продолжительности, оговоренной для отдельных случаев в пп. 2.1.4, 2.3.3.
    
    3.3. Пожары в электроустановках и на основном электрооборудовании, если по вызванным ими последствиям они не относятся к аварии.
    
    3.4. Простой в капитальном и текущем ремонте оборудования (котлов, турбогенераторов, трансформаторов, турбокомпрессоров и нагнетателей) сверх разрешенного срока, а также повторный вывод в ремонт этого оборудования в течение первого месяца после окончания капитального ремонта.
    
    3.5. Отказами I степени также считаются:
    
    3.5.1. На электрических станциях и в системах внешнего электроснабжения:
    
    а) снижение электрической нагрузки электростанцией на 50% и более;
    
    б) нарушение в работе электростанции, в системе внешнего электроснабжения, вызвавшее перерыв в электроснабжении:
    
    электроприемников I категории по одному из двух источников электроснабжения на время, превышающее время действия АПВ или АВР;
    
    электроприемников I категории на время, не превышающее допустимое по технологии производства;
    
    потребителей II категории на срок свыше 1 ч и до 10 ч.
    
    3.5.2. На промышленных котельных установках, теплофикационной части электростанций и магистральных трубопроводах теплосети:
    
    а) перерыв в подаче тепловой энергии любых параметров потребителям (кроме потребителей, не допускающих перерывов в подаче тепловой энергии) на срок 0,5-2 ч;
    
    б) нарушение работы или повреждение оборудования котельной, сетевой установки, повреждение или неисправность на магистральном теплофикационном трубопроводе, вызвавшие прекращение циркуляции воды в отопительный сезон на 2-5 ч.
    
    3.5.3. На газоочистных и водоочистных установках нарушение работы оборудования, приведшее к превышению допустимых санитарных норм загрязнения биосферы на срок более 1 сут, если по вызванным последствиям оно не относится к аварии.
    
    3.5.4. На кислородных станциях нарушение технологического режима, приведшее к необходимости полного или частичного отогрева блока разделения воздуха, если такое нарушение не является аварией.
    
    3.5.5. В системах управления, автоматизации и КИП, телемеханики и связи:
    
    а) нарушение работы ЭВМ и основного периферийного оборудования АСУП на срок менее 16 ч, повлекшее за собой задержку выдачи оперативной информации на 5-8 ч;
    
    б) выход из строя устройств телемеханики и диспетчерского управления на срок 3 ч и более и устройств диспетчерской и технологической связи на срок 8 ч и более, если по вызванным последствиям он не относится к аварии.
    
    

4. ОТКАЗЫ В РАБОТЕ II СТЕПЕНИ

    
    
    4.1. К отказам в работе II степени относятся все нарушения нормальной работы объектов энергетического хозяйства, а также повреждения энергетического оборудования, если они не являются авариями или отказами в работе I степени в соответствии с требованиями разд. 2 и 3 настоящей Типовой инструкции, в том числе:
    
     4.1.1. Повреждение вспомогательного оборудования, участвующего в процессе выработки, передачи и распределения электрической и тепловой энергии, а также других энергоресурсов, вызвавшее вывод его из работы или резерва, но не отразившееся на работе основного энергетического оборудования.
    
    4.1.2. Нарушение работы устройств автоматического регулирования, устройств телемеханики, технологической и релейной защиты, сигнализации, устраненное в срок менее 16 ч, не повлекшее последствий, при которых оно учитывается как авария или отказ в работе I степени.
    
    4.1.3. Автоматическое или ошибочное отключение персоналом оборудования, если оно не вызвало аварию или отказ в работе I степени.
    
    4.1.4. Прекращение циркуляции в магистральных трубопроводах отопительной сети в отопительный сезон длительностью менее 2 ч.
    
    4.1.5.  Нарушение режима работы технологического оборудования (упуск воды или перепитка котла водой, ухудшение качества питательной или котловой воды продолжительностью более 8 ч, увеличение жесткости химически очищенной воды более чем на 25% сверх нормы продолжительностью свыше 4 ч, отклонение от установленных производственными инструкциями норм давления и температуры перегретого пара длительностью более 30 мин, давления отпускаемого пара для промышленных целей на 20% длительностью более 1 ч, а также нарушение заданных параметров и снижение качества других энергоносителей), если это не привело к последствиям, при которых оно учитывается как авария или отказ в работе I степени.
    
    4.1.6. Нарушение нормального режима работы электротехнического оборудования (недопустимое по "Правилам технической эксплуатации электроустановок потребителей" - ПТЭ отключение и включение разъединителей под нагрузкой, включение разъединителей или выключателей на временно установленные переносные заземляющие устройства или на заземляющие ножи, ошибочное включение стационарных заземляющих ножей, снижение уровня масла из маслонаполненных электрических аппаратов ниже допустимого предела, замыкание цепей оперативного тока на землю, не устраненное в течение 8 ч, однофазное замыкание на землю в установках потребителей, питающихся на генераторном напряжении, не устраненное в течение 2 ч), если это не привело к последствиям, при которых оно учитывается как авария или отказ в работе I степени.
    
    4.1.7. Нарушение нормальной работы или повреждение криогенного оборудования, приведшее к снижению чистоты продуктов разделения воздуха на срок более 4 ч, если оно не учитывается как авария или отказ I степени.
    

    4.1.8. Нарушение нормальной работы или повреждение газоочистного и водоочистного оборудования, вызвавшее загрязнение биосферы выше установленных норм на срок до 1 сут.
    
    4.1.9. Нарушение нормальной работы или повреждение оборудования, топливоподачи, повлекшее за собой снижение запасов топлива в бункерах котельной ниже установленной нормы либо лишившее котельную резервных средств подачи топлива, если это нарушение не вызвало аварию или отказ в работе I степени.
    
    4.1.10. Нарушение работы электростанции, воздуходувной станции или промышленной котельной вследствие недостатка топлива или ухудшения его качества по не зависящим от предприятия причинам. В этом случае недоотпуск энергоносителей учитывается отдельно, как недоотпуск из-за недостатка или плохого качества топлива.
    
    4.1.11. Нарушение работы энергооборудования во время 24-часовой проверки его под нагрузкой после капитального ремонта, если при этом не было повреждения этого оборудования.
    
    4.1.12. Нарушение работы оборудования при проведении научно-исследовательских работ или испытаний по утвержденной главным энергетиком или главным инженером предприятия программе, если это нарушение не было следствием неправильных действий персонала научно-исследовательской и наладочной организации или предприятия.
    
    4.1.13. Дефекты и неисправности оборудования, выявленные при профилактических испытаниях или ремонте оборудования.
    

    

5. КЛАССИФИКАЦИЯ НАРУШЕНИЙ

    
    
    5.1. Классификация аварий и отказов в работе производится по причинам и виновникам их возникновения.
    
    5.2. Причины возникновения нарушений делятся на следующие группы:
    
    5.2.1. Недостатки проектирования.
    
    5.2.2. Дефекты конструкции и технологии изготовления.
    
    5.2.3. Дефекты монтажа.
    
    5.2.4. Недостатки технической эксплуатации, вызванные: ошибочными действиями персонала, обслуживающего электроустановки (недопустимое ПТЭ отключение и включение разъединителей под нагрузкой, подача напряжения разъединителем, выключателем на заземленное оборудование, включение заземляющих ножей на находящееся под напряжением оборудование, многократное включение коммутационных аппаратов на короткое замыкание, ошибочное отключение работающего оборудования при проверке цепей релейной защиты и автоматики) и теплоустановки (нарушение режима пуска или остановки оборудования, перегрев металла труб, недопустимая перегрузка, вывод из работы средств защиты и автоматики, нарушение водно-химического режима и т. п.);
    
    неправильной настройкой и регулировкой, а также эксплуатацией неисправных устройств релейной защиты и автоматики;
    
    неправильным выбором уставок приборов защиты и автоматики, плавких вставок предохранителей;
    
    повреждением цепей управления, устройств защиты, автоматики и телемеханики;
    
    несоблюдением требований систем планово-предупредительных ремонтов (ППР) - нарушением сроков и объемов осмотров, ремонтов и профилактических испытаний;
    
    снижением уровня масла в маслонаполненных аппаратах ниже допустимого предела;
    
    эксплуатацией неисправного оборудования;
    
    несоблюдением неэлектротехническим персоналом (технологами, механиками и др.) требований по эксплуатации электрооборудования технологических агрегатов (нарушение режимов пуска и остановки, допущение перегрузки и перегрева, превышение допустимой вибрации);
    
    ошибочными указаниями инженерно-технического персонала;
    
    невыполнением директивных указаний по устранению аварийных очагов.
    
    5.2.5. Старение и износ изоляционных и конструктивных материалов (коррозия, загнивание и т. п.).
    

    5.2.6. Дефекты ремонта и наладки.
    
    5.2.7. Атмосферные воздействия, влияние климатических и внешних условий: гроза; сильный ветер (скорость выше расчетного значения); гололед (мокрый снег) на воздушной линии электропередачи выше расчетного значения (толщина стенки гололеда); гололед с ветром выше расчетных значений; загрязнение, увлажнение изоляции; снежные заносы; паводок; температурные атмосферные воздействия; обвалы, осадки, вспучивание грунта.
    
    5.2.8. Посторонние воздействия: перекрытие токоведущих частей птицами, животными, посторонними предметами; наезд транспортных средств, высокогабаритных машин и механизмов; разрушение изоляторов; пожар, загорание; падение деревьев на воздушные линии электропередачи;
    
    механические повреждения кабелей и трубопроводов при земляных работах;
    
    прочие посторонние воздействия.
    
    5.2.9. Другие причины: повреждения, находящиеся за границей эксплуатационной ответственности потребителя, на ответвлениях от линий электропередачи, принадлежащих другим предприятиям (организациям); невыявленные причины.
    
    Примечания: 1. Классификация аварий или отказов в работе, возникших по одной причине и получивших дальнейшее развитие по другим с более тяжелыми последствиями, определяется этими последствиями. 2. Каждая авария или отказ в работе должны классифицироваться только по одной группе причин, указанных в п. 5.2.
    
     5.3. Виновники нарушения классифицируются по следующим группам:
    
    5.3.1. Персонал предприятия, обслуживающий энергоустановки: оперативный, оперативно-ремонтный, ремонтный, руководящий, административно-технический, персонал лабораторий энергослужбы (или персонал, приравненный к нему).
    
    5.3.2. Персонал производственно-технических подразделений и служб предприятия.
    
    5.3.3. Персонал энергоснабжающей организации.
    
    5.3.4. Персонал сторонних организаций и предприятий: заводов-изготовителей; строительных, монтажных, наладочных, ремонтных, проектных и т. п.
    
    5.3.5. Посторонние лица.
    
    5.4. Определение виновности по причинам нарушений:
    

    5.4.1. По вине оперативного, оперативно-ремонтного персонала классифицируются нарушения, происшедшие вследствие неправильных (ошибочных) действий, невыполнения требований действующих правил и инструкций, указаний персонала диспетчерских служб энергоснабжающей организации, невыполнения профилактических осмотров и контроля режимов работы оборудования.
    
    5.4.2. По вине ремонтного персонала классифицируются нарушения, происшедшие вследствие некачественного проведения ремонтов, ошибочных действий при проведении ремонтных работ, невыполнения действующих правил и инструкций по ремонту.
    
    5.4.3. По вине руководящего и административно-технического персонала классифицируются нарушения, происшедшие вследствие: выполнения работ по прямому ошибочному указанию этого персонала; непринятия своевременных мер по устранению аварийных очагов и дефектов оборудования; невыполнения приказов и директивных указаний, направленных на повышение надежности работы оборудования; несвоевременных или проведенных в недостаточном объеме планово-предупредительного ремонта и профилактических испытаний оборудования; невыполнения противоаварийных циркуляров и мероприятий; указаний, противоречащих требованиям действующих правил и инструкций.
    
    5.4.4. По вине персонала лабораторий энергослужбы (или приравненного к нему) классифицируются нарушения, происшедшие вследствие некачественного выполнения работ по испытанию энергетического оборудования, наладке схем управления и защиты, контролю качества масла, воды, конденсата.
    
    5.4.5. По вине персонала производственно-технологических подразделений и служб предприятия классифицируются нарушения, происшедшие вследствие несоблюдения ими режимов и условий работы электрооборудования технологических агрегатов.
    
    5.4.6. По вине энергоснабжающей организации классифицируется только такое нарушение, как прекращение подачи энергии (электрической и тепловой), допущенное предприятиями энергосистемы.
    
    5.4.7. По вине сторонних организаций и предприятий классифицируются нарушения, происшедшие вследствие поставки некачественно изготовленного оборудования (со скрытыми дефектами), некачественного выполнения строительных, монтажных, наладочных и ремонтных работ, установки несовершенных или дефектных конструкций, недостатков проектирования.
    
    Примечания: 1. Аварии и отказы в работе могут классифицироваться по вине других организаций лишь при достаточном техническом обосновании и участии в расследовании представителей этих организаций. В случае отказа принять участие в расследовании к акту расследования (карте отказов) должен быть приложен документ об отказе участвовать в нем.
    

    2. Если расследование проведено без участия организации - виновника аварии (отказа в работе) и отсутствует документ об отказе участвовать в расследовании, к акту расследования (карте отказа) прилагается документ о своевременном вызове представителя организации-виновника. По окончании расследования организациям-виновникам предъявляется соответствующая рекламация или акт претензий.
    
    3. Копии рекламаций (акты претензий) должны прилагаться к актам расследования аварий и картам отказов в работе.
    
    4. Рекламации заводам-изготовителям, монтажным и наладочным организациям предъявляются в пределах гарантийного срока. После истечения гарантийного срока взамен рекламаций направляются акты претензий по авариям и отказам в работе с повреждением оборудования, классифицированным по их вине.
    
    5. Решение о классификации происшедших нарушений, не предусмотренных типовой инструкцией, принимается старшим государственным инспектором по энергетическому надзору.
    
    

6. НЕДОВЫПУСК ПРОДУКЦИИ, НЕДОПОЛУЧЕНИЕ ЭНЕРГИИ

    
    
    6.1. Недовыпуск продукции из-за перерывов электро- и теплоснабжения или ограничения электрической и тепловой мощности, а также нарушений нормальной работы технологических установок или отдельных агрегатов подсчитываются как произведение средней производительности (за предыдущие 3 сут) на продолжительность простоя с учетом пониженной производительности этих установок или агрегатов при выходе на номинальный режим работы. Недовыпуск продукции исчисляется в натуральных единицах и рублях, простой производственных агрегатов - в часах.
    
    6.2. Недополучение электрической энергии, пара, горячей воды технологическими установками, а также другими промышленными коммунально-бытовыми объектами из-за аварии или отказа в работе подсчитывается в соответствии с требованиями "Правил пользования электрической и тепловой энергией".
    

    

7. СООБЩЕНИЯ ОБ АВАРИЯХ

    
    
    7.1. Обо всех авариях на энергетических установках лицо, ответственное за энергетическое хозяйство предприятия, обязано в ближайшие рабочие сутки направить оперативное сообщение в вышестоящую организацию, а об авариях, связанных с нарушением энергоснабжения электроприемников I категории и теплоснабжения производств и технологических установок потребителей, не допускающих перерывов в снабжении тепловой энергией - в местное предприятие "Энергонадзор".
    
    7.2. В оперативном сообщении должны быть следующие сведения:
    
    наименование предприятия;
    
    наименование энергоустановок, на которых произошла авария;
    
    дата и время начала и ликвидации аварийной ситуации (фиксируется дежурным персоналом записью в оперативном журнале);
    
    краткое описание аварии, предполагаемая причина и виновник аварии.
    
    

8. РАССЛЕДОВАНИЕ АВАРИЙ И ОТКАЗОВ В РАБОТЕ

    
    
    8.1. Каждая авария и отказ в работе должны быть тщательно расследованы с установлением причин и виновников и разработкой конкретных противоаварийных мероприятий по предупреждению подобных случаев.
    
    8.2. Расследование должно быть начато немедленно после происшествия и закончено  в срок не более 10 дней. В отдельных случаях по представлению предприятия срок расследования  может быть продлен руководством вышестоящей организации.
    
    8.3. Расследование аварий и отказов проводят:
    
    8.3.1. Аварий - комиссия, назначенная приказом  руководства предприятия (объединения), а в случаях особо крупных аварий - руководством  вышестоящей организации. Состав  комиссии определяется  тем же приказом.
    
    В состав комиссии входят представители:
    
    предприятия “Энергонадзор” (при расследовании аварий, связанных с нарушением электроснабжения электроприемников I категории и теплоснабжения производств и технологических установок потребителей, не допускающих   перерывов в подаче тепловой энергии);
    
    заинтересованных организаций: заводов-изготовителей, строительных, монтажных, ремонтных, наладочных, проектных и др.
    
    8.3.2. Отказов I и II степеней - комиссия, назначенная лицом, ответственным за  электрохозяйство предприятия  (структурной единицы), по согласованию с руководством других его структурных подразделений.
    
    Примечания: 1. Расследование аварий, происшедших на объектах, подконтрольных Госгортехнадзору, должно производиться  согласно “Инструкции по расследованию аварий, не повлекших за собой несчастных случаев на подконтрольных Госгортехнадзору СССР предприятиях и объектах”.
    
    2. Расследование несчастных случаев, происшедших в результате аварии, производится в соответствии с “Положением о расследовании и учете несчастных случаев на производстве”, утвержденном  ВЦСПС, а на объектах, подконтрольных Госгортехнадзору СССР, - по “Инструкции о расследовании и учете несчастных случаев на подконтрольных Госгортехнадзору предприятиях и объектах”, утвержденной Госгортехнадзором СССР.
    
    
    8.4. Члены комиссии уведомляются о месте и времени ее работы телеграммой (телефонограммой). В случае неявки представителей расследование ведется без них.
    
    Примечание. При аварии на объекте внешнего энергоснабжения, находящегося на балансе энергоснабжающей организации (электростанция, предприятие электрических или тепловых сетей), заинтересованное предприятие по согласованию с энергоснабжающей организацией направляет своего представителя для участия в составе комиссии по расследованию этой аварии в соответствии с “Инструкцией по расследованию и учету нарушений в работе электростанций, сетей, энергосистем и энергообъединений”, утвержденной Минэнерго СССР.
    
    8.5. По каждой аварии составляется акт расследования (приложение 2) и заполняется карта отказа (приложения 4 и 5). По отказу заполняется только карта отказа согласно пособию  по заполнению (приложение 6). Акт и карты отказов со сроками выполнения намеченных противоаварийных мероприятий и указанием лиц, ответственных за их выполнение, утверждаются лицом, назначившим комиссию.
    

      

9. УЧЕТ АВАРИЙ И ОТКАЗОВ В РАБОТЕ

    
    
    9.1. Все аварии и отказы в работе, происшедшие в энергетических установках предприятия (организации), регистрируются в хронологическом порядке в журнале учета аварий и отказов в работе (приложение 3).
    
    На предприятии (в структурной единице) ответственность за правильность учета аварий и отказов в работе, своевременное представление в вышестоящую организацию и местное предприятие  “Энергонадзор” актов расследования и карт отказов, а также хранение журнала учета аварий и отказов в работе, актов расследований, карт отказов возлагается на лицо - ответственное за эксплуатацию энергетического хозяйства предприятия.
    

    

Приложение 1

    
ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПРЕДПРИЯТИЙ (ОРГАНИЗАЦИЙ)

    
    
    1. Электрические и воздуходувные станции: котлы паровые и водогрейные; турбины паровые и газовые; нагнетатели доменного дутья и турбокомпрессоры; главные паровые и питательные трубопроводы; магистральные трубопроводы, входящие в зону обслуживания станции; электрическое оборудование в соответствии с п. 7 настоящего Перечня.
    
    2. Кислородные и компрессорные станции: блоки разделения воздуха; компрессоры воздушные и кислородные объемной подачей 100 м/мин и более; турбины паровые для привода компрессоров; газодувки; реципиентные установки; кислородно-расширительные пункты (КРП); магистральные трубопроводы сжатого воздуха; магистральные кислородо- и азотопроводы; электрическое оборудование в соответствии с п. 7 настоящего Перечня.
    
    3. Газовое хозяйство: газоочистки доменных печей; эксгаустеры и нагнетатели газоповышающих станций; газовые утилизационные турбины (ГУБТ); межцеховые газопроводы и газораспределительные пункты.
    
    4. Теплосиловое хозяйство (котельные): котлы паровые и водогрейные; котлы-утилизаторы и пароводяные нагреватели; межцеховые и магистральные трубопроводы пара и горячей воды, сетевые установки, оборудование тепловых пунктов.
    
    5. Системы водоснабжения и гидротехнические сооружения: плотины, дамбы, бассейны, водоприемные и водосбросные сооружения; градирни; насосные станции первого и последующих подъемов и систем межцехового оборотного водоснабжения; межцеховые и магистральные водоводы и коллекторы канализации.
    
    6. Газо- и водоочистные установки: водоочистные сооружения, выпарные установки и установки по утилизации и обезвреживанию отходов; газоочистные устройства технологических газов основных агрегатов.
    
    7. Электрические станции, подстанции, сети и цеховые электроустановки: турбогенераторы; трансформаторы и автотрансформаторы мощностью 1000 кВ·А и более; синхронные компенсаторы; преобразовательные установки мощностью 1000 кВт и более; электрические печи мощностью 2000 кВ·А и более; электродвигатели мощностью 1000 кВт и более, распределительные устройства напряжением 3 кВ и выше; выключатели напряжением 35 кВ и выше; отделители и короткозамыкатели напряжением 110 кВ и выше; воздушные и кабельные линии напряжением 35 кВ и выше; шинопроводы напряжением 6 кВ и выше.
    
