Инструкция по техническому обслуживанию и ремонту оборудования тяговых подстанций электрифицированных железных дорог

(утв. МПС РФ 14.03.2003 № ЦЭ-936)

ИНСТРУКЦИЯ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ОБОРУДОВАНИЯ ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ ЭЛЕКТРИФИЦИРОВАННЫХ ЖЕЛЕЗНЫХ ДОРОГ

I. Общие положения

1.1. Настоящая Инструкция устанавливает порядок выполнения работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и аппаратуры, используемых в устройствах тягового электроснабжения электрифицированных железных дорог, и распространяется на действующие стационарные, передвижные и резервные электроустановки с первичным питающим напряжением до 220 кВ включительно.

Настоящая Инструкция устанавливает виды, объемы, нормы, периодичность технического обслуживания (ТО) и ремонта оборудования электроустановок.

При отсутствии в настоящей Инструкции требований о периодичности и объемах ТО или норм на испытания электрооборудования следует руководствоваться указаниями завода-изготовителя, а по окончании гарантийного срока эксплуатации электрооборудования — письменными распоряжениями ответственного за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги.

1.2. Лица, ответственные за эксплуатацию электроустановки, границы обслуживания и ответственности между персоналом тяговой подстанции (ЭЧЭ), ремонтно-ревизионного участка (РРУ), района контактной сети (ЭЧК), района электроснабжения (ЭЧС) при эксплуатации электроустановок устанавливаются и утверждаются начальником дистанции электроснабжения железной дороги. Обязанности лиц, ответственных за электрохозяйство, устанавливаются должностными инструкциями, которые должны соответствовать положениям Правил эксплуатации электроустановок потребителей, утвержденных Главгосэнергонадзором России 31 марта 1992 года.

1.3. На каждой электроустановке должна быть техническая документация, предусмотренная положениями главы 1.8 Правил эксплуатации электроустановок потребителей.

1.4. Оперативное техническое обслуживание тяговых подстанций осуществляется в соответствии с Инструкцией по оперативному обслуживанию тяговых подстанций электрифицированных железных дорог, утвержденной МПС СССР 18 ноября 1991 г. № ЦЭ-4874.

Порядок оперативного технического обслуживания тяговых подстанций без дежурного персонала, линейных устройств, постов секционирования (ПС), пунктов параллельного соединения (ППС), автотрансформаторных пунктов питания (АТП), пунктов подготовки к рейсу пассажирских поездов (ППП), передвижных установок устанавливается локальными инструкциями дистанций электроснабжения железных дорог, утверждаемыми начальником дистанции электроснабжения железной дороги.

1.5. При техническом обслуживании тяговых подстанций без дежурного персонала основными методами контроля технического состояния электроустановки являются осмотры и опробование коммутационной аппаратуры и резервного оборудования, периодичность которых устанавливается начальником службы электроснабжения железной дороги.

1.6. Каждая электроустановка должна быть укомплектована противопожарным оборудованием и средствами защиты, необходимыми приспособлениями для безопасного выполнения работ и средствами для оказания первой доврачебной медицинской помощи. Перечень защитных средств для каждой электроустановки установлен Инструкцией по технике безопасности при эксплуатации тяговых подстанций и пунктов электропитания и секционирования электрифицированных железных дорог, утвержденной МПС России 17 октября 1996 г. № ЦЭ-402.

1.7 Распределительные устройства напряжением выше 1000 В должны быть оборудованы:

блокировкой от ошибочных действий персонала при операциях с разъединителями, отделителями, заземляющими ножами, выкатными тележками комплектных распределительных устройств (РУ);

блокировкой ограждений, лестниц, дверей от несанкционированного доступа персонала к токоведущим частям, находящимся под напряжением.

Электромагнитные блокировочные устройства должны быть постоянно опломбированы.

1.8. Электромагнитные и механические блокировки должны быть приняты в эксплуатацию комиссией дистанции электроснабжения железной дороги под председательством главного инженера дистанции электроснабжения железной дороги и ежегодно проверяться при проведении технической ревизии. Порядок действий оперативного персонала при неисправностях электромагнитных блокировок предусмотрен Инструкцией по технике безопасности при эксплуатации тяговых подстанций и пунктов электропитания и секционирования электрифицированных железных дорог и Инструкцией по оперативному обслуживанию тяговых подстанций электрифицированных железных дорог, а механических блокировок — локальными инструкциями.

1.9. Здания тяговых подстанций и закрытых распределительных устройств должны быть оборудованы противопожарной и охранной сигнализацией.

1.10. Эксплуатация фундаментов, опор, металлоконструкций, прожекторных мачт на тяговых подстанциях и линейных электроустановках осуществляется в порядке, установленном МПС России.

1.11. Приемка в эксплуатацию электроустановок осуществляется в соответствии с требованиями главы 1.3 Правил эксплуатации электроустановок потребителей и Правил устройства электроустановок.

1.12. При эксплуатации тягового электроснабжения должны приниматься меры для предупреждения или ограничения прямого или косвенного воздействия на окружающую среду выбросов загрязняющих веществ в окружающую атмосферу и сбросов сточных вод, трансформаторного масла в водные объекты, снижения звукового давления.

1.13 Техническое обслуживание и виды ремонта электроустановок.

1.13.1 Настоящая Инструкция регламентирует следующие виды технического обслуживания и ремонта:

осмотр;

ремонт по техническому состоянию;

текущий ремонт;

межремонтные испытания;

капитальный ремонт.

ТО устройств релейной защиты, автоматики и телемеханики осуществляется в соответствии с разделами 7 и 8 настоящей Инструкции.

1.13.2. Для каждой электроустановки должен быть составлен годовой график планово-предупредительного ремонта (ППР), утверждаемый ответственным за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги, с указанием всех работ независимо от исполнителя, предусматривающий все необходимые виды ТО и текущего ремонта (ТР), в соответствии с требованиями нормативно-технической документации.

На основании этого графика ответственные за электрохозяйство подразделений дистанции электроснабжения железной дороги составляют месячные планы работ и утверждают их у начальника дистанции электроснабжения железной дороги или его заместителя.

1.13.3. Изменение периодичности ТО и ТР, установленной настоящей Инструкцией, ответственный за электрохозяйство дистанции электроснабжения может провести по согласованию со службой электроснабжения железной дороги при соответствующем техническом обосновании и при:

отсутствии отрицательной динамики результатов испытаний, измерений, в сравнении с предыдущими результатами испытаний, измерений после капитального ремонта;

для тяговых подстанций слабозагруженных участков, небольшом ежемесячном количестве отключений выключателей, отсутствием загрязнения;

учете срока эксплуатации и состояния оборудования, в том числе после капитального ремонта.

1.13.4. Результаты всех работ по ТО и ТР оформляются протоколами, в которых должны быть отражены все результаты измерений и испытаний, предусмотренные настоящей Инструкцией и нормами испытания электрооборудования и аппаратов электроустановок потребителей, приведенными в приложении 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей.

1.13.5. При неудовлетворительных результатах испытаний, измерений ответственный за электрохозяйство подразделения дистанции электроснабжения или ответственный за электрохозяйство дистанции электроснабжения устанавливает исполнителей и сроки выполнения ремонта неисправного оборудования.

1.13.6. Осмотры без отключения электроустановок планируются в составе ППР как самостоятельная составная часть ТО. Результаты осмотра записываются в книгу осмотров и неисправностей.

Сроки устранения замечаний устанавливаются ответственным за электрохозяйство подразделения дистанции электроснабжения железной дороги с учетом сроков ремонта оборудования.

1.13.7. Ремонт оборудования по техническому состоянию выполняется в случае выявленных при осмотрах неисправностей, угрожающих нормальной работе оборудования, после отказов в работе оборудования и устройств релейной защиты и автоматики (РЗА), повреждениях оборудования аварийными токами, атмосферными и коммутационными воздействиями, а также при выработке установленного механического и коммутационного ресурса.

1.13.8. ТР путем чистки, проверки, замены или ремонта быстроизнашиваемых частей обеспечивает поддержание оборудования в работоспособном состоянии в период до очередного планового ремонта.

1.13.9. Межремонтные испытания выявляют скрытые дефекты оборудования в период между двумя капитальными ремонтами.

1.13.10. Основное электрооборудование, прошедшее капитальный ремонт, подлежит испытаниям под нагрузкой в течение 24 часов. При обнаружении дефектов капитальный ремонт не считается законченным до их устранения и вторичной проверки под нагрузкой также в течение 24 часов.

1.13.11. Изменения в схемах первичной и вторичной коммутации понизительных и тяговых трансформаторов, фидеров контактной сети постоянного и переменного тока допускаются только с разрешения начальника службы электроснабжения железной дороги, на остальных присоединениях — с разрешения начальника дистанции электроснабжения или ответственного за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги.

1.14. Изменения однолинейных схем, сделанные при ремонтах и модернизации оборудования, заносятся в паспорт тяговой подстанции. Изменения, внесенные в схемы вторичной коммутации релейной защиты, управления и автоматики, отражаются во всех экземплярах принципиальных и монтажных схем, при этом делается запись в журнале релейной защиты подстанции и информируется начальник и обслуживающий персонал подстанции.

1.15. При повреждении или отказах в работе оборудования проводится расследование с составлением акта о повреждении на тяговой подстанции. Лицо, ответственное за эксплуатацию электроустановки подразделения дистанции электроснабжения железной дороги, в трехдневный срок составляет акт повреждения и передает его в дистанцию электроснабжения. После разбора обстоятельств повреждения, анализа правильности работы устройств РЗА, автоматики, действий оперативного персонала, определения виновных лиц, разработки мер по недопущению подобных повреждений материалы вместе с актом направляют в службу электроснабжения железной дороги.

Классификация повреждений проводится в порядке, установленном МПС России.

1.16. ТО и ремонт оборудования, находящегося на консервации в резерве, не введенного или выведенного из работы, проводится в объемах и в сроки, установленные ответственным за электрохозяйство дистанции электроснабжения.

1.17. Для коммутационного оборудования, устройств РЗА и телемеханики ответственный за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги устанавливает периодичность опробования их работы с учетом отключений от защит или оперативных переключений.

II. Выполнение работ по техническому обслуживанию и ремонту электрических распределительных устройств напряжением выше 1000 В

2.1 Распределительные устройства

При осмотрах распределительных устройств (РУ) и подстанций проверяются:

соответствие собранной схемы нормально установленной для каждого РУ;

состояние помещений РУ электроустановок, исправность окон и дверей, отсутствие течей в кровле и междуэтажных перекрытиях, наличие и исправность замков;

исправность отопления, вентиляции, освещения помещений РУ и сети заземления электрооборудования;

состояние кабельных каналов;

состояние оборудования, ошиновки, контактных соединений, кабельных муфт;

состояние изоляции (запыленность, наличие трещин, разрядов);

уровень, температура и давление масла, отсутствие течи в аппаратах;

отсутствие течи в конденсаторах сглаживающих и компенсирующих устройств;

наличие пломб у счетчиков и реле;

исправность системы общеподстанционной и охранной сигнализации;

наличие и состояние средств пожаротушения.

Осмотры РУ проводятся в сроки, установленные в Приложении № 1 к настоящей Инструкции.

2.2 Сборные и соединительные шины

2.2.1 При осмотре сборных и соединительных шин проверяются:

общее состояние шин;

положение сигнализатора превышения температуры в контактных соединениях.

2.2.2. Ремонт сборных и соединительных шин по техническому состоянию проводится при обнаружении повреждений.

2.2.3. ТР сборных и соединительных шин проводится по мере необходимости.

При ТР выполняются:

удаление пыли;

контроль затяжки болтов контактных соединений и в узлах крепления;

проверка и восстановление термопленочных индикаторов;

устранение обнаруженных дефектов и неисправностей.

2.2.4 При межремонтных испытаниях сборных и соединительных шин проводятся:

проверка нагрева болтовых контактных соединений сборных и соединительных шин закрытых распределительных устройств;

измерение переходного сопротивления болтовых контактных соединений.

2.2.5. Объем капитального ремонта сборных и соединительных шин определяется состоянием объектов и результатами испытаний.

После капитального ремонта, кроме проверки нагрева и измерения переходного сопротивления болтовых контактных соединений, выполняется проверка качества выполнения болтовых, сварных и опрессованных контактных соединений.

2.2.6. Проверка нагрева болтовых контактных соединений проводится при наибольшем токе нагрузки с помощью стационарных или переносных термоиндикаторов и средств инфракрасной техники.

2.2.7. Измерение переходного сопротивления болтовых контактных соединений проводится у шин на ток 1000 А и более, за которыми не установлен термоиндикаторный контроль, а также у контактных соединений открытых РУ напряжением 35 кВ и выше. Сопротивление участка шин в месте контактного соединения не должно превышать сопротивление участка шин такой же длины и сечения более чем в 1,2 раза.

2.2.8. Контактные опрессованные соединения не должны иметь трещин, несимметричного расположения стального стержня.

Швы сварных соединений жестких шин не должны иметь трещин, прожогов, кратеров, непроваров длиной более 10% длины шва.

2.3 Подвесные и опорные изоляторы

2.3.1 При осмотрах подвесных и опорных изоляторов проверяется:

состояние изоляторов (наличие сколов, трещин, следов перекрытий, разрядов).

2.3.2. Ремонт по техническому состоянию подвесных и опорных изоляторов проводится при обнаружении повреждений.

2.3.3. ТР подвесных и опорных изоляторов проводится по мере необходимости.

При ТР выполняются:

удаление пыли с поверхности изоляторов;

очистка загрязненных изоляторов;

проверка исправности узлов крепления;

проверка отсутствия сколов и трещин фарфора изоляторов;

состояние армировки изоляторов;

устранение мелких дефектов и неисправностей (восстановление эмалевых покрытий, цементных швов).

2.3.4 При межремонтных испытаниях подвесных и опорных изоляторов проводятся:

измерение сопротивления изоляции подвесных и опорных многоэлементных изоляторов;

испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

а) одноэлементных опорных изоляторов;

б) многоэлементных опорных изоляторов;

контроль многоэлементных изоляторов с помощью измерительной штанги или других средств диагностики.

2.3.5. Объем капитального ремонта подвесных и опорных изоляторов определяется состоянием объектов и результатами испытаний.

После капитального ремонта проводятся испытания согласно подпункту 2.3.4 настоящей Инструкции.

2.3.6. Измерение сопротивления изоляции изоляторов проводится мегомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление каждого подвесного изолятора или каждого элемента многоэлементного изолятора должно быть не менее 300 МОм.

2.3.7. Испытание изоляторов мегомметром и с помощью измерительной штанги должно проводиться при положительной температуре окружающего воздуха.

2.3.8. Вновь устанавливаемые многоэлементные и подвесные изоляторы должны испытываться повышенным напряжением 50 кВ, прикладываемым к каждому элементу изолятора.

2.3.9. Испытания изоляторов повышенным напряжением промышленной частоты проводятся в течение одной минуты.

2.3.10. Нормы испытательного напряжения промышленной частоты, распределения напряжения на элементах многоэлементных опорных изоляторов и изоляторах гирлянд приведены в таблицах 18, 19 и 20 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей.

2.4 Вводы и проходные изоляторы

2.4.1 При осмотре вводов и проходных изоляторов проверяется:

отсутствие механических повреждений;

отсутствие искрений и потрескиваний;

уровень и давление масла в маслонаполненных вводах;

отсутствие течей масла;

цвет индикаторного силикагеля.

2.4.2. Ремонт по техническому состоянию вводов и проходных изоляторов проводится при обнаружении повреждений.

2.4.3 При ТР вводов и проходных изоляторов выполняются:

проверка состояния армировки;

очистка поверхности фарфора от пыли;

проверка уплотнений и отсутствие течей масла;

проверка контактных соединений;

проверка давления в герметичных вводах;

доливка трансформаторного масла;

проверка цвета силикагеля в воздухоосушителе;

устранение мелких дефектов и неисправностей.

2.4.4 При межремонтных испытаниях вводов и проходных изоляторов проводятся:

измерение сопротивления изоляции;

измерение тангенса угла диэлектрических потерь tg дельта;

испытание повышенным напряжением промышленной частоты вводов и проходных изоляторов до 35 кВ включительно;

испытание масла из маслонаполненных вводов.

2.4.5. Объем капитального ремонта вводов и проходных изоляторов определяется состоянием объектов и результатами испытаний.

После капитального ремонта проводят испытания, указанные в подпункте 2.4.4 настоящей Инструкции, а также проверка качества уплотнений маслонаполненных вводов.

2.4.6. Измерение сопротивления изоляции проводится у измерительной и последней обкладки вводов с бумажно-масляной изоляцией относительно соединительной втулки мегомметром на напряжение 1000 — 2500 В, которое должно быть не менее 500 МОм.

2.4.7. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tg дельта проводится у вводов и проходных изоляторов с основной бумажно-масляной изоляцией.

Максимально допустимые tg дельта основной изоляции и изоляции измерительных конденсаторов вводов и проходных изоляторов указаны в таблице 21 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей. Определение тангенса угла диэлектрических потерь вводов измерения должно проводиться при напряжении 10 кВ между токоведущим стержнем и измерительным выводом, а также при напряжении 2,5 кВ между измерительным выводом и соединительной втулкой.

2.4.8. Для заливки трансформаторного масла во вводы, после их ремонта, должно применяться масло с диэлектрической прочностью не менее 50 кВ и тангенсом угла диэлектрических потерь не более 0,3% при температуре 20 °С.

2.4.9. Проверка качества уплотнений проводится у маслонаполненных изоляторов с бумажно-масляной изоляцией на напряжение 110 кВ и выше.

2.4.10. Дежурный персонал подстанции должен иметь графики зависимости давления масла от температуры в герметичных вводах.

2.5 Разъединители, отделители, короткозамыкатели

2.5.1 При осмотрах разъединителей, короткозамыкателей и отделителей проверяется состояние:

изоляторов;

контактов;

приводов;

поддерживающих конструкций;

заземлений.

2.5.2. Ремонт разъединителей, короткозамыкателей и отделителей по техническому состоянию проводится при обнаружении повреждений.

2.5.3 При текущем ремонте разъединителей, короткозамыкателей и отделителей выполняются:

чистка изоляторов;

проверка и подтяжка болтовых контактов;

смена изоляторов с нарушенной армировкой или трещинами;

чистка, шлифовка и смазка контактов;

чистка и смазка трущихся частей;

чистка привода и смазка трущихся частей;

устранение дефектов и неисправностей;

проверка работы электроподогрева приводов;

измерение сопротивления изоляции вторичных цепей, обмоток включающих и отключающих катушек.