    Примечание. При составлении отраслевой инструкции перечень и параметры оборудования могут быть изменены и дополнены с учетом энергетического оборудования, установленного на каждом предприятии отрасли, и специфики производства.
    

    

Приложение 2

УТВЕРЖДАЮ
    
Руководитель предприятия___________________

Дата___________________


АКТ N ______
РАССЛЕДОВАНИЯ АВАРИИ

    
    
    1. Министерство _____________________________________________________________________
    
    2. Управление, объединение __________________________________________________________
    
    3. Предприятие______________________________________________________________________
    
    4. Состав комиссии___________________________________________________________________
    
    5. Дата и время начала и ликвидации аварии _____________________________________________
    
    6. Место возникновения аварии и режим работы объекта до аварии (при необходимости прилагается схема работы)______________________________________________________________________________
    
    7. Описание возникновения, протекания, развития и ликвидации аварии. Дата и время восстановления нормального энергоснабжения потребителей (нормального режима работы оборудования) ___________________
    
    8. Наименование и основные данные (характеристика) повредившегося оборудования (сооружения): номер по схеме, тип, завод-изготовитель, заводской номер, мощность, напряжение и т.д., дата изготовления и ввода в эксплуатацию. Место и характер повреждения; были ли ранее аналогичные случаи повреждения по этой же причине на данном или идентичном оборудовании (сооружении), дата последнего капитального и текущего ремонтов оборудования (сооружения), в том числе повредившегося узла, и результаты последних профилактических испытаний и осмотров, ориентировочная продолжительность восстановительного ремонта ________________________________________________________________     
  

 9. Характеристика и оценка работы релейной защиты и автоматики, средств оперативной связи, КИП тепловой автоматики _______________________
    
    10. Оценка действий руководящего и оперативного персонала предприятия при ликвидации аварии_______________________________________
    
    11. Причины и виновники возникновения аварии (классификация аварии согласно разд. 5 данной Типовой инструкции)_______________________________
    
    12. Причины и виновники развития аварии __________________________________________________
    
    13. Перечень отключенных энергетических и технологических объектов. Длительность перерыва энергоснабжения этих объектов ________________________________________________________________________________________
    
    14. Значение отключенной мощности потребителей (или ограничения мощности) ________________________________________________________________________________________
    
    15. Количество недополученной электрической и тепловой энергии (в кВт-ч, Дж)_____________________________________________________________________________________
    
    16. Снижение выпуска продукции, вызванное аварией, в денежном и натуральном выражениях ________________________________________________________________________________________
    
    17. Недостатки, выявленные комиссией в ходе расследования аварии, в эксплуатации, проекте, строительстве ________________________________________________________________________________________
    
    18. Мероприятия по восстановлению поврежденного оборудования (сооружения), повышению надежности работы соответствующих агрегатов, электрических и тепловых сетей предприятия и предотвращению подобных случаев ________________________________________________________________________________________
    
    19. Документы, приложенные к акту, ________________________________________________________
    
    Председатель комиссии__________________________________________________________________
                                                                                 подпись
    
    Члены комиссии ________________________________________________________________________
                                                                                подписи

    
    

ДОПОЛНЕНИЯ К ПРИЛОЖЕНИЮ 2:

    
    
    1.  К акту расследования аварии рекомендуется прилагать:
    
    а) перечень электроприемников I категории (с нагрузкой), имевших нарушение энергоснабжения;
    
    б) то же электроприемников II категории;
    
    в) осциллограммы и ленты регистрирующих приборов;
    
    г) заключение о работе устройств релейной защиты и автоматики;
    
    д) копии записей оперативных журналов;
    
    е) необходимые схемы, чертежи, эскизы, фотографии, протоколы послеаварийных испытаний;
    
    ж) справку метеостанции;
    
    з) выписку из нормативных данных проекта и расчета (в случае стихийных бедствий);
    
    и) рекламации или акты претензий заводам-изготовителям и другим организациям;
    
    к) расчет снижения выпуска продукции (из планового отдела);
    
    л) справку о размере допущенного брака продукции (материальном ущербе);
    
    м) заключения технической экспертизы;
    
    н) объяснительные записки непосредственных виновников возникновения и развития аварии;
    
    о) расчет количества недополученной электрической или тепловой энергии, подписанный ответственным лицом предприятия и одним из членов комиссии.
    
    2. Если для подтверждения выводов комиссии о причинах аварии требуется вскрытие или разборка оборудования, а представитель завода-изготовителя, участие которого необходимо, отсутствует, то в акте расследования указывается вероятная причина. Вскрытие или разборка поврежденного оборудования производится с участием членов комиссии.
    
    3. Сведения о работниках предприятия, непосредственно виновных в возникновении или развитии аварии, а именно:
    
    а) фамилия, имя, отчество;
    
    б) год рождения;
    
    в) профессия (должность), разряд;
    
    г) имеется ли образование, соответствующее занимаемой должности;
    
    д) стаж работы общий и по основной профессии в данном цехе;
    
    е) образование;
    
    ж) даты последней проверки знаний "Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей" и "Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей" и инструктажа на рабочем месте, сведения об участии в противоаварийных тренировках за последний год, полученная оценка;
    
    з) данные о прохождении переподготовки (повышение квалификации) по занимаемой должности;
    

    и) имеет ли место расширение зоны обслуживания.
    

    

Приложение 3

    
Министерство_____________________

    
Главное управление________________

Объединение______________________

    
Предприятие, объект (цех, подстанция,

участок и т.п.)_____________________

    
__________________________________

    
__________________________________

    
ЖУРНАЛ УЧЕТА АВАРИЙ И ОТКАЗОВ В РАБОТЕ

    
    
Первая страница

    

Сведения об авариях, отказах

Дата и время аварии (отказа)

Длительность аварии (отказа)

Наименование и характеристика отказавших: оборудования, линий, подстанций, дата ввода в эксплуатацию

Отка-
зав-
ший узел, эле-
мент

Краткая харак-
терис-
тика аварии (отказа)

Начало

Ликвидация

 

 

 

 

1

2

3

4

5

6

 

 

 

 



 

    
    
Вторая страница

    

Последствия аварии

Принятые
меры по


Классификация нарушений

Простой производственных агрегатов

Недовыпуск продукции

устранению аварии, отказа (повторное включение, переключение, замена или ремонт отказавшего оборудования)

Авария или отказ

Причина

Виновники

 

 

 

7

8

9

10

11

12

    

Приложение 4

    Порядковый
    номер отказа
    на предприятии
    

Лицевая сторона

    
    
КАРТА ОТКАЗА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ,
ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ (КОЭ)


Дата отказа

Год

Мес

Число

Ч

Мин

Изготовитель оборудования

Заводской номер

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Дата включения в работу

Число

Ч

Мин

Год изготовления оборудования

 

 

 

 

 

 

 

Длительность отказа

Ч

Мин

Условия работы

 

 

 

 

Характер нагрузки

 

Отказавшее оборудование
(наименование)

Тип (марка)

Характер отказа (повреждение)

 

 

 

Место установки. Механизм,

 

Причина отказа

 

привод

 

Сопутствующие обстоятельства

 

Вид отключения (автоматическое, ручное)

 

Срок службы оборудования от начала эксплуатации, годы

Срок службы повержден-
ного узла, мес

Отказавшие:
узел, деталь

Количество отказавшего оборудования (узлов)

 

 

 

 

Недополучение

 

Техническая характеристика

 

характеристики, тыс. кВ·ч

 

Напряжение сети, кВ

 

Простой техно-
логического

 

Развитие и последствия отказа

оборудования

 

 

Недовыпуск продукции, (материальный ущерб), тыс. руб.

 

 

 

Условия отказа

Отказ по вине

 

Допол- нительные

Состояние

оборудования.
Относительная нагрузка кабеля,

Длительность отключения электроприемников, ч

характеристики электро-

нейтрали

линии (число цепей ВЛ), %

I кате- гории

II кат

III кат

установок

 

 

 

 

 

 

Материал

Длина

Конструктивное напряжение,

Количество отключенных  электроприемников

 

 

 

кВ

I кате-
гории

II кате-
гории

III кате-
гории

 

 

 

 

 

 

 

 

 


    Дата заполнения карты________ Заполнил________ Проверил _________

    
    
Оборотная сторона


ИНФОРМАЦИЯ ОБ ОТКАЗЕ


Режим работы до возникновения аварии или отказа

 

Описание возникновения, протекания и ликвидации аварии или отказа; работа устройств защиты, автоматики, сигнализации; отключение других установок; ход восстановления

 

Описание причины возникновения и развития аварии или отказа. Описание повреждения отказавшего оборудования. Повреждение другого оборудования в результате отказа. Виновники возникновения и развития аварии или отказа

 

Мероприятия по повышению надежности оборудования

 

Главный инженер предприятия
Фамилия _______

Состав комиссии (должность, фамилия, подпись)

 


Подпись________

Заключение вышестоящей организации

 

Номер акта расследования

 

 

 

    
    К карте должны быть приложены необходимые схемы и поясняющие материалы.
    
    

Приложение 5

    
    Порядковый
    номер отказа
    на предприятии
    


Лицевая сторона

    
    
КАРТА ОТКАЗА ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ (КОТ)

    
Объединение(предприятие)_________________Цех (участок)______________
    

Дата  отказа

Год

Мес

Число

Ч

Мин

Характер повреждения

 

 

 

 

 

 

 

Причина отказа

 

Дата включения в работу

Число

Ч

Мин

Сопутствующие обстоятельства

 

 

 

 

 

 

 

 

Ч

Мин

Срок службы

Срок

Длительность отказа

 

 

оборудования от начала эксплуатации,
годs

службы поврежденного узла, мес

Отказавшее оборудование

Тип (марка)

 

 

(наименование)

 

 

 

Место установки. Механизм, привод

 

Недополучение электроэнергии, тыс. кВт·ч

 

Техническая характеристика

Недополучение тепловой

 

 

энергии, Дж

 

Вид отключения (автоматическое, ручное)

 

 

Простой технологического

 

Последствия отказа

 

 

оборудования, ч

 

Отказавшие: узел, деталь

Количество отказавшего оборудования (узлов)

Недовыпуск продукции (материальный

 

 

 

ущерб), тыс. руб

 

Изготовитель
оборудования

 

Заводской номер

отказ по вине

 

 

 

 

 


Длительность отключения
потребителей

Год изготовления

 

 

 

 

Изготовитель повредившегося узла

 

 

 

    
     
Дата заполнения карты _______ Заполнил ________ Проверил __________

    
Оборотная сторона

    
ИНФОРМАЦИЯ ОБ ОТКАЗЕ


Режим работы до возникновения аварии или отказа

 

Описание возникновения, протекания и ликвидации аварии или отказа; работа устройств защиты, автоматики, сигнализации; отключение других установок; ход восстановления

 

Описание причины возникновения и развития аварии или отказа. Описание повреждения отказавшего оборудования.  Повреждение другого оборудования в результате отказа. Виновники возникновения и развития аварии или отказа

 

Мероприятия по повышению надежности оборудования

 

Главный инженер предприятия

Состав комиссии (должность, фамилия, подпись)


Фамилия___________
Подпись___________

Заключение вышестоящей организации

 

Номер акта расследования

 

 

 

    
     К карте должны быть приложены необходимые схемы и поясняющие материалы.
    

Приложение 6

    
    
ПОСОБИЕ ПО ЗАПОЛНЕНИЮ КАРТ ОТКАЗОВ ЭЛЕКТРО-
И ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ     
    

1. Назначение карт отказов

    
    
    Карты отказов предназначены для накопления данных о фактической надежности электро- и теплоэнергетического оборудования в целях принятия мер для повышения надежности путем улучшения проектных решений, конструкции и качества поставляемого оборудования, организации обслуживания и ремонта.
    


2. Термины, определения

    
    
    2.1. Отказ в работе электро- и теплоэнергетического оборудования или линии электропередачи - это событие, заключающееся в нарушении работоспособности работающего или находящегося в резерве (под напряжением или давлением) электрического, теплового оборудования и линий электропередачи. При отказе оборудование отключается защитой или должно быть немедленно отключено обслуживающим персоналом для предотвращения развития ненормального состояния.
    
    2.2. Длительность отказа - это время, затраченное на замену отказавшего оборудования работоспособным или на его ремонт на месте установки. Длительность отказа исчисляется с момента отключения оборудования до момента включения его в работу (после ремонта на месте установки или замены).
    
    2.3. Время включения в работу - момент включения оборудования под нагрузку, в сеть, под давление. Если после окончания восстановления работоспособности оборудования включать его в работу не требуется, то временем включения в работу считается время окончания восстановления работоспособности отказавшего оборудования.
    
    

3. Заполнение карт отказов электро- и теплоэнергетического оборудования
(см. приложения 4 и 5)

    
    
    3.1. Карты отказов заполняются одним из членов комиссии, расследовавшей отказ или аварию, по поручению председателя по материалам расследования.
    
    3.2. В графе "Отказавшее оборудование (наименование)" дается наименование в общепринятой терминологии. Например: энергетический котел N 1, водогрейный котел N 1, турбогенератор N 1, система шин А, секция N 1, электродвигатель, сетевой трубопровод N 1, автотрансформатор N 1, кабельная линия N 12231 и т. п.
    
    3.3. В графе "Место установки. Механизм, привод" указываются производственное помещение, характер внешней среды, вид установки (открытая, под навесом, в шкафу на открытом воздухе, в помещении и т. д.), к какому технологическому агрегату (механизму) относится электрооборудование.
    
    3.4. В графе "Техническая характеристика" указываются основные параметры.
    
    3.5. В графе "Вид отключения" указывается: автоматическое, какой защитой; вручную, ключом управления.
    
    3.6. В графе "Развитие и последствия отказа" (приложение 4) указывается нарушение работы другого оборудования, связанного технологической схемой с отказавшим.
    
    3.7. В графе "Условия работы" (приложение 4) только для кабелей указывается, в какой среде проложен кабель (в земле, воде, сырых помещениях, коробах, лотках, туннелях рядом с технологическими трубами и т.п.), наличие вибраций, коррозионной активности, блуждающих токов.
    
    3.8. В графе "Характер нагрузки" (приложение 4) указывается: коммунально-бытовая, промышленная, сельскохозяйственная, собственные нужды, смешанная.
    
    3.9. В графе "Сопутствующие обстоятельства" указываются недостатки эксплуатации, проектирования, дефекты монтажа, конструкции, заводского изготовления, нарушения правил транспортировки, хранения, укладки, атмосферные воздействия, ненормальные режимы в сети, посторонние воздействия.
    
    Настоящая Типовая инструкция разработана техническим отделом Главного управления государственного энергетического надзора (Главгосэнергонадзор) Минэнерго СССР и утверждена Главгосэнергонадзором 12 июля 1989 г. Проект Типовой инструкции подготовлен Центргосэнергонадзором на основе "Инструкции по расследованию и учету нарушений в работе электростанций, сетей, энергосистем и энергообъединений" Минэнерго СССР (издания 1983 г.) и аналогичных инструкций Минжилкомхоза РСФСР, Миннефтепрома СССР с учетом замечаний и предложений, представленных региональными управлениями государственного энергетического надзора, предприятиями "Энергонадзор " по результатам обсуждений проекта со специалистами предприятий всех отраслей промышленности.
    
    Типовая инструкция вводится с 1 января 1990 г. взамен "Типовой инструкции по расследованию и учету аварий и брака и прочих нарушений в работе объектов энергетического хозяйства потребителей электрической и тепловой энергии " (издания 1970 г.).
    
    

ИНСТРУКЦИЯ ПО УСТРОЙСТВУ МОЛНИЕЗАЩИТЫ ЗДАНИЙ
И СООРУЖЕНИЙ (РД 34.21.122-87)*

    
    Настоящая Инструкция разработана Государственным научно-исследовательским энергетическим институтом им. Г.М. Кржижановского Минэнерго СССР, согласована с Госстроем СССР (письмо N АЧ-3945-8 от 30 июля 1987 г.) и утверждена Главтехуправлением Минэнерго СССР. С введением в действие настоящей Инструкции утрачивает силу "Инструкция по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений" СН 305-77.
    


1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

    
    
    1.1. В соответствии с назначением зданий и сооружений необходимость выполнения молниезащиты и ее категория, а при использовании стержневых и тросовых молниеотводов - тип зоны защиты определяются по табл. 1 в зависимости от среднегодовой продолжительности гроз в месте нахождения здания или сооружения, а также от ожидаемого количества поражений его молнией в год. Устройство молниезащиты обязательно при одновременном выполнении условий, записанных в графах 3 и 4 табл. 1.
    

Таблица 1


№ пп


Здания и сооружения


Местоположение

Тип зоны защиты при использовании стерж-
невых и тросовых молниеотводов

Категория молниезащиты

1

Здания и сооружения или их части, помещения которых согласно

На всей территории СССР

А

I




ПУЭ относятся к зонам классов В-I и В-II

 





2

То же классов В-Iа, В-Iб, В-IIа

В местностях со средней продолжительностью гроз 10 ч в год и более

При ожидаемом количестве поражений молнией в год здания или сооружения

II



 

 

N<1-А; N



3

Наружные установки, создающие согласно ПУЭ зону класса В-Iг

На всей территории СССР

Б

II

4

Здания и сооружения

В местностях со

Для зданий и

III




или их части, помещения которых согласно ПУЭ относятся к зонам классов П-I, П-II, П-IIа

средней продолжительностью гроз 20 ч в год и более

сооружений I и II степеней огнестойкости при 0,1<N 2 и







 

 

для III-V степеней огнестой-
кости при













0,02<N2-Б, при N>2-А




5

Расположенные в сельской местности небольшие строения III-V степеней огнестойкости, помещения которых согласно ПУЭ относятся к зонам классов П-I, П-II, П-IIа

В местностях со средней продолжи-
тельностью гроз 20 ч в год и более и при N<0,2

-

III (п. 2.30)

6

Наружные установки и открытые склады, создающие согласно

В местностях со средней продолжи-
тельностью гроз

При 0,1<N2- Б, при N>2 - А

III




ПУЭ зону классов П-III

20 ч в год и более

 




7

Здания и сооружения III, IIIа, IIIб, IV, V степеней огнестойкости, в которых отсутствуют помещения, относимые по ПУЭ к зонам взрыво- и пожароопасных классов

То же

При 0,1<N2 - Б, при N>2 - А




8

Здания и сооружения из легких металлических

В местностях со средней продолжи-

При 0,02<N2- Б, при N>2 - А

III




конструкций со сгораемым утеплителем(IVа степени огнестойкости), в которых

тельностью гроз 10
ч в год и более

 







отсутствуют помещения, относимые по ПУЭ к зонам взрыво- и пожароопасных классов

 

 




9

Небольшие строения III-V степеней огнестойкости,

В местностях со средней

-

III (п. 2.30)




расположенные в сельской местности, в которых отсутствуют помещения, относимые по ПУЭ к зонам взрыво- и пожароопасных классов

продолжи-
тельностью гроз 20 ч в год и более для
III, IIIа, IIIб, IV, V степеней огнестойкости при N<0,1, для IVа степени огнестой-
кости при N<0,02




 

10

Здания вычислительных центров, в том числе расположенные в городской

В местностях со средней продолжительностью

Б

II




застройке

гроз 20 ч в год и более







11

Животноводческие и птицеводческие здания и

В местностях со средней

Б

III




сооружения III-V степеней огнестойкости: для крупного  рогатого скота и свиней на 100 голов и более, для овец на 500 голов и более, для птицы на 1000 голов и более, для лошадей на 40 голов и более

продолжи-
тельностью гроз 40 ч в год и более







12

Дымовые и прочие трубы предприятий и котельных, башни и вышки всех назначений высотой15 м и более

В местностях со средней продолжи-
тельностью гроз 10 ч в год и более

Б

III (п. 2.31)

13

Жилые и общественные здания, высота которых

В местностях со средней

Б

III




более чем на 25 м больше средней высоты окружающих зданий в радиусе 400 м, а также отдельно стоящие здания высотой более 30 м, удаленные от других зданий более чем на 400 м

продол-
жительностью гроз 20 ч в год и более







14

Отдельно стоящие жилые и общественные здания

То же

Б

III




в сельской местности высотой более 30 м










15

Общественные здания III-V степеней огнестойкости следующего назначения: детские дошкольные учреждения, школы и школы-интернаты, стационары лечебных учреждений, спальные корпуса и столовые учреждений здравоохранения и отдыха, культурно- просветительные и зрелищные учреждения, административные здания, вокзалы, гостиницы, мотели

“   ”

Б

III

 

и кемпинги

 





16

Открытые зрительные залы открытых кинотеатров, трибуны
открытых стадионов и т.п.

“   “

Б

III

17

Здания и сооружения, являющиеся памятниками истории, архитектуры и культуры (скульптуры, обелиски и т.п.)

“   “

Б

III

    
    
    Оценка среднегодовой продолжительности гроз и ожидаемого количества поражений молнией зданий или сооружений производится согласно приложению 2; построение зон защиты различных типов - согласно приложению 3.
    
    1.2. Здания и сооружения, отнесенные по устройству молниезащиты к I и II категориям, должны быть защищены от прямых ударов молнии, вторичных ее проявлений и заноса высокого потенциала через наземные (надземные) и подземные металлические коммуникации.
    
    Здания и сооружения, отнесенные по устройству молниезащиты к III категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии и заноса высокого потенциала через наземные (надземные) металлические коммуникации.
    
    Наружные установки, отнесенные по устройству молниезащиты ко II категории, должны быть защищены от прямых ударов и вторичных проявлений молнии.
    
    Наружные установки, отнесенные по устройству молниезащиты к III категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии.
    
    Внутри зданий большой площади (шириной более 100 м) необходимо выполнять мероприятия по выравниванию потенциала.
    
    1.3. Для зданий и сооружений с помещениями, требующими устройства молниезащиты I и II или I и III категорий, молниезащиту всего здания или сооружения следует выполнять по I категории.
    
    Если площадь помещений I категории молниезащиты составляет менее 30 % площади всех помещений здания, молниезащиту всего здания допускается выполнять по II категории независимо от категории остальных помещений. При этом на вводе в помещения I категории должна быть предусмотрена защита от заноса высокого потенциала по подземным и наземным (надземным) коммуникациям, выполняемая согласно пп. 2.8 и 2.9.
    
    1.4. Для зданий и сооружений с помещениями, требующими устройства молниезащиты II и III категорий, молниезащиту всего здания или сооружения следует выполнять по II категории.
    
    Если площадь помещений II категории молниезащиты составляет менее 30 % площади всех помещений здания, молниезащиту всего здания допускается выполнять по III категории. При этом на вводе в помещения II категории должна быть предусмотрена защита от заноса высокого потенциала по подземным и наземным (надземным) коммуникациям, выполняемая согласно пп. 2.22 и 2.23.
    
    1.5. Для зданий и сооружений, не менее 30 % площади которых приходится на помещения, требующие устройства молниезащиты по I, II или III категории, молниезащита этой части зданий и сооружений должна быть выполнена в соответствии с п. 1.2.
    

    Для зданий и сооружений, более 70 % площади которых составляют помещения, не подлежащие молниезащите в соответствии с табл.1, а остальную часть здания составляют помещения I, II и III категории молниезащиты, должна быть предусмотрена только защита от заноса высоких потенциалов по коммуникациям, вводимым в помещения, подлежащие молниезащите: по I категории - согласно пп.2.8, 2.9; по II и III категориям - путем присоединения коммуникаций к заземляющему устройству электроустановок, соответствующему указаниям п.1.7, или к арматуре железобетонного фундамента здания (с учетом требований п.1.8). Такое же присоединение должно быть предусмотрено для внутренних коммуникаций (не вводимых извне).
    
    1.6. В целях защиты зданий и сооружений любой категории от прямых ударов молнии следует максимально использовать в качестве естественных молниеотводов существующие высокие сооружения (дымовые трубы, водонапорные башни, прожекторные мачты, воздушные линии электропередачи и т.п.), а также молниеотводы других близрасположенных сооружений.
    
    Если здание или сооружение частично вписывается в зону защиты естественных молниеотводов или соседних объектов, защита от прямых ударов молнии должна предусматриваться только для остальной, незащищенной его части. Если в ходе эксплуатации здания или сооружения реконструкция или демонтаж соседних объектов приведет к увеличению незащищенной их части, соответствующие изменения защиты от прямых ударов молнии должны быть выполнены до начала ближайшего грозового сезона; если демонтаж или реконструкция соседних объектов проводятся в течение грозового сезона, на это время должны быть предусмотрены временные мероприятия, обеспечивающие защиту от прямых ударов молнии незащищенной части здания или сооружения.
    
    1.7. В качестве заземлителей молниезащиты допускается использовать все рекомендуемые "Правилами устройства электроустановок" заземлители электроустановки, за исключением нулевых проводов воздушных линий электропередачи напряжением до 1 кВ.
    
    1.8. Железобетонные фундаменты зданий, сооружений, наружных установок, опор молниеотводов следует, как правило, использовать в качестве заземлителей молниезащиты при условии обеспечения непрерывной электрической связи по их арматуре и присоединения ее к закладным деталям с помощью сварки.
    
    Битумные и битумно-латексные покрытия не являются препятствием для такого использования фундаментов. В средне- и сильноагрессивных грунтах, где защита железобетона от коррозии выполняется эпоксидными и другими полимерными покрытиями, а также при влажности грунта менее 3% использовать железобетонные фундаменты в качестве заземлителей не допускается.
    

    Искусственные заземлители следует располагать под асфальтовым покрытием или в редко посещаемых местах (на газонах, в удалении на 5 м и более от грунтовых проезжих и пешеходных дорог и т.п.).
    
    1.9. Выравнивание потенциала внутри зданий и сооружений шириной более 100 м должно происходить за счет непрерывной электрической связи между несущими внутрицеховыми конструкциями и железобетонными фундаментами, если последние могут быть использованы в качестве заземлителей согласно п. 1.8.
    
    В противном случае должна быть обеспечена прокладка внутри здания в земле на глубине не менее 0,5 м протяженных горизонтальных электродов сечением не менее 100 мм. Электроды следует прокладывать не реже чем через 60 м по ширине здания и присоединять по его торцам с двух сторон к наружному контуру заземления.
    
    1.10. На часто посещаемых открытых площадках с повышенной опасностью поражения молнией (вблизи монументов, телебашен и подобных сооружений высотой более 100 м) выравнивание потенциала выполняется присоединением токоотводов или арматуры сооружения к его железобетонному фундаменту не реже чем через 25 м по периметру основания сооружения.
    
    При невозможности использования железобетонных фундаментов в качестве  заземлителей под асфальтовым покрытием площадки на глубине не менее 0,5 м через каждые 25 м должны быть проложены радиально расходящиеся горизонтальные электроды сечением не менее 100 мм, присоединенные к заземлителям защиты сооружения от прямых ударов молнии.
    
    1.11. При возведении в грозовой период высоких зданий и сооружений на них в ходе строительства, начиная с высоты 20 м, необходимо предусматривать следующие временные мероприятия по молниезащите. На верхней отметке строящегося объекта должны быть закреплены молниеприемники, которые через металлические конструкции или свободно спускающиеся вдоль стен токоотводы следует присоединять к заземлителям, указанным в пп. 3.7 и 3.8. В зону защиты типа Б молниеотводов должны входить все наружные площадки, где в ходе строительства могут находиться люди. Соединения элементов молниезащиты бывают сварными и болтовыми. По мере увеличения высоты строящегося объекта молниеприемники следует переносить выше.
    
    При возведении высоких металлических сооружений их основания в начале строительства должны быть присоединены к заземлителям, указанным в пп. 3.7 и 3.8.
    
    1.12. Устройства и мероприятия по молниезащите, отвечающие требованиям настоящих норм, должны быть заложены в проект и график строительства или реконструкции здания или сооружения таким образом, чтобы выполнение молниезащиты происходило одновременно с основными строительно-монтажными работами.
    
    1.13. Устройства молниезащиты зданий и сооружений должны быть приняты и введены в эксплуатацию к началу отделочных работ, а при наличии взрывоопасных зон до начала комплексного опробования технологического оборудования.
    
    При этом оформляется и передается заказчику скорректированная при строительстве и монтаже проектная документация по устройству молниезащиты (чертежи и пояснительная записка) и акты приемки устройств молниезащиты, в том числе акты на скрытые работы по присоединению заземлителей к токоотводам и токоотводов к молниеприемникам, за исключением случаев использования стального каркаса здания в качестве токоотводов и молниеприемников, а также результаты замеров сопротивлений току промышленной частоты заземлителей отдельно стоящих молниеотводов.
    
    1.14. Проверка состояния устройств молниезащиты должна производиться для зданий и сооружений I и II категорий 1 раз в год перед началом грозового сезона, для зданий и сооружений III категории - не реже 1 раза в 3 года.
    
    Проверке подлежат целость и защищенность от коррозии доступных обзору частей молниеприемников и токоотводов и контактов между ними, а также значение сопротивления току промышленной частоты заземлителей отдельно стоящих молниеотводов. Это значение не должно превышать результаты соответствующих замеров на стадии приемки более чем в 5 раз (п. 1.13). В противном случае следует проводить ревизию заземлителя.
    

    

2. ТРЕБОВАНИЯ К ВЫПОЛНЕНИЮ МОЛНИЕЗАЩИТЫ ЗДАНИЙ
И СООРУЖЕНИЙ     
    
Молниезащита 1 категории

    
    
    2.1. Защита от прямых ударов молнии зданий и сооружений, относимых по устройству молниезащиты к I категории, должна выполняться отдельно стоящими стержневыми (рис. 1) или тросовыми (рис. 2) молниеотводами.
         

         

Рис. 1. Отдельно стоящий стержневой молниеотвод:

1 - защищаемый объект; 2 - металлические коммуникации




Рис. 2. Отдельно стоящий тросовый молниеотвод. Обозначения те же, что и на рис. 1.


    Указанные молниеотводы должны обеспечивать зону защиты типа А в соответствии с требованиями приложения 3. При этом обеспечивается удаление элементов молниеотводов от защищаемого объекта и подземных металлических коммуникаций в соответствии с пп. 2.3, 2.4, 2.5.
    
    2.2. Выбор заземлителя защиты от прямых ударов молнии (естественного или искусственного) определяется требованиями п.8.
    
    При этом для отдельно стоящих молниеотводов приемлемыми являются следующие конструкции заземлителей (табл. 2);
    
    а) один (и более) железобетонный подножник, длиной не менее 2 м или одна (и более) железобетонная свая длиной не менее 5 м;
    
    б) заглубленная в землю не менее чем на 5 м стойка железобетонной опоры диаметром не менее 0,25 м;
    
    в) железобетонный фундамент произвольной формы с площадью поверхности контакта с землей не менее 10 м;
    
    г) искусственный заземлитель, состоящий из трех вертикальных электродов и более длиной не менее 3 м, объединенных горизонтальным электродом, при расстоянии между вертикальными электродами не менее 5 м. Минимальные сечения (диаметры) электродов определяются по табл. 3.
    
    2.3. Наименьшее допустимое расстояние S по воздуху от защищаемого объекта до опоры (токоотвода) стержневого или тросового молниеотвода (см. рис. 1 и 2) определяется в зависимости от высоты здания, конструкции заземлителя и эквивалентного удельного электрического сопротивления грунта rнo, Ом ·м.

    
    Для зданий и сооружений высотой не более 30 м наименьшее допустимое расстояние S, м, равно:
    
    при 100 Ом · м
    

Таблица 2

    

Заземлитель

Эскиз

Размеры, м

 


 

Железобетонный подножник


а1,8
b0,4
l2,2

Железобетонная свая


d = 0,25 - 0,4
l5

Стальной двухстержневой:
полоса размером 40 х 4 мм; стержни диаметром d = 10-20 мм


t0,5
l = 3-5
с = 3-5

Стальной трехстержневой:
полоса размером 40 х 4 мм; стержни диаметром d = 10-20 мм


t0,5
l = 3-5
с = 5-6

    
Таблица 3

    

Форма токоотвода и заземлителя

Сечение (диаметр) токоотвода и заземлителя, проложенных


снаружи здания на воздухе

в земле

Круглые токоотводы и перемычки диаметром, мм

6

-

Круглые вертикальные электроды диаметром, мм

-

10

Круглые горизонтальные* электроды диаметром, мм

-

10

Прямоугольные электроды:
сечением, мм
толщиной, мм



48
4



160
4


________________
    * Только для выравнивания потенциала внутри зданий и для прокладки наружных контуров на дне котлована по периметру здания.
    
    при 100 <1000 Ом · м:
    
    для заземлителей, состоящих из одной железобетонной сваи, одного железобетонного подножника или заглубленной стойки железобетонной опоры, длина которых указана в п. 2.2а, б, S =3, .....- 100);
    
    для заземлителей, состоящих из четырех железобетонных свай или подножников, расположенных в углах прямоугольника на расстоянии 3 - 8 м один от другого, или железобетонного фундамента произвольной формы с площадью поверхности контакта с землей не менее 70 м или искусственных заземлителей, указанных в п. 2.2г, S = 4 м.
    
    Для зданий и сооружений большей высоты определенное выше значение S должно быть увеличено на 1 м в расчете на каждые 10 м высоты объекта сверх 30 м.
    
    2.4. Наименьшее допустимое расстояние S от защищаемого объекта до троса в середине пролета (рис. 2) определяется в зависимости от конструкции заземлителя, эквивалентного удельного сопротивления грунта , Ом·м, и суммарной длины молниеприемников и токоотводов.
    
    При длине l <200 м наименьшее допустимое расстояние S, м, равно:
    
    при 100 Ом·м для заземлителя любой конструкции, приведенной в п. 2.2, S= 3,5 м;
    
    при 100<1000 Ом·м:
    
    для заземлителей, состоящих из одной железобетонной сваи, одного железобетонного подножника или загубленной стойки железобетонной опоры, длина которых указана в п. 2.2а, б, S= 3,5 + 3·10(-100);
    
    для заземлителей, состоящих из четырех железобетонных свай или подножников, расположенных на расстоянии 3-8 м один от другого, или искусственных заземлителей, указанных в п. 2.2г, S= 4 м.
     
    При суммарной длине молниеприемников и токоотводов l=200-300 м наименьшее допустимое расстояние S должно быть увеличено на 2 м по сравнению с определенными выше значениями.
    
    2.5. Для исключения заноса высокого потенциала в защищаемое здание или сооружение по подземным металлическим коммуникациям (в том числе по электрическим кабелям любого назначения) заземлители защиты от прямых ударов молнии должны быть по возможности удалены от этих коммуникаций на максимальные расстояния, допустимые по технологическим требованиям. Наименьшие допустимые расстояния S (см. рис. 1, 2) в земле между заземлителями защиты от прямых ударов молнии и коммуникациями, вводимыми в здания и сооружения I категории, должны составлять S= S+2 (м), при S по п. 2.3.
    
    2.6. При наличии на зданиях и сооружениях прямых газоотводных и дыхательных труб для свободного отвода в атмосферу газов, паров и взвесей взрывоопасной концентрации в зону защиты молниеотводов должно входить пространство над обрезом труб, ограниченное полушарием радиусом 5 м.
    
    Для газоотводных и дыхательных труб, оборудованных колпаками или ''гусаками", в зону защиты молниеотводов должно входить пространство над обрезом труб, ограниченное цилиндром высотой H и радиусом R:
    
    для газов тяжелее воздуха при избыточном давлении внутри установки менее 5,05 кПа (0,05 ат) Н = 1м, R = 2 м; 5,05-26,25 кПа (0,05-0,25 ат) H = 2,5 м, R = 5 м;
    
    для газов легче воздуха при избыточном давлении внутри установки:
    
    до 25,25 кПа H = 2,5 м, R = 5 м;
    
    свыше 25,25 кПа H = 5 м, R = 5 м.
    
    Не требуется включать в зону защиты молниеотводов пространство над обрезом труб: при выбросе газов невзрывоопасной концентрации; наличии азотного дыхания; при постоянно горящих факелах и факелах, поджигаемых в момент выброса газов; для вытяжных вентиляционных шахт, предохранительных и аварийных клапанов, выброс газов взрывоопасной концентрации из которых осуществляется только в аварийных случаях.
    
    2.7. Для защиты от вторичных проявлений молнии должны быть предусмотрены следующие мероприятия:
    
    а) металлические конструкции и корпуса всего оборудования и аппаратов, находящиеся в защищаемом здании, должны быть присоединены к заземляющему устройству электроустановок, указанному в п. 1.7, или к железобетонному фундаменту здания (с учетом требований п. 1.8). Наименьшие допустимые расстояния в земле между этим заземлителем и заземлителями защиты от прямых ударов молнии должны быть в соответствии с п. 2.5;
    
    б) внутри зданий и сооружений между трубопроводами и другими протяженными металлическими конструкциями в местах их взаимного сближения на расстояние менее 10 см через каждые 20 м следует приваривать или припаивать перемычки из стальной проволоки диаметром не менее 5 мм или стальной ленты сечением не менее 24 мм; для кабелей с металлическими оболочками или броней перемычки должны выполняться из гибкого медного проводника в соответствии с указаниями СНиП 3.05.06-85;
    
    в) в соединениях элементов трубопроводов или других протяженных металлических предметов должны быть обеспечены переходные сопротивления не более 0,03 Ом на каждый контакт. При невозможности обеспечения контакта с указанным переходным сопротивлением с помощью болтовых соединений необходимо устройство стальных перемычек, размеры которых указаны в подпункте "б".
    
    2.8. Защита от заноса высокого потенциала по подземным металлическим коммуникациям (трубопроводам, кабелям в наружных металлических оболочках или трубах) должна осуществляться путем их присоединения на вводе в здание или сооружение к арматуре его железобетонного фундамента, а при невозможности использования последнего в качестве заземлителя - к искусственному заземлителю, указанному в п. 2.2г.
    
    2.9. Защита от заноса высокого потенциала по внешним наземным (надземным) металлическим коммуникациям должна осуществляться путем их заземления, на вводе в здание или сооружение и на двух ближайших к этому вводу окопах коммуникации, в качестве заземлителей следует использовать железобетонные фундаменты здания или сооружения и каждой из опор, а при невозможности такого использования (см. п. 1.8) - искусственные заземлители, согласно п. 2.2г.
    
    2.10. Ввод в здания воздушных линий электропередачи напряжением до 1 кВ, сетей телефона, радио, сигнализации должен осуществляться только кабелями длиной не менее 50 м с металлической броней или оболочкой или кабелями, проложенными в металлических трубах.
    
    На вводе в здание металлические трубы, броня и оболочки кабелей, в том числе с изоляционным покрытием металлической оболочки (например, ААШв, ААШп), должны быть присоединены к железобетонному фундаменту здания или (см. п. 1.8) к искусственному заземлителю, указанному в п. 2.2г.
    
    В месте перехода воздушной линии электропередачи в кабель металлические броня и оболочка кабеля, а также штыри или крючья изоляторов воздушной линии должны быть присоединены к заземлителю, указанному в п. 2.2г. К такому же заземлителю должны быть присоединены штыри или крючья изоляторов на опоре воздушной линии электропередачи, ближайшей к месту перехода в кабель.
    
    Кроме того, в месте перехода воздушной линии электропередачи в кабель между каждой жилой кабеля и заземленными элементами должны быть обеспечены закрытые воздушные искровые промежутки длиной 2-3 мм или установлен вентильный разрядник низкого напряжения, например РВН-0,5.
    
    Защита от заноса высоких потенциалов по воздушным линиям электропередачи напряжением выше 1 кВ, вводимым в подстанции, размещенные в защищаемом здании (внутрицеховые или пристроенные), должна выполняться в соответствии с ПУЭ.
    
    

Молниезащита II категории

    
    
    2.11. Защита от прямых ударов молнии зданий и сооружений II категории с неметаллической кровлей должна быть выполнена отдельно стоящими или установленными на защищаемом объекте стержневыми или тросовыми молниеотводами, обеспечивающими зону защиты в соответствии с требованиями табл. 1, п. 2.6 и приложения 3. При установке молниеотводов на объекте от каждого стержневого молниеприемника или каждой стойки тросового молниеприемника должно быть обеспечено не менее двух токоотводов. При уклоне кровли не более 1:8 может быть использована также молниеприемная сетка при обязательном выполнении требований п. 2.6.
    
    Молниеприемная сетка должна быть выполнена из стальной проволоки диаметром не менее 6 мм и уложена на кровлю сверху или под несгораемые или трудносгораемые утеплитель или гидроизоляцию. Шаг ячеек сетки должен быть не более 6 · 6 м. Узлы сетки должны быть соединены сваркой. Выступающие над крышей металлические элементы (трубы, шахты, вентиляционные устройства) должны быть присоединены к молниеприемной сетке, а выступающие неметаллические элементы - оборудованы дополнительными молниеприемниками, также присоединенными к молниеприемной сетке.
    
    Установка молниеприемников или наложение молниеприемной сетки не требуется для зданий и сооружений с металлическими фермами при условии, что в их кровлях используются несгораемые или трудносгораемые утеплители и гидроизоляция.
    
    На зданиях и сооружениях с металлической кровлей в качестве молниеприемника должна использоваться сама кровля. При этом все выступающие неметаллические элементы должны быть оборудованы молниеприемниками, присоединенными к металлу кровли, а также соблюдены требования п. 2.6.
    
    Токоотводы от металлической кровли или молниеприемной сетки должны быть проложены к заземлителям не реже чем через 25 м по периметру здания.
    
    2.12. При прокладке молниеприемной сетки и установке молниеотводов на защищаемом объекте всюду, где это возможно, в качестве токоотводов следует использовать металлические конструкции зданий и сооружений (колонны, фермы, рамы, пожарные лестницы и т. п., а также арматуру железобетонных конструкций) при условии обеспечения непрерывной электрической связи в соединениях конструкций и арматуры с молниеприемниками и заземлителями, выполняемых, как правило, сваркой.
    
    Токоотводы, прокладываемые по наружным стенам зданий, следует располагать не ближе чем в 3 м от входов или в местах, не доступных для прикосновения людей.
    

    2.13. В качестве заземлителей защиты от прямых ударов молнии во всех возможных случаях (см. п. 1.8) следует использовать железобетонные фундаменты зданий и сооружений.
    
    При невозможности использования фундаментов предусматриваются искусственные заземлители:
    
    при наличии стержневых и тросовых молниеотводов каждый токоотвод присоединяется к заземлителю, отвечающему требованиям п. 2.2г;
    
    при наличии молниеприемной сетки или металлической кровли по периметру здания или сооружения прокладывается наружный контур следующей конструкции:
    
    в грунтах с эквивалентным удельным сопротивлением 500 Ом · м при площади здания более 250 м выполняется контур из горизонтальных электродов, уложенных в земле на глубине не менее 0,5 м, а при площади здания менее 250 м к этому контуру в местах присоединения токоотводов приваривается по одному вертикальному или горизонтальному лучевому электроду длиной 2-3 м;
    
    в грунтах с удельным сопротивлением 500<1000 Ом · м при площади здания более 900 м достаточно выполнить контур только из горизонтальных электродов, а при площади здания менее 900 м к этому контуру в местах присоединения токоотводов приваривается не менее двух вертикальных или горизонтальных лучевых электродов длиной 2-3 м на расстоянии 3-5 м один от другого.
    