2.5.4. При межремонтных испытаниях разъединителей, короткозамыкателей и отделителей контроль многоэлементных изоляторов выполняется с помощью измерительной штанги или других средств диагностики.

2.5.5 При капитальном ремонте разъединителей, короткозамыкателей и отделителей проводится:

полная разборка всех узлов разъединителя, отделителя, короткозамыкателя и их приводов;

очистка от старой смазки, промывка всех деталей и узлов;

осмотр изоляторов, восстановление цементных швов армировки;

смазка трущихся поверхностей разъединителей, отделителей, короткозамыкателей и их приводов;

регулировка на одновременность включения трехполюсных разъединителей и отделителей.

При капитальном ремонте разъединителей, короткозамыкателей и отделителей проводятся испытания:

1. измерение сопротивления изоляции:

поводков и тяг, выполненных из органических материалов;

многоэлементных изоляторов;

вторичных цепей, обмоток включающих и отключающих катушек;

2. испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

изоляции разъединителей, отделителей, короткозамыкателей;

изоляции вторичных цепей и обмоток включающих и отключающих катушек;

3. контроль многоэлементных изоляторов с помощью штанги или других средств диагностики;

4. измерение сопротивления постоянному току:

контактов;

обмоток включающих и отключающих катушек;

5. измерение усилия вытягивания ножа из неподвижного контакта разъединителя или отделителя;

6. проверка работы разъединителя, короткозамыкателя или отделителя, имеющего электрический и ручной привод;

7. определение времени движения подвижных частей короткозамыкателей и отделителей.

2.5.6. Измерение сопротивления постоянному току контактов проводится у разъединителей и отделителей на напряжение 35 кВ и выше, а также у разъединителей на 600 А и более всех напряжений.

Сопротивление должно быть не более 150% от исходных (заводских) данных или значений, приведенных в таблице 24 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей.

Сопротивление обмоток включающих и отключающих катушек должно соответствовать заводским данным.

2.5.7. Усилие вытягивания ножа из неподвижного контакта следует проводить у разъединителей или отделителей, работающих при токах более 90% номинального значения, и должно соответствовать данным таблицы 25 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей.

2.5.8. Проверка работы разъединителя, короткозамыкателя и отделителя, имеющего электрический привод, проводится путем 3 — 5-кратного включения и отключения при номинальном напряжении оперативного тока.

Минимальное напряжение срабатывания катушек отключения привода разъединителя, отделителя и катушек включения короткозамыкателя должно быть не менее 35% номинального, а напряжение их надежной работы — не более 65% номинального.

2.5.9. Время движения подвижных частей определяется у короткозамыкателей при включении, отделителей — при отключении.

Время движения подвижных частей не должно отличаться от значений, приведенных в таблице 26 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей, более чем на +/- 10%.

2.5.10. Для опорно-стержневых изоляторов электрическое испытание не обязательно.

2.6 Выключатели масляные, вакуумные, элегазовые

2.6.1 При осмотрах выключателей проверяются:

наличие элегаза течеискателем в помещениях элегазовых распределительных устройств;

показания приборов контроля давления элегаза или целость мембран у герметичных (неразборных) элегазовых выключателей;

внешнее состояние выключателя и его привода;

отсутствие загрязнений, видимых сколов, трещин и следов перекрытия изоляции;

уровень и отсутствие течи масла;

исправность заземлений;

работа подогрева выключателя и привода в период низких температур;

показания счетчика числа аварийных отключений.

2.6.2 Ремонт выключателей по техническому состоянию выполняется:

после отказа в работе;

при обнаружении течи масла из баков выключателя;

у маломасляных выключателей при обнаружении течи масла из трещин или заделки фарфора;

при нарушении герметичности элегазовых выключателей;

после выработки механического или коммутационного ресурса (таблицы 1, 2, 3, 4 настоящей Инструкции).

Объем работ и испытаний определяется характером неисправности или повреждения.

№ п/п	Тип выключателя	Количество циклов «включено-отключено» (ВО)
1	ВМТ-220, ВМТ-110	5300
2	МКП-110	500
3	ВМК и ВМУЭ 27,5; 35	2000
4	ВМП-10	2500
5	ВМГ-10, ВКЭ-10	2000
6	ВМПЭ-10	500

№ п/п	Тип выключателя	Коммутируемый ток	Количество операций
1	2	3	4
1	У-220	I = (0,6 — 1) Iо.ном I = (0,3 — 0,6) Iо.ном I = Iном	7 13 100
2	ВМТ-220, ВМТ-110	I = (0,6 — 1) Iо.ном I = (0,3 — 0,6) Iо.ном I = Iном	8 18 400
3	МКП-110	I = (0,6 — 1) Iо.ном I = (0,3 — 0,6) Iо.ном I = Iном	10 14 140
4	ВМУЭ-35	I = (0,6 — 1) Iо.ном I = (0,3 — 0,6) Iо.ном I = Iном	8 12 300
5	ВМК-35	I = (0,6 — 1) Iо.ном I = (0,3 — 0,6) Iо.ном I = Iном	10 15 250
6	МКП-35, ВМД-35	I = (0,6 — 1) Iо.ном I = (0,3 — 0,6) Iо.ном I = 0,41Iном	10 15 20
7	ВМУЭ-27,5	I = (0,6 — 1) Iо.ном I = (0,3 — 0,6) Iо.ном I = Iном	12 21 300
8	ВМК-27,5	I = 3,5 кА	15
9	ВМО-35	I = 3,5 кА	30
10	ВМПЭ-10-31,5, ВКЭ-10-31,5	I = (0,3 — 0,6) Iо.ном I = (0,6 — 1) Iо.ном	12 7
11	ВМГ-10, ВМГ-133, ВМП-10	I = (0,6 — 1) Iо.ном I = (0,4 — 0,6) Iо.ном I = (0,2 — 0,4) Iо.ном I = (0,1 — 0,2) Iо.ном	6 10 15 30
12	ВМПЭ-10-20, ВКЭ-10-20	I = (0,6 — 1) Iо.ном I = (0,3 — 0,6) Iо.ном	10 17

Примечания. 1. Iо.ном — номинальный ток отключения, кА.

2. Коммутационный ресурс для часто переключаемых выключателей преобразовательных агрегатов определяется числом коммутаций рабочего тока и составляет для металлокерамических контактов 1000 операций, для медных контактов — 250 операций.

При наличии сумматоров — фиксаторов отключаемых токов коммутационный ресурс определяется по допустимому значению суммарного коммутируемого тока (таблица 3 настоящей Инструкции).

№ п/п	Тип выключателя	Суммарный коммутируемый ток, кА
1	ВМТ-220, ВМТ-110	190
2	МКП-110	200
3	ВМУЭ-35, ВМУЭ-27,5	200
4	ВМО-35	100
5	ВМК-35, ВМК-27,5	80
6	ВМП-10, ВМГ-10	120
7	ВМПЭ-10	150

№ п/п	Тип выключателя	Механический ресурс циклов	Коммутационная износостойкость
			коммутируемый ток	допустимое количество циклов («включеноотключено»)
1	2	3	4	5
1	ВВЛ-35-16/630	20000	I = Iо.ном I = Iном	20000 50
2	ВВФ-27,5/1250	20000	I = Iо.ном I = Iном	10000 30
3	ВВК-27,5/1250	20000	I = Iном I = 1,3Iном I = 8Iном I = Iо.ном	20000 1500 300 45
4	ВВВ-10-2/320	50000	I = Iо.ном I = 0,45Iо.ном I = Iном	50000 500 10
5	ВВТЭ-10-10/630 ВВТП-1 0-10/630	20000	I = Iном I = 0,6Iо.ном	50 30
6	ВВТЭ-10-20/630 1000 ВВТП-10-20/630 1000	20000	I = Iном I = Iо.ном I = 0,5Iо.ном	20000 50 30
7	ВВТЭ-10-12,5/630	40000	I = Iном I = Iном	40000 20000

2.6.3 При текущем ремонте выключателей выполняются:

внешний осмотр выключателя и привода;

протирка изоляторов и наружных частей выключателей;

проверка исправности маслоуказательных устройств;

проверка герметичности элегазовых выключателей течеискателем;

проверка надежности контактных и механических соединений;

проверка исправности масляного и пружинного буферов привода;

замена смазки в доступных местах;

доливка или замена трансформаторного масла (при необходимости);

измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток включающей и отключающей катушек мегомметром 1000 В, которое должно быть не ниже 1 МОм;

проверка времени движения подвижных частей выключателя, которое не должно отличаться от паспортного более чем на +/- 10%;

опробование трехкратным включением и отключением.

При текущем ремонте масляных выключателей типа ВМК и ВМУЭ, кроме указанных выше работ, выполняются:

осмотр и чистка внутренних частей выключателя;

зачистка или замена контактов;

протирка изолирующих тяг и внутренних поверхностей опорных покрышек;

испытание электрической прочности тяг напряжением 80 кВ переменного тока в течение 1 минуты (при этом не должно быть перекрытий и нагрева тяги);

промывка основания выключателя маслом 2 — 3 раза;

заливка выключателя сухим маслом.

2.6.4 При межремонтных испытаниях выключателей, кроме работ, проводимых при текущем ремонте, выполняются:

измерение хода подвижной части, вжима или нажатия контактов при включении, проверка одновременности замыкания и размыкания контактов, износа контактов;

проверка действия механизма свободного расцепления при включенном положении привода в двух-трех промежуточных его положениях и на границе зоны действия;

испытание трансформаторного масла из баков выключателей, которое должно отвечать следующим требованиям:

а) не содержать механических примесей по визуальному определению;

б) содержать взвешенный уголь не более 1 балла;

в) иметь кислотное число не более 0,25 мг КОН;

г) иметь снижение температуры вспышки не более 5 °С;

д) иметь наименьшее пробивное напряжение 20 кВ для выключателей до 15 кВ, 25 кВ для выключателей от 15 до 35 кВ, 35 кВ для выключателей от 60 до 220 кВ;

испытание встроенных трансформаторов тока, измерение сопротивления изоляции, испытание изоляции повышенным напряжением, определение погрешности.

2.6.5 При капитальном ремонте выключателей проводятся:

разборка и ремонт всех узлов выключателя и привода;

проверка состояния пружин, болтов, гаек, шплинтов, крышки, баков, предохранительных клапанов, подъемных и выхлопных устройств;

осмотр и очистка внутренних частей выключателей;

зачистка подвижного и неподвижного контактов, при необходимости их замена;

замена камер и их деталей;

ремонт сигнальных и блокировочных контактов;

замена резиновых уплотнений;

обновление лакокрасочных покрытий;

заливка выключателя сухим трансформаторным маслом;

регулировка выключателя и привода.

При капитальном ремонте выключателей проводятся испытания в объеме межремонтных и дополнительно:

измерение сопротивления изоляции подвижных и направляющих частей, выполненных из органических материалов, мегомметром на напряжение 2500 В, которое должно быть не менее 300 МОм для выключателей на номинальное напряжение 3 — 10 кВ, 1000 МОм для выключателей 15 — 150 кВ, 3000 МОм для выключателей 220 кВ;

оценка состояния внутрибаковой изоляции выключателей 35 кВ и дугогасительных устройств, которая подлежит сушке, если ее исключение снижает tg дельта вводов более чем на 5%;

испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты в течение 1 минуты (таблица 5 настоящей Инструкции);

испытание изоляции вторичных цепей и обмоток включающей и отключающей катушек напряжением 1000 В промышленной частоты в течение одной минуты;

проверка срабатывания при пониженном напряжении: минимальное напряжение срабатывания катушек отключения должно быть не менее 35% номинального, напряжение их надежной работы — не более 65%, напряжение надежной работы контакторов включения — не более 80% номинального;

испытание выключателя 3 — 5-кратным опробованием при напряжениях на зажимах катушек 110, 100, 90 и 80% номинального.

Класс изоляции, кВ	Испытательное напряжение, кВ
	фарфоровая изоляция	другие виды изоляции
3	24	22
6	32	29
10	42	38
15	55	50
20	65	59
27,5	72	-
35	95	86

2.6.6. ТО выключателей, произведенных иностранными организациями, выключателей новых типов и выключателей, не указанных в настоящей Инструкции, проводится в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей.

При отсутствии указаний о допустимых отклонениях контролируемых параметров они принимаются, как правило, в пределах +/- 10%.

2.6.7. Электроподогрев приводов и полюсов (баков) выключателей должен автоматически включаться при понижении температуры окружающего воздуха ниже указанной в инструкции по эксплуатации выключателя, но обязательно при температуре ниже минус 25 °С.

2.6.8. Перед вводом вакуумного выключателя в эксплуатацию проводится тренировка дугогасительных вакуумных камер путем постепенного повышения напряжения от нуля до испытательного напряжения. При возникновении пробоев в камере, при напряжении менее испытательного, делается выдержка до прекращения пробоев и только после этого повышается напряжение до испытательного.

2.6.9. Испытание повышенным напряжением вакуумных выключателей проводится приложением испытательного напряжения двумя степенями: до 1/3 от испытательного напряжения — толчком и далее плавно со скоростью 1 кВ в секунду. После выдержки заданного испытательного напряжения в течение одной минуты за время около 5 секунд плавно снижается напряжение до значения, равного 1/3 или менее от испытательного, после чего напряжение может быть отключено. При этом не должно наблюдаться пробоя или повреждения изоляции (возникновение слабой кистевой короны в воздухе допускается).

2.6.10. Предварительная проверка износа контактов дугогасительных камер вакуумных выключателей типа ВВФ-27,5 проводится визуально через смотровые лючки, расположенные на уровне траверсы и специальной гайки.

При уменьшении хода траверсы относительно головки специальной гайки любой из камер более чем на 2 мм проводится тщательное измерение износа контактов при снятых фарфоровых покрышках.

2.6.11. Для разборных элегазовых выключателей должна контролироваться влажность элегаза: первый раз — через неделю после заполнения элегазом, а затем два раза в год (зимой и летом).

Содержание влаги определяется по измерениям температуры точки росы, которая должна быть не выше минус 50 °С.

2.6.12. Испытание трансформаторного масла из баков выключателей проводится после отключения короткого замыкания мощностью больше половины паспортного значения разрывной мощности многообъемных масляных выключателей, независимо от напряжения и малообъемных масляных выключателей напряжением 110 кВ и выше на наличие взвешенного угля.

У малообъемных выключателей напряжением до 35 кВ масло не испытывается. Масло заменяется свежим при капитальном ремонте, а также после трехкратных отключений короткого замыкания мощностью больше половины паспортного значения разрывной мощности масляного выключателя.

2.7 Быстродействующие выключатели постоянного тока

2.7.1 При осмотре быстродействующих выключателей без отключения проверяются:

внешнее состояние выключателей и камер;

отсутствие следов подгаров и перекрытий;

показания счетчика числа аварийных отключений;

исправность заземления;

соответствие сигнализации положению выключателей;

нагрузка по килоамперметру.

2.7.2 Ремонт быстродействующих выключателей по техническому состоянию проводится:

после отказа в работе или повреждения;

для выключателей АБ-2/4 и ВАБ-43 с одним разрывом — после 40 отключений;

для выключателей с двумя разрывами (ВАБ-28) или сдвоенных выключателей — после 80 отключений;

для выключателей АБ-2/4, АБ-2/3, ВАБ-2 — при уменьшении зазора дельта на 0,5 мм (таблица 8 настоящей Инструкции).

Для выключателей ВАБ-43, ВАБ-49, установленных на тяговых подстанциях, оборудованных устройствами для шунтировки реакторов, снабженными фиксаторами — сумматорами коммутируемого тока, ремонт по техническому состоянию выполняется через 1000 кА отключенного тока с измерением параметров (пункты 1 — 6 таблицы 9, таблица 10 настоящей Инструкции) и сопоставлением их с допустимыми в графе «до ремонта».

Объем работ определяется по результатам осмотра выключателей.

2.7.3 При текущем ремонте быстродействующих выключателей выполняются:

протирка частей выключателей и изоляторов;

осмотр вторичных цепей, заземлений, реле;

проверка крепления ошиновки и исправности диодов в цепях держащих катушек;

измерение лимитирующих зазоров и регулировка зазора свободного расцепления;

осмотр главных и дугогасительных контактов;

осмотр дугогасительных камер;

чистка и ремонт камер (при необходимости);

смазка трущихся частей и поверхности прилегания якоря к сердечнику у зуба защелки;

опробование дистанционного управления и автоматики.

2.7.4 При межремонтных испытаниях быстродействующих выключателей проводятся:

измерение сопротивления изоляции мегомметром;

испытание повышенным напряжением (таблица 6 настоящей Инструкции);

измерение нажатия главных контактов;

измерение нажатия дугогасительных контактов;

измерение лимитирующих зазоров и расстояний;

измерение тока и напряжения держащей катушки;

измерение площади прилегания якоря к магнитопроводу;

измерение площади прилегания главных контактов;

проверка работы механизма свободного расцепления;

проверка токов уставки прямым током;

проверка работы схемы управления;

проверка работы автоматического повторного включения (АПВ) и искателя коротких замыканий (ИКЗ).

2.7.5. При капитальном ремонте выключателей, кроме работ, указанных в подпунктах 2.7.3 и 2.7.4 настоящей Инструкции, выполняются:

разборка и ремонт узлов выключателей;

полная разборка камер или их замена;

замена контактов (при необходимости);

замена смазки всех трущихся частей.

2.7.6. Испытание быстродействующих выключателей и реле РДШ производится повышенным напряжением переменного тока в течение одной минуты согласно таблице 6 настоящей Инструкции.

№ п/п	Характер испытаний	Норма в кВ
		АБ-2/4 АБ-2/3 ВАБ-28	ВАБ-43	ВАБ-49
1	2	3	4	5
	Испытания между:
1	включающей, держащей катушками и быстродействующим приводом	10,5	10,5	-
2	разомкнутыми главными контактами при открытой камере	10,5	10,5	12
3	то же при закрытой камере	8,4	8,4	8,4
4	быстродействующим приводом и «землей»	-	10,5	-
5	блок-контактами и быстродействующим приводом	10,5	10,5	-
6	разомкнутыми блок-контактами	-	2,1	2,1
7	опорными изоляторами и «землей»	25	25	25
8	шиной главного тока реле РДШ и контактами реле	15	-	15
9	выводами калибровочной катушки и шиной реле РДШ или быстродействующим приводом выключателя	2,1	-	2,1

До начала и во время испытаний должны быть приняты меры, исключающие попадание высокого напряжения в низковольтные и измерительные цепи, путем их отключений и заземлений (цепи датчиков тока и напряжения тепловой защиты, телеизмерения).