    Минимально допустимые сечения (диаметры) электродов искусственных заземлителей определяются по табл. 3.
    
    В зданиях большой площади наружный контур заземления может также использоваться для выравнивания потенциала внутри здания в соответствии с требованиями п. 1.9.
    
    Во всех возможных случаях заземлитель защиты от прямых ударов молнии должен быть объединен с заземлителем электроустановок в соответствии с указаниями п. 1.7.
    
    2.14. При установке отдельно стоящих молниеотводов расстояние от них по воздуху и в земле до защищаемого объекта и вводимых в него подземных коммуникаций не нормируется.
    
    2.15. Наружные установки, содержащие горючие и сжиженные газы и легковоспламеняющиеся жидкости, следует защищать от прямых ударов молнии следующим образом:
    
    а) корпуса установок из железобетона, металлические корпуса установок и отдельных резервуаров при толщине металла крыши менее 4 мм должны быть оборудованы молниеотводами, установленными на защищаемом объекте или отдельно стоящими;
    
    б) металлические корпуса установок и отдельных резервуаров при толщине металла крыши 4 мм и более, а также отдельные резервуары вместимостью менее 200 мнезависимо от толщины металла крыши, а также металлические кожухи теплоизолированных установок достаточно присоединить к заземлителю.
    
    2.16. Для резервуарных парков, содержащих сжиженные газы, общей вместимостью более 8000 м, а также для резервуарных парков с корпусами из металла и железобетона, содержащих горючие газы и легковоспламеняющиеся жидкости, при общей вместимости группы резервуаров более 100 тыс. м защиту от прямых ударов молнии следует, как правило, выполнять отдельно стоящими молниеотводами.
     
    2.17. Очистные сооружения подлежат защите от прямых ударов молнии, если температура вспышки содержащегося в сточных водах продукта превышает его рабочую температуру менее чем на 10 °С. В зону защиты молниеотводов должно входить пространство, основание которого выходит за пределы очистного сооружения на 5 м в каждую сторону от его стенок, а высота равна высоте сооружения плюс 3 м.
    
    2.18. Если на наружных установках или в резервуарах (наземных или подземных), содержащих горючие газы или легковоспламеняющиеся жидкости, имеются газоотводные или дыхательные трубы, то они и пространство над ними (см. п. 2.6) должны быть защищены от прямых ударов молнии. Такое же пространство защищается над срезом горловины цистерн, в которые происходит открытый налив продукта на сливоналивной эстакаде. Защите от прямых ударов молнии подлежат также дыхательные клапаны и пространство над ними, ограниченное цилиндром высотой 2,5 м с радиусом основания 5 м.
    
    Для резервуаров с плавающими крышами или понтонами в зону защиты молниеотводов должно входить пространство, ограниченное поверхностью, любая точка которой отстоит на 5 м от легковоспламеняющейся жидкости в кольцевом зазоре.
    
    2.19. Для наружных установок, перечисленных в пп. 2.15-2.18, в качестве заземлителей защиты от прямых ударов молнии следует по возможности использовать железобетонные фундаменты этих установок или опор отдельно стоящих молниеотводов либо выполнять искусственные заземлители, состоящие из одного вертикального или горизонтального электрода длиной не менее 5 м.
    
    К этим заземлителям, размещенным не реже чем через 50 м по периметру основания установки, должны быть присоединены корпуса наружных установок или токоотводы установленных на них молниеотводов, число заземлителей - не менее двух.
    
    2.20. Для защиты зданий и сооружений от вторичных проявлений молнии должны быть предусмотрены следующие мероприятия:
    
    а) металлические корпуса всего оборудования и аппаратов, установленных в защищаемом здании (сооружении), должны быть присоединены к заземляющему устройству электроустановок, соответствующему указаниям п. 1.7, или к железобетонному фундаменту здания (с учетом требований п. 1.8);
    
    б) внутри здания между трубопроводами и другими протяженными металлическими конструкциями в местах их сближения на расстояние менее 10 см через каждые 30 м должны быть выполнены перемычки в соответствии с указаниями п. 2.7б;
    
    в) во фланцевых соединениях трубопроводов внутри здания следует обеспечить нормальную затяжку не менее четырех болтов на каждый фланец.
    
    2.21. Для защиты наружных установок от вторичных проявлений молнии металлические корпуса установленных на них аппаратов должны быть присоединены к заземляющему устройству электрооборудования или к заземлителю защиты от прямых ударов молнии.
    
    На резервуарах с плавающими крышами или понтонами необходимо устанавливать не менее двух гибких стальных перемычек между плавающими крышами или понтонами и металлическим корпусом резервуара или токоотводами установленных на резервуаре молниеотводов.
    
    2.22. Защита от заноса высокого потенциала по подземным коммуникациям осуществляется присоединением их на вводе в здание или сооружение к заземлителю защиты от прямых ударов молнии.
    
    2.23. Защита от заноса высокого потенциала по внешним наземным (надземным) коммуникациям выполняется путем их присоединения на вводе в здание или сооружение к заземлителю защиты от прямых ударов молнии, а на ближайшей к вводу опоре коммуникации - к ее железобетонному фундаменту. При невозможности использования фундамента (см. п. 1.8) должен быть установлен искусственный заземлитель, состоящий из одного вертикального или горизонтального электрода длиной не менее 6 м.
    
    2.24. Защита от заноса высокого потенциала по воздушным линиям электропередачи, сетям телефона, радио и сигнализации должна быть выполнена в соответствии с п. 2.10.
    
    

Молниезащита III категории

    
    
    2.25. Защита от прямых ударов молнии зданий и сооружений, относимых по устройству молниезащиты к III категории, должна выполняться одним из способов, указанных в п. 2.11, с соблюдением требований пп. 2.12 и 2.14.
    
    При этом в случае использования молниеприемной сетки шаг ее ячеек должен быть не более 12х12 м.
    
    2.26. Во всех возможных случаях (см. п. 1.7) в качестве заземлителей защиты от прямых ударов молнии следует использовать железобетонные фундаменты зданий и сооружений.
    
    При невозможности их использования выполняют искусственные заземлители:
    
    состоящему из двух вертикальных электродов (и более) длиной не менее 3 м, объединенных горизонтальным электродом длиной не менее 5 м;
    
    при использовании в качестве молниеприемников сетки или металлической кровли по периметру здания в земле на глубине не менее 0,5 м должен быть проложен наружный контур, состоящий из горизонтальных электродов. В грунтах с эквивалентным удельным сопротивлением 500<1000 Ом · м и при площади здания менее 900 м к этому контуру в местах присоединения токоотводов следует приваривать по одому вертикальному или горизонтальному лучевому электроду длиной 2-3 м.
    
    Минимально допустимые сечения (диаметры) электродов искусственных заземлителей определяются по табл. 3.
    
    В зданиях большой площади (шириной более 100 м) наружный контур заземления может также использоваться для выравнивания потенциала внутри здания в соответствии с требованиями п. 1.9.
    
    Во всех возможных случаях заземлитель защиты от прямых ударов молнии должен быть объединен с заземлителем электроустановки, указанным в гл. 1.7 ПЭУ.
    
    2.27. При защите строений для крупного рогатого скота и конюшен отдельно стоящими молниеотводами их опоры и заземлители следует располагать не ближе чем в 5 м от входа в строения.
    
    При установке молниеприемников или укладке сетки на защищаемом строении в качестве заземлителей следует использовать железобетонный фундамент (см. п. 1.8) или наружный контур, проложенный по периметру строения под асфальтовой или бетонной отмосткой в соответствии с указаниями п. 2.26.
    
     К заземлителям защиты от прямых ударов молнии должны быть присоединены находящиеся внутри строения металлические конструкции, оборудование и трубопроводы, а также устройства выравнивания электрических потенциалов.
    
    2.28. Защита от прямых ударов молнии металлических скульптур и обелисков, указанных в п. 17 табл. 1, обеспечивается присоединением их к заземлителю любой конструкции, приведенной в п. 2.26.
    
    При наличии часто посещаемых площадок вблизи таких сооружений большой высоты должно быть выполнено выравнивание потенциала в соответствии с п. 1.10.
    
    2.29. Молниезащита наружных установок, содержащих горючие жидкости с температурой вспышки паров выше 61 °С и соответствующих п. 6 табл. 1, должна быть выполнена следующим образом:
    
    а) корпуса установок из железобетона и корпуса установок и резервуаров из металла при толщине крыши менее 4 мм должны быть оборудованы молниеотводами, установленными на защищаемом сооружении или отдельно стоящими;
    
    б) металлические корпуса установок и резервуаров при толщине крыши 4 мм и более следует присоединять к заземлителю.
    
    Конструкции заземлителей должны отвечать требованиям п. 2.19.
    
    2.30. Расположенные в сельской местности небольшие строения с неметаллической кровлей, соответствующие указанным в пп. 5 и 9 табл. 1, подлежат защите от прямых ударов молнии одним из упрощенных способов:
    
    а) при наличии на расстоянии 3-10 м от строения деревьев, в 2 раза и более превышающих его высоту с учетом всех выступающих на кровле предметов (дымовые трубы, антенны и т.д.) по стволу ближайшего из деревьев должен быть проложен токоотвод, верхний конец которого выступает над кроной дерева не менее чем на 200 мм. У основания дерева токоотвод должен быть присоединен к заземлителю;
    
    б) если конец кровли соответствует наибольшей высоте строения, над ним должен быть подвешен тросовый молниеприемник, возвышающийся над коньком не менее чем на 250 мм. Опорами для молниеприемника могут служить закрепленные на стенах строения деревянные планки. Токоотводы прокладывают с двух сторон по торцевым стенам строения и присоединяют к заземлителям. При длине строения менее 10 м токоотвод и заземлитель могут быть выполнены только с одной стороны;
    
    в) при наличии возвышающейся над всеми элементами кровли дымовой трубы над ней следует установить стержневой молниеприемник высотой не менее 200 мм, проложить по кровле и стене строения токоотвод и присоединить его к заземлителю;
    
    г) при наличии металлической кровли ее следует хотя бы в одной точке присоединить к заземлителю; при этом токоотводами могут служить наружные металлические лестницы, водостоки и т. п. К кровле должны быть присоединены все выступающие на ней металлические предметы.
    
    Во всех случаях следует применять молниеприемники и токоотводы минимальным диаметром 6 мм, а в качестве заземлителя - один вертикальный высотой 2 - 3 м или горизонтальный электрод длиной 2-3 м минимальным диаметром 10 мм, уложенный на глубине не менее 0,5 м.
    
    Соединения элементов молниеотводов допускаются сварные и болтовые.
    
    2.31. Защита от прямых ударов молнии неметаллических труб, башен, вышек высотой более 15 м должна быть выполнена путем установки на этих сооружениях при их высоте:
    
    до 50 м - одного стержневого молниеприемника высотой не менее 1 м;
    
    от 50 до 150 м - двух стержневых молниеприемников высотой не менее 1 м, соединенных на верхнем торце трубы;
    
    более 150 м - не менее трех стержневых молниеприемников высотой 0,2-0,5 м или по верхнему торцу трубы должно быть уложено стальное кольцо сечением не менее 160 мм.
    
    В качестве молниеприемника может также использоваться защитный колпак, устанавливаемый на дымовой трубе, или металлические конструкции типа антенн, устанавливаемые на телебашнях.
    
    При высоте сооружения до 50 м от молниеприемников должна быть предусмотрена прокладка одного токоотвода; при высоте сооружения более 50 м токоотводы должны быть проложены не реже чем через 25 м по периметру основания сооружения, их минимальное количество два.
    
     Сечения (диаметры) токоотводов должны удовлетворять требованиям табл. 3, а в зонах с высокой загазованностью или агрессивными выбросами в атмосферу диаметры токоотводов должны быть не менее 12 мм.
    
    В качестве токоотводов могут использоваться ходовые металлические лестницы, в том числе с болтовыми соединениями звеньев, и прочие вертикальные металлические конструкции.
    
    На железобетонных трубах в качестве токоотводов следует использовать арматурные стержни, соединенные по высоте трубы сваркой, скруткой или внахлест; при этом прокладка наружных токоотводов не требуется. Соединение молниеприемника с арматурой должно выполняться минимум в двух точках.
    
    Все соединения молниеприемников с токоотводами должны быть выполнены сваркой.
    
    Для металлических труб, башен, вышек установка молниеприемников и прокладка токоотводов не требуется.
    
    В качестве заземлителей защиты от прямых ударов молнии металлических и неметаллических труб, башен, вышек следует использовать их железобетонные фундаменты согласно п. 1.8. При невозможности использования фундаментов на каждый токоотвод должен быть предусмотрен искусственный заземлитель из двух стержней, соединенных горизонтальным электродом (см. п. 3 табл. 2); при периметре основания сооружения не более 25 м искусственный заземлитель может быть выполнен в виде горизонтального контура, проложенного на глубине не менее 0,5 м и выполненного из электрода круглого сечения (см. табл. 3). При использовании в качестве токоотводов арматурных стержней сооружения их соединения с искусственными заземлителями должны выполняться не реже чем через 25 м при минимальном количестве присоединений, равном двум.
    
    При возведении неметаллических труб, башен, вышек металлоконструкции монтажного оборудования (грузопассажирские и шахтные подъемники, кран-укосина и др.) должны быть присоединены к заземлителям. В этом случае временные мероприятия по молниезащите на период строительства могут не выполняться.
    
    2.32. Для защиты от заноса высокого потенциала по внешним наземным (надземным) металлическим коммуникациям их необходимо на вводе в здание или сооружение присоединить к заземлению защиты от прямых ударов молнии.
    
    2.33. Защита от заноса высокого потенциала по воздушным линиям электропередачи напряжением до 1 кВ и линиям связи и сигнализации должна выполняться в соответствии с ПУЭ и ведомственными нормативными документами.
    
    

3. КОНСТРУКЦИИ МОЛНИЕОТВОДОВ

    
    
    3.1. Опоры стержневых молниеотводов должны быть рассчитаны на механическую прочность как свободно стоящие конструкции, а опоры тросовых молниеотводов - с учетом натяжения троса и действия на него ветровой и гололедной нагрузок.
    
    3.2. Опоры отдельно стоящих молниеотводов могут выполняться из стали любой марки, железобетона или дерева.
    
    3.3. Стержневые молниеприемники должны быть изготовлены из стали любой марки сечением не менее 100 мми длиной не менее 200 мм и защищены от коррозии оцинкованием, лужением или окраской.
    
    Тросовые молниеприемники должны быть выполнены из стальных многопроволочных канатов сечением не менее 35 мм.
    
    3.4. Соединения молниеприемников с токоотводами и токоотводов с заземлителями должны выполняться, как правило, сваркой, а при недопустимости огневых работ разрешается выполнение болтовых соединений с переходным сопротивлением не более 0,05 Ом при обязательном ежегодном контроле последнего перед началом грозового сезона.
    
    3.5. Токоотводы, соединяющие молниеприемники всех видов с заземлителями, следует выполнять из стали размерами не менее указанных в табл. 3.
    
    3.6. При установке молниеотводов на защищаемом объекте и невозможности использования в качестве токоотводов металлических конструкций здания (см. п. 2.12) токоотводы должны быть проложены к заземлителям по наружным стенам здания кратчайшими путями.
    
    3.7. Допускается использование любых конструкций железобетонных фундаментов зданий и сооружений (свайных, ленточных и т.п.) в качестве естественных заземлителей молниезащиты (с учетом требований п. 1.8).
    
    Допустимые размеры одиночных конструкций железобетонных фундаментов, используемых в качестве заземлителей, приведены в табл. 2.
    
    3.8. Рекомендуемые конструкции и размеры сосредоточенных искусственных заземлителей приведены в табл. 2. Минимально допустимые сечения (диаметры) электродов искусственных заземлителей нормированы в табл. 3.



Приложение 1

    
    
ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ

    
    
    1. Прямой удар молнии (поражение молнией) - непосредственный контакт канала молнии с зданием или сооружением, сопровождающийся протеканием через него тока молнии.
    
    2. Вторичное проявление молнии - наведение потенциалов на металлических элементах конструкции, оборудования, в незамкнутых металлических контурах, вызванное близкими разрядами молнии и создающее опасность искрения внутри защищаемого объекта.
    
    3. Занос высокого потенциала - перенесение в защищаемое здание или сооружение по протяженным металлическим коммуникациям (подземным и наземным (надземным) трубопроводам, кабелям и т.п.) электрических потенциалов, возникающих при прямых и близких ударах молнии и создающих опасность искрения внутри защищаемого объекта.
    
    4. Молниеотвод - устройство, воспринимающее удар молнии и отводящее ее ток в землю.
    
    В общем случае молниеотвод состоит: из опоры; молниеприемника, непосредственно воспринимающего удар молнии; токоотвода, по которому ток молнии передается в землю; заземлителя, обеспечивающего растекание тока молнии в земле.
    
    В некоторых случаях функции опоры, молниеприемника и токоотвода совмещаются, например при использовании в качестве молниеотвода металлических труб или ферм.
    
    5. Зона защиты молниеотвода - пространство, внутри которого здание или сооружение защищено от прямых ударов молнии с надежностью не ниже определенного значения. Наименьшей и постоянной надежностью обладает поверхность зоны защиты; в глубине зоны защиты надежность выше, чем на ее поверхности.
    
    Зона защиты типа А обладает надежностью 99,5% и выше, а типа Б - 95% и выше.
    
    6. Конструктивно молниеотводы разделяются на следующие виды:
    
    стержневые - с вертикальным расположением молниеприемника;
    
    тросовые (протяженные) - с горизонтальным расположением молниеприемника, закрепленного на двух заземленных опорах;
    
    сетки - многократные горизонтальные молниеприемники, пересекающиеся под прямым углом и укладываемые сверху на защищаемое здание.
    
    7. Отдельно стоящие молниеотводы - это те, опоры которых установлены на земле на некотором удалении от защищаемого объекта.
    
    8. Одиночный молниеотвод - это единичная конструкция стержневого или тросового молниеотвода.
    
    9. Двойной (многократный) молниеотвод - это два (или более) стержневых и тросовых молниеотвода, образующих общую зону защиты.
    
    10. Заземлитель молниезащиты - один или несколько проводников, находящихся в соприкосновении с землей и предназначенных для отвода в землю токов молнии или ограничения перенапряжений, возникающих на металлических корпусах, оборудовании, коммуникациях при близких разрядах молнии. Заземлители делятся на естественные и искусственные.
    
    11. Естественные заземлители - заглубленные в землю металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений.
    
    12. Искусственные заземлители - специально проложенные в земле контуры из полосовой или круглой стали; сосредоточенные конструкции, состоящие из вертикальных и горизонтальных проводников.
    


Приложение 2

ХАРАКТЕРИСТИКИ ИНТЕНСИВНОСТИ ГРОЗОВОЙ
ДЕЯТЕЛЬНОСТИ И ГРОЗОПОРАЖАЕМОСТИ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ

    
    
    Среднегодовая продолжительность гроз в произвольном пункте на территории СССР определяется по карте (рис. 3), или по утвержденным для некоторых областей СССР региональным картам продолжительности гроз, или по средним многолетним (порядка 10 лет) данным метеостанции, ближайшей от места нахождения здания или сооружения. Подсчет ожидаемого количества N поражений молнией в год производится по формулам:
    
    для сосредоточенных зданий и сооружений (дымовые трубы, вышки, башни)
    

N=9


Рис. 3. Карта средней за год продолжительности гроз в часах для территории СССР

    
    для зданий и сооружений прямоугольной формы
    

N=[(S+6h)(L+6h)-7,7h]n·10

    где h - наибольшая высота здания или сооружения, м; S, L - соответственно ширина и длина здания или сооружения, м; n - среднегодовое число ударов молнии в 1 км земной поверхности (удельная плотность ударов молнии в землю) в месте нахождения здания или сооружения.
    
    Для зданий и сооружений сложной конфигурации в качестве S и L рассматриваются ширина и длина наименьшего прямоугольника, в который может быть вписано здание или сооружение в плане.
    
    Для произвольного пункта на территории СССР удельная плотность ударов молнии в землю n определяется исходя из среднегодовой продолжительности гроз в часах следующим образом:
    

Среднегодовая продолжительность гроз, ч

Удельная плотность ударов молнии в землю n, 1 км· год

10 - 20

1

20 - 40

2

40 - 60

4

60 - 80

5,5

80 - 100

7

100 и более

8,5

 

 

    
Приложение 3

    
ЗОНЫ ЗАЩИТЫ МОЛНИЕОТВОДОВ



    1. Одиночный стержневой молниеотвод. Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h представляет собой круговой конус (рис. П3.1), вершина которого находится на высоте h<h. На уровне земли зона защиты образует круг радиусом r. Горизонтальное сечение зоны защиты на высоте защищаемого сооружения h представляет собой круг радиусом r.
    


Рис. П3.1. Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода:

l - границы зоны защиты на уровне h; 2 - то же на уровне земли

    
    1.1. Зоны защиты одиночных стержневых молниеотводов высотой h<150 м имеют следующие габаритные размеры.
    
    Зона А:
    

h=0,85h; r=(1,1-0,002h)h; r= (1,1-0,002h)(h-h /0,85).