При испытании опорных изоляторов выводы всех катушек выключателей должны быть соединены с корпусом выключателя, отсоединена сигнальная тяга, отведен коммутатор от рамы выключателя или отсоединены подходящие кабели, а неподвижный контакт зашунтирован.

Сопротивление изоляции вторичных цепей измеряется мегомметром на напряжение 1000 — 2500 В и испытывается напряжением 1 кВ промышленной частоты в течение одной минуты. В условиях эксплуатации при наличии приборов непрерывного контроля изоляции указанные проверки могут не проводиться. Сопротивление изоляции должно быть не менее 1,0 МОм.

2.7.7. Токи уставки выключателей и реле типа РДШ проверяются прямым током. Косвенный метод с помощью калибровочной катушки можно применять только для проверки стабильности уставок между их настройками прямым током.

Для обеспечения необходимой точности настройки многоамперные агрегаты должны иметь схему выпрямления тока, аналогичную току выпрямительных агрегатов подстанций.

При калибровке токов уставок выключателей от аккумуляторных батарей, опытных агрегатов завода Всероссийского электротехнического института (ВЭИ) или аналогичных им уставки увеличиваются на 15% для подстанций с шестипульсовыми тяговыми выпрямителями.

2.7.8. Минимальные токи короткого замыкания определяются в порядке, установленном МПС России. Значение указанных токов проверяется на действующей подвеске методом металлического короткого замыкания. Измеренный ток должен быть приведен к минимальному напряжению на шинах 3,3 кВ и максимальной летней температуре с учетом сопротивления дуги. Опыты короткого замыкания рекомендуется выполнять на ожидаемые токи, соизмеримые с рабочими. Измерения проводятся на одном питающем вводе и одном работающем преобразователе.

Периодичность измерений фактических токов короткого замыкания — не реже одного раза в 5 лет, а также в случаях изменения сечения контактной подвески, мощности тяговых подстанций, схем внешнего электроснабжения и замены типа рельсов.

2.7.9. В случае выполнения вторых (уменьшенных) уставок тип датчиков и их конструктивные исполнения должны быть согласованы со службой электроснабжения железной дороги.

2.7.10. Сдвоенные выключатели в ячейке фидера устанавливаются таким образом, чтобы при отключенном их положении под напряжением оставались неподвижные контакты.

2.7.11. Подключение диодов в цепях держащих катушек, применяемых для обеспечения правильной полярности, должно выполняться пайкой. Места пайки покрываются лаком.

2.7.12. Для измерения токов фидеров контактной сети килоамперметры должны быть установлены в ячейках 3,3 кВ. Для измерения токов в схемах профподогрева должен быть установлен килоамперметр с нулем посередине.

2.7.13. Фидерные выключатели должны иметь однократное АПВ с выдержкой времени 5 — 12 с, для фидеров тяговых подстанций, питающих главные пути с обращением подвижного состава, оборудованного минимальной защитой, — 5 - 7 с.

Все выключатели фидеров 3,3 кВ тяговых подстанций должны быть оборудованы ИКЗ, дающими запрет АПВ при устойчивом коротком замыкании.

Уставку ИКЗ выбирают из конкретных условий в зависимости от нагрузки фидерной зоны.

В целях надежного исключения АПВ на короткое замыкание величина уставки ИКЗ должна быть не менее 10 Ом.

2.7.14. Для исключения перебросов дуги на заземленные конструкции должны быть выдержаны расстояния, приведенные в таблице 7 настоящей Инструкции.

Расстояние в мм (не менее)	Типы выключателей
	АБ-2/3 АБ-2/4 ВАБ-28	ВАБ-43	ВАБ-49
От камеры до заземленных частей со стороны:
подвижного контакта	600	600	400
неподвижного контакта	400	700	400
боковой стороны	500	500	400
от верха камеры	1000	850	400
Между выключателями	600	600	600

2.7.15. Коммутатор и клеммная сборка выключателя заключаются в металлический кожух, который заземляется на внутренний контур заземления подстанции (поста секционирования, пункта параллельного соединения, пункта отопления вагонов). Сечение заземляющего проводника — не менее 100 кв. мм по меди.

2.7.16. После настройки всех механических и электрических параметров выключателей ВАБ-43, ВАБ-49 выполняются 20 контрольных оперативных включений и отключений, а для других выключателей — 10 таких операций, после чего необходимо убедиться, что все регулировочные параметры остались неизменными.

2.7.17. При применении тепловых защит контактной сети следует руководствоваться инструкциями заводов-изготовителей.

№ п/п	Показатели	Характеристики выключателей
		ВАБ-2	АБ-2/4	ВАБ-28
1	Расстояние между главными контактами при отключенном положении выключателей, мм	19 — 21	19 — 21	9 — 10 <*>
2	Контактное нажатие, кГс	20 — 25	30 — 35	23 — 25
3	Зазор дельта, мм	4 — 5	1,5 — 2,5	1,4 — 2 <**>
4	Зазор свободного расцепления, мм	4	4	-

---

<*> Дугогасительный контакт должен замыкаться раньше главного на 2 мм.

<**> Зазор между толкателем и подвижным контактом во включенном положении.

№ п/п	Наименование параметров	Пределы допустимых значений
		после ремонта	до ремонта
1	2	3	4
1	Нажатие главных контактов, кГс	32 — 36	25 — 45
2	Нажатие дугогасительных контактов, кГс	12 — 14	5 — 20
3	Провал главного контакта (дельта1), мм	2 — 2,4	0,5 — 3,0
4	Провал дугогасительного контакта (дельта2), мм	2,8 — 3,0	1,0 — 3,5
5	Зазор между дугогасительным контактом и рогом (дельта6) в предвключенном положении, мм	4,0 — 4,5	2 — 5
6	Зазор между главными контактами (дельта7), мм	18 — 20	12 — 26
7	Зазор между подвижным контактом и упором (дельта8), мм	1 — 4
8	Суммарный зазор между шейками оси и торцами пазов в рычаге якоря (дельта3), мм	1 — 8
9	Свободный ход тяги блок-контактов (дельта10), мм	1,5 — 2,5
10	Площадь прилегания главных контактов, %	70
11	Площадь прилегания якоря к магнитопроводу, %	70
12	Натяг отключающих пружин, кГс	30 — 50
13	Длина отключающих пружин во включенном положении выключателя, мм	195 — 205

№ п/п	Наименование параметров	Предел допустимых значений
1	Провал дугогасительного контакта (дельта1), мм	1,5 — 2,5
2	Провал главных контактов (дельта2), мм	1,5 — 2,5
3	Зазор между верхним концом дугогасительного контакта и рогом (дельта3), мм	2 — 6
4	Зазор между корпусом блок-контактов и рычагом переключения (дельта4), мм	1,5 — 2
5	Зазор между упором и подвижным контактом (дельта5)	2 — 4
6	Зазор между главными контактами, мм	17 — 25
7	Зазор между дугогасительным контактом и рогом в предвключенном положении, мм	4 — 6
8	Зазор между концом рога и крайней пластиной дугогасительного блока камеры (дельта), мм	3 — 6
9	Длина контактных пружин (L) во включенном положении, мм	96 — 100

Примечание. При регулировке зазоров дельта1, дельта2, дельта3, дельта4 рекомендуется устанавливать верхние пределы значений.

III. Выполнение работ по техническому обслуживанию и ремонту трансформаторов

3.1 Трансформаторы систем тягового электроснабжения.

Положения настоящего раздела распространяются:

на силовые трансформаторы, автотрансформаторы, масляные реакторы (далее — трансформаторы), установленные на тяговых и трансформаторных подстанциях, фидерных зонах всех систем тягового электроснабжения, электроснабжения нетяговых потребителей, железнодорожных узлов, линий автоблокировки;

на измерительные трансформаторы тока и напряжения.

3.1.1. При осмотре трансформаторов систем тягового электроснабжения, собственных нужд, напряжения, тока, масляных реакторов проверяются:

режим работы, нагрузка по отношению к номинальной мощности трансформатора;

соответствие положения разъединителя в нейтрали трансформатора заданному энергосистемой режиму;

уровень масла в расширителе и соответствие показаний маслоуказателя или уровня наружной температуры или показаниям термометра, измеряющего температуру масла;

уровень масла в негерметичных вводах и давление масла — в герметичных;

состояние изоляторов вводов (целость изоляции, отсутствие загрязнения);

состояние и отсутствие течи в местах уплотнения разъемных элементов, баке, расширителе, радиаторах, вентилях;

состояние ошиновки, кабелей, отсутствие признаков нагрева контактных соединений; отсутствие ненормируемого тяжения проводов и спусков к вводам в зимнее время;

состояние рабочего и защитного заземлений;

соответствие указателей положения устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) на трансформаторе и щите управления;

целостность корпусов пробивных предохранителей;

исправность устройств сигнализации;

голубой цвет контрольного силикагеля, состояние термосифонных фильтров и влагопоглощающих патронов;

целостность стеклянной мембраны предохранительной трубы;

отсутствие неравномерного шума и потрескивания внутри трансформатора;

состояние маслосборных, маслоохлаждающих устройств, фундаментов, маслоприемников, трансформаторного помещения;

работа обдува в летнее время, обогрева привода РПН в зимнее время.

3.1.2. Ремонты по техническому состоянию силовых и измерительных трансформаторов выполняются по результатам осмотров и при выявлении неисправностей.

Объем работ устанавливает лицо, ответственное за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги.

3.1.3. Текущий ремонт измерительных трансформаторов проводится по мере необходимости.

3.1.4. При текущем ремонте трансформаторов в зависимости от мощности и первичного напряжения проводится устранение выявленных дефектов, поддающихся устранению на месте:

проверка маслоуказательных устройств;

чистка маслоуказательных стекол (при наличии резервных стекол), замена манометров герметичных вводов;

подтяжка болтовых соединений, уплотнений и ошиновки;

протирка изоляторов и очистка поверхности бака;

доливка масла в расширитель и маслонаполненные вводы;

смена масла в гидрозатворах маслонаполненных вводов (при необходимости);

замена неисправной стеклянной мембраны предохранительной трубы;

проверка состояния термосифонных фильтров и замена сорбента в воздухоосушителях (при необходимости) по результатам анализа масла (или увеличении влагосодержания);

проверка состояния подшипников электродвигателей и насосов систем охлаждения;

проверка автоматики системы охлаждения;

текущий ремонт систем охлаждения;

осмотр пленочной защиты;

проверка работы газового реле продувкой воздуха давлением в 2 — 3 атмосферы, с действием защиты на отключение масляного выключателя (МВ) или включение короткозамыкателя;

проверка состояния рабочего, защитного заземления;

текущий ремонт РПН;

текущий ремонт вводов.

3.1.5. При неудовлетворительных результатах анализов трансформаторного масла проводится восстановление характеристик масла.

3.1.6 При текущем ремонте масляных трансформаторов выполняются следующие испытания:

измерение сопротивления изоляции обмоток R60 и соотношения R60 / R15 мегомметром на напряжение 2500 В;

проверка состояния индикаторного силикагеля воздухоосушительных фильтров;

хроматографический контроль трансформаторного масла;

испытание трансформаторного масла из бака трансформаторов мощностью свыше 630 кВА;

испытание трансформаторного масла из бака контакторов РПН.

3.1.7 При текущем ремонте сухих трансформаторов выполняются:

3.1.7.1. Измерение сопротивления изоляции обмоток R60 и соотношения R60 / R15 мегомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температуре 20 — 30 °C должно быть для трансформаторов с номинальным напряжением:

до 1 кВ (включительно) — не менее 100 МОм;

более 1 кВ до 6 кВ (включительно) — не менее 300 МОм;

более 6 кВ — не менее 500 МОм.

3.1.7.2 Измерение изоляции стяжных шпилек, бандажей, полубандажей, прессующих колец:

относительно активной стали и ярмовых балок;

ярмовых балок относительно активной стали;

электростатических экранов относительно обмоток и магнитопровода.

Измерение проводится мегомметром на напряжение 1000 — 2500 В, сопротивление изоляции — не менее 2,0 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок — не менее 0,5 МОм.

3.1.8 При межремонтных испытаниях силовых трансформаторов, находящихся в эксплуатации, проводятся:

измерения сопротивления изоляции R60 всех обмоток с определением отношения R60 / R15, мегомметром на напряжение 2500 В до и после ремонта;

измерения тангенса угла диэлектрических потерь (tg дельта) изоляции обмоток силовых масляных трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, мощностью свыше 1000 кВА. Допустимые значения tg дельта для трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведены в таблице 4 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей;

измерения сопротивления обмоток постоянному току на всех ответвлениях. Допускается отличие не более +/- 2% от сопротивления других фаз или предыдущих измерений;

проверка голубой окраски индикаторного силикагеля воздухосушильных фильтров;

испытания трансформаторного масла из трансформаторов на соответствие показателям таблицы 8 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей;

испытания трансформаторного масла из баков контакторов РПН, отделенного от масла трансформаторов, после определенного числа переключений и при снижении пробивного напряжения ниже норм, приведенных в подпункте 2.16 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей;

испытания вводов масляных трансформаторов мощностью свыше 1000 кВА согласно положениям пункта 10 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей;

испытания встроенных трансформаторов тока согласно положениям пунктов 19.1, 19.2, 19.3, 19.5 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей.

3.1.9 При межремонтных испытаниях измерительных трансформаторов проводятся:

измерения сопротивления изоляции первичных обмоток трансформаторов тока и напряжения выше 1000 В мегомметром на напряжение 2500 В;

измерения сопротивления изоляции вторичных обмоток трансформаторов тока и напряжения мегомметром на напряжение 1000 В;

измерения тангенса угла диэлектрических потерь (tg дельта) изоляции обмоток согласно таблицам 27 и 28 и положениям пункта 19.2 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей;

испытания повышенным напряжением промышленной частоты изоляции первичных обмоток трансформаторов тока и напряжения до 35 кВ проводятся с учетом данных таблицы 11 настоящей Инструкции;

испытания изоляции вторичных обмоток мегомметром на напряжение 2500 В в течение одной минуты;

испытания трансформаторного масла у измерительных трансформаторов 35 кВ и выше согласно таблице 8 и положениям пункта 19.5 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей.

Класс напряжения, кВ	0,69	3	6	10	15	20	35
Фарфоровая изоляция	1	24	32	42	55	65	95
Другие виды изоляции	1	22	29	38	50	59	86

3.1.10 При капитальном ремонте трансформаторов без смены обмоток выполняются:

вскрытие трансформатора, осмотр сердечника;

ремонт элементов выемной части без расшихтовки железа и без замены обмоток, ремонт отводов обмоток, ремонт переключателей;

ремонт расширителя, предохранительной трубы, радиаторов, кранов, изоляторов, маслоочистительных устройств;

проверка системы опрессовки обмоток;

очистка или замена масла;

смена сорбента в фильтрах;

чистка и окраска бака трансформатора и всех его элементов;

проверка контрольно-измерительных приборов, устройств защиты, автоматики, сигнализации, установленных на трансформаторе;

сушка, подсушка изоляции;

ремонт устройств регулирования напряжения;

заварка мест течи масла, замена резиновых уплотнений;

проверка систем охлаждения согласно заводским инструкциям;

испытания в объеме межремонтных испытаний с учетом мощности, первичного напряжения и конструкции трансформаторов;

определение погрешности трансформаторов тока и напряжения, используемых для подключения расчетных средств учета электрической энергии;

измерение сопротивления изоляции стяжных шпилек, бандажей, полубандажей, прессующих колец — относительно активной стали и ярмовых балок; ярмовых балок — относительно активной стали; электростатических экранов — относительно обмоток и магнитопровода. Измерение проводится мегомметром на напряжение 2500 В, сопротивление изоляции — не менее 2,0 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок — не менее 0,5 МОм;

определение соотношения С2 / С50 для масляных трансформаторов мощностью выше 1000 кВА. Нормы соотношения С2 / С50 приведены в таблице 5 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей;

определение отношения ДЕЛЬТА С / С для масляных трансформаторов мощностью свыше 1000 кВА. Нормы соотношения ДЕЛЬТА С / С приведены в таблице 6 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей;

испытание повышенным напряжением промышленной частоты в течение 1 минуты изоляции обмоток 35 кВ и ниже при капитальном ремонте трансформатора со сменой обмоток. Величина испытательного напряжения приведена в таблице 7 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей. Для обмоток тяговых и преобразовательных трансформаторов напряжением 3,3 кВ величина испытательного напряжения устанавливается в соответствии с таблицей 12 настоящей Инструкции;

испытание изоляции доступных стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок выпрямленным напряжением мегомметра на напряжение 2500 В в течение одной минуты.

Детали и узлы трансформаторов	Испытательное напряжение, кВ
Вентильные обмотки по отношению к корпусу и другим обмоткам:
нулевые схемы выпрямления мостовые схемы выпрямления:	15
шестипульсовые	15
двенадцатипульсовые	12
Обмотки уравнительных реакторов по отношению к корпусу	15
Ветви уравнительного реактора по отношению друг к другу	По заводским инструкциям, но ниже 9 кВ

3.1.11. После проведения капитального ремонта без замены обмоток и изоляции, заливки маслом и проведения испытаний при соблюдении длительности пребывания активной части на воздухе трансформаторы могут быть включены без подсушки или сушки при соответствии показателей масла и изоляции данным таблицы 1 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей, определенных при следующих испытаниях:

1. трансформаторов до 35 кВ, мощностью до 10000 кВА, производимых посредством:

отбора проб масла для сокращенного анализа;

измерения сопротивления изоляции R60;

определения отношения R60 / R15;

2. трансформаторов до 35 кВ, мощностью более 10000 кВА, 110 кВ и выше всех мощностей, производимых посредством:

отбора проб масла для сокращенного анализа;

измерения сопротивления изоляции R60;

определения отношения R60 / R15;

измерения отношения ДЕЛЬТА С / С у трансформаторов 110 кВ и выше;

измерения tg дельта и С2 / С50 у трансформаторов напряжением 110, 150, 220 кВ.

Порядок включения сухих трансформаторов без сушки определяется указаниями завода-изготовителя.

3.1.12. При капитальном ремонте трансформатора с расшихтовкой стали сердечника и сменой обмоток необходимо провести дополнительные испытания и сравнить с имеющимися заводскими данными (до ремонта):

данные измерения тока и потерь холостого хода;

данные измерения тока, напряжения и потерь короткого замыкания;

данные испытания изоляции обмоток 35 кВ и ниже маслонаполненных трансформаторов повышенным напряжением промышленной частоты;

данные снятия круговой диаграммы РПН;

данные проверки группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов;

данные проверки коэффициента трансформации;

данные фазировки трансформаторов;

данные испытания трансформаторов толчком на номинальное напряжение.

Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт со сменой обмоток или изоляции, подлежат сушке независимо от результатов испытаний.

3.1.13 Аварийный вывод трансформаторов из работы необходим при:

сильном неравномерном шуме и потрескивании внутри трансформатора;

постоянно возрастающем нагреве трансформатора при нормальных нагрузках и работе устройств охлаждения;

выбросе масла из расширителя или разрыве стеклянной диафрагмы предохранительной трубы;

неустранимой течи масла с понижением его уровня ниже контролируемого уровня;

неудовлетворительных результатах лабораторных анализов масла;

неудовлетворительных результатах испытаний.

3.1.14. Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора должен находиться на отметке, соответствующей температуре масла трансформатора в данный момент.

3.1.15. При срабатывании газового реле на сигнал должен быть проведен осмотр трансформатора и взят анализ газа из реле.

Если газ в реле не горючий и признаки повреждения трансформатора отсутствуют, трансформатор может быть включен в работу.

Продолжительность работы трансформатора в этом случае устанавливает ответственный за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги.

После аварийного отключения трансформатора с разрывом стеклянной диафрагмы предохранительной трубы необходимо немедленно восстановить герметичность трансформатора.

3.1.16. У всех трансформаторов, включенных в работу без сушки, следует в течение первого месяца их работы брать пробу масла на анализ 3 раза в день — в течение 5 дней после включения, 2 раза в день — в течение 2 последующих дней для измерения пробивного напряжения и влагосодержания, чтобы убедиться в отсутствии выделения влаги из изоляции.

После включения трансформатора должна быть взята проба масла для определения температуры вспышки масла и для проведения хроматографического анализа.

3.1.17. Сопротивление изоляции обмоток трансформатора R60 и тангенс угла диэлектрических потерь tg дельта, измеренные при температуре t2 °C, приводятся к сопротивлению и tg дельта при t1 = 20 °C по формуле:

Rt1 = Rt2 x K2, МОм;

tg дельтаt1 = tg дельтаt2 x K1,

где К1 и К2 приведены в таблице 13.

Разность температур ДЕЛЬТА t = t2 — t1	1	2	3	4	5	6	7	10	15	20	25	30
Коэффициент перерасчета R60, K2	1,04	1,08	1,13	1,17	1,22	1,28	1,34	1,50	1,84	2,25	2,75	3,40
Коэффициент перерасчета tg дельта, K1	1,03	1,06	1,09	1,12	1,15	1,18	1,21	1,31	1,51	1,75	2,00	2,30

Значение K1 и K2 промежуточных значений определяется умножением коэффициентов; например, K1 при ДЕЛЬТА t = 12 °C определяется: K12 = K10 x K2 = 1,31 x 1,06 = 1,39.

3.1.18. Силикагель должен иметь равномерную голубую окраску. Изменение окраски зерен силикагеля на розовую свидетельствует об увлажнении масла и необходимости подсушки или сушки изоляции и масла.

3.1.19. В трансформаторах мощностью до 630 кВА с термосифонными фильтрами проба масла не отбирается. При неудовлетворительных характеристиках изоляции проводятся работы по восстановлению изоляции, замене масла в трансформаторах и силикагеля в термосифонных фильтрах.

3.1.20. У измерительных трансформаторов напряжения, однофазных трансформаторов ОМ 6, 10, 27,5 кВ, трехфазных трансформаторов, питающих потребителей I категории надежности, перед установкой измеряется ток холостого хода и сравнивается с паспортным значением.

3.1.21 Трансформаторы, контролируемые хроматографическим методом.

Результаты хроматографического метода контроля масла силовых и преобразовательных трансформаторов, вводов напряжением 35 — 220 кВ являются основанием для ремонта по техническому состоянию. В зависимости от результатов диагностирования допускается изменять состав работ и их периодичность.

Для трансформаторов, контролируемых хроматографическим методом, вместо капитального ремонта проводится текущий ремонт, состав которого определен в пункте 3.6 настоящей Инструкции.

Периодичность отбора пробы масла на анализ из трансформаторов и вводов, контролируемых хроматографическим методом, приведена в Приложении № 2 к настоящей Инструкции.

3.2. Осмотры трансформаторов выполняются в соответствии с подпунктом 3.1.1 настоящей Инструкции.

3.3. При межремонтных испытаниях трансформаторов, контролируемых хроматографическим методом, проводятся следующие испытания:

измерение сопротивления обмоток постоянному току на всех ответвлениях — при наличии признаков повреждения по результатам хроматографического анализа. Допускается различие +/- 2% от сопротивления других фаз или результатов предыдущих измерений;

хроматографический контроль масла трансформатора и вводов;

испытания трансформаторного масла из трансформаторов;

испытание трансформаторного масла из баков контакторов устройств РПН;

испытание трансформаторного масла из негерметичных маслонаполненных вводов;

измерение сопротивления изоляции измерительной и последней обкладок вводов с бумажно-масляной изоляцией относительно соединительной втулки мегомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление изоляции должно быть не менее 500 МОм;

измерение тангенса угла диэлектрических потерь вводов, масло которых не контролируется хроматографическим методом;

испытание встроенных трансформаторов тока путем:

1. измерения сопротивления изоляции;

2. испытания повышенным напряжением;

3. определения погрешности.

3.4. Текущий ремонт трансформаторов выполняется в порядке, приведенном в подпункте 3.1.4 настоящей Инструкции.

3.5 Перед проведением среднего ремонта трансформаторов проводятся следующие испытания:

хроматографический анализ газов, растворенных в масле трансформатора;

хроматографический анализ газов, растворенных в масле вводов;

испытание трансформаторного масла из трансформатора;

испытание трансформаторного масла из бака контакторов РПН;

определение отношения С2 / С50, ДЕЛЬТА С / С;

измерение сопротивления обмоток постоянному току;

измерение потерь тока холостого хода;

испытание вводов;

снятие круговой диаграммы РПН и проверка работы переключающего устройства;

определение газосодержания масла в трансформаторах с пленочной защитой.

3.6. При текущем ремонте трансформаторов, кроме работ, перечисленных в подпункте 3.1.4 настоящей Инструкции, выполняются:

замена или ремонт дефектных комплектующих узлов (маслоохладителей, вводов, резиновых уплотнений, регуляторов напряжения);

проверка линейных защит и схем автоматики управления трансформатора;

внутренний осмотр и очистка расширителя;

очистка и покраска бака трансформатора;

ревизия азотной или пленочной защиты масла;

подсушка или сушка изоляции в соответствии с нормами испытания трансформатора, приведенными в пункте 2.1 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей.

3.7. При положительных результатах испытаний и измерений и при отсутствии необходимости нарушать герметичность трансформатора при других работах, указанных в подпункте 3.1.4 и пункте 3.6 настоящей Инструкции, текущий ремонт считается завершенным.

3.8 Подсушка проводится при незначительных (поверхностных) увлажнениях изоляции, а также в следующих случаях:

при наличии признаков увлажнения масла или нарушения герметичности;

при превышении допустимого времени пребывания активной части на воздухе в разгерметизированном состоянии, но не более чем в 2 раза;

при несоответствии характеристики изоляции нормам.

3.9 Сушка изоляции трансформаторов напряжением 110 кВ и выше без масла проводится:

если на активной части или в баке трансформатора обнаружены следы воды;

если индикаторный силикагель изменил цвет;

если продолжительность пребывания активной части на воздухе более чем вдвое превышает нормативное время;

при неудовлетворительных результатах подсушки.

3.10. Если была проведена разгерметизация трансформатора, то после выполнения всех ремонтных работ должны быть вновь проведены испытания и измерения.

3.11. Показателями для вывода трансформатора, контролируемого хроматографическим методом, в капитальный ремонт с выемкой активной части или подъемом колокола являются:

развивающееся повреждение элементов трансформатора, выявленное по результатам хроматографического анализа, испытаний и измерений, но неустранимое при среднем ремонте;

аварийное повреждение трансформатора.

3.12. После капитального ремонта проводятся испытания и измерения в объеме, указанном в пункте 2 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей.

IV. Выполнение работ по техническому обслуживанию и ремонту полупроводниковых преобразователей

4.1 При осмотре полупроводникового преобразователя проверяются:

соответствие положения аппаратуры управления и сигнальных указателей режиму преобразователя;

отсутствие постороннего шума, треска, разрядов в шкафах преобразователя, цепях сопротивлений и конденсаторов (RC);

состояние разрядников;

плавность работы вентиляторов и масляных насосов, степень нагрева подшипников, отсутствие вибрации;

показания всех регистрирующих приборов.

4.2 Ремонт по техническому состоянию проводится:

после срабатывания защит преобразователя и аварийного его отключения;

после аварийного отключения инвертора при токе опрокидывания более трехкратного номинального значения или при трех отключениях с меньшими токами.

Объем работ определяется характером отказа или повреждения.

4.3 При текущем ремонте полупроводниковых преобразователей выполняются:

проверка заземления конструкции и аппаратов, земляного реле;

осмотр разрядников, очистка от пыли и проверка регистраторов срабатывания;

проверка контактных соединений, крепления шин, изоляторов вентилей, визуальная проверка охладителей таблеточных вентилей, исправность шунтирующих элементов;

очистка от пыли элементов преобразовательных секций, изоляторов, вентиляционных каналов;

опробование действия встроенных в секцию специальных защит и устройств контроля, блокировок безопасности;

замена дефектных вентилей, резисторов, конденсаторов;

общая проверка системы охлаждения (вентилятора, насоса, смазки двигателей, ветрового реле);

проверка низковольтной аппаратуры;

у выпрямительно-инверторных секций — проверка осциллографом параметров импульсов управления на тиристорах и проверку формы кривых напряжения на контрольных выводах шкафа управления.

4.4 При межремонтных испытаниях преобразователей проводятся:

проверка целостности и электрической прочности вентилей (распределение обратного напряжения между последовательно соединенными вентилями);

измерение сопротивления изоляции между стяжными шпильками и радиаторами вентилей и других токоведущих элементов по отношению к заземленным конструкциям (измеренное мегомметром на напряжение 2500 В должно быть не менее 10 МОм);

проверка работоспособности встроенной защиты от неравномерности распределения тока;

проверка работы защиты от пробоя вентилей (выполняется под напряжением);

измерение сопротивления изоляции цепей вторичной коммутации между собой и относительно заземленных конструкций (измеренное мегомметром 1000 В должно быть не менее 5 МОм);

проверка действия защит, устройств автоматики и управления;

проверка распределения тока между параллельными ветвями тиристоров или диодов (разброс не должен превышать 10% от среднего значения тока через ветвь, а для таблеточных диодов — 15%);

измерение пробивного напряжения и тока утечки (проводимости) разрядников, исправность их регистраторов срабатывания;

проверка осевого усилия сжатия таблеточных вентилей (проверяют при превышении нормы разброса тока по параллельным ветвям);

измерение внутреннего теплового сопротивления штыревых вентилей с помощью измерителя тепловых сопротивлений вентилей (ИТСВ); значения сопротивлений не должны превышать значений, приведенных в таблице 14 настоящей Инструкции;

проверка электрической прочности изоляции токоведущих элементов относительно заземленных конструкций повышенным напряжением промышленной частоты в течение одной минуты (испытательное напряжение для мостовых схем — 12 кВ, для нулевых схем — 15 кВ, цепи вторичной коммутации — 2 кВ);

измерение скорости охлаждающего воздуха между ребрами охладителей на выходе воздушного потока (должна быть не менее 8 м/с);

измерение индуктивности помехозащитных и ограничивающих реакторов;

высоковольтные испытания шкафа сопротивлений и конденсаторов RC (испытательное напряжение промышленной частоты для проходных изоляторов — 24 кВ в течение одной минуты, 27 кВ — для обкладок конденсаторов относительно корпуса и 10 кВ между обкладками в течение времени не более 10 с, постоянное напряжение 15 кВ — для проводов ПС и сопротивлений в течение одной минуты).

Суточная переработка электроэнергии на	Браковочные значения тепловых сопротивлений вентилей, °С/Вт, при режимах работы агрегатов
тягу, тыс.кВт.ч	поочередно без автоматического включения и отключения резерва	поочередно с автоматическим включением и отключением резерва	параллельно
До 50	0,50	-	-
60 — 80	0,45	0,50	-
90 — 100	0,30	0,45	0,50
120 — 140	0,20	0,40	0,45
150 — 170	-	0,30	0,40
180 — 200	-	0,20	0,35

4.5 Капитальный ремонт преобразователей.

Капитальный ремонт преобразователей с разборкой, ремонтом и заменой неисправных элементов проводится по результатам испытаний и общему состоянию преобразователя. Испытание проводится в соответствии с пунктом 4.4 настоящей Инструкции.

4.6. Целостность вентилей выпрямителей без элементов, шунтирующих вентили, определяется устройством диагностирования полупроводников типа УДП импульсным напряжением, равным 0,8 напряжения класса вентилей. При этом показания прибора в процессе проверки не должны отличаться от указанного значения более чем на +10%.

При наличии шунтирующих элементов измеряется распределение напряжения между последовательно соединенными тиристорами или диодами.

Разброс не должен превышать 20% от среднего значения.

У таблеточных вентилей измеряется импульсный обратный ток. Величина тока при температуре 140 °С не должна превышать: у диодов В2-320 — 20 мА, В-500 — 300 мА; у диодов ДЛ-133-500 импульсный и обратный ток, измеренный при температуре 25 °С, должен быть не более 2 мА.

4.7. Поврежденные охладители таблеточных вентилей (тепловые трубки) ремонту не подлежат и должны быть заменены исправными.

4.8. Осевое усилие при затягивании гаек таблеточных вентилей должно быть не более 24000 Н (+/- 2400 Н).

4.9. При необходимости установки выпрямителя типа ВТПЕД в помещении следует учитывать, что объем помещения должен быть больше 1200 куб. м.

V. Выполнение работ по техническому обслуживанию и ремонту сглаживающих устройств

5.1 При осмотре сглаживающего устройства (СУ) проверяются:

исправность ограждений, запоров, блокировок;

отсутствие трещин на изоляторах, выпучивания стенок конденсаторов и следов стекания масла;

тепловое состояние реакторов;

показания измерительных приборов.

5.2. Объем ремонта по техническому состоянию СУ определяется характером неисправности или повреждения.

5.3 При текущем ремонте СУ выполняются:

проверка состояния контактов, отсутствие касания между витками реакторов, прочности крепления катушек индуктивности, целостности заземляющих устройств;

очистка поверхности изоляторов, корпусов конденсаторов, реактора, аппаратуры и каркасов от пыли;

проверка целостности плавких вставок, цепи разряда конденсаторов, отсутствия замыкания между зажимами, корпусом конденсаторов, изоляции катушек индуктивности, соединительных проводов мегомметром на напряжение 2500 В.

5.4 При межремонтных испытаниях сглаживающего устройства выполняются:

измерение мегомметром на напряжение 2500 В сопротивления изоляции конденсаторов (между выводами и между выводами и корпусом), катушек индуктивности и соединительных проводов;

измерение емкости конденсаторов;

измерение индуктивности реактора (реакторов);

настройка резонансных контуров;

испытание трансформатора тока;

измерение сопротивления соединительных проводов;

высоковольтные испытания конденсаторов, катушек индуктивности, соединительных проводов;

высоковольтные испытания изоляторов разъединителей, высоковольтных предохранителей, опорных изоляторов реактора.

5.5. Капитальный ремонт сглаживающего устройства проводят по результатам испытаний и состоянию элементов СУ. Испытания проводятся в соответствии с пунктом 5.4 настоящей Инструкции.

5.6. Ошиновка элементов СУ должна быть выполнена гибкими медными шинами. Сопротивление соединительных проводов (включая сопротивление переходных контактов) не должно превышать 0,01 Ом.

5.7. Для защиты устройств проводной связи от влияния тяговой сети электрических железных дорог постоянного тока на тяговых подстанциях железных дорог должны применяться двухзвенные резонансно-апериодические сглаживающие фильтры.

На тяговых подстанциях железных дорог с двенадцатипульсовыми выпрямителями рекомендуется применение однозвенных апериодических или резонансно-апериодических СУ с индуктивностью реактора не менее 4,5 мГн, емкостью параллельной части 250 — 400 мкФ — при коэффициенте несимметрии питающих напряжений альфаи в диапазоне от 0 до 2% и 600 мкФ — при альфаи больше 2%. Резонансный контур на 100 Гц обязателен при альфаи больше 1%.

5.8. Для снижения помех в высокочастотных каналах связи на всех тяговых подстанциях между плюсовой шиной и наружным контуром заземления подстанции включается конденсатор емкостью не менее 10 мкФ.

5.9. Контроль за током, протекающим через параллельную часть однозвенного (первого звена двухзвенного) СУ, осуществляется с помощью амперметра и реле, срабатывающих на сигнал с выдержкой времени не более 1 с в случае превышения тока 60 А (на подстанциях с альфаи меньше 2%) или 80 А (на подстанциях с альфаи больше 2%, а также на всех подстанциях с управляемыми преобразователями).

5.10. Настройка резонансного контура 100 Гц СУ подстанций с двенадцатипульсовыми преобразователями проводится один раз в 4 года. Настройка двухзвенных СУ с магнитосвязанными реакторами проводится с учетом наличия взаимоиндукции между реакторами. Резонансные контуры настраиваются при полной или частичной замене катушек индуктивности или конденсаторов и при значительном увеличении помех в устройствах связи. В остальных случаях проверяется настройка. При настройке резонансных контуров определяются величины L и С. Рекомендуется использовать значения произведения L x С для каждого резонансного контура в зависимости от частоты, приведенной в таблице 15 настоящей Инструкции.