    
    Зона Б:
    

h=0,92h; r=1,5/h; r=1,5(h-h /0,92).

    
    Для зоны Б высота h150 м одиночного стержневого молниеотвода при известных значениях hи rможет быть определена по формуле h=(r+1,63 h )/1,5.
    
    1.2. Зоны защиты одиночных стержневых молниеотводов высотой 150<h<600 имеют следующие габаритные размеры. Зона А:
    

h=[0,85-1,7·10(h-150)]h

r=[0,8-1,8·10 (h-150)]h

r=[0,8-1,8·10 (h-150)]h х

х l - .

    
    Зона Б:
    

h=[0,92-0,8·10 (h-150)]h

r= 225 м

    
r =225 -

    
    2. Двойной стержневой молниеотвод.
    
    2.1. Зона защиты двойного стержневого молниеотвода высотой h 100 м представлена на рис. П3.2. Торцевые области зоны защиты определяются как зоны одиночных стержневых молниеотводов, габаритные размеры которых h, r, r, r определяются по формулам п. 1.1 настоящего приложения для обоих типов зон защиты.
    


Рис. П3.2. Зона защиты двойного стержневого молниеотвода:

    
l - граница зоны защиты на уровне h; 2 - то же на уровне h; 3 - то же на уровне земли

    
    
    Внутренние области зон защиты двойного стержневого молниеотвода имеют следующие габаритные размеры.
    
    Зона А:
    
    при Lh
    

h= h, r= r, r= r;

    при h<L2h
    

h= h-(0,17+3·10h)(L-h)

r= r; r= r( h- h)/ h;

    при 2h<L4h


h= h-(0,17+3·10h)(L-h)

r= r;

r= r( h- h)/ h.

    
    При расстоянии между стержневыми молниеотводами L>4h для построения зоны А молниеотводы следует рассматривать как одиночные.
    
    Зона Б:
    
    при Lh
    

h= h, r= r, r= r;

    
    при h<L6h


h= h-0,14(L-h); r= r; r= r ( h- h)/h.

    
    При расстоянии между стержневыми молниеотводами L>6h для построения зоны Б молниеотводы следует рассматривать как одиночные.
    
    При известных значениях h и L (при r=0) высота молниеотвода для зоны Б определяется по формуле h= (h+0,14L)/1,06.
    2.2. Зона защиты двух стержневых молниеотводов разной высоты h и h 150 м приведена на рис. П3.3. Габаритные размеры торцевых областей зон защиты h, h, r, r, r, r, определяются по формулам п. 1.1, как для зон защиты обоих типов одиночного стержневого молниеотвода. Габаритные размеры внутренней области зоны защиты определяются по формулам: r=(r+ r)/2; h=(h+ h)/2; r= r (h- h)/h, где значения hи h вычисляются по формулам для hп. 2.1 настоящего приложения.
    
    Для двух молниеотводов разной высоты построение зоны А двойного стержневого молниеотвода выполняется при L4h, а зоны Б - при L6h. При соответствующих больших расстояниях между молниеотводами они рассматриваются как одиночные.
    

    


Рис. П3.3. Зона защиты двух стержневых молниеотводов разной высоты. Обозначения те же, что и на рис. П3.1

    
    
    3. Многократный стержневой молниеотвод.
    
    Зона защиты многократного стержневого молниеотвода (рис. П3.4) определяется как зона защиты попарно взятых соседних стержневых молниеотводов высотой h150 м (см. пп. 2.1 и 2.2 настоящего приложения).
    
    Основным условием защищенности одного или нескольких объектов высотой hс надежностью, соответствующей надежности зоны А и зоны Б, является выполнение неравенства r0 для всех попарно взятых молниеотводов. В противном случае построение зон защиты должно быть выполнено для одиночных или двойных стержневых молниеотводов в зависимости от выполнения условий п. 2 настоящего приложения.
    

    


Рис. П3.4. Зона защиты (в плане) многократного стержневого молниеотвода. Обозначения те же, что и на рис. П3. 1

    
    4. Одиночный тросовый молниеотвод. Зона защиты одиночного тросового молниеотвода высотой h150 м приведена на рис. П3.5, где h - высота троса в середине пролета. С учетом стрелы провеса троса сечением 35-50 мм при известной высоте опор hи длине пролета а высота троса (в метрах) определяется:


h= h-2 при а<120 м

h= h-3 при 120<а<150 м.

    
    Зоны защиты одиночного тросового молниеотвода имеют следующие габаритные размеры.
    
     Зона А:
    

h=0,85 h; r=(1,35-0,0025 h) h

r=(1,35-0,0025 h)(h- h/0,85).

    Зона Б:
    

h=0,92 h ; r=1,7 h; r=1,7(h- h/0,92).

    Для зоны типа Б высота одиночного тросового молниеотвода при известных значениях hи r определяется по формуле h =(r+1,85 h)/1,7.
    

    


Рис. П3.5. Зона защиты одиночного тросового молниеотвода. Обозначения те же, что и на рис П3.1


    5. Двойной тросовый молниеотвод.
    

    5.1. Зона защиты двойного тросового молниеотвода высотой h150 м приведена на рис. П3.6.
    
    Размеры r, h, rдля зон защиты А и Б определяются по соответствующим формулам п. 4 настоящего приложения. Остальные размеры зон определяются следующим образом.     
    


Рис. П3.6. Зона защиты двойного тросового молниеотвода. Обозначения те же, что и на рис. П3.2

    
    
    Зона А:
    

    при Lh

    
h= h; r= r; r= r;

    при h<L2h
    

h= h - (0,14+5·10h)(L-h),


=.

r= r; r= r( h- h)/ h;

    при 2h<L4h

    
h= h - (0,14+5·10h)(L-h);


=

r= r;

r= r ( h- h)/ h.

     При расстоянии между тросовыми молниеотводами L>4h для построения зоны А молниеотводы следует рассматривать как одиночные.
    
    
    Зона Б:
    

    при Lh
    

h= h; r= r; r= r;

    при h<L6h
    

h= h - 0,12(L-h),

r=

r= r; r= r( h- h)/ h.

    При расстоянии между тросовыми молниеотводами L<6h для построения зоны Б молниеотводы следует рассматривать как одиночные.
    
    При известных значениях hи L (при r= 0) высота тросового молниеотвода для зоны Б определяется по формуле h=(h+ 0,12L)/1,06.
    
    5.2. Зона защиты двух тросов разной высоты h и h приведена на рис. П3.7. Значения r, r, h, h, r, r определяются по формулам п. 4 настоящего приложения как для одиночного тросового молниеотвода. Для определения размеров rи hиспользуются формулы: r=(r+ r)/2; h=(h+ h)/2, где hи h вычисляются по формулам для hп.5.1 настоящего приложения. Далее по формулам того же п. 4 вычисляются r, r, r.



Рис. П3.7. Зона защиты двух тросовых молниеотводов разной высоты

    
    

ПОСОБИЕ К "ИНСТРУКЦИИ ПО УСТРОЙСТВУ
МОЛНИЕЗАЩИТЫ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ" (РД 34.21.122-87)

    
    
    Настоящее пособие ставит задачей пояснить и конкретизировать основные положения РД 34.21.122-87, а также ознакомить специалистов, занятых разработкой и проектированием молниезащиты различных объектов, с существующими представлениями о развитии молнии и ее параметрах, определяющих опасные воздействия на человека и материальные ценности. Приводятся примеры исполнения молниезащиты зданий и сооружений различных категорий в соответствии с требованиями РД 34.21.122-87.
    
    

1. Краткие сведения о разрядах молнии и их параметрах


    Молния представляет собой электрический разряд длиной в несколько километров, развивающийся между грозовым облаком и землей или каким-либо наземным сооружением.
    
    Разряд молнии начинается с развития лидера - слабо светящегося канала с током в несколько сотен ампер. По направлению движения лидера - от облака вниз или от наземного сооружения вверх - молнии разделяются на нисходящие и восходящие. Данные о нисходящих молниях накапливались продолжительное время в нескольких регионах земного шара. Сведения о восходящих молниях появились лишь в последние десятилетия, когда начались систематические наблюдения за грузопоражаемостью очень высоких сооружений, например Останкинской телевизионной башни.
    
    Лидер нисходящей молнии возникает под действием процессов в грозовом облаке, и его появление не зависит от наличия на поверхности земли каких-либо сооружений. По мере продвижения лидера к земле с наземных объектов могут возбуждаться направленные к облаку встречные лидеры. Соприкосновение одного из них с нисходящим лидером (или касание последнего поверхности земли) определяет место удара молнии в землю или какой-либо объект.
    
    Восходящие лидеры возбуждаются с высоких заземленных сооружений, у вершин которых электрическое поле во время грозы резко усиливается. Сам факт появления и устойчивого развития восходящего лидера определяет место поражения. На равнинной местности восходящие молнии поражают объекты высотой более 150 м, а в горных районах возбуждаются с остроконечных элементов рельефа и сооружений меньшей высоты и потому наблюдаются чаще.
    
    Рассмотрим сначала процесс развития и параметры нисходящей молнии. После установления сквозного лидерного канала следует главная стадия разряда - быстрая нейтрализация зарядов лидера, сопровождающаяся ярким свечением и нарастанием тока от единиц до сотен килоампер. При этом происходит интенсивный разогрев канала (до десятков тысяч кельвин) и его ударное расширение, воспринимаемое на слух как раскат грома. Ток главной стадии состоит из одного или нескольких последовательных импульсов, наложенных на непрерывную составляющую. Большинство импульсов тока имеет отрицательную полярность. Первый импульс при общей длительности в несколько сотен микросекунд имеет длину фронта от 3 до 20 мкс; пиковое значение тока (амплитуда) варьируется в широких пределах: в 50% случаев (средний ток) превышает 30, а в 1-2% случаев 100 кА. Примерно в 70% нисходящих отрицательных молний за первым импульсом наблюдаются последующие с меньшими амплитудами и длиной фронта: средние значения соответственно 12 кА и 0,6 мкс. При этом крутизна (скорость нарастания) тока на фронте последующих импульсов выше, чем для первого импульса.
    
    Ток непрерывной составляющей нисходящей молнии варьируется от единиц до сотен ампер и существует на протяжении всей вспышки, продолжающейся в среднем 0,2 с, а в редких случаях 1-1,5 с.
    

    Заряд, переносимый в течение всей вспышки молнии, колеблется от единиц до сотен кулон, из которых на долю отдельных импульсов приходится 5-15, а на непрерывную составляющую 10 - 20 Кл.
    
    Нисходящие молнии с положительными импульсами тока наблюдаются примерно в 10% случаев. Часть из них имеет форму, аналогичную форме отрицательных импульсов. Кроме того, зарегистрированы положительные импульсы с существенно большими параметрами: длительностью около 1000 мкс, длиной фронта около 100 мкс и переносимым зарядом в среднем 35 Кл. Для них характерны вариации амплитуд тока в очень широких пределах: при среднем токе 35 кА в 1-2% случаев возможно появление амплитуд свыше 500 кА.
    
    Накопленные фактические данные о параметрах нисходящих молний не позволяют судить об их различиях в разных географических регионах. Поэтому для всей территории СССР их вероятностные характеристики приняты одинаковыми.
    
    Восходящая молния развивается следующим образом. После того как восходящий лидер достиг грозового облака, начинается процесс разряда, сопровождающийся примерно в 80% случаев токами отрицательной полярности. Наблюдаются токи двух типов: первый - непрерывный безымпульсный до нескольких сотен ампер и длительностью в десятые доли секунды, переносящий заряд 2 - 20 Кл; второй характеризуется наложением на длительную безымпульсную составляющую коротких импульсов, амплитуда которых составляет 10-12 кА и лишь в 5% случаев превышает 30 кА, а переносимый заряд достигает 40 Кл. Эти импульсы сходны с последующими импульсами главной стадии нисходящей отрицательной молнии.
    
    В горной местности восходящие молнии характеризуются более длительными непрерывными токами и большими переносимыми зарядами, чем на равнине. В то же время вариации импульсных составляющих тока в горах и на равнине отличаются мало. На сегодняшний день не выявлена связь между токами восходящей молнии и высотой сооружений, с которых они возбуждаются. Поэтому параметры восходящих молний и их вариации оцениваются как одинаковые для любых географических регионов и высот объектов. В РД 34.21.122-87 данные о параметрах токов молнии учтены в требованиях к конструкциям и размерам средств молниезащиты. Например, минимально допустимые расстояния от молниеотводов и их заземлителей до объектов I категории (пп.2.3 - 2.5*) определены из условия поражения молниеотводов нисходящими молниями с амплитудой и крутизной фронта тока в пределах соответственно 100 кА и 50 кА/мм. Этому условию соответствует не менее 99% случаев поражения нисходящими молниями.
________________________
    *Здесь и далее пункты РД 34.21.122-87.
    


2. Характеристики грозовой деятельности


    
    Об интенсивности грозовой деятельности в различных географических пунктах можно судить по данным разветвленной сети метеорологических станций о повторяемости и продолжительности гроз, регистрируемых в днях и часах за год по слышимому грому в начале и конце грозы. Однако более важной и информативной характеристикой для оценки возможного числа поражений объектов молнией является плотность ударов нисходящих молний на единицу земной поверхности.
    
    Плотность ударов молнии в землю сильно колеблется по регионам земного шара и зависит от геологических, климатических и других факторов. При общей тенденции роста этого значения от полюсов к экватору оно, например, резко сокращается в пустынях и возрастает в регионах с интенсивными процессами испарения. Особенно велико влияние рельефа в горной местности, где грозовые фронты преимущественно распространяются по узким коридорам, поэтому в пределах небольшой площади возможны резкие колебания плотности разрядов в землю.
    
    В целом по территории земного шара плотность ударов молнии варьируется практически от нуля в приполярных областях до 20 - 30 разрядов на 1 кмземли за год во влажных тропических зонах. Для одного и того же региона возможны вариации от года к году, поэтому для достоверной оценки плотности разрядов в землю необходимо многолетнее усреднение.
    
    В настоящее время ограниченное количество пунктов земного шара оборудовано счетчиками молний, и для небольших территорий возможны непосредственные оценки плотности разрядов в землю. В массовых масштабах (например, для всей территории СССР) регистрация числа ударов молнии в землю пока невыполнима из-за трудоемкости и недостатка надежной аппаратуры.
    
    Однако для географических пунктов, в которых установлены счетчики молний и ведутся метеорологические наблюдения за грозами, обнаружена корреляционная связь между плотностью разрядов в землю и повторяемостью или продолжительностью гроз, хотя каждый из перечисленных параметров подвержен разбросу от года к году или от грозы к грозе. В РД 34.21.122-87 эта корреляционная зависимость, представленная в приложении 2, распространена на всю территорию СССР и связывает число ударов нисходящей молнии в 1 кмземной поверхности с конкретной продолжительностью гроз в часах. Данные метеорологических станций о продолжительности гроз усреднены за период с 1936 по 1978 г. и в виде линий, характеризующихся постоянным числом часов грозы в год, нанесены на географическую карту СССР (рис. 3 РД 34.21.122-87); при этом продолжительность грозы для любого пункта задается в интервале между двумя ближайшими к нему линиями. Для некоторых областей СССР на базе инструментальных исследований составлены региональные карты продолжительности гроз, эти карты также рекомендованы к использованию (см. приложение 2 РД 34.21.122-87).
    
    Таким косвенным путем (через данные о продолжительности гроз) удается ввести районирование территории СССР по плотности ударов молнии в землю.
    


3. Количество поражений молнией наземных сооружений



    Согласно требованиям табл. 1 РД 34.21.122-87 для ряда объектов ожидаемое количество поражений молнией является показателем, определяющим необходимость выполнения молниезащиты и ее надежность. Поэтому нужно располагать способом оценки этого значения еще на стадии проектирования объекта. Желательно, чтобы этот способ учитывал известные характеристики грозовой деятельности и другие сведения о молнии.
    
    При подсчете числа поражений нисходящими молниями используется следующее представление: возвышающийся объект принимает на себя разряды, которые в его отсутствие поразили бы поверхность земли определенной площади (так называемую поверхность стягивания). Эта площадь имеет форму круга для сосредоточенного объекта (вертикальной трубы или башни) и форму прямоугольника для протяженного объекта, например, воздушной линии электропередачи. Число поражений объекта равно произведению площади стягивания на плотность разрядов молнии в месте его расположения. Например, для сосредоточенного объекта
    

N=,

    
    где R - радиус стягивания; n - среднегодовое число ударов молнии в 1 км земной поверхности. Для протяженного объекта длиной l
    

N=.

    Имеющаяся статистика поражений объектов разной высоты в местностях с разной продолжительностью гроз позволила ориентировочно определить связь между радиусом стягивания R и высотой объекта h. Несмотря на значительный разброс, в среднем можно принять R=3h.
    
    Приведенные соотношения положены в основу формул расчета ожидаемого количества поражений молнией сосредоточенных объектов и объектов с заданными габаритами в приложении 2 РД 34.21.122-87. Грозопоражаемость объектов ставится в прямую зависимость от плотности разрядов молнии в землю и соответственно от региональной продолжительности гроз в соответствии с данными приложения 2. Можно предположить, что вероятность поражения объекта растет, например с ростом амплитуды тока молнии, и зависит от других параметров разряда. Однако имеющаяся статистика поражений получена способами (фотографированием ударов молнии, регистрацией специальными счетчиками), не позволяющими выделить влияние других факторов, кроме интенсивности грозовой деятельности.
    
    Оценим теперь по формулам приложения 2, как часто возможны поражения молнией объектов разных размеров и формы. Например, при средней продолжительности гроз 40-60 ч в год в сосредоточенный объект высотой 50 м (например, дымовую трубу) можно ожидать не более одного поражения за 3-4 года, а в здание высотой 20 м и размерами в плане 100 ·100 м (типичное по габаритам для многих видов производства) - не более одного поражения за 5 лет. Таким образом, при умеренных размерах зданий и сооружений (высоте в пределах 20-50 м, длине и ширине примерно 100 м) поражение молнией является редким событием. Для небольших строений (с габаритами примерно 10 м) ожидаемое количество поражений молнией редко превышает 0,02 за год, а это значит, что за весь срок их службы может произойти не более одного удара молнии. По этой причине согласно РД 34.21.122-87 для некоторых небольших строений (даже при низкой огнестойкости) выполнение молниезащиты вообще не предусматривается или  существенно упрощается.
    
    Для сосредоточенных объектов число поражений нисходящими молниями растет в квадратичной зависимости от высоты и в районах с умеренной продолжительностью гроз при высоте объектов около 150 м достигает 1-2 ударов за год. С сосредоточенных объектов большей высоты  возбуждаются восходящие молнии, количество которых также пропорционально квадрату высоты. Такое представление о поражаемости высоких объектов подтверждают наблюдения, проводимые на Останкинской телевизионной башне высотой 540 м: ежегодно в нее происходит около 30 ударов молнии и более 90% из них приходится на восходящие разряды, число поражений нисходящими молниями сохраняется на уровне  одного-двух в год. Таким образом, для сосредоточенных объектов высотой более 150 м количество поражений нисходящими молниями мало зависит от высоты.
    
    

4. Опасные воздействия молнии

    
    
    В перечне основных терминов  (приложение 1 РД 34.21.122-87) перечислены возможные виды воздействия  молнии на различные наземные объекты. В настоящем параграфе сведения об опасных воздействиях молнии изложены более подробно.
    
    Воздействия молнии принято подразделять на две основные группы: первичные, вызванные прямым ударом молнии, и вторичные, индуцированные близкими ее разрядами или занесенные в объект протяженными металлическими коммуникациями. Опасность прямого удара и вторичных воздействий молнии для зданий и сооружений и находящихся в них людей или животных определяется, с одной стороны, параметрами разряда молнии, а с другой - технологическими и конструктивными характеристиками объекта (наличием взрыво- или пожароопасных зон, огнестойкостью строительных конструкций, видом вводимых коммуникаций, их расположением внутри объекта и т.д.).
    
    Прямой удар молнии вызывает следующие воздействия на объект:
    
    электрические, связанные с поражением людей или животных электрическим током и появлением перенапряжений на пораженных элементах. Перенапряжение пропорционально амплитуде и крутизне тока молнии, индуктивности конструкций и сопротивлению заземлителей, по которым ток молнии отводится в землю. Даже при выполнении молниезащиты прямые удары молнии с большими токами и  их крутизной могут привести к перенапряжениям в несколько мегавольт. При отсутствии молниезащиты пути растекания тока молнии неконтролируемы и ее удар может создать опасность поражения током, опасные напряжения шага и прикосновения, перекрытия на другие объекты;
    
    термические, связанные с резким выделением теплоты при прямом контакте канала молнии с содержимым объекта и при протекании через объект тока молнии. Выделяемая в канале молнии энергия определяется переносимым зарядом, длительностью вспышки и амплитудой тока молнии; в 95% случаев разрядов молнии эта энергия (в расчете на сопротивление 1 Ом) превышает 5,5 Дж, она на два-три порядка превышает минимальную энергию воспламенения большинства газо-, паро- и пылевоздушных смесей, используемых в промышленности. Следовательно, в таких средах контакт с каналом молнии всегда создает опасность воспламенения, (а в некоторых случаях взрыва), то же относится к случаям проплавления каналом молнии корпусов взрывоопасных наружных установок. При протекании тока молнии по тонким проводникам создается опасность их расплавления и разрыва;
    
    механические, обусловленные ударной волной, распространяющейся от канала молнии, и электродинамическими силами, действующими на проводники с токами молнии. Это воздействие может быть причиной, например, сплющивания  тонких металлических трубок. Контакт с каналом молнии может вызвать резкое паро- или газообразование в некоторых материалах с последующим механическим разрушением, например, расщеплением древесины или образованием трещин в бетоне.
    