Частота контура, Гц	100	200	300	400	600	900	1200
L x С, мГн x мкФ	2535,6	633,8	281,5	158,5	70,4	31,3	17,6

5.11. Реакторы и катушки индуктивности СУ испытываются повышенным выпрямленным напряжением 6,6 кВ в течение одной минуты. При этом напряжение прикладывается:

между токоведущей частью катушки и заземленным фланцем изолятора, если катушки выполнены из голого провода и их каркас крепится на изоляторах;

между токоведущей частью катушки и заземленной конструкцией, на которой крепится брус, если катушки выполнены из изолированного провода и крепятся на деревянных брусьях.

Опорные изоляторы реакторов испытываются один раз в 8 лет.

5.12. Подавать напряжение на СУ перед вводом его в работу следует от контактной сети.

VI. Выполнение работ по техническому обслуживанию и ремонту устройства компенсации реактивной мощности и улучшения качества электрической энергии

6.1 При осмотре устройства компенсации реактивной мощности и улучшения качества электрической энергии проверяются:

исправность ограждений, запоров, блокировок и заземлений;

отсутствие трещин на изоляторах, выпучивания стенок конденсаторов и следов вытекания пропитывающей жидкости;

уровень масла и отсутствие течи масла в масляном реакторе;

исправность контактов (визуально), отсутствие их нагрева;

отсутствие посторонних предметов в бетонном реакторе;

наличие и исправность защитных средств и средств тушения пожара;

температура окружающего воздуха.

При осмотре фильтрокомпенсирующих установок (ФКУ) оперативно-ремонтным персоналом, показания щитовых приборов с записью в книгу осмотров и неисправностей, проверяются:

величины токов по каждой фазе батареи;

напряжение на шинах 10 кВ;

напряжение небаланса на ФКУ (не более 8 В);

показания счетчика реактивной энергии;

число включений вакуумного выключателя за каждые сутки.

6.2. Ремонт устройств компенсации реактивной мощности и улучшения качества электрической энергии по техническому состоянию проводится:

после срабатывания защит установки и ее аварийного отключения;

по результатам осмотров и выявлении неисправностей.

Объем работ определяется характером неисправности или повреждения ФКУ.

6.3. При текущем ремонте устройства компенсации реактивной мощности и улучшения качества электрической энергии проводятся:

проверка исправности контактов в токоведущих и заземляющих цепях;

ликвидация незначительных просачиваний пропитывающей жидкости конденсаторов (подпайка мягким припоем мест со следами просачивания, включая места установки проходных изоляторов);

очистка поверхности изоляторов, корпусов, конденсаторов, аппаратуры и каркасов от пыли, протирка опорных и подвесных изоляторов;

замена дефектных конденсаторов;

восстановление лакокрасочных покрытий конденсаторов;

опробование устройств автоматики, блокировок, релейной защиты и действия приводов выключателей и разъединителей;

удаление травы или снега с территории установки;

проверка отсутствия замыкания витков бетонных реакторов, следов перекрытий по бетону;

проверка мегомметром на напряжение 2500 В (отсутствия замыкания между зажимами и корпусом).

6.4. При межремонтных испытаниях устройства компенсации реактивной мощности и улучшения качества электрической энергии проводятся:

измерение мегомметром на напряжение 2500 В сопротивления изоляции конденсаторов;

измерение мегомметром на напряжение 2500 В изоляции стенок бетонного реактора;

испытание повышенным напряжением конденсаторов (при вводе в эксплуатацию и после капитального ремонта);

измерение емкости батареи в целом;

проверка распределения напряжения между последовательно соединенными рядами конденсаторов;

измерение индуктивности реакторов;

проверка частоты настройки контура (установки);

испытание шунтирующего разрядника устройства продольной компенсации (УПК);

испытание повышенным напряжением опорных, проходных и подвесных изоляторов.

6.5. Необходимость капитального ремонта устройства компенсации реактивной мощности и улучшения качества электрической энергии определяется его состоянием и результатами испытаний. После проведения капитального ремонта проводятся испытания в порядке, предусмотренном в пункте 6.4 настоящей Инструкции.

6.6 Эксплуатация конденсаторных установок запрещается при:

повреждении фарфоровых проходных изоляторов вводов конденсаторов;

наличии капельной течи пропитывающей жидкости конденсаторов (банки с пятнами пропитывающей жидкости);

вспучивании стенок конденсаторов;

температуре окружающего воздуха выше 40 °С;

неравномерности загрузки фаз трехфазной установки более чем на 10% по фазам.

Запрещается включение установки при температуре окружающего воздуха ниже минус 40 °С, если перерыв в работе составил более одного часа.

6.7. Батарея конденсаторов должна располагаться на изолированных платформах подвесного или наземного исполнения. Расстояния между соседними конденсаторами должны быть не менее 100 мм, таблички с техническими данными — доступны для визуального осмотра оперативным или ремонтным персоналом.

6.8. Емкость конденсаторов одного ряда и всей батареи определяется методом амперметра-вольтметра. Индуктивность дросселя, включаемого при измерениях последовательно с конденсаторами, должна быть не менее 20 мГн при измерениях емкости ряда конденсаторов или батареи в целом и не менее 100 мГн — при измерении емкости отдельного элемента.

Фактическая емкость, определенная при температуре 15 — 35 °С, не должна отличаться от паспортных данных более чем на +/- 10%.

6.9. Емкость конденсаторов каждого ряда не должна отличаться от средней емкости ряда более чем на 5%.

6.10. Измерение сопротивления изоляции бетонных реакторов проводится мегомметром на напряжение 2500 В между любым из выводов реактора и проводником, соединяющим все верхние фланцы опорных изоляторов. Сопротивление изоляции реакторов на подстанциях переменного тока должно быть не менее 10 МОм. При сопротивлении изоляции меньше 10 МОм необходимо проводить сушку реакторов.

6.11. Контуры третьей и пятой гармоник компенсирующих устройств подстанций переменного тока настраиваются соответственно на частоты 135 — 142 и 230 — 240 Гц, а контур ФКУ подстанций постоянного тока — на частоту 230 — 245 Гц.

6.12. На подстанциях постоянного тока при подключении реакторов РБСГ-10-2x630-0,56, ФКУ-10кВ следует соблюдать одинаковое направление тока в каждой фазе. При подключении реактора используются только верхние выводы (маркировка Л2) или только нижние (маркировка М2), средние выводы не используются.

6.13. Для исключения перенапряжений на конденсаторах ФКУ должны быть приняты меры, предотвращающие повторные перекрытия между контактами высоковольтных выключателей.

6.14. Ошиновка конденсаторов ФКУ должна быть выполнена гибкими медными шинами с залуженными наконечниками. Сопротивление соединительных проводов (включая переходной контакт) не должно быть более 0,01 Ом.

VII. Выполнение работ по техническому обслуживанию и ремонту устройств релейной защиты и автоматики

В соответствии с настоящим разделом проводится ТО и ТР РЗА высоковольтных линий ВЛ — 6 - 10 кВ, 35, 110, 154, 220 кВ; сборных шин тяговых подстанций; трансформаторов всех присоединений подстанции; фидеров контактной сети 27,5 кВ, 2 x 25 кВ, фидеров питания нетяговых потребителей и автоблокировки, линий продольного электроснабжения; защиты от замыкания на землю в РУ-3,3 кВ; аппаратуры вторичных цепей тяговых подстанций, ПС, ППС, АТП, ППП, включая цепи устройств дистанционного управления; цепей управления и сигнализации.

7.1 ТО устройств релейной защиты и автоматики, находящейся в эксплуатации, включает:

технические осмотры;

опробования;

профилактический контроль;

тестовый контроль для устройств на микроэлектронной базе;

профилактическое восстановление (ремонт).

7.2. Перед включением вновь смонтированных устройств, после реконструкции действующих устройств РЗА, связанной с установкой новой аппаратуры, после монтажа новых вторичных цепей проводится их проверка, как при новом включении. Одновременно проверяются все вторичные цепи, измерительные трансформаторы и приводы коммутационных аппаратов, относящиеся к устройствам РЗА. Виды и объем выполняемых работ при новом включении устройств РЗА определены в Приложении № 3 к настоящей Инструкции.

7.3. Включение новых и реконструированных устройств РЗА, проверка которых выполнялась организацией, не входящей в систему МПС России, проводится только после приемки устройств РЗА комиссией под председательством ответственного за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги.

7.4 Профилактическое восстановление РЗА проводится для проверки:

исправности аппаратуры и цепей релейной защиты и автоматики;

соответствия уставок реле заданным;

восстановления наименее надежных элементов устройств (реле времени, реле прямого действия, индукционных токовых реле).

7.5. Для каждого присоединения электроустановок тяговой подстанции должен быть установлен цикл технического обслуживания (период эксплуатации между двумя ближайшими профилактическими восстановлениями) устройств РЗА. Цикл ТО для устройств РЗА, расположенных в помещениях I категории (сухие отапливаемые помещения), может составлять 6 или 12 лет. Цикл ТО для устройств РЗА, расположенных в помещениях II категории (ячейки комплектных распределительных устройств наружной установки, комплектных трансформаторных подстанций, помещения с большим диапазоном колебания температур и небольшой вибрацией), может составлять 3 или 6 лет.

7.6. Периодичность проведения ТО устройств РЗА утверждает ответственный за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги, руководствуясь категорией помещений (таблица 16 настоящей Инструкции).

Присоединения

Место установки

Цикл технического обслуживания, лет

Количество лет эксплуатации

устройств релейной защиты и автоматики

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Потребителей электроэнергии, не входящих в систему МПС России

В помещениях I категории (вариант 1)

12

Н

К1

О

О

О

К

О

О

О

К

О

В

О

О

Потребителей электроэнергии железных дорог

В помещениях I категории (вариант 2)

6

Н

К1

О

К

О

В

О

К

О

К

О

В

О

К

В помещениях II категории (вариант 1)

6

Н

К1

О

К

О

В

О

К

О

К

О

В

О

К

В помещениях II категории (вариант 2)

3

Н

К1

К

К

В

О

К

В

О

К

В

О

К

В

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. 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.

3. Количество опробований в году, квартале, месяце устанавливает ответственный за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги при утверждении годового планово-предупредительного ремонта электроустановки.

7.7. В целях совмещения проведения профилактического контроля и профилактического восстановления средств РЗА с ТР основного оборудования тяговой подстанции железной дороги допускается перенос запланированного вида ТО на срок до одного года. При этом должны быть проведены дополнительные опробования.

7.8. Срок службы устройств РЗА составляет 20 — 25 лет в зависимости от условий эксплуатации и может быть продлен при удовлетворительном состоянии аппаратуры и изоляции соединительных проводов и сокращении цикла ТО.

7.9. Первый профилактический контроль устройств РЗА должен проводиться через 10 — 18 месяцев после включения их в работу.

7.10. В необходимых случаях проводится внеочередная проверка или послеаварийная проверка по указаниям ответственного за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги.

7.11. ТО устройств сигнализации, блокировок, дистанционного управления проводится с периодичностью, установленной для соответствующих устройств РЗА.

7.12 Технические осмотры устройств релейной защиты и автоматики.

7.12.1 Оперативный (оперативно-ремонтный) персонал тяговой подстанции железной дороги проверяет при сдаче-приеме смены:

состояние сигнальных ламп, кнопок, клеммных сборок, испытательных блоков;

соответствие положения накладок, переключателей, испытательных блоков, зафиксированных в карте положения накладок и испытательных блоков;

показания приборов сложных защит линий и оборудования РУ напряжением 35 — 220 кВ.

7.12.2. Оперативно-ремонтный персонал бригады релейной защиты РРУ проверяет по утвержденному годовому графику, но не реже двух раз в год:

состояние аппаратуры РЗА, испытательных блоков;

состояние клеммных сборок, затяжку болтов, отсутствие отсоединенных неизолированных концов кабелей и проводов;

наличие бирок на проводах и кабелях РЗА и надписей на них;

положения накладок режиму работы и сопоставление с данными журнала релейной защиты;

соответствие уставок предохранителей, установленных в цепях РЗА.

7.12.3. Начальник тяговой подстанции железной дороги осматривает устройства РЗА, положение накладок, состояние кабелей, наличие бирок два раза в год, весной и осенью.

7.13 Опробование устройств релейной защиты и автоматики.

Периодическое опробование РЗА является проверкой работоспособности наименее надежных элементов устройств РЗА: реле времени с часовым механизмом, технологических датчиков, приводов коммутационных аппаратов (исполнительных механизмов).

7.13.1. Опробование с действием защиты на отключение выключателей проводится работниками РРУ не реже одного раза в год.

7.13.2. Срабатывание устройства РЗА с действием защиты на сигнал или на отключение выключателей в период за 3 месяца до намеченного срока может быть засчитано за проведение очередного опробования, при этом срок следующего опробования устройства РЗА не изменяется.

7.13.3. Периодичность проведения опробований или тестового контроля каждого присоединения РУ 0,4 — 35 кВ определяется местными условиями, утверждается ответственным за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги.

7.13.4. Опробование проводится при напряжении оперативного тока, равном 0,8 номинального значения.

Опробование состоит из двух частей:

опробование устройства с действием на выходные реле и на сигнал;

опробование действия выходных реле на коммутационную аппаратуру.

7.13.5. После проверки положения накладок и других оперативных элементов о проведении опробования устройства РЗА и возможности оставления его в работе должна быть сделана запись в журнале релейной защиты.

7.14 Профилактический контроль РЗА включает:

7.14.1 Подготовительные работы:

подготовка необходимой документации: схем, инструкций, паспортов-протоколов, карт уставок защит, программ, рабочих тетрадей;

подготовка испытательных устройств, измерительных приборов, инструмента, соединительных проводов.

7.14.2. При внешнем осмотре устройства РЗА проводится очистка от пыли, осмотр состояния аппаратуры и монтажа, осмотр выходных реле при снятых кожухах.

7.14.3. Измерение сопротивления изоляции цепей РЗА следует проводить мегомметром на напряжение 1000 В в каждой группе электрически не связанных цепей вторичных соединений относительно земли и между собой (тока, напряжения, оперативного тока, сигнализации, блокировки, жилами кабеля газовой защиты, между жилами кабеля от трансформаторов напряжения до автоматов или предохранителей). Сопротивление изоляции должно быть не менее 1,0 МОм.

Элементы, не рассчитанные на испытательное напряжение 1000 В, исключаются из схемы испытаний.

Испытание изоляции цепей до 24 В не проводится.

7.14.4. Измерение сопротивления изоляции цепей 24 В и ниже устройств РЗА на микроэлектронной базе проводится в соответствии с указаниями заводов-изготовителей. При отсутствии таких указаний проверяется отсутствие замыкания этих цепей на землю омметром на напряжение до 15 В.

7.14.5. Комплексная проверка устройств РЗА и сигнализации проводится при номинальном напряжении оперативного тока и подаче на устройство параметров аварийного режима от постороннего источника питания к полностью собранным цепям устройств и закрытых кожухах реле.

Для защит с зависимой характеристикой следует снять 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.

Ток и напряжение, соответствующие аварийному режиму, подаются 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 надежное срабатывание реле.

7.14.6 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.

7.14.7. Проверка устройств рабочим током и напряжением осуществляется путем проверки обтекания током токовых цепей проверяемого устройства и наличия напряжения на проверяемом устройстве.

7.14.8. Тестовый контроль РЗА проводится для устройств на микроэлектронной базе в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. При проведении профилактического контроля тестовый контроль проводится после проверки рабочим током и напряжением.

7.14.9 При подготовке устройств РЗА к включению выполняются:

1. проверка положения указательных реле, испытательных блоков, накладок, рубильников, кнопок, сигнальных ламп и других оперативных элементов;

2. запись в журнале по релейной защите о результатах проверки, состоянии проверенных устройств и о возможности включения их в работу.

7.14.10. Профилактический контроль устройств РЗА считается завершенным, если при их комплексной проверке не выявлены отступления параметров уставок реле, превышающих допустимые значения. В случае обнаружения превышений и отступлений необходимо приступить к профилактическому восстановлению устройств РЗА.

7.15. Профилактическое восстановление (ремонт) устройств релейной защиты и автоматики.

При профилактическом восстановлении выполняются:

подготовка исполнительных схем, паспортов-протоколов, рабочих тетрадей, карт уставок защит, технологических карт; испытательной установки, измерительных приборов, соединительных проводов, запчастей и инструмента;

выверка принципиальных и монтажных схем устройств РЗА присоединения, о чем руководитель бригады РЗА делает запись и расписывается на исполнительной схеме.

7.15.1 При внешнем осмотре РЗА проверяются:

надежность крепления панели, аппаратуры на панели;

отсутствие механических повреждений аппаратуры, состояние изоляции выводов реле и другой аппаратуры;

отсутствие пыли и грязи на кожухах аппаратуры и рядах выводов;

состояние изоляции проводов и кабелей, надежность контактных соединений на рядах зажимов, ответвлениях от шин, шпильках реле, испытательных блоков, резисторах, а также надежность паек;

состояние уплотнения дверей шкафов, кожухов выводов на вторичной стороне трансформаторов тока и напряжения;

состояние электромагнитов управления и блок-контактов коммутационной аппаратуры;

состояние заземления цепей вторичных соединений;

наличие и правильность надписей на панелях и аппаратуре, наличие маркировки кабелей, жил кабелей и проводов.

7.15.2 Предварительная проверка заданных уставок защит РЗА.

В целях определения работоспособности элементов и допустимого отклонения параметров срабатывания от заданных уставок устройств РЗА проверку необходимо проводить при закрытых кожухах реле и крышках автоматов.

Если при проверке уставок параметры срабатывания выходят за пределы допустимых отклонений, проводится анализ причин отклонения и при необходимости разборка, восстановление или замена аппаратуры.

7.15.3 При внутреннем осмотре устройств РЗА проводятся:

проверка и чистка механической части аппаратуры (релейной и коммутационной);

проверка состояния уплотнения кожухов, крышек и целости стекол;

проверка целости деталей реле и устройств, правильности их установки и надежности крепления;

очистка от пыли и посторонних предметов;

проверка надежности контактных соединений, пайки;

проверка затяжки болтов, стягивающих сердечники трансформаторов, дросселей;

проверка состояния контактных поверхностей и дугогасительных камер;

проверка надежности работы механизма управления включением и отключением от руки.