    Вторичные проявления молнии связаны с действием на объект электромагнитного поля близких разрядов. Обычно это поле рассматривают в виде двух составляющих: первая обусловлена перемещением зарядов в лидере и канале молнии, вторая - изменением тока молнии во времени. Эти составляющие иногда называют электростатической и электромагнитной индукцией.
    
    Электростатическая индукция проявляется в виде перенапряжения, возникающего на металлических конструкциях объекта и зависящего от тока молнии, расстояния до места удара и сопротивления устройств заземления. При отсутствии надлежащего заземления перенапряжение может достигать сотен киловольт и создавать опасность поражения людей и перекрытий между разными частями объекта.
    
    Электромагнитная индукция связана с образованием в металлических контурах ЭДС, пропорциональной крутизне тока молнии и площади, охватываемой контуром. Протяженные коммуникации в современных производственных зданиях могут образовывать контуры, охватывающие большую площадь, в которых возможно наведение ЭДС в несколько десятков киловольт. В местах сближения протяженных металлических конструкций, в разрывах незамкнутых контуров создается опасность перекрытий и искрений с возможным рассеянием энергии около десятых долей джоуля.
    
    Еще одним видом опасного воздействия молнии является занос высокого потенциала по вводимым в объект коммуникациям (проводам воздушных линий электропередачи, кабелям, трубопроводам). Он представляет собой перенапряжение, возникающее на коммуникации при прямых и близких ударах молнии и распространяющееся в виде набегающей на объект волны. Опасность создается за счет возможных перекрытий с коммуникации на заземленные части объекта. Подземные коммуникации также представляют опасность, так как могут принять на себя часть растекающихся в земле токов молнии и занести их в объект.
    
    

5. Классификация защищаемых объектов

    
    
    Тяжесть последствий удара молнии зависит прежде всего от взрыво-, пожароопасности здания и сооружения при термических воздействиях молнии, а также искрениях и перекрытиях, вызванных другими видами воздействий. Например в производствах, постоянно связанных с открытым огнем, процессами горения, применением несгораемых материалов и конструкций, протекание тока молнии не представляет большой опасности. Напротив, наличие внутри объекта взрывоопасной среды создает угрозу разрушений, человеческих жертв, больших материальных ущербов.
    
    При таком разнообразии технологических условий предъявлять одинаковые требования к молниезащите всех объектов означало бы или вкладывать в ее выполнение чрезмерные ресурсы, или мириться с неизбежностью значительных ущербов, вызванных молнией. Поэтому в РД 34.21.122-87 принят дифференцированный подход к выполнению молниезащиты различных объектов, в связи с чем в табл. 1 этой Инструкции здания и сооружения разделены на три категории, отличающиеся по тяжести возможных последствий поражения молнией.
    
    К I категории отнесены производственные помещения, в которых в нормальных технологических режимах могут находиться и образовываться взрывоопасные концентрации газов, паров, пылей, волокон. Любое поражение молнией, вызывая взрыв, создает повышенную опасность разрушений и жертв не только для данного объекта, но и для близрасположенных.
    
    Во II категорию попадают производственные здания и сооружения, в которых появление взрывоопасной концентрации происходит в результате нарушения нормального технологического режима, а также наружные установки, содержащие взрывоопасные жидкости и газы. Для этих объектов удар молнии создает опасность взрыва только при совпадении с технологической аварией или срабатыванием дыхательных или аварийных клапанов на наружных установках. Благодаря умеренной продолжительности гроз на территории СССР вероятность совпадения этих событий достаточно мала.
    
    К III категории отнесены объекты,   последствия поражения которых связаны с меньшим материальным ущербом, чем при взрывоопасной среде. Сюда входят здания и сооружения с пожароопасными помещениями или строительными конструкциями низкой огнестойкости, причем для них требования к молниезащите ужесточаются с увеличением вероятности поражения объекта (ожидаемого количества поражений молнией). Кроме того,  к III  категории отнесены объекты,  поражение которых представляет опасность электрического воздействия на людей и животных: большие общественные здания, животноводческие строения, высокие сооружения  типа труб,  башен, монументов. Наконец, к III категории отнесены мелкие строения в сельской местности, где чаще всего используются сгораемые конструкции. Согласно статистическим данным на эти объекты приходится значительная доля пожаров, вызванных грозой. Из-за небольшой стоимости этих строений их молниезащита выполняется упрощенными способами, не требующими значительных материальных затрат (п. 2.30).
    
    

6. Средства и способы молниезащиты

    
    
    Требования к выполнению всего комплекса мероприятий по молниезащите объектов I, II и III категорий и конструкциям молниеотводов изложены в 2 и 3 РД 34.21.122-87. Настоящий раздел пособия поясняет основные положения этих требований.
    
    Молниезащита представляет собой комплекс мероприятий, направленных на предотвращение прямого удара молнии в объект или на устранение опасных последствий, связанных с прямым ударом; к этому комплексу относятся также средства защиты, предохраняющие объект от вторичных воздействий молнии и заноса высокого потенциала.
     
    Средством защиты от прямых ударов молнии служит молниеотвод - устройство, рассчитанное на непосредственный контакт с каналом молнии и отводящее ее ток в землю.
    
    Молниеотводы разделяются на отдельно стоящие, обеспечивающие растекание  тока молнии, минуя объект, и установленные на самом объекте; растекание тока происходит по контролируемым путям так, что обеспечивается низкая вероятность поражения людей (животных), взрыва или пожара.
    
    Установка отдельно стоящих молниеотводов исключает возможность термического воздействия на объект при поражении молниеотвода; для объектов с постоянной взрывоопасностью, отнесенных к I категории, принят этот способ защиты, обеспечивающий минимальное количество опасных воздействий при грозе. Для объектов II и III категорий, характеризующихся меньшим риском взрыва или пожара, в равной мере допустимо использование отдельно стоящих молниеотводов и установленных на защищаемом объекте.
    
    Молниеотвод состоит из следующих элементов: молниеприемника, опоры, токоотвода и заземлителя. Однако на практике они могут образовывать единую конструкцию, например металлическая мачта или ферма здания представляет собой молниеприемник, опору и токоотвод одновременно.
    
    По типу молниеприемника молниеотводы разделяются на стержневые (вертикальные), тросовые (горизонтальные протяженные) и сетки, состоящие из продольных и поперечных горизонтальных электродов, соединенных в местах пересечений. Стержневые и тросовые молниеотводы могут быть как отдельно стоящие, так и установленные на объекте; молниеприемные сетки непосредственно укладываются на неметаллическую кровлю защищаемых зданий и сооружений. Однако укладка сеток рациональна лишь на зданиях с горизонтальными крышами, где равновероятно поражение молнией любого участка. При больших уклонах крыши наиболее вероятны удары молнии вблизи ее конька, и в этих случаях укладка сетки по всей поверхности кровли приведет к неоправданным затратам металла; более экономична установка стержневых или тросовых молниеприемников, в зону защиты которых входит весь объект. По этой причине в п. 2.11 укладка молниеприемной сетки допускается на неметаллических кровлях с уклоном не более 1:8. Иногда укладка сетки поверх кровли неудобна из-за ее конструктивных элементов (например, волнистой поверхности покрытия). В этих случаях допускается укладывать сетку под утеплителем или гидроизоляцией, при условии что они выполнены из несгораемых или трудносгораемых материалов и их пробой при разряде молнии не приведет к загоранию кровли (п. 2.11).
    
    При выборе средств защиты от прямых ударов молнии, типов молниеотводов необходимо учитывать экономические соображения, технологические и конструктивные особенности объектов. Во всех возможных случаях близрасположенные высокие сооружения необходимо использовать как отдельно стоящие молниеотводы, а конструктивные элементы зданий и сооружений, например металлическую кровлю, фермы, металлические и железобетонные колонны и фундаменты, - как молниеприемники, токоотводы и заземлители. Эти положения учтены в пп. 1.6, 1.8, 2.11, 2.12, 2.25. Защита от термических воздействий прямого удара молний осуществляется путем надлежащего выбора сечений молниеприемников и токоотводов (табл. 2), толщины корпусов наружных установок (п. 2.15), расплавление и проплавление которых не может произойти при указанных выше параметрах тока молнии, переносимого заряда и температуры в канале.
    

    Защита от механических разрушений различных строительных конструкций при прямых ударах молнии осуществляется: бетона - армированием и обеспечением надежных контактов в местах соединения с арматурой (п. 2.12); неметаллических выступающих частей и покрытий зданий - применением материалов, не содержащих влаги или газогенерирующих веществ.
    
    Защита от перекрытий на защищаемый объект при поражении отдельно стоящих молниеотводов достигается надлежащим выбором конструкций заземлителей и изоляционных расстояний между молниеотводом и объектом (пп. 2.2-2.5). Защита от перекрытий внутри здания при протекании по нему тока молнии обеспечивается надлежащим выбором количества токоотводов, проложенных к заземлителям кратчайшими путями (п. 2.11). Защита от напряжений прикосновения и шага (пп. 2.12, 2.13) обеспечивается путем прокладки токоотводов в малодоступных для людей местах и равномерного размещения заземлителей по территории объекта.
    
    Защита от вторичных воздействий молнии обеспечивается следующими мероприятиями. От электростатической индукции и заноса высокого потенциала - ограничением перенапряжений, наведенных на оборудовании, металлических конструкциях и вводимых коммуникациях, путем их присоединения к заземлителям определенных конструкций; от электромагнитной индукции - ограничением площади незамкнутых контуров внутри зданий путем наложения перемычек в мостках сближения металлических коммуникаций. Для исключения искрения в местах соединений протяженных металлических коммуникаций обеспечиваются низкие переходные сопротивления - не более 0,03 Ом, например, во фланцевых соединениях трубопроводов этому требованию соответствует затяжка шести болтов на каждый фланец (п. 2.7).
    

    

7. Защитное действие и зоны защиты молниеотводов  

    
    
    Ниже поясняется подход к определению зон защиты молниеотводов, построение которых осуществляется по формулам приложения 3 РД 34.21.122-87.
    
    Защитное действие молниеотвода основано на свойстве молнии с большей вероятностью поражать более высокие и хорошо заземленные предметы по сравнению с расположенными рядом объектами меньшей высоты. Поэтому на молниеотвод, возвышающийся над защищаемым объектом, возлагается функция перехвата молний, которые в отсутствие молниеотвода поразили бы объект. Количественно защитное действие молниеотвода определяется через вероятность прорыва - отношение числа ударов  молнии в защищенный объект (числа прорывов) к общему числу ударов в молниеотвод и объект.
    
    Существует несколько способов оценки вероятности прорыва, основанных на разных физических представлениях о процессах поражения молнией. В РД 34.21.122-87 использованы результаты расчетов по вероятностной методике, связывающей вероятность поражения молниеотвода и объекта с разбросом траекторий нисходящей молнии без учета вариаций ее токов.
    
    Согласно принятой расчетной модели невозможно создать идеальную защиту от прямых ударов молнии, полностью исключающую прорывы на защищаемый объект. Однако на практике осуществимо взаимное расположение объекта и молниеотвода, обеспечивающее низкую вероятность прорыва, например 0,1 и 0,01, что соответствует уменьшению числа поражений объекта примерно в 10 и 100 раз по сравнению с объектом, где отсутствует молниеотвод. Для большинства современных объектов при таких уровнях защиты обеспечивается малое количество прорывов за весь срок их службы.
    
    Выше рассматривалось производственное здание высотой 20 м и размерами в плане 100 · 100 м, расположенное в местности с продолжительностью гроз 40 - 60 ч в год; если это здание защищено молниеотводами с вероятностью прорыва 0,1,  в него можно ожидать не более одного прорыва за 50 лет. При этом не все прорывы в равной степени опасны для защищаемого объекта, например воспламенения возможны при больших токах или переносимых зарядах, которые встречаются не в каждом разряде молнии. Следовательно, на данный объект можно ожидать одно опасное воздействие за срок, заведомо превышающий 50 лет, или для большинства промышленных объектов II и III категорий не более одного опасного воздействия за все время их существования. При вероятности прорыва 0,01 в то же здание можно ожидать не более одного прорыва за 500 лет - период, намного превышающий срок службы любого промышленного объекта. Такой  высокий уровень защиты оправдан только для объектов I категории, представляющих постоянную угрозу взрыва.
     
    Выполняя серию расчетов вероятности прорыва в окрестности молниеотвода, можно построить поверхность, являющуюся геометрическим местом положения вершин защищаемых объектов, для которых вероятность  прорыва - постоянное значение. Эта поверхность является внешней границей пространства, называемого зоной защиты молниеотвода; для одиночного стержневого молниеотвода эта граница - боковая поверхность кругового конуса, для одиночного троса - двускатная плоская поверхность.
    

    Обычно зону защиты обозначают по максимальной вероятности прорыва, соответствующей ее внешней границе, хотя в глубине зоны вероятность прорыва существенно уменьшается.
    
    Расчетный метод позволяет построить для стержневых и тросовых молниеотводов зону защиты с произвольным значением вероятности прорыва, т.е. для любого молниеотвода (одиночного или двойного) можно построить произвольное количество зон защиты. Однако для большинства народнохозяйственных зданий достаточный уровень защиты можно обеспечить, пользуясь двумя зонами, с вероятностью прорыва 0,1 и 0,01.     
    


Рис. 1. Номограммы для определения высоты одиночных (а) и двойных равной высоты (б) молниеотводов в зоне А

    
    
    В терминах теории надежности вероятность прорыва - это параметр, характеризующий отказ молниеотвода как защитного устройства. При таком подходе двум принятым зонам защиты соответствует степень надежности 0,9 и 0,99. Такая оценка надежности справедлива при расположении объекта вблизи границы зоны защиты, например объекта в виде кольца, соосного со стержневым молниеотводом. У реальных же объектов (обычных зданий) на границе зоны защиты, как правило, расположены лишь верхние элементы, а большая часть объекта помещается в глубине зоны. Оценка надежности зоны защиты по ее внешней границе приводит к чрезмерно заниженным значениям. Поэтому, чтобы учесть существующее на практике взаимное расположение молниеотводов и объектов, зонам защиты А и Б приписана в РД 34.21.122-87 ориентировочная степень надежности 0,995 и 0,95 соответственно.
    
    Расчетный метод вероятности прорыва разработан только для нисходящих молний, преимущественно поражающих объекты высотой до 150 м. Поэтому в РД 34.21.122-87 формулы для построения зон защиты одиночных и многократных стержневых и тросовых молниеотводов ограничены высотой 150 м. На сегодняшний день объем фактических данных о поражаемости нисходящими молниями объектов большей высоты очень мал и в основном относится к Останкинской телевизионной башне (540м). На основании фоторегистраций можно утверждать, что нисходящие молнии прорываются более чем на 200 м ниже ее вершины и поражают землю на расстоянии около 200 м от основания башни. Если рассматривать Останкинскую телевизионную башню как стержневой молниеотвод, можно заключить, что относительные размеры зон защиты молниеотводов высотой более 150 м редко сокращаются с увеличением высоты молниеотводов. С учетом ограниченности фактических данных о поражаемости сверхвысоких объектов в РД 34.21.122-87 включены формулы для построения зон защиты только для стержневых молниеотводов высотой более 150 м.     
    


Рис. 2. Номограммы для определения высоты одиночных (а) и двойных равной высоты (б) молниеотводов в зоне Б

    
    
    Метод расчета зон защиты от поражений восходящими молниями пока не разработан. Однако по данным наблюдений известно, что восходящие разряды возбуждаются с остроконечных предметов вблизи вершины высоких сооружений  и затрудняют развитие других разрядов с более низких уровней. Поэтому для таких высоких объектов, как железобетонные дымовые трубы или башни, предусматривается прежде всего защита от механических разрушений бетона при возбуждении восходящих молний, которая осуществляется путем установки стержневых или кольцевых молниеприемников, обеспечивающих максимально возможное по конструктивным соображениям превышение над вершиной объекта (п. 2.31).
    
    В этом пособии приведены номограммы для определения высот стержневых С и тросовых Т одиночных и двойных молниеотводов, обеспечивающих зоны защиты А и Б. (рис. 1 и 2). Использование этих номограмм, построенных в соответствии с расчетными формулами и обозначениями приложения 3 РД 34.21.122-87, позволяет сократить объем вычислений и упростить выбор средств молниезащиты при проектировании.
    


8. Подход к нормированию заземлителей молниезащиты

    
    
    Ниже пояснен принятый в РД 34.21.122-87 подход к выбору заземлителей молниезащиты зданий и сооружений.
    
    Одним из эффективных способов ограничения грозовых перенапряжений в цепи молниеотвода, а также на металлических конструкциях и оборудовании объекта является обеспечение низких сопротивлений заземлителей. Поэтому при выборе молниезащиты нормированию подлежит сопротивление заземлителя или другие его характеристики, связанные с сопротивлением.
    
    До недавнего времени для заземлителей молниезащиты нормировалось импульсное сопротивление растеканию токов молнии: его максимально допустимое значение было принято равным 10 Ом для зданий и сооружений I и II категорий и 20 Ом для зданий и сооружений III категории. При этом допускалось увеличение импульсного сопротивления до 40 Ом в грунтах с удельным сопротивлением более 500 Ом · м при одновременном удалении молниеотводов от объектов I категории на расстояние, гарантирующее от пробоя по воздуху и в земле. Для наружных установок максимально допустимое импульсное сопротивление заземлителей было принято равным 50 Ом.
    
    Импульсное сопротивление заземлителя является количественной характеристикой сложных физических процессов при растекании в земле токов молнии. Его значение отличается от сопротивления заземлителя при растекании токов промышленной частоты и зависит от нескольких параметров тока молнии (амплитуды, крутизны, длины фронта), варьирующихся в широких пределах. С увеличением тока молнии импульсное сопротивление заземлителя падает, причем в возможном интервале распределения токов молнии (от единиц до сотен килоампер) его значение может уменьшаться в 2-5 раз.
    
    При проектировании заземлителя нельзя предсказать значения токов молнии, которые будут через него растекаться, а следовательно, невозможно оценить наперед соответствующие значения импульсных сопротивлений. В этих условиях нормирование заземлителей по их импульсному сопротивлению имеет очевидные неудобства. Разумнее выбрать конкретные конструкции заземлителей по следующему условию. Импульсные сопротивления заземлителей во всем возможном диапазоне токов молнии не должны превышать указанных максимально допустимых значений.
    
    Такое нормирование было принято в пп. 2.2, 2.13, 2.26, табл. 2, поэтому для ряда типовых конструкций были подсчитаны импульсные сопротивления при колебаниях токов молнии от 5 до 100 кА и по результатам расчетов проведен отбор заземлителей, удовлетворяющих принятому условию.
    

    В настоящее время распространенными и рекомендуемыми (РД 34.21.122-87, п. 1.8) конструкциями заземлителей являются железобетонные фундаменты. К ним предъявляется дополнительное требование - исключение механических разрушений бетона при растекании через фундамент токов молнии. Железобетонные  конструкции выдерживают большие плотности растекающихся по арматуре токов молнии, что связано с кратковременностью этого растекания. Единичные железобетонные фундаменты (сваи длиной не менее 5 или подножники длиной не менее 2 м) способны без разрушения выдержать токи молнии до 100 кА, по этому условию в табл. 2 РД 34.21.122-87 заданы допустимые размеры единичных железобетонных заземлителей. Для фундаментов больших размеров с соответственно большей поверхностью арматуры опасная для разрушения бетона плотность тока маловероятна при любых возможных токах молнии.
    
    Нормирование параметров заземлителей по их типовым конструкциям имеет ряд достоинств: оно соответствует принятой в строительной практике унификации железобетонных фундаментов с учетом их повсеместного использования в качестве естественных заземлителей; при выборе молниезащиты не требуется выполнять расчеты импульсных сопротивлений заземлителей, что сокращает объем проектных работ.
    

    

9. Примеры исполнения молниезащиты различных объектов* (рис. 3.10)

    
__________________________
         *Разработаны ВНИПИ Тяжпромэлектропроект, институтом Гипротрубопровод и ГИАП.      
    

    

Рис. 3. Молниезащита здания I категории отдельно стоящим двойным стержневым молниеотводом
( = 300 Ом · м, S4 м, S6 м):

    
1 -  граница зоны защиты; 2 - заземлители-подножники фундамента; 3 - зона защиты на отметке 8,0 м

    
                                        


Рис. 4. Молниезащита здания I категории отдельно стоящим тросовым молниеотводом
(&-300 Ом · м, S4 м, S6 м, S3,5 м):

    
1 - трос; 2 - граница зоны защиты; 3 - ввод подземного трубопровода; 4 - граница распространения взрывоопасной концентрации; 5 - соединения арматуры, выполняемые сваркой; 6 - железобетонный фундамент; 7 - закладные элементы для присоединения оборудования; 8 - заземляющий проводник из стали 4-40 мм; 9 - заземлители - железобетонные подножники; 10 - граница зоны защиты на отметке 10,8 м

    


Рис. 5. Молниезащита здания II категории сеткой, уложенной на кровлю под изоляцию:

    
1 - молниеприемная сетка; 2 - гидроизоляция здания; 3 - опора здания; 4 - стальная перемычка; 5 - арматура колонны; 6 - заземлители - железобетонные фундаменты; 7 - закладная деталь; 8 - опора эстакады;  9 - технологическая эстакада

    


Рис. 6. Молниезащита здания II категории с металлическими фермами (в качестве токоотводов и заземлителей использована арматура железобетонных колонн и фундаментов):

    
1 - арматура колонны; 2 - арматура фундамента; 3 - заземлитель; 4 - стальная ферма; 5 - железобетонная колонна; 6 - анкерные болты, привариваемые к арматуре; 7 - закладная деталь


    
Рис. 7. План цеха компрессии азотоводородной смеси (относится к взрывоопасным с зоной класса В-Iа):

    
Условные обозначения: - стержневой молниеотвод (N 1-6); - · - · - · - токопроводящая металлическая полоса; О - газоотводные трубы для отвода в атмосферу газов невзрывоопасной концентрации; - то же взрывоопасной концентрации

    


Рис. 8. Молниезащита металлического резервуара вместимостью 20 тыс. м со сферической крышей:

    
1 - дыхательный клапан; 2 - область выброса газов взрывоопасной концентрации; 3 - граница зоны защиты; 4 - зона защиты на высоте h= 23,7 м; 5 - то же на высоте h= 22,76 м



    
Рис. 9. Молниезащита металлического резервуара вместимостью 20 тыс. м со сферической крышей и понтоном:

    
1 - клапан аварийного выброса газов; 2, 3 - то же, что на рис. 8; 4 - понтон; 5 - зона защиты на высоте h= 23 м; 6 - гибкий кабель

    


Рис. 10.  Молниезащита сельского дома тросовым молниеотводом, установленным на крыше:

    
1 - тросовый молниеприемник; 2 - ввод воздушной линии электропередачи (ВЛ) и заземление крюков ВЛ на стене; 3 - токоотвод; 4 - заземлитель

     
    Требования настоящей Инструкции обязательны для выполнения всеми министерствами и ведомствами.
    
    Инструкция устанавливает необходимый комплекс мероприятий и устройств, предназначенных для обеспечения безопасности людей (сельскохозяйственных животных), предохранения зданий, сооружений, оборудования и материалов от взрывов, пожаров и разрушений, возможных при воздействиях молнии. Инструкция должна соблюдаться при разработке проектов зданий и сооружений. Инструкция не распространяется на проектирование и устройство молниезащиты линий электропередачи, электрической части электростанций и подстанций, контактных сетей, радио- и телевизионных антенн, телеграфных, телефонных и радиотрансляционных линий, а также зданий и сооружений, эксплуатация которых связана с применением, производством или хранением пороха и взрывчатых веществ.
    
    Настоящая Инструкция регламентирует мероприятия по молниезащите, выполняемые при строительстве, и не исключает использования дополнительных средств молниезащиты внутри здания и сооружения при проведении реконструкции или установке дополнительного технологического или электрического оборудования.
    
    При разработке проектов зданий и сооружений помимо требований Инструкции должны быть учтены требования к выполнению молниезащиты других действующих норм, правил, инструкций и государственных стандартов.
    

     

РД 34.46.302-89


МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ДИАГНОСТИКЕ РАЗВИВАЮЩИХСЯ
ДЕФЕКТОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ХРОМАТОГРАФИЧЕСКОГО АНАЛИЗА
ГАЗОВ,  РАСТВОРЕННЫХ В МАСЛЕ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

    
    
    Настоящие Методические указания рекомендуются для применения в энергосистемах в дополнение к “Методическим указаниям по обнаружению повреждений в силовых трансформаторах с помощью анализа растворенных в масле газов" М.: СПО Союзтехэнерго, 1979).
    
    Настоящие Методические указания распространяются на силовые трансформаторы, автотрансформаторы и реакторы (в дальнейшем трансформаторы) общего назначения класса напряжения 35 кВ и выше с любым видом защиты масла от увлажнения и устанавливают возможность оценки эксплуатационного состояния трансформаторного оборудования (без его отключения) по результатам хроматографического анализа растворенных в масле газов (АРГ).
    
    Настоящие Методические указания разработаны с учетом публикаций в периодической печати, рекомендаций МЭК и СИГРЭ.
    
    При разработке Методических указаний были использованы результаты хроматографического анализа газов выведенных в ремонт трансформаторов по данным энергосистем, а также опыт диагностирования эксплуатационного состояния трансформаторов Донбасэнерго, Ленэнерго, Мосэнерго, Свердловэнерго, ВИТ, ПО "Запорожтрансформатор" и ВЭИ им. В.И.Ленина.
    
    Вероятность совпадения прогнозируемого и фактического дефектов при использовании настоящих Методических указаний - 95%, а при использовании только Методических указаний 1979 г. - 54%.
    
    

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

    
    
    1.1. Методика и аппаратура проведения АРГ должна обеспечить:
    
    1.1.1. Определение концентраций следующих газов, растворенных в масле: водорода (Н), метана (СН), ацетилена (СН), этилена (СН), этана (СН), окислы углерода (СО) и двуокиси углерода (СО), азота (N) и кислорода (О).
    
    1.1.2. Пороговую чувствительность (М) по водороду и углеводородным газам (кроме ацетилена) - 5 · 10% об.; по ацетилену - 5 · 10% об.; по окислам углерода - 5 · 10%  об.
    
    1.2. Появлением газов в масле трансформатора (следы i-го газа) считается значение концентрации, превышающее пороговую чувствительность.
    
    1.3. Измеренные в результате АРГ концентрации газов могут быть использованы для расчета отношений пар газов и скорости их нарастания, если их значения по крайней мере в 5-10 раз превышают пороговую чувствительность по принятой методике АРГ.
    
    

2. СОСТАВ ГАЗОВ В МАСЛЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ С  ВОЗМОЖНЫМИ
РАЗВИВАЮЩИМИСЯ ДЕФЕКТАМИ

    
    
    2.1. Газы, наиболее характерные для определенного вида дефекта:
    
    водород - дефекты электрического характера (частичные разряды, искровые и дуговые разряды);
    
    ацетилен - искрение, электрическая дуга, нагрев выше 700°;
    
    этан - термический нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур до 300 °С;
    
    этилен - высокотемпературный (выше 300 °С) нагрев масла и бумажно-масляной изоляции.
    
    2.2. Состав растворенных в масле газов зависит от характера развивающегося в трансформаторе повреждения, по полученным данным АРГ можно ориентировочно предположить вид развивающегося дефекта.
    
    В табл. 1 приведены характерные составы газов, растворенных в масле, для различных дефектов трансформаторов, а в табл. 2 - вероятные причины появления растворенных газов в масле дефектных трансформаторов.
    

Таблица 1

    
Характерные составы газов, растворенных в масле,
для различных дефектов трансформаторов



 

Состав газов

 

при электрическом разряде

при нагреве

 

 

 

 

 

св.

 

 

 

 

 

 

300

 

Газ

дуговом

искровом

частичном

до 300 °С вкл.

до 700 °С вкл.

св. 700 °С



Масло

Бумага  и

Масло

Бумага  и

Масло

Бумага и

Масло

Бумага и

Масло

Масло

 

 

масло

 

масло

 

масло

 

масло

 

 

Водород

а

а

а

а

а

а

г

г

в

в

Метан

б

б

в

в

в

в

б

б

б, в

б, в

Этан

г

г

г

г

г

г

а

а

г

г

Этилен

б

б

в

в

г

г

в

в

а

а

Ацетилен

а

а

а

а

в, д

в, д

-

-

г

б, в

Окись

г

б

г

в

г

в

г

б, в

г

г

углерода







 













Двуокись

г

в

г

в

г

в

г

а

г

г

углерода
    

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Условные обозначения: а - основной газ для данного дефекта; б - характерный газ с высоким содержанием; в - характерный газ с малым содержанием; г - нехарактерный газ; д - только при высокой плотности выделяемой энергии.


    

   
    Определение основного и характерных газов по результатам АРГ производится следующим образом:
    
    2.2.1. Рассчитываются относительные концентрации газов по формуле
    

А=

    
    где А - измеренное значение концентрации i-го газа;
    
    А - граничные концентрации i-го газа (согласно разд. 3 настоящих Методических указаний).
    

Таблица 2

    
Состав газов и вероятные причины их появления в масле дефектных
трансформаторов


Состав растворенных в масле газов

Вероятные причины

1. СО, СО+ СО
(СО - основной газ, СО - характерный газ с любым содержанием)

Трансформатор перегружен; высокая влажность масла; термический дефект, затрагивающий твердую изоляцию

2. Н, СН
- основной  газ, СН - характерный газ с малым содержанием)

Частичные разряды в масле

3. Н, СН, С Н, СО
и СН - основные газы;
СН и СН - характерные газы с высоким содержанием;
СО - нехарактерный газ)

Дуговой разряд высокой энергии, вызывающий разложение масла  

4. То же, что и в п.3, но отсутствует ацетилен
 

Высокотемпературный нагрев масла

5.  Н, СН, СН, СН, С Н, СО, СО                   
и СН - основные газы;
СН и СНхарактерные газы с высоким содержанием;
СО - характерный газ с малым содержанием;
С Н- нехарактерный газ)

Высокотемпературное дугообразование, затрагивающее твердую изоляцию

6. С Н, СН, СО, СО и Н
(СО и СН - основные газы;
СН - характерный газ с малым содержанием;
СО - характерный газ с любым содержанием;
Н- нехарактерный газ)

Термический дефект, затрагивающий твердую изоляцию.
Температура в зоне нагрева до 300 °С


    2.2.2. По расчетным относительным концентрациям максимальное значение а соответствует основному газу (кроме СО; СО   - основной газ, если  а> 1;
    
    а 1 - характерный газ с высоким содержанием;
    
    0,1 а< 1 - характерный газ с малым содержанием;
    
    а< 0,1 - нехарактерный газ.
    
    2.3. Перед включением в работу новых или прошедших ремонт трансформаторов необходимо определить начальные концентрации растворенных газов (А) и последующие результаты анализов оценить по сравнению с этими значениями.
    
    При этом, если измеренные концентрации А превышают пороговую чувствительность (М см. п. 1.1.2.), то, по возможности, провести дегазацию масла. Если такой возможности нет, то следует принять за исходные значения, измеренные перед включением.
    
    2.4. При анализе состава растворенных в масле газов для диагностики эксплуатационного состояния трансформатора необходимо учитывать условия его эксплуатации за предыдущий промежуток времени и факторы, вызывающие изменения этого состава растворенных в масле газов нормально работающих трансформаторов.
    
     2.4.1. Эксплуатационные факторы, вызывающие увеличение концентрации растворенных в масле газов бездефектных трансформаторов:
    
     увеличение нагрузки трансформатора;
    
    перемешивание свежего масла с остатками старого, насыщенного газами, находящегося в системе охлаждения, баках РПН, расширителя и т.д.;
    
    доливка маслом, бывшим в эксплуатации и содержащим растворенные газы;
    
    проведение сварочных работ на баке;
    
    повреждения масляного насоса с неэкранированным статором;
    
    перегревы из-за дефектов системы охлаждения (засорение наружной поверхности охладителей, отключение части масляных насосов и др.);
    
    перегрев масла теплоэлектронагревателями при его обработке в дегазационных и других установках;
    
    переток газов из бака контактора РПН в бак трансформатора, имеющего РПН типов РС-3 и РС-4;
    
    сезонные изменения интенсивности процесса старения и т.п.
    
    2.4.2. Эксплуатационные факторы, вызывающие уменьшение концентрации растворенных в масле газов бездефектных трансформаторов:
    
    продувка азотом в трансформаторах с азотной защитой масла;
    
    уменьшение нагрузки трансформатора;
    
    замена силикагеля;
    
    длительное отключение;
    
    дегазация масла;
    
    доливка дегазированным маслом;
    
    частичная или полная замена масла в баке трансформатора;
    
    заливка маслом под вакуумом, в том числе - частичным вакуумом;
    
    замена масла в маслопроводах, навесных баках, избирателе устройств РПН, расширителе и др.
    
    В приложении 1 приведены  примеры влияния эксплуатационных факторов на результаты АРГ.
    
    

3. КРИТЕРИЙ ГРАНИЧНЫХ КОНЦЕНТРАЦИЙ ГАЗОВ, РАСТВОРЕННЫХ В МАСЛЕ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

    
    
    3.1. Критерий граничных концентраций позволяет выделить из общего количества трансформаторного парка трансформаторы с возможными развивающимися дефектами; такие трансформаторы следует взять под хроматографический контроль с учащенным отбором проб масла и проведением АРГ.
    
    Чем меньше принятое значение граничных концентраций, тем большее количество трансформаторов будет взято под учащенный контроль и наоборот.
    
    3.2. За граничную концентрацию любого газа следует принимать  такое значение, ниже которого оказывается концентрация этого газа у 90% общего числа анализов обследованных трансформаторов принятой группы (не менее 50).
    
    3.3. Граничные концентрации определяются по интегральной функции распределения (F) следующим образом:
    
    3.3.1. Измеренные концентрации i-го газа от О до А по всем трансформаторам, кроме тех, которые были выведены в ремонт по результатам АРГ, следует разбить на l интервалов (можно принять l=1015).
    
    Вероятность P приближенно оценивается как частота наблюдения концентрации в интервале от А (l-1) до A.
    
    3.3.2. На каждом интервале определяем вероятность
    

,(2)

    
    
    где n - число анализов с концентрацией газа А
    
    N - общее число анализов по i-му газу.
    
    3.3.3. Значения интегральной функции распределения с учетом (2) находятся так
    

,             (3)

    где kl.
    
    3.3.4. Граничная концентрация i-го газа (Aгр) определяется при  Fl=0,9 наиболее просто - графически (рис. 1).
    
    

    

Рис. 1. Определение граничной концентрации по интегральной функции распределения

    
    
    3.4. Значения граничных концентраций газов, учитывая различные условия их эксплуатации в разных регионах, следует определять для каждой энергосистемы по группам однотипных трансформаторов (блочные, сетевые, с регулированием напряжения или без регулирования, с одним сроком эксплуатации, одного класса напряжения и т.д.).
    
    3.5. При отсутствии фактически измеренных значений (например, на начальной стадии внедрения диагностики развивающихcя дефектов по АРГ) можно пользоваться данными табл. 3.
    
    

Таблица 3

    
    
ГРАНИЧНЫЕ КОНЦЕНТРАЦИИ РАСТВОРЕННЫХ В МАСЛЕ ГАЗОВ



Оборудование

Концентрация газов, % об.

 

Н

С Н

С Н

С Н

С Н

СО

СО

Трансформаторы напряжением 110-500 кВ

0,01

0,01

0,001

0,01

0,005

0,02

0,6(15)*
___________
0,8(0,3)

Трансформаторы напряжением  750 кВ

0,003

0,002

0,001

0,002

0,001

0,02

0,3

Реакторы напряжением 750 кВ

0,01

0,003

0,001

0,001

0,002

0,02

0,3

* В числителе приведены значения СО для трансформаторов со свободным дыханием при сроке эксплуатации до 10 лет, в знаменателе - свыше 10 лет; в скобках приведены те же данные для трансформаторов с азотной или пленочной защитой.

    
    

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВИДА И ХАРАКТЕРА РАЗВИВАЮЩЕГОСЯ ДЕФЕКТА
ПО КРИТЕРИЯМ ОТНОШЕНИЙ КОНЦЕНТРАЦИЙ
ПАР ГАЗОВ

    
    4.1.  Вид развивающихся в трансформаторах повреждений (тепловой или электрической, можно ориентировочно  определить по составу измеренных растворенных газов (см. п. 2.2.).
    
    Для уточнения диагноза необходимо определить отношение концентраций пар из четырех газов: , , и .
    
    При этом следует учитывать только такие отношения, в которых концентрация хотя бы одного из газов была выше граничной концентрации.
    
    4.1.1. Условия прогнозирования  "разряда": >0,1  и <0,5.
    4.1.2. Условия прогнозирования "перегрева": <0,1  и >0,5.
    
    Если при этом концентрация СО0,03% об., то прогнозируется перегрев масла, а если СО>0,03% об. - перегрев твердой изоляции.
    
    4.1.3. Условия прогнозирования "перегрева" и "разряда":
    

0,1  и > 0,5.
или

    
<0,1  и 0,5.

    
    4.1.4. Температуру в зоне нагрева можно определить по формуле
    

t = 320+ 530 °C.                             (4)

    
    4.2. Характер развивающихся в трансформаторах дефектов определяется согласно табл. 4.
    
    Для определения характера дефекта по табл. 4. необходимо  выполнение требований пп. 1.3 и 4.1.
    
    4.3. Отношение СО/СО дополнительно уточняет характер дефектов, приведенных в табл. 4.
    
    4.3.1. Следует иметь в виду, что СО и СО образуются в масле трансформатора при нормальных рабочих температурах в результате естественного старения изоляции.
    
    4.3.2. Содержание СО в масле зависит от срока работы трансформатора и способа защиты масла от окисления.
    
    В трансформаторах  со “свободным дыханием”  СО может попасть в масло из воздуха приблизительно до 0,03% об.
    
    4.3.3.  Для оценки нормальной работы трансформаторов принимается отношение СО/СО с учетом коэффициента стандартного отклонения, равного 4,5-13.
    
    4.3.4. Если отношение СО/СО  меньше 5 или больше 13, следует считать, что повреждением затронута твердая изоляция.
    
    Полученные значения отношений СО/СО следует сравнить с предыдущими  значениями для того же трансформатора или со значениями для подобно нагруженных трансформаторов той же конструкции.
    

Таблица 4

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРА ДЕФЕКТА В ТРАНСФОРМАТОРЕ ПО СОДЕРЖАНИЮ ГАЗОВ В МАСЛЕ



r

Характер прогнозируемого дефекта

Отношение характерных газов

Типичные примеры







1. Нормально

<0,1

0,1-1

1

Нормальное старение

2. Частичные разряды с низкой плотностью энергии

<0,1

<0,1

1

Разряды в заполненных газом полостях, образовавшихся вследствие неполной пропитки или влажности изоляции

3. Частичные разряды с высокой плотностью энергии

0,1-3

<0,1

1

То же, что и в п. 2, но ведет к оставлению следа или к пробою твердой изоляции

4. Разряды малой мощности

<0,1


0,1-1


1


Непрерывное искрение в масле между соединениями различных потенциалов или плавающего потенциала. Пробой масла между твердыми материалами

5. Разряды большой мощности

0,1-3

0,1-1

3

Силовые разряды; искрение; пробой масла между обмотками или катушками или между катушками на землю

6. Термический дефект низкой температуры (<150 °С)

<0,1

0,1-1

13

Перегрев изолированного проводника

7. Термический дефект в диапазоне низких температур (150300 °С)

<0,1

1

1

Местный перегрев сердечника из-за концентрации потока.

Возрастание температуры "горячей точки"

8. Термический дефект в диапазоне средних температур (300700 °С)

<0,1

1

13

То же, что и в п. 7, но при дальнейшем повышении температуры "горячей точки"

9. Термический дефект высокой температуры (>700 °С)

<0,1

1

3

"Горячая точка" в сердечнике; перегрев меди из-за вихревых токов, плохих контактов; циркулирующие токи в сердечнике или баке

    
    

5. СКОРОСТЬ НАРАСТАНИЯ ГАЗОВ В МАСЛЕ

    
    
    5.1. Изменение во времени концентрации отдельных газов в масле бездефектных трансформаторов может происходить под воздействием различных факторов (см. пп. 2.4.1 и 2.4.2), а также вследствие естественного старения изоляции.
    
    5.2. Наличие развивающегося дефекта в трансформаторе, накладываясь на эти факторы, приводит, как правило, к заметному росту концентрации одного или нескольких газов.
    
    5.3. Для бездефектных трансформаторов концентрации газов за срок службы не должны превысить граничных значений (см. табл. 1).
    
    
    5.4. Абсолютная скорость нарастания  i-го газа определяется по формуле


,     (5)

    
    где А, А- два последовательных измерения концентрации i-го газа (% об.);
    
    Т- периодичность диагностики -  промежуток времени между двумя последовательными отборами проб масла для измерения концентрации газов (мес.).
    
    
    5.5. Относительная скорость нарастания i-го газа определяется по формуле


V=· 100 (% в мес).         (6)

    
    
    5.6. Степень опасности развития дефекта устанавливается по относительной скорости нарастания газа.
    
    Если относительная скорость нарастания газов превышает 10% в месяц, то это указывает на наличие развивающегося дефекта в трансформаторе.
    

    

6. ПЕРИОДИЧНОСТЬ КОНТРОЛЯ

    
    
    6.1. Периодичность диагностики определяется динамикой изменения концентраций газов и продолжительностью развития повреждения.
    
    6.2. Все дефекты в зависимости от продолжительности развития повреждения можно подразделить на:
    
    6.2.1. Мгновенно развивающиеся дефекты - это повреждения, продолжительность развития которых имеет порядок от долей секунды до минут (например, короткое замыкание между обмотками или пробой изоляции под воздействием  перенапряжений).
    
    6.2.2. Быстро развивающиеся дефекты - это повреждения, продолжительность развития которых имеет порядок от часов до недель (например, ползущий разряд в завершающей стадии).
    
    6.2.3. Медленно развивающиеся дефекты - это повреждения, продолжительность развития которых имеет порядок от месяцев до нескольких лет (например, повышенный нагрев конструктивных элементов или повышенный уровень частичных разрядов).
    
    
    6.3. По результатам АРГ можно выявлять быстро и медленно развивающиеся дефекты. При этом следует  иметь в виду, что быстро развивающиеся дефекты могут быть выявлены только при непрерывном контроле растворенных в масле газов с применением автоматизированных устройств АРГ*.
____________________________
    * Применение таких устройств должно быть экономически обосновано и, по-видимому, целесообразно для установки на уникальном оборудовании.
    