7.15.4 Проверка электрических характеристик РЗА проводится:

в объеме, соответствующем профилактическому восстановлению элементов, которые не подвергались разборке;

в объеме, соответствующем новому включению в случае разборки или замены элементов.

7.15.5. Измерение и испытание изоляции устройств в полной схеме следует проводить при закрытых кожухах, крышках, дверцах.

До и после испытания электрической прочности изоляции необходимо проводить измерение сопротивления изоляции мегомметром на напряжение 1000 В относительно земли каждой из групп электрически не связанных цепей вторичных соединений (цепи одного выключателя, одного устройства РЗА, цепей сигнализации, цепи газового реле).

Объект считается выдержавшим испытание, если сопротивление изоляции составляет не менее 1 МОм.

Испытание электрической прочности изоляции необходимо проводить напряжением 1000 В переменного тока в течение одной минуты относительно земли.

7.15.6 Комплексная проверка устройств релейной защиты и автоматики.

Проверку следует проводить 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 предусматривать надежное размыкание выходных цепей), с действием «на сигнал».

При комплексной проверке необходимо проводить измерение полного времени действия каждой из ступеней устройства и проверять правильность действия сигнализации.

Ток и напряжение, соответствующие аварийному режиму, необходимо подавать на все ступени и фазы (или все комбинации фаз) проверяемого устройства. При этом они должны соответствовать следующим параметрам:

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 точки характеристики. Для токовых направленных защит требуется подавать номинальное напряжение с фазой, обеспечивающей срабатывание реле направления мощности. Для дифференциальных защит ток подается 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, 0,9Z1, 1,1Z1, 0,9Z2, 1,1Z2, 0,9Z3 и 1,1Z3. Регулировка выдержки времени в первой ступени (при необходимости) проводится при сопротивлении 0,5Z1.

Следует проверять правильность поведения устройств при имитации всех возможных видов короткого замыкания (КЗ) в зоне и вне зоны действия устройств.

7.15.7. Проверка действия проверяемого устройства на коммутационную аппаратуру и восстановление связей с другими устройствами:

подготовка цепей отключения и включения при заданных уставках, действия выходного реле проверяемого устройства на коммутационный аппарат при номинальном напряжении оперативного тока;

проверка отсутствия сигналов и подсоединение цепей связи к другим устройствам, находящимся в работе на рядах выводов проверяемого устройства.

После проверки действия проверяемого устройства на коммутационные аппараты и выставления уставок работы во всех его цепях не проводятся.

7.15.8 Проверка устройства РЗА 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 требуется провести:

осмотр всех реле и других аппаратов, рядов зажимов и перемычек на них;

установку накладок, переключателей, испытательных блоков и других оперативных элементов в положениях, при которых включается воздействие проверяемого устройства на другие устройства и коммутационные аппараты;

проверку целости и правильность сборки токовых цепей от нагрузочных устройств.

Проверку рабочим током и напряжением устройств РЗА необходимо проводить в следующей последовательности:

1. проверка исправности и правильности подключения цепей напряжения измерением на ряде выводов линейных и фазных напряжений и напряжения нулевой последовательности и проверкой фазировки цепей напряжения проверяемого присоединения;

2. проверка исправности токовых цепей измерением вторичных токов нагрузки в фазах и в нулевом проводе, а для направленных защит проводится снятие векторной диаграммы;

3. проверка правильности работы и небалансов фильтров тока и напряжения прямой, обратной и нулевой последовательностей;

4. проверка правильности включения реле направления мощности и реле сопротивления;

5. проверка правильности сборки токовых цепей дифференциальных защит измерением токов (напряжений) небаланса.

7.15.9 При подготовке устройств РЗА к включению проводится:

повторный осмотр реле, режим работы которых изменялся при проверке рабочим током и напряжением;

проверка положения флажков указательных реле, испытательных блоков, накладок, рубильников, кнопок, сигнальных ламп, а также перемычек на рядах выводов;

запись в журнале релейной защиты о результатах проверки устройств РЗА, состоянии проверенных устройств и о возможности включения их в работу;

заполнение паспортов-протоколов устройств РЗА.

7.16. Проверка устройств РЗА при новом включении (наладка) проводится в соответствии с Приложением № 3 к настоящей Инструкции.

По результатам проверки выдаются паспорта-протоколы устройств РЗА.

7.17 Технические указания по ведению документации устройств РЗА.

7.17.1. Расчет уставок всех видов защит и автоматики проводится работниками специализированных проектных организаций федерального железнодорожного транспорта.

7.17.2. В процессе эксплуатации допускается проводить перерасчет уставок защит фидеров контактной сети, линий автоблокировок (АБ), продольного электроснабжения (ПЭ), «два провода — рельс» (ДПР) и железнодорожных потребителей персоналом дистанции электроснабжения железной дороги.

Уставки защит фидеров контактной сети постоянного и переменного тока, фидеров АБ, ПЭ и ДПР утверждаются службой электроснабжения железной дороги.

7.17.3. Режим работы устройств автоматики определяется и утверждается ответственным за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги.

7.17.4. Фидеры основного питания устройств сигнализации, централизации, блокировки (СЦБ) должны быть оборудованы АПВ и автоматическим включением резерва (АВР), резервного питания — АПВ.

При периодических опробованиях защит этих фидеров одновременно должна проверяться работоспособность устройств АПВ и АВР с замером времени перехода устройств СЦБ с основного на резервное питание, которое не должно превышать 1,3 секунды.

7.17.5. На каждой тяговой подстанции должна быть карта положений накладок и испытательных блоков, по которой оперативным персоналом при приеме-сдаче смены проверяется фактическое положение накладок и блоков.

7.17.6. Время отключения тока короткого замыкания защитой без выдержки времени не должно превышать 90 мс на линиях постоянного тока и 140 мс на линиях переменного тока.

7.17.7. При проверке защиты от замыкания на землю в РУ-3,3 кВ от нагрузочного устройства измеряется распределение тока по реле и вычисляется ток утечки с внутреннего контура помимо реле при имитации короткого замыкания в трех различных точках РУ (в середине и по краям РУ).

Разность тока нагрузочного устройства и суммарного тока двух реле (ток утечки) не должна превышать 10%, в исключительных случаях, по разрешению службы электроснабжения железной дороги, не более 30%.

Уставка каждого реле земляной защиты должна быть 150 — 200 А.

Для предотвращения ложной работы реле земляной защиты от перетекания блуждающих токов необходимо объединить общей шиной точки подключения реле к внешнему контуру.

7.17.8. Работа в цепях РЗА без выверенных исполнительных схем запрещается. Изменения и дополнения вносятся в схемы первичной и вторичной коммутации, однолинейные схемы электроустановки в соответствии с настоящей Инструкцией.

Выверка исполнительных схем проводится при новом включении и профилактическом восстановлении устройств РЗА, что подтверждается подписью на схеме руководителя бригады РЗА ремонтно-ревизионного участка (РРУ).

7.17.9. Оперативные цепи защит от замыкания на землю в РУ-3,3 кВ присоединяются через отдельные предохранители непосредственно к шинам аккумуляторной батареи до главных предохранителей.

7.17.10. На каждой тяговой подстанции должен быть заведен журнал релейной защиты, в котором записываются результаты осмотров, опробований, профилактического контроля и восстановления устройств РЗА.

На каждое присоединение тяговой подстанции должен быть паспорт-протокол РЗА.

7.17.11. В бригадах РЗА РРУ должна быть рабочая тетрадь, в которой последовательно ведутся записи выполняемых работ и результаты замеров, проверок, испытаний устройств РЗА, на основании которых даются заключения в журнале релейной защиты о работоспособности РЗА и заполняются паспорта-протоколы.

7.17.12. Регистрация результатов при ТО устройств РЗА проводится в паспортах-протоколах устройств, присоединений и в журналах релейной защиты.

Паспорт-протокол РЗА устройства, присоединения включает в себя:

общую часть, содержащую паспортные данные реле, элементов, устройств;

уставки защиты;

протоколы проверок и испытаний каждого реле, элемента или устройства, произведенных при новом включении;

отдельные листы регистрации результатов первого и каждого последующего профилактического контроля РЗА;

отдельные листы регистрации результатов профилактического восстановления.

При профилактическом восстановлении устройств РЗА эксплуатационный персонал выполняет работы и сравнивает их результаты с результатами предыдущих проверок, отраженных в паспортах-протоколах, с учетом допустимых значений максимальных отклонений уставок устройств РЗА. Результаты профилактического восстановления, наличие или отсутствие изменений фиксируются в паспорте-протоколе РЗА устройства, присоединения и журнале релейной защиты тяговой подстанции железной дороги или района электроснабжения железной дороги.

7.17.13. При отсутствии протоколов нового включения устройств РЗА за основу принимаются результаты (протоколы) последнего профилактического восстановления.

7.17.14. При отсутствии протоколов нового включения бригада РЗА проводит проверку устройств РЗА по полной программе нового включения.

7.17.15. Журнал релейной защиты должен быть пронумерован, прошнурован, скреплен печатью дистанции электроснабжения железной дороги и храниться на тяговой подстанции или в районе электроснабжения железной дороги. Копии паспортов-протоколов хранятся в РРУ.

В журнале релейной защиты фиксируются:

записи о результатах проверки, состоянии проверенных устройств и готовности включения их в работу при новом включении;

записи о результатах профилактического восстановления, выявленных отклонениях параметров уставок срабатывания от заданных, изменениях или замене элементов устройств РЗА и возможности включения устройств РЗА в работу;

записи о результатах профилактического контроля в соответствии с пунктом 7.14 настоящей Инструкции, в том числе с указанием величины измеренного сопротивления после испытания напряжением 1000 В, 50 Гц изоляции:

а) относительно земли;

б) между отдельными группами электрически не связанных цепей вторичных соединений (тока, напряжения, оперативного тока, сигнализации);

в) между жилами кабеля газовой защиты;

г) между жилами кабеля от трансформатора напряжения (ТН) до автоматов или предохранителей;

записи о величине первичного тока нагрузочного приспособления, вызвавшего срабатывание защиты на отключение коммутационного оборудования, и возможности включения устройств РЗА в работу;

записи о результатах проведения периодического осмотра и опробование устройств РЗА;

записи о проведении внеочередных и послеаварийных проверок.

Результаты проверок, изменений уставок подписывает руководитель бригады РЗА РРУ. Начальник тяговой подстанции железной дороги знакомится с этими записями и организовывает ознакомление под роспись всего причастного персонала.

VIII. Выполнение работ по техническому обслуживанию и ремонту устройств телемеханики

8.1 При техническом обслуживании устройств телемеханики проводятся:

проверка при новом включении (наладка);

технические осмотры;

опробование;

профилактический контроль;

профилактическое восстановление.

8.2. Проверка устройств телемеханики при новом включении проводится при вводе новой системы телемеханики персоналом специализированной наладочной организации федерального железнодорожного транспорта или бригадой телемехаников ремонтно-ревизионного участка дистанции электроснабжения железной дороги на основании инструкции завода-изготовителя.

8.3 При техническом осмотре устройств телемеханики проверяются:

наличие основного и резервного напряжения на стойке телемеханики;

переход стойки на резервное питание и обратно;

нагрев блоков на стойке.

8.4 При опробовании устройств телемеханики выполняются:

проверка работы телеуправления (ТУ) с диспетчерского пункта (энергодиспетчером или персоналом группы телемеханики) посылкой двух или трех подтверждающих команд на все контролируемые пункты;

проверка работы телесигнализации (ТС) на диспетчерском пункте квитированием двух или трех ключей телесигнализации.

8.5 При проведении работ по профилактическому контролю устройств телемеханики выполняются:

внешний осмотр;

проверка предохранителей основного и резервного питания, соответствие их номинальным значениям уставок;

проверка разъемных соединений всех блоков;

проверка монтажных соединений жгутов и разъемов, прочность пайки;

контроль целостности заземления экранированных проводов;

чистка контактов;

осмотр модулей;

удаление пыли, затяжка крепежных деталей, осмотр крепления трансформаторов, дросселей, конденсаторов в блоке питания;

измерение уровней напряжений поверенным комбинированным прибором;

проверка действия автоматических устройств подключения резервного питания и контроль за работой устройств, которые выполняются при временном отключении основного питания устройств телемеханики и наблюдении за значением и допустимыми отклонениями напряжения резервного питания;

чистка контактов выходных реле телемеханики;

проверка работы ТУ и ТС подачей команд на включение и отключение управляемых объектов с диспетчерского пункта.

8.6. Профилактическое восстановление устройств телемеханики позволяет предотвратить вероятные повреждения элементов устройств телемеханики, провести оценку статистических данных о неисправностях элементов в условиях эксплуатации, проанализировать причины и характер возникающих повреждений.

8.7 При профилактическом восстановлении устройств телемеханики выполняются:

проверка всех креплений;

контроль исправности переключателей, тумблеров, кнопок, арматуры предохранителей;

проверка наличия и целостности защитных заземлений;

испытания изоляции цепей стоек, панелей и блоков;

проверка отсутствия потенциала на корпусе блока, стойки;

профилактические испытания и измерения параметров диодов;

контроль исправности блока питания, предусматривающий измерения всех напряжений и профилактические испытания элементов, и проверку пульсации выпрямленного напряжения и стабилизации напряжения на выходе при изменении напряжения на входе в диапазоне 170 — 250 В;

проверка исполнительных электромеханических реле в блоке стойки телемеханики, в процессе которой проводят очистку от пыли, проверку механического состояния, измерение контактных нажатий, измерение сопротивления изоляции, измерение электрических характеристик реле, совместную проверку действия защитно-приемной аппаратуры телеуправления, проверку целостности стеклянных колб и измерение тока срабатывания герконовых реле;

ревизия выходных реле объектов ТУ с проверкой и регулировкой тока срабатывания и контактов;

испытание изоляции цепей телемеханики мегомметром на напряжение 1000 В;

испытание аппаратуры в граничных режимах питания;

измерение и регулировку уровней сигналов в каналах связи;

проверка совместной работы аппаратуры диспетчерского и контролируемого пунктов.

8.8. Восстановление устройств телемеханики до исправного состояния предусматривает оперативный поиск и точное установление места, характера и причины повреждения, ремонт или замену поврежденного модуля, блока на исправный, послеаварийную проверку действия устройства.

8.9. Виды и периодичность технического обслуживания устройств телемеханики приведены в таблице 17 настоящей Инструкции.

№ п/п	Вид техобслуживания	Периодичность
1	Осмотр диспетчерского пункта	ежедневно
2	Опробование с диспетчерского пункта	ежедневно
3	Профилактический контроль	1 раз в год
4	Профилактическое восстановление	1 раз в 3 года

Примечание. Периодичность технического обслуживания устройств телемеханики может быть изменена ответственным за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги на основании указаний завода-изготовителя.

8.10. Периодичность осмотров частотных каналов телемеханики определяется локальными инструкциями дистанции электроснабжения железной дороги по ТО (в зависимости от вида системы, срока службы, наличия диагностических приборов, систем).

8.11. Работниками группы телемеханики дистанций электроснабжения железной дороги совместно с работниками дистанции сигнализации и связи составляются структурные схемы уровней сигналов (ТУ, ТС, телеблокировки).

8.12. При нарушении работы каналов связи ТУ — ТС энергодиспетчер уведомляет о повреждении диспетчера дистанции сигнализации и связи. Работники дистанций электроснабжения совместно с работниками дистанции сигнализации и связи проводят соответствующее расследование и устранение повреждений.

8.13. Дополнительное опробование устройств телемеханики проводится энергодиспетчером накануне отключений, связанных с предоставлением продолжительных «окон» в движении поездов.

IX. Выполнение работ по техническому обслуживанию и ремонту электроустановок собственных нужд подстанции

9.1 Распределительные устройства электроустановок собственных нужд подстанции

9.1.1. При осмотре РУ напряжением до 1000 В проверяются состояние аппаратов, контактных соединений, изоляторов, кабельных заделок, предохранителей, заземлений, отсутствие замыканий на землю в цепях постоянного и переменного тока.

9.1.2. Ремонт по техническому состоянию отдельных аппаратов или их присоединений к шинам выполняется в объеме текущего ремонта.

9.1.3 При текущем ремонте выполняются:

очистка аппаратуры, изоляторов, предохранителей от пыли;

восстановление надписей, бирок кабелей;

зачистка и шлифовка подгоревших контактов или их замена;

подтяжка контактных соединений.

9.1.4 При испытаниях выполняются:

замер сопротивления изоляции шин и каждого присоединения мегомметром на напряжение 1000 В. Сопротивление изоляции должно быть не менее 0,5 МОм;

испытание изоляции напряжением переменного тока 1000 В в течение 1 минуты или мегомметром на напряжение 2500 В;

проверка действия максимальных и минимальных расцепителей автоматических выключателей;

проверка работы контакторов, пускателей на пониженном напряжении оперативного тока (включение — 90%, отключение — 80% Uном);

замер сопротивления петли «фаза-ноль» или тока короткого замыкания для сетей с заземленной нейтралью.

9.1.5 При капитальном ремонте, кроме работ, указанных в подпункте 9.1.3 настоящей Инструкции, выполняются:

разборка с заменой отдельных аппаратов или их дефектных деталей;

испытания в соответствии с подпунктом 9.1.4 настоящей Инструкции.

9.2 Аккумуляторные батареи электроустановок собственных нужд

9.2.1 При осмотре аккумуляторных батарей (АБ) проверяются:

целостность банок, уровень электролита, высота осадка (шлама);

состояние помещения, стеллажей, наличие необходимых приборов и принадлежностей;

напряжение и плотность электролита в контрольных элементах.

9.2.2. Ремонт по техническому состоянию отдельных аккумуляторных банок выполняется в объеме ТР.

9.2.3 При ТР выполняются:

проверка качества электролита, состояние пластин с их заменой (при необходимости);

замена сепараторов при необходимости и удаление шлама;

очистка окислившихся поверхностей и смазка их вазелином.

9.2.4 При испытаниях АБ выполняются:

замер напряжения, плотности и температуры электролита элементов;

химический анализ электролита;

измерение сопротивления изоляции батареи;

проверка емкости отформованной батареи.

9.2.5. Капитальный ремонт АБ с полной или частичной заменой основных деталей проводится по результатам испытаний и состоянию АБ.