    
    6.4. Медленно развивающиеся дефекты могут быть выявлены при дискретном проведении АРГ с периодичностью Т= 6 мес. При этом после выявления дефекта (А или U> 10% в мес.) необходимо выполнить два-три повторных анализа растворенных газов для уточнения вида и характера дефекта и принятия решения о дальнейшей эксплуатации трансформатора и (или) выводе его из работы. Минимальное время повторного отбора пробы масла () для проведения анализа можно рассчитать по формуле
    

, (7)

    
    где - коэффициент кратности последовательных измерений (можно принимать =5);
    
    М - пороговая чувствительность определения i-го газа по принятой методике АРГ (% об.);
    
    U - скорость нарастания i-го газа в соответствии с п. 5.4 (% об/мес.).
    
    На рис. 2 приведена зависимость от скорости нарастания газов для значения = 5.



Рис. 2. Зависимость минимальной периодичности диагностики от скорости нарастания газов в масле

    

    
7. ДЕФЕКТЫ, ОБНАРУЖИВАЕМЫЕ В ТРАНСФОРМАТОРАХ С ПОМОЩЬЮ АРГ

    
    
    С помощью АРГ в трансформаторах можно обнаружить три группы дефектов.
    
     7.1. Группа 1. Перегревы токоведущих соединений и элементов конструкции остова. Основные газы: или в случае перегрева масла, вызванного дуговым разрядом. Характерные газы: , С и С. Если дефектом затронута твердая изоляция, то заметно возрастают концентрации СО и СО.
    
    7.1.1. Перегрев токоведущих соединений может определяться нагревом и выгоранием контактов переключающих устройств; ослаблением и нагревом места крепления электростатического экрана; обрывом электростатического экрана; ослаблением винтов компенсаторов отводов НН; ослаблением и нагревом контактных соединений отвода НН и шпильки проходного изолятора; лопнувшей  пайкой элементов  обмотки; замыканием  параллельных  и элементарных проводников обмотки и др.
    
    7.1.2. Перегрев металлических элементов конструкции остова может определяться: неудовлетворительной изоляцией листов электротехнической стали;  нарушением изоляции стяжных шпилек или накладок, ярмовых балок с образованием кЗ контура; общим   нагревом и недопустимыми местными нагревами от  магнитных полей рассеяния в ярмовых балках, бандажах,  прессующих кольцах и винтах; неправильным заземлением магнитопровода; нарушением изоляции амортизаторов и шипов поддона реактора, домкратов и прессующих колец при распрессовке и др.
    
    7.2. Группа 2. Дефекты твердой изоляции могут быть вызваны перегревом и электрическими разрядами.
    
    7.2.1. При перегреве твердой изоляции основными газами являются СО и СО и их отношение  (СО/СО), как правило, больше 13; характерными газами с  малым содержанием являются , , и ; , как правило, отсутствует.
    
    Для того чтобы отделить старение масла от дефектов твердой изоляции, необходимо учитывать рекомендации  п. 4.3. и произвести сокращенный химический анализ.
    
    7.2.2. При разрядах в твердой изоляции (ползущий разряд) основными газами являются и , а характерными газами любого содержания - и . При этом отношение СО/СО, как правило, меньше 5.
    
    7.3. Группа 3. Электрические разряды в масле определяются частичными разрядами, искровыми и дуговыми разрядами.
    
    7.3.1. При частичных разрядах основным газом является ; характерными газами с малым содержанием - и .
    
    7.3.2. При искровом и дуговом разрядах основными газами являются и ; характерными газами с любым содержанием - и .
    
    7.4. После выявления дефекта и его подтверждения не менее, чем двумя-тремя последующими измерениями следует планировать вывод трансформатора из работы прежде всего с дефектами группы 2.
    
    7.5. Чем раньше выведен из работы трансформатор с развивающимся дефектом, тем меньше  риск его аварийного повреждения и меньше объем ремонтных работ.
    
    7.6. Если по результатам диагностики трансформатор должен быть выведен из работы, но по объективным причинам это невозможно осуществить (по распоряжению руководства системы с учетом требований завода-изготовителя), трансформатор остается включенным и его следует оставить на контроле с учащенным отбором проб масла и проводить АРГ с ранее принятой периодичностью ().
    
    

8. ДИАГНОСТИКА ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО СОСТОЯНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПО РЕЗУЛЬТАТАМ АРГ

    
    
    8.1. Периодичность проведения АРГ для нормально работающих трансформаторов устанавливается один раз в 6  мес.
    
    8.2. Для вновь вводимых в  работу трансформаторов или прошедших капитальный ремонт с полным или частичным сливом масла анализ проводится перед вводом в эксплуатацию, в течение первых 3 сут. работы, через неделю,  две недели, месяц, 3 мес., 6 мес. и далее  через каждые  6 мес.
    
    8.3. Для трансформаторов с предполагаемым дефектом  периодичность отбора проб масла устанавливается в каждом конкретном случае, исходя из состава и концентрации газов, скорости их нарастания согласно п. 6.4.
    
    8.4. Если в результате анализа Аи V <10% в месяц, то нет данных, указывающих на наличие развивающегося дефекта в этом трансформаторе; контроль газов производится по графику один раз в 6 мес.
    
    8.5. Если в  результате анализа А, но V >10%   в месяц, то трансформатор следует взять под учащенный контроль с периодичностью АРГ, определенной  по п. 6.4.
    
    8.6. Если в результате анализа Аи  V <10% в месяц, провести повторный отбор пробы масла и анализ по АРГ для подтверждения результатов измерения  и соответственно:
    
    8.6.1. Проанализировать условия предшествующей эксплуатации с учетом факторов, влияющих на концентрации газов (см. п. 2.4.).
    
    8.6.2. По составу газов (см. п. 2.2) и по отношениям пар газов (см. пп. 4.1 и 4.2)  установить вид и характер дефекта.
    
    8.6.3. Определить периодичность следующего отбора пробы масла (см п. 6.4) и провести АРГ.
    
    8.6.4. Если в результате выполнения операций по п. 8.6.3 скорость V растет, то трансформатор  оставить на учащенном контроле с периодичностью АРГ, определяемой по п. 6.4.
    
    8.6.5. Если  в результате выполнения операций по п. 8.6.3 А, то с учетом п. 8.6.1 вновь определить вид и характер дефекта (см. пп. 2.2, 4.1 и 4.2).
    
    8.6.6. Сравнить вид и характер дефекта с определенным по п. 8.6.2 и если они не совпали,  то прогнозировать вид и характер дефекта по последнему измерению.
    
    8.6.7. Если А  и скорость нарастания V продолжает увеличиваться (быстро развивающийся дефект) и становится больше 10% в месяц, следует планировать вывод   трансформатора из работы с учетом рекомендаций разд. 7.
    
    8.6.8. Если А, а скорость нарастания остается постоянной, то для выяснения (наличия очага повреждения проводится дегазация масла. Если во время дальнейших  анализов, проведенных после дегазации масла с периодичностью 3-5 дн., значения концентрации газов не увеличиваются, то это свидетельствует об отсутствии очага повреждения и такой трансформатор снимается с контроля и дальнейшая периодичность отбора проб масла устанавливается один раз в 6 мес.
    
    Если же после проведения дегазации масла вновь повышается содержание газов разложения при повторных АРГ, следует планировать вывод трансформатора из работы.
    
    8.6.9. Если А, V  остается постоянной, но больше 10% в месяц или концентрации газов неизменны, или начинают уменьшаться, то следует проверить влияние эксплуатационных факторов согласно п.2.4 и при их отсутствии можно предположить, что дефект развивается "вглубь" (выгорание контактов переключающих устройств, листов магнитопровода металлических шпилек и т.д.). В этом случае следует планировать вывод трансформатора из работы с учетом рекомендаций разд. 7.
    
    8.6.10. Если  А,    но при дальнейших учащенных отборах проб масла и проведении АРГ обнаруживается устойчивая тенденция к уменьшению концентраций (например, была произведена доливка старым маслом, не прошедшим дегазацию), то  при Атакой трансформатор снимается с учащенного контроля и для него устанавливается периодичность проведения АРГ один раз в 6 мес.
    
    8.7. Для трансформаторов с РПН, учитывая особенности  их конструктивного выполнения, рекомендуется:
    
    8.7.1. Для РПН в навесных  баках  в целях определения  возможного  перетока газов вследствие нарушения герметичности между баками контактора и трансформатора необходимо отобрать пробу масла из баков контактора и трансформатора.
    
    8.7.2. Если измеренные концентрации одного или нескольких газов в обеих пробах масла одинаковые, это указывает на переток газов.
    
    8.7.3. В этом случае следует проверить состояние контактов контактора и  состояние уплотнения между баками контактора и трансформатора. Если выявлен дефект, его следует устранить.
    
    8.7.4. Для РПН погружного типа может быть три вида дефектов: переток из бака контактора в бак трансформатора (это имеет место в самом баке трансформатора);
    
    переток в расширителе по уровню масла;
    
    переток газовой фазы по надмасляному пространству, если перегородка в общем расширителе выполнена не до самого верха.
    
    8.7.5. Для РПН погружного типа отборы проб в целях выявления перетока следует производить из масла в баке трансформатора и из масла в расширителе трансформатора.
    
    8.7.6. Если концентрации газов в пробе масла из бака трансформатора выше, чем в пробе масла из расширителя, то диагностика выполняется в соответствии  с п. 8.6.
    
    8.7.7. Если концентрации газов в пробе масла из расширителя и в пробе масла из бака трансформатора примерно одинаковые, то имеет место переток газов из расширителя контактора, а оттуда в бак трансформатора, который следует устранить при очередном ремонте.
    
    8.8. При срабатывании газового реле на сигнал или на отключение для диагностики возможного дефекта следует:
    
    8.8.1. Отобрать пробу газа из газового реле (свободный газ) и одновременно пробу масла из бака трансформатора.
    
    8.8.2.  Определить концентрации газов отдельно в каждой из отобранных проб (А  и А).
    
    8.8.3. По полученным концентрациям газов, растворенных в масле из бака трансформатора, рассчитать концентрации этих же газов, соответствующих равновесному  состоянию с газовой фазой, по формуле
    

,  (8)

    
    где А - концентрация i-го газа  в равновесии с газовой фазой, (% об.);
    
     А - концентрация i-го газа в масле из бака трансформатора, (% об.);
    
    К - коэффициент растворимости i-го газа в масле, принимается по табл. 5.
    
    8.8.4. Сравнить концентрации свободного газа (А) с расчетным значением А и соответственно:
    
    8.8.4.1. Если концентрация Апримерно равны А, это свидетельствует  о медленно развивающемся дефекте, достигшем опасной стадии развития. Вид и характер дефекта может быть установлен в соответствии с настоящими Методическими указаниями по составу газов в масле.
    
    Трансформатор должен быть выведен из работы для устранения дефекта.
    

Таблица 5

    
ЗНАЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ РАСТВОРИМОСТИ (К) ГАЗОВ В МАСЛЕ
(ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ 20 °С И ДАВЛЕНИИ 760 ММ РТ.СТ.)



Наименование газа

К

Наименование газа

К

Водород

0,05

Окись углерода

0,09

Метан

0,4

Двуокись углерода

1,0

Ацетилен

1,1

Кислород

0,16

Этилен

1,5

Азот

0,09

Этан

2,4

 

 

    
    
    8.8.4.2. Если концентрации А значительно больше, чем А, это свидетельствует о быстро развивающемся дефекте, как правило, электрического вида. Обычно такие дефекты характеризуются высокими концентрациями и в пробе газа из газового реле. В этом случае трансформатор требуется немедленно вывести из работы для устранения дефекта.
    
    8.8.4.3. Если в пробах масла из бака трансформатора и из газового реле обнаружены только О и  N или О  и   N  в сочетании с незначительными концентрациями других газов, характерных для старения масла (С, Н, СО и СО), то следует определить соотношения О   и N. При соотношении О   и  N   для пробы из газового реле в пределах 1:20 1:60 (в пробе масла 1:81:10) имеет место "поднос" воздуха в результате нарушения герметичности в системе охлаждения ДЙЦ. При соотношении О и N 1:4 и абсолютном содержании О20% и N80% и отсутствии других газов в газовом реле можно считать, что имело место ложное срабатывание газового реле.
    
    8.9. Во всех случаях при решении вопроса о дальнейшей эксплуатации трансформатора, в котором подозревается наличие того или иного дефекта, следует учитывать:
    
    возможность появления характерных газов, не связанных с дефектом трансформатора (например, неисправности в системе охлаждения, повреждения системы защиты масла и т.п.);
    
    особенности эксплуатации трансформатора;
    
    рекомендации завода-изготовителя.
    
    Пример диагностики эксплуатационного состояния трансформатора приведен в приложении 2.
    
    

Приложение 1

         
ПРИМЕРЫ ВЛИЯНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ФАКТОРОВ
НА РЕЗУЛЬТАТЫ АРГ

    
    
    Приведены случаи появления в трансформаторном масле газов разложения, которые к дефектам активных частей отнести нельзя. Недостаточно внимательное интерпретирование результатов АРГ может привести к необоснованному выводу оборудования из работы и тем самым к серьезному экономическому ущербу в особенности, когда речь идет о мощном или диспетчерски ответственном трансформаторе.
    
    1. В случае перегрузки или перенапряжения увеличиваются, как правило, в два и более раза концентрации СО и СО по сравнению с граничными значениями, например, вследствие отказа или неправильной работы разрядников, выключателей, грозовых и коммутационных перенапряжений, перекоса фаз,  короткого замыкания в электрически связанной сети и т.д. За таким трансформатором необходимо проследить. Если причина роста концентраций относится к вышеупомянутым случаям, то через 1-2 мес. концентрации вернутся к исходным; если же они будут увеличиваться или тем более появятся другие углеводородные газы, то причиной этого может быть развивающееся повреждение, интерпретация  которого будет зависеть от состава газов и их соотношений.
    
    2. В случае отказа системы охлаждения происходит активное газовыделение с превалированием этана над всеми остальными газами и резким ростом содержания СО. активное газовыделение
    
    3. При сгорании двигателя обдува может появиться весь состав газов, включая ацетилен. Одним из косвенных подтверждений этого дефекта может быть резкий рост их концентраций с последующим быстрым убыванием в случае трансформатора со свободным дыханием и стабилизаций этих концентраций у трансформатора с азотной и пленочной защитой.
    
    4. Одной из причин появления газов в масле может быть предшествующее повреждение. Если при этом масло после аварии долго находилось в трансформаторе, то целлюлозная изоляция могла абсорбировать  значительное количество газов разложения. После устранения повреждения и смены масла при включении в работу из пор целлюлозной  изоляции в масло будут выделяться ранее поглощенные газы, состав которых будет соответствовать предшествующему повреждению (кроме Н, которого, как правило, при этом не бывает, так как он быстро улетучивается). Этот процесс зависит от нагрузки трансформатора.  Если нагрузка незначительна, то газы активно выделяются в масло, а затем либо сравнительно быстро исчезают у трансформаторов со свободным дыханием, либо стабилизируются у трансформаторов с азотной и пленочной защитой.
    
    При незначительной нагрузке выделение газов  может начаться не сразу после  включения, а примерно через месяц, и нарастание концентраций может продолжаться до 2-3 мес. и лишь после этого начнет убывать. В этом случае требуется особое внимание, чтобы не вывести в ремонт трансформатор без фактических показателей к этому.
    
    5. Появление газов разложения жидкой и твердой изоляции, наблюдаемое после доливки масла, также должно нацелить на тщательную проверку масла, которое доливалось в трансформатор, так как доливка масла из поврежденного трансформатора может создать иллюзию возникновения  повреждения.
    
    Если подтвердится, что в доливаемом масле были растворены газы, трансформатор должен быть все равно взят под учащенный контроль, чтобы убедиться, что концентрации газов убывают или хотя бы не  нарастают, так как возможно случайное наложение двух факторов: доливка плохим маслом и возникновение дефекта. Только отсутствие роста концентраций газов позволяет считать причиной их появления доливку маслом из аварийного трансформатора.
    
    6. Как правило, заливаемое масло в трансформатор проходит обработку через цеолитовую установку, снабженную ленточным подогревателем. При сгорании одного из элементов подогревателя или нарушении режима подогрева масло, находящееся в этот момент в контакте с ним, перегревается с выделением газов, характерных для температуры, при которой произошел перегрев. Этот дефект легко устанавливается проверкой масла из трансформатора на газосодержание непосредственно перед включением его в работу. Поэтому это измерение должно быть проведено обязательно.
    
    Если есть основание подозревать, что причина появления в масле газов разложения вызвана эксплуатационными факторами, самым эффективным способом уточнения этой причины является дегазация масла с помощью передвижной установки.
    
    Если причина была установлена правильно, то выделения газов после дегазации не будет.  В противном случае в  трансформаторе имеется очаг повреждения.
    

    

Приложение 2

         
ПРИМЕР ДИАГНОСТИКИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО СОСТОЯНИЯ
ТРАНСФОРМАТОРА



    В трансформаторе ТДЦГ-400000/330 при очередном анализе по графику были зарегистрированы следующие концентрации газов (% об.):
    
    1-й анализ - СО= 0,17; СО = 0,03; С Н= 0,0045; СН= 0,005; СН отсутствует; СН = 0,002; Н = 0,008. Так как концентрации каждого из газов не превышают граничные значения (А< ), следующий анализ был проведен через 6 мес. и дал следующие результаты:
    
    2-й анализ - СО= 0,16; СО = 0,02; С Н= 0,017; СН= 0,05; СН= 0,003; СН = 0,0048; Н = 0,0075.
    
    Согласно п.8.6 проводим диагностику:
    
(по табл. 3). Рассчитаем относительные скорости нарастания углеводородных газов по (6)     
    



    





____________________
    * Текст документа соответствует оригиналу. Примечание .


    Высокие концентрации и относительные скорости нарастания метана и этилена позволяют предположить наличие быстроразвивающегося дефекта термического характера, а появление ацетилена указывает на высокую температуру в месте повреждения.
    
    Для подтверждения результатов следующий анализ провели через 6 дн. и получили следующие результаты:
    
    3-й анализ - СО= 0,15; СО = 0,02; С Н= 0,016; СН= 0,048; СН= 0,003; СН = 0,0047; Н = 0,01.
    
    Анализ условий эксплуатации за предшествующий период показал, что факторы, которые могли бы вызвать рост концентрации газов, отсутствуют.
    
    По составу газов определим вид и характер дефекта (см. п. 2.2).
    
    Основной газ - этилен, характерные газы высокой концентрации ацетилен и метан, характерный газ низкой концентрации этан и водород. Следовательно, по табл. 1 прогнозируем высокотемпературный нагрев с температурой выше 700 °С.
    
    По отношениям пар (см. п. 4.1) определим вид дефекта.
    
    По 2-му анализу имеем:


=


Прогнозируется
перегрев масла

=

 

СО =0,02<0,03.

 

    
    По (4) температура нагрева равна
    
    Т=320 lg + 530 = 320 lg 10,4 + 530 = 850 °C
     
    
    По табл. 4 определим характер дефекта:
    
      

= 0,06<0,1;


Прогнозируется нагрев с температурой выше
700 °С

= 2,26>1;

 

= 10,4 >3.

 


     На основании полученных данных прогнозируем перегрев масла с температурой выше 700 °С. Так как  , то делаем вывод, что повреждение не затрагивает твердую  изоляцию и относится к группе 1 (см. п. 7.1).
    
    Рассчитаем новые относительные скорости нарастания углеводородных газов за период диагностики 6 дн.
    
    












    Факторы, вызывающие уменьшение концентрации газов, в данном случае отсутствовали. Следовательно, по отрицательным значениям относительных скоростей углеводородных газов  и уменьшению их концентраций можно предположить, что дефект развивается “вглубь”, т.е. связан с выгоранием металла. Высокая концентрация ацетилена и скорость роста водорода указывают на наличие разрядов большой мощности, что еще раз подтверждает заключение о необходимости вывода трансформатора из работы. Однако трансформатор был оставлен в работе еще на несколько дней.
    
    Определим минимальную периодичность следующего отбора проб масла по (7).
    
    Для этого рассчитаем значения абсолютных скоростей нарастания каждого газа
    
    








    Так как пороговая чувствительность (М) для метана, этилена, этана и водорода одинакова и равна 5·10% об., а расчетная абсолютная скорость нарастания выше у водорода, то Т определяется по водороду
    
    

Т

    
    Фактически следующий отбор пробы масла и АРГ был проведен через 7 дн. и получены следующие концентрации газов:
    
    4-й анализ - СО= 0,15; СО = 0,02; СН= 0,018; СН= 0,051; СН= 0,0035; СН = 0,0053; Н = 0,01.
    
    Анализ полученных данных АРГ еще раз подтвердил установленный ранее диагноз и заключение о выводе трансформатора из работы.
    
    При ремонте в данном трансформаторе было обнаружено выгорание меди отвода обмотки 330 кВ, что соответствует дефекту группы 1 (см. п. 7.1.1) и подтверждает результаты диагностики.
         
    
    
    Текст документа сверен по:
    официальное издание
    Госэнергонадзор -
    М.: АОЗТ "Энергосервис", 1995
        

  отправить на печать

Личный кабинет:

доступно после авторизации

Календарь налогоплательщика:

ПнВтСрЧтПтСбВс
01
02 03 04 05 06 07 08
09 10 11 12 13 14 15
16 17 18 19 20 21 22
23 24 25 26 27 28 29
30 31

Заказать прокат автомобилей в Краснодаре со скидкой 15% можно через сайт нашего партнера – компанию Автодар. http://www.avtodar.ru/

RuFox.ru - голосования онлайн
добавить голосование