9.2.6. АБ должны обеспечивать на шинах оперативного тока в нормальных эксплуатационных условиях напряжение на 5% выше номинального напряжения низковольтных аппаратов. Подзарядное устройство должно обеспечивать стабилизацию этого напряжения в пределах, указанных изготовителями АБ.

9.2.7. Устройство контроля за состоянием изоляции шин постоянного тока должно действовать на сигнал при снижении сопротивления изоляции одного из полюсов до 20 кОм в сети 220 В и 10 кОм в сети 110 В. При замыкании на землю необходимо немедленно принимать меры к поиску и устранению повреждения.

9.2.8. Температура в помещении с аккумуляторными батареями в холодное время на уровне расположения аккумуляторов должна быть не ниже 10 °С. Для тяговых подстанций железных дорог без постоянного дежурного персонала должно осуществляться автоматическое поддержание заданной температуры. Если батареи выбраны только при расчете на включение и отключение выключателей, то нижний предел температуры должен быть не ниже 0 °С.

9.2.9. В процессе обслуживания кислотной АБ анализ электролита проводится не реже одного раза в 3 года по пробам, взятым из контрольных элементов. При контрольном разряде пробы электролита отбирают в конце разряда. Для доливки применяется дистиллированная вода, проверенная на отсутствие хлора и железа.

9.2.10. Кислотные АБ, работающие по методу «заряд-разряд», подвергаются уравнительному заряду (перезаряду) один раз в 3 месяца напряжением 2,3 — 2,35 В на элемент до достижения установившегося значения плотности электролита во всех элементах 1,2 — 1,21 г/куб. см. Продолжительность дозаряда зависит от состояния батарей, но должна составлять не менее 6 часов. За время уравнительного заряда необходимо сообщить батарее не менее трехкратной номинальной емкости.

Заряд и разряд батареи допускается током не выше максимального, гарантированного для АБ. Температура электролита в конце заряда должна быть не выше 40 °С. Проверка работоспособности батареи по падению напряжения при толчковых токах проводится при разряде длительностью не более чем 5 секунд с максимальным для подстанции рабочим током. При этом напряжение на элементе не должно снижаться более чем на 0,4 В по сравнению с предыдущим (до толчка) режимом.

9.2.11. Перед началом заряда АБ включается приточно-вытяжная вентиляция, которая отключается после полного удаления газа, но не ранее чем через 1,5 часа после окончания заряда. При работе по методу постоянного подзаряда действие вентиляции определяется локальной инструкцией дистанции электроснабжения железной дороги.

9.2.12. Эксплуатация кислотной АБ, работающей по методу постоянного подзаряда, осуществляется без тренировочных разрядов и уравнительных перезарядов. Дозаряд батареи проводится один раз в 3 месяца напряжением 2,3 В на элемент до достижения установившегося значения плотности электролита во всех элементах 1,2 — 1,21 г/куб. см.

9.2.13. Напряжение в конце разряда (через 3 — 10 часов после заряда) не должно снижаться до уровня менее 1,8 В на элемент.

9.2.14. Расстояние между поверхностью осадка (шлама) и нижним краем положительной пластины должно быть не менее 10 мм.

9.2.15. Герметизированные кислотные и щелочные АБ, а также конденсаторные накопители электроэнергии обслуживаются по инструкциям заводов-изготовителей.

9.3 Электродвигатели и генераторы

9.3.1 При осмотре электродвигателей и генераторов проверяются:

отсутствие вибрации и шума;

отсутствие повышенного нагрева корпуса и подшипников;

исправность заземления;

исправность щеточного узла (при наличии) и вентиляции.

9.3.2 Ремонт по техническому состоянию выполняется в объеме ТР.

9.3.3 При ТР выполняются:

чистка и продувка обмоток;

проверка состояния подшипников и замена смазки;

замена щеток (при необходимости).

9.3.4 При испытаниях электродвигателей и генераторов выполняются:

измерение сопротивления изоляции обмоток мегомметром на напряжение 1000 В. Сопротивление изоляции должно быть не менее 0,5 МОм;

измерение неравномерности воздушного зазора между статором и ротором.

9.3.5. Капитальный ремонт двигателей и генераторов проводится по их техническому состоянию и результатам испытаний.

9.4 Электрическое освещение и отопление подстанции

9.4.1 При осмотре освещения и отопления проверяются:

состояние проводки;

исправность выключателей, предохранителей;

состояние заземления, зануления.

9.4.2. Ремонт по техническому состоянию отдельного оборудования выполняется в объеме ТР.

9.4.3 При ТР выполняются:

очистка от пыли коммутационной и защитной аппаратуры, щитков, сборок распаячных коробок, электропечей и светильников;

зачистка контактов электрических выключателей, переключателей, предохранителей;

замена изоляторов, роликов, участков проводки с поврежденной изоляцией;

проверка исправности аварийного освещения.

9.4.4 При испытаниях цепей освещения и отопления выполняются:

измерение сопротивления изоляции мегомметром на напряжение 1000 В;

испытание изоляции повышенным напряжением или мегомметром на напряжение 2500 В;

замер освещенности в контрольных точках и уровень общей освещенности помещения.

9.4.5. При капитальном ремонте выполняется полная замена оборудования и проводки освещения и отопления. Основанием для капитального ремонта служат их состояние и результаты испытаний.

X. Выполнение работ по техническому обслуживанию и ремонту устройств защиты от перенапряжений

10.1. Положения настоящего раздела распространяются на устройства защиты тяговых подстанций от перенапряжений: разрядники вентильные и трубчатые, ограничители перенапряжения (ОПН) и разрядные устройства.

10.2 При осмотрах вентильных разрядников и ограничителей перенапряжения проверяются:

внешнее состояние (отсутствие загрязнений, видимых повреждений);

исправность подводящих шин и заземлений;

целость предохранителей;

состояние указателей срабатывания и показания их счетчиков.

10.3 При осмотрах трубчатых разрядников с земли проверяются:

положение разрядника на опоре и величина внешнего искрового промежутка;

положение указателя срабатывания на каждой фазе (если он имеется);

состояние поверхности изолирующей части разрядника (наличие ожогов и оплавлений от электрической дуги, загрязнения);

состояние электродов и арматуры;

состояние заземляющей проводки.

10.4 При верховых осмотрах трубчатых разрядников проверяются:

длина внешнего искрового промежутка;

состояние поверхности изолирующей части разрядника;

наличие трещин в толще трубок (у разрядников из винипласта);

надежность крепления разрядника к конструкции опоры и прочность заделки дугогасительной трубки в обойме;

наличие сильных оплавлений на металлических обоймах трубки или электродах внешнего искрового промежутка;

состояние заземляющих спусков;

положение указателя срабатывания.

10.5 При осмотрах разрядных устройств с отключением разъединителя проверяются:

показания регистратора срабатывания;

отсутствие загрязнений, видимых повреждений изоляторов;

состояние контактных соединений;

состояние элементов разрядного устройства и блока защиты;

исправность заземления.

10.6. Ремонт по техническому состоянию производится по результатам осмотров и выявлении неисправностей.

10.7 При ТР вентильных разрядников и ограничителей перенапряжения проводятся:

запись показаний счетчика регистратора срабатываний;

очистка от загрязнений;

очистка дугогасящих колец у разрядников типа РВПК, РВБК, РБК;

целостность защитных покрышек, отсутствие сдвигов и смещение фланцев, состояние цементных швов и их покрытия, состояние предохранительных клапанов;

состояние экранных колец;

состояние опорных изоляторов и изоляторов оттяжек;

исправность заземляющих шин и заземлений;

проверка всех креплений;

проверка состояния и правильность действия регистраторов срабатывания;

замена перегоревших плавких вставок;

восстановление покрытия цементных швов, окраски фланцев и присоединяющих шин;

измерение сопротивления элемента разрядника;

измерение сопротивления имитатора;

измерение сопротивления изоляции изолирующих оснований у разрядника с регистраторами срабатывания.

10.8 При ТР трубчатых разрядников производится верховой осмотр и выполняется:

протирка от загрязнений;

устранение выявленных дефектов и неисправностей;

регулировка внешнего искрового промежутка;

проверка расположения зон выхлопа.

10.9 При ТР разрядных устройств проводятся:

протирка изоляторов и элементов разрядного устройства;

проверка контактных соединений;

проверка действия защиты от пробоя тиристоров;

измерение сопротивления изоляции.

10.10 При межремонтных испытаниях вентильных разрядников и ОПН выполняются:

измерение сопротивления элемента разрядника;

измерение сопротивления имитатора;

измерение сопротивления изоляции изолирующих оснований разрядников с регистраторами срабатывания;

измерение тока проводимости;

измерение пробивных напряжений при промышленной частоте только у разрядников, не имеющих шунтирующих сопротивлений.

10.11 При межремонтных испытаниях трубчатых разрядников выполняются:

проверка состояния поверхности разрядника;

измерение внешнего искрового промежутка;

проверка расположения зон выхлопа.

10.12 При межремонтных испытаниях разрядных устройств выполняются:

проверка целостности диодов и тиристоров;

проверка действия защиты от пробоя тиристоров;

измерение сопротивления изоляции;

испытание повышенным напряжением промышленной частоты;

измерение напряжения открытия тиристоров каждой ветви.

10.13. Объем капитального ремонта вентильных разрядников, ограничителей перенапряжений, трубчатых разрядников и разрядных устройств определяется их состоянием и результатами испытаний, на основании которых устанавливается целесообразность выполнения капитального ремонта или их замены.

После завершения капитальных ремонтов выполняются следующие испытания:

а) для вентильных разрядников и ОПН в объемах, указанных в пункте 10.10 настоящей Инструкции. Ремонт со вскрытием вентильных разрядников и ОПН должен проводиться в специализированных мастерских;

б) для трубчатых разрядников:

измерение внутреннего диаметра канала разрядника;

измерение внутреннего искрового промежутка;

в) для разрядных устройств в объемах, указанных в пункте 10.12 настоящей Инструкции.

10.14 Разрядники типа РМБВ, РМВУ и РВКУ к фидерам постоянного

тока 3,3 кВ подключаются через роговый разрядник, используемый в +2 качестве предохранителя. Расстояние между рогами 30 мм. Диаметр плавкой вставки из медной проволоки 0,4 — 0,6 мм.

Разрядник типа РВКУ-3,3Б01 и ОПН подключается через плавкую вставку, состоящую из двух медных проволок диаметром 0,68 — 0,7 мм каждая (применяющихся в проводах МГ-50, МГ-70, МГ-95).

10.15. Сопротивление разрядника или его элемента, ОПН на напряжение 3,3 кВ и выше измеряется мегомметром на напряжение 2500 В, а на напряжение до 3 кВ мегомметром на напряжение 1000 В. Их сопротивление не должно отличаться более чем на 30% от результатов, приведенных в паспорте или полученных в результате предыдущих измерений в эксплуатации.

У имитатора сопротивление изоляции проверяется мегомметром на напряжение 1000 В. Сопротивление должно отличаться не более чем на 50% от результатов предыдущих измерений.

Измерение сопротивления основания проводится мегомметром на напряжение 1000 — 2500 В. Его величина должна быть не менее 1 МОм.

10.16. Испытания вентильных разрядников и ОПН должны проводиться при положительных температурах окружающего воздуха.

При испытаниях внутри помещений для получения определенных температурных режимов разрядники и ОПН должны быть выдержаны в помещении не менее 4 часов в летний период и не менее 10 часов в зимний.

Если измерение тока проводимости (утечка) проводится при температурах, резко отличающихся от 20 °С, то в результат измерения следует вносить поправку — уменьшать измеренное значение тока утечки на 0,3% на каждый градус повышения температуры выше 20 °С и увеличивать на 0,3% на каждый градус понижения температуры ниже 20 °С.

Для уменьшения пульсации выпрямленного напряжения при измерении тока утечки вентильных разрядников должны применяться эталонные сглаживающие конденсаторы, величина их емкости указана в инструкциях завода-изготовителя.

Значения допустимых токов проводимости и пробивные напряжения вентильных разрядников указаны в таблице 18 настоящей Инструкции.

Величина токов проводимости ОПН, замеренная микроамперметром, не должна отличаться более чем на 20% от значений, указанных заводом-изготовителем в паспорте.

10.17. Измерение пробивных напряжений проводится только у вентильных разрядников, не имеющих шунтирующих сопротивлений.

Оценка состояния разрядника проводится путем сопоставления измеренных значений пробивных напряжений с предельно допустимыми значениями, приведенными в паспорте разрядника или в таблице 18 настоящей Инструкции допустимых токов проводимости и пробивных напряжений вентильного разрядника.

Тип разрядника или элемента	Значение испытательного выпрямленного напряжения, кВ	Ток проводимости (утечки), мкА	Пробивное напряжение промышленной частоты, кВ
1	2	3	4
РВП-6, РВО-6	6,0	6,0	16,0 — 19,0
РВП-10, РВО-10	10,0	6,0	26,0 — 30,5
РВО-35	42,0	70 — 130	78,0 — 98,0
РВС-15	16,0	450 — 620	38,0 — 48,0
РВС-15 <*>	16,0	200 — 340	38,0 — 48,0
РВС-20	20,0	450 — 620	49,0 — 60,5
РВС-20 <*>	20,0	200 — 340	49,0 — 60,5
РВС-33	32,0	450 — 620	78,0 — 98,0
РВС-35	32,0	450 — 620	78,0 — 98,0
РВС-35 <*>	32,0	200 — 340	78,0 — 98,0
РВМ-6	6,0	120 — 220	26,0 — 30,5
РВМ-10	10,0	200 — 280	25,0 — 30,0
РВМ-15	15,0	500 — 700	35,0 — 43,0
РВМ-20	24,0	500 — 700	47,0 — 56,0
РМВУ-3,3	4,0	70 — 130	10,5 — 13,0
РМБВ-3,3	4,0	350 — 620	10,0 — 11,5
РВПК-3,3	4,0	5	7,5 — 8,5
РВВМ-3	4,0	400 — 620	7,5 — 9,5
РВКУ-3,3АО1	4,0	170 — 220	5,3 — 6,0
РВКУ-3,3А101	4,0	170 — 220	5,0 — 6,0
РВКУ-3,3БО1	4,0	170 — 220	6,0 — 7,1
РВКУ-1,65ГО1	2,0	не более 6	4,0 — 4,6
РВКУ-1,65ДО1	2,0	не более 6	3,4 — 4,0

---

<*> Разрядники для сетей с изолированной нейтралью и компенсацией емкостного тока замыкания на землю, выпущенные после 1975 г.

10.18. Вентильные разрядники и ОПН бракуются при неудовлетворительном внешнем состоянии (сколы и глубокие трещины защитных рубашек, разрушении армировочных швов, открытые или смещенные предохранительные клапаны) или по результатам испытаний.

10.19. Трубчатые разрядники бракуются при неудовлетворительном состоянии поверхности изолирующей трубки или при увеличении внутреннего диаметра канала дугогасящей трубки более чем на 40% от первоначального значения.

10.20. Сопротивление изоляции разрядного устройства проверяется между закороченными выводами и корпусом устройства мегомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление должно быть не менее 50 МОм.

Испытательное напряжение 12 кВ переменного тока промышленной частоты в течение одной минуты прикладывается между закороченными выводами и корпусом устройства.

10.21. Напряжение открытия тиристоров проводится на каждой ветви разрядного устройства и должно быть в диапазоне 0,9 — 1,0 кВ при температуре окружающей среды 20 +/- 10 °С.

XI. Выполнение работ по техническому обслуживанию и ремонту заземляющих устройств

11.1. На каждое находящееся в эксплуатации заземляющее устройство должен быть составлен паспорт, содержащий схему заземления, основные технические данные, сведения о результатах проверки его состояния, характере проведенных ремонтов и изменениях, внесенных в данное устройство.

11.2. Порядок заземления электроустановок и конструктивное выполнение заземляющих устройств приведены в Инструкции по заземлению устройств электроснабжения на электрифицированных железных дорогах, утвержденной МПС России от 10 июня 1993 г. № ЦЭ-191.

11.3 При осмотре заземляющего устройства проверяются:

отсутствие коррозии и механических повреждений заземляющей проводки;

состояние стыковых соединений (особенно болтовых);

отсутствие нагрева заземляющих проводников;

состояние пробивных предохранителей в электроустановках напряжением до 1 кВ; искровых промежутков, короткозамыкателей или диодно-шунтовых заземлителей в цепи отсоса постоянного тока 3,3 кВ;

состояние отличительной окраски.

11.4. Ремонт по техническому состоянию проводится по результатам осмотров и выявлении неисправностей.

11.5 При ТР заземляющего устройства выполняются:

определение степени воздействия коррозии на заземляющие проводники;

проверка отсутствия нагрева рабочих заземлений;

проверка стыковых соединений с затяжкой болтов в ослабленных болтовых соединениях;

замена неисправных элементов заземляющей проводки;

обновление отличительной окраски;

проверка коррозионного состояния элементов заземляющего устройства, находящихся в земле;

измерение сопротивления заземляющего устройства;

измерение удельного сопротивления грунта;

проверка наличия цепи между заземлителями и заземляемыми элементами;

проверка состояния пробивных предохранителей в электроустановках напряжением до 1 кВ, искровых промежутков, короткозамыкателей (ПКЗ-73) или дренажно-шунтовых заземлителей (ПДШЗ) в цепи отсоса 3,3 кВ.

11.6 При межремонтных испытаниях выполняются:

проверка напряжения прикосновения (в электроустановках, выполненных по нормам на напряжение прикосновения);

проверка коррозионного состояния элементов заземляющего устройства, находящихся в земле;

проверка сопротивления заземляющего устройства;

измерение удельного сопротивления грунта;

проверка цепи фаза-ноль в электроустановках напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью.

11.7. Объем капитального ремонта определяется по состоянию заземляющих устройств и результатам испытаний. После капитального ремонта проводятся испытания, указанные в пункте 11.6 настоящей Инструкции, проверка наличия цепи между заземлителями и заземляемыми элементами и состояния пробивных предохранителей, искровых промежутков, ПКЗ-73 и ПДШЗ.

11.8. При проверке коррозионного состояния элементов заземляющего устройства, находящихся в земле, проверка в первую очередь проводится вблизи нейтралей силовых трансформаторов, мест заземления короткозамыкателей, разрядников, ограничителей перенапряжений, в местах выхода из зданий и в местах, где заземлители наиболее подвержены коррозии (контрольные точки). Взятые на учет контрольные точки проверяются не реже одного раза в 5 лет.

11.9. После вскрытия грунта качество неразъемных соединений и целость элементов проверяется визуально и простукиванием молотка. Оценка степени коррозионного износа проводится выборочно путем измерения характерных размеров заземлителя штангенциркулем после удаления с его поверхности продуктов коррозии. Элемент заземлителя должен быть заменен, если коррозией разрушено более 50% его сечения.

11.10. При проверке наличия цепи между заземлителями и заземляемыми элементами контактные соединения проверяются осмотром, простукиванием молотка, а также измерением переходных сопротивлений мостами, микроамперметрами и по методу амперметр-вольтметра. При массовых измерениях применяются измерители сопротивлений МС-07, МС-08, а также приборы ЭКО-200 или ЭКЗ-01. Значение сопротивления контактов не нормируется.

11.11. Измерение напряжения прикосновения проводится в контрольных точках, в которых эти величины определены расчетом при проектировании. Под длительностью воздействия напряжения понимается суммарное время действия релейной защиты и собственного времени отключения выключателя.

11.12. Проверка состояния пробивных предохранителей искровых промежутков заключается в проверке целости изоляции резьбовых соединений и крепления, качества заземления, состояния поверхности электродов и слюдяных прокладок. У собранных пробивных предохранителей и искровых промежутков проверяются сопротивление изоляции и пробивные напряжения.

11.13. Измерение удельного сопротивления грунта проводится при необходимости определения сопротивления заземляющего устройства.

11.14. Измерение сопротивления заземляющих устройств и удельного сопротивления грунта должны проводиться в периоды наименьшей проводимости почвы.

11.15. Сопротивление заземляющего устройства определяется умножением измеренного значения на поправочные коэффициенты. Поправочные коэффициенты для средней полосы Российской Федерации приведены в таблице 40 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей. Для других районов Российской Федерации следует руководствоваться поправочными коэффициентами, установленными региональными управлениями государственного энергетического надзора Минэнерго России.

11.16. Внеочередные проверки сопротивления заземляющих устройств проводятся после их ремонта или реконструкции.

11.17 При профилактических испытаниях короткозамыкателя ПКЗ-73 выполняются:

замер сопротивления изоляции между корпусом и неподвижным контактом мегомметра на напряжение 2500 В, которое должно быть не менее 10 МОм, и мегомметром на напряжение 1000 В между корпусом и цепями управления, которое должно быть также не менее 10 МОм;

испытание напряжением 8 кВ переменного тока промышленной частоты в течение одной минуты, приложенным между корпусом и неподвижным контактом, 2 кВ — между корпусом и вторичными цепями.

11.18. Проверка и испытание дренажно-шунтовых заземлителей типа ПДШЗ выполняются в соответствии с инструкциями завода-изготовителя.

11.19. Для контроля за состоянием пробивных и искровых промежутков на тяговых подстанциях железных дорог должны быть смонтированы схемы непрерывного автоматического контроля (сигнализация) за их повреждениями.

XII. Выполнение работ по техническому обслуживанию и ремонту средств электрических измерений

12.1. На дистанциях электроснабжения железной дороги должен быть организован контроль за состоянием и применением средств измерений и соблюдением требований нормативных актов в области метрологии.

12.2. Дистанции электроснабжения железных дорог могут быть аккредитованы на право проведения калибровочных работ в порядке, установленном Госстандартом России, при условии оснащения помещениями, эталонными средствами и методиками калибровки определенных средств измерений и наличии специалистов, прошедших обучение и получивших свидетельство на право проведения этих работ.

12.3. Все средства измерений, находящиеся в эксплуатации, должны иметь поверочное клеймо (калибровочный знак), свидетельство о поверке (сертификат о калибровке) и запись в эксплуатационных документах.

12.4. Неисправные средства измерений, средства с истекшим сроком поверки или калибровки, а также не имеющие поверочного клейма или калибровочного знака (свидетельства или сертификата) должны быть изъяты из эксплуатации.

12.5. Персонал, обслуживающий электрооборудование, обязан осуществлять контроль за исправностью средств измерений.

12.6. Осмотр средств измерений осуществляется при осмотре оборудования и перед использованием переносных приборов. При этом обращается внимание:

на наличие и целость пломб;

на отсутствие механических повреждений, следов перегрева, копоти на стекле;

на прочность крепления;

на соответствие показаний заданному режиму работы.

12.7. О всех нарушениях в работе средств измерений персонал обязан немедленно сообщить лицу, ответственному за метрологическое обеспечение дистанции электроснабжения железной дороги.

12.8. Замена измерительных трансформаторов в цепи расчетных счетчиков может проводиться только в присутствии представителя энергоснабжающей организации или по ее уведомлении.

12.9. Замена и установка расчетных счетчиков может проводиться только в присутствии представителей энергоснабжающей организации и потребителя.

XIII. Выполнение работ по техническому обслуживанию и ремонту отсасывающих линий

13.1. Требования настоящего раздела распространяются на отсасывающие линии постоянного тока напряжением 3,3 кВ и 27,5 кВ переменного тока.

13.2 При осмотрах отсасывающей линии (отсоса) проверяются:

отсутствие обрывов отдельных проволок и набросов на провода;

чистота трассы (отсутствие деревьев, угрожающих падением на линию и касающихся ветвями проводов);

состояние контактных соединений;

состояние кабелей и кабельных разделок;

места присоединения отсасывающих линий к рельсовой цепи и к дроссель-трансформатору;

состояние дроссель-трансформаторов, обслуживаемых дистанциями электроснабжения железных дорог, мест присоединения их к рельсам;

изоляция от земли проводов отсоса.

13.3. Текущие и капитальные ремонты воздушных отсасывающих линий проводятся по мере необходимости в зависимости от их состояния.

13.4. При наличии кабельных вставок текущие ремонты отсасывающих линий проводятся один раз в 3 года, а капитальные ремонты — по мере необходимости в зависимости от их состояния и результатов испытаний.

13.5. Испытания отсасывающих линий и дроссель-трансформаторов заключаются в проверке сопротивления изоляции мегомметром.

13.6. Измерение сопротивления изоляции проводится два раза в год, а также после текущего или капитального ремонтов мегомметром на напряжение 1000 В. Сопротивление изоляции отсасывающей линии должно быть не менее 0,5 МОм.

13.7. Измерение сопротивления изоляции отсасывающей линии переменного тока не требуется. Измерение сопротивления изоляции отсасывающей линии постоянного тока проводится с отключением РУ-3,3 кВ без отсоединения его от минус шины.

13.8. Виды и объемы ремонтов и испытаний и сроки их выполнения для дроссель-трансформаторов, специально установленных для подключения отсасывающих линий постоянного и переменного тока, предусмотрены Инструкцией по защите железнодорожных подземных сооружений от коррозии блуждающими токами, утвержденной МПС России 9 октября 1997 г. № ЦЭ-518, и Инструкцией по техническому обслуживанию устройств сигнализации, централизации и блокировки (СЦБ), утвержденной МПС России 20 декабря 1999 г. № ЦШ-720.

XIV. Выполнение работ по техническому обслуживанию и ремонту дистанционного управления разъединителями контактной сети

14.1 При осмотре моторных приводов, дистанционно управляемых разъединителей проверяются:

внешнее и внутреннее состояние привода;

надежность крепления шарниров тяг и частей привода;

состояние контактов на зажимах клеммника с подтяжкой винтов (при необходимости);

состояние вводного кабеля;

соответствие положения разъединителя сигнализации на щите управления (пульте);

наличие и состояние заземления, изолирующих прокладок между приводом и опорой на участках железных дорог, электрифицированных на постоянном токе;

наличие надписи с диспетчерским обозначением привода.

14.2 При осмотре пультов управления моторными приводами проверяются:

состояние переключателей, кнопок;

наличие сигнализации и ее соответствие положению разъединителя;

наличие надписи с диспетчерским обозначением;

состояние разрядников;

состояние изолировочного трансформатора.

14.3 При осмотре воздушных и кабельных линий устройств дистанционного управления (ДУ) проверяются:

состояние проводов и изоляторов воздушных линий (ВЛ);

расстояние до высоковольтных линий и заземленных частей;

состояние муфт и соединений в клеммных ящиках.

14.4. Ремонт по техническому состоянию оборудования ДУ выполняется в объеме текущего ремонта.

14.5 При текущем ремонте выполняются:

чистка приводов, пультов управления, клеммных сборок, ящиков, муфт;

подтяжка всех контактных соединений;

зачистка коллектора двигателя, проверка нажатия щеток;

удаление старой и нанесение новой смазки в приводе;

проверка работы и регулировка конечных выключателей (пакетников) блокировки крышки привода;

обновление надписей на приводе;

проверка состояния предохранителей, разрядников;

проверка состояния изолировочного трансформатора;

трехкратное опробование действия привода с проверкой исполнения команд на месте установки разъединителя.

14.6 При испытаниях устройств ДУ, проводимых совместно с текущим ремонтом, выполняются:

измерение потребляемого приводом тока;

измерение напряжения на зажимах двигателя во время переключений;

измерение сопротивления изоляции двигателя привода и корпуса привода относительно тела опоры, линии, пультов управления, изолировочного трансформатора;

проверка действия защиты от самопроизвольных переключений с проверкой реле защиты;

замеры усилия, развиваемого на выходе привода (при необходимости).

14.7. Капитальный ремонт устройств ДУ с полной разборкой приводов и заменой при необходимости отдельных элементов проводится с учетом их состояния, по результатам испытаний.

14.8 В цепях управления приводов предусматриваются защиты:

от коротких замыканий;

от перегрузок;

от самопроизвольных переключений при нарушении изоляции управляющих проводов;

от перенапряжений.

14.9. Питание цепей дистанционного управления должно осуществляться через изолировочный трансформатор.

14.10. Сопротивление изоляции обмоток трансформатора относительно его корпуса должно быть не менее 0,5 МОм.

14.11. Сопротивление изоляции корпуса двигателя относительно корпуса привода проверяется мегомметром на напряжение 2500 В; сопротивление изоляции обмоток двигателей относительно его корпуса — мегомметром на напряжение 1000 В. Указанные сопротивления должны быть не менее 0,5 МОм.

14.12. Осмотр и ремонт выходных реле телемеханики в пультах управления, защит устройства ДУ выполняются в сроки и объемах, предусмотренных разделом 8 настоящей Инструкции.

XV. Выполнение работ по техническому обслуживанию и ремонту кабельных линий 0,4 — 35 кВ

15.1 При осмотре трассы кабельной линии проверяются:

соблюдение Правил охраны электрических сетей напряжением до 1000 вольт, утвержденных Постановлением Совета Министров СССР 11 сентября 1972 г. № 667 и Правил охраны электрических сетей напряжением свыше 1000 вольт, утвержденных Постановлением Совета Министров СССР 26 марта 1984 г. № 255, работниками дистанции электроснабжения железных дорог, отсутствие производства земляных работ или складирования грузов на трассе кабеля;

наличие и состояние опознавательных знаков трассы кабельной линии;

наличие на концевых муфтах бирок с указанием наименования линии, длины, сечения, напряжения линии;

состояние концевых муфт.

15.2 Внеочередные (внеплановые) осмотры кабельных линий должны проводиться:

в период паводков, после ливней;

после отключения кабельных линий (КЛ) релейной защитой.

15.3. Ремонт по техническому состоянию производится по результатам осмотров и выявлении неисправностей.

15.4 При ТР КЛ проводится:

определение целости жил и фазировки;

испытание повышенным выпрямленным напряжением кабелей выше 1000 В (кроме резиновых 3 — 10 кВ);

измерение сопротивления изоляции резиновых кабелей 3 — 10 кВ.

15.5 При межремонтных испытаниях кабелей выполняются:

измерение сопротивления изоляции кабелей 3 — 10 кВ с резиновой изоляцией;

контроль осушения вертикальных участков;

контроль осушения вертикальных участков кабелей 20 — 35 кВ путем измерения и сопоставления температур нагрева оболочки в разных точках;

измерение и определение опасных блуждающих токов в соответствии с пунктом 6.7 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей и Инструкцией по защите железнодорожных подземных сооружений от коррозии блуждающими токами;

определение химической коррозии при коррозийном повреждении кабелей и отсутствии сведений о коррозионных условиях трассы;

измерение нагрузки, в том числе в период максимальной нагрузки;

измерение температуры кабелей на участках трассы, где имеется опасность перегрева кабелей;

проверка срабатывания защиты линии до 1000 В с заземленной нейтралью непосредственным измерением тока однофазного короткого замыкания на корпус у металлических концевых заделок и сравнением его с номинальным током защитного аппарата линии с учетом коэффициентов.

15.6. Капитальный ремонт КЛ выполняется по состоянию и результатам испытаний.

После капитального ремонта проводится:

определение целости жил и фазировки после окончания монтажа, перемонтажа муфт или отсоединения жил кабеля;

измерение сопротивления изоляции кабелей напряжением до 1000 В мегомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление изоляции должно быть не менее 0,5 МОм;

испытание кабелей напряжением выше 1000 В повышенным выпрямленным напряжением 5Uном в течение 5 минут с измерением сопротивления изоляции мегомметром на напряжение 2500 В до и после испытания согласно таблице 16 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей (кроме кабелей 3 — 10 кВ с резиновой изоляцией);

кабели 3 — 10 кВ с резиновой изоляцией испытываются 2Uном в течение 5 минут;

определение сопротивления заземлений у металлических концевых заделок на линиях всех напряжений, кроме линий до 1000 В с заземленной нейтралью, согласно положениям пункта 24.3 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей;

измерение токораспределения по кабельным линиям при параллельном включении КЛ из одножильных кабелей трехфазного напряжения. Измерение проводится в жилах, металлических оболочках и броне с помощью токовых клещей. Допускаемая неравномерность не более 10%;

проверка срабатывания защиты линии до 1000 В с заземленной нейтралью.

15.7. При высоковольтных испытаниях выпрямленным напряжением в условиях эксплуатации ток утечки кабелей 6 кВ не должен превышать 0,2 мА при испытательном напряжении 36 кВ, а кабелей 10 кВ при напряжении 50 кВ — 0,5 мА. Максимально допустимые значения коэффициента асимметрии (Imax / Imin) при измерении тока утечки высоковольтных кабелей 6 и 10 кВ равен 8, для кабелей 20 кВ — 100 кВ — 1,5 мА — 10, для кабелей 35 кВ — 140 кВ — 1,8 мА — 10.

15.8. Установившееся значение тока утечки и коэффициент асимметрии при максимальном испытательном напряжении сравнивается с результатом предыдущего испытания, обе цифры указываются в протоколе.

15.9. Допускается не производить испытания кабелей на напряжение 2 — 35 кВ (кроме электроснабжения электроприемников I категории надежности):

КЛ длиной до 100 м, которые являются выводами из РУ на ВЛ и состоят из двух параллельных кабелей;

КЛ со сроком эксплуатации более 15 лет, на которых удельное число отказов из-за электрических пробоев составляет 30 и более отказов на 100 км в год;

КЛ, подлежащих реконструкции или выводу из работы в ближайшие 5 лет.

15.10. Допускается изменение периодичности испытаний и величин испытательных напряжений кабельных линий на напряжение 6 — 10 кВ при соответствующем техническом основании для:

КЛ со сроком эксплуатации более 15 лет при числе соединительных муфт 10 и более на 1 км длины;

КЛ на напряжение 6 — 10 кВ со сроком эксплуатации более 15 лет, на которых смонтированы концевые заделки только типов КВВ и КВБ.

Изменение сроков периодичности и величин испытательных напряжений оформляется распоряжением ответственного за электрохозяйство дистанции электроснабжения железных дорог.

15.11. Осмотр кабельных муфт напряжением выше 1000 В должен проводиться при каждом осмотре электрооборудования электроустановки.

15.12. Образцы поврежденных кабелей и поврежденные кабельные муфты при электрическом пробое изоляции в работе или при профилактических испытаниях должны подвергаться лабораторным исследованиям для установления причин повреждения и разработки мероприятий по предупреждению повреждения кабелей и кабельных муфт.

XVI. Выполнение работ по техническому обслуживанию и ремонту постов секционирования, пунктов параллельного соединения, автотрансформаторных пунктов питания, пунктов подготовки к рейсу пассажирских поездов, пунктов группировки станций стыкования, дизель-генераторов, передвижных тяговых подстанций, передвижных установок

16.1. Осмотры, текущие и капитальные ремонты, испытания электрооборудования постов секционирования, пунктов параллельного соединения, автотрансформаторных пунктов питания, пунктов подготовки к рейсу пассажирских поездов, пунктов группировки станций стыкования, передвижных тяговых подстанций, передвижных установок проводят в объемах и в сроки, установленные для соответствующего оборудования тяговых подстанций железных дорог. Для пунктов подготовки пассажирских поездов текущий ремонт и испытания проводятся перед началом отопительного сезона.

Порядок и сроки осуществления технического обслуживания дизель-генераторов изложены в Приложении № 4 к настоящей Инструкции.

16.2. Порядок перевозки, места расположения, схемы подключения, порядок обслуживания и включения в работу передвижных тяговых подстанций, передвижных установок продольной компенсации, передвижных установок фильтрокомпенсирующих, передвижных установок реактивной компенсации устанавливается начальником дистанции электроснабжения железной дороги.

Инструкция по техническому обслуживанию и ремонту оборудования тяговых подстанций, пунктов питания и секционирования электрифицированных железных дорог, утвержденная МПС России 30 июня 1992 г. № ЦЭ-39, признается утратившей силу.

1. Периодичность осмотров оборудования электроустановок определяется инструкцией, утверждаемой начальником дистанции электроснабжения железной дороги с учетом вида оперативного обслуживания, характера оборудования, его состояния, условий эксплуатации, среды, а также положениями настоящего Приложения к Инструкции по техническому обслуживанию и ремонту оборудования тяговых подстанций электрифицированных железных дорог.

Осмотры электроустановок должны включаться в месячные планы планово-предупредительного ремонта.

2. Периодические осмотры оборудования тяговых подстанций и линейных электроустановок постов секционирования (ПС), пунктов параллельного соединения (ППС), автотрансформаторных пунктов питания (АТП), пунктов подготовки к рейсу пассажирских поездов (ППП) должны проводиться лицами административно-технического персонала (начальниками тяговых подстанций) и оперативно-ремонтного персонала на закрепленных за ними объектах.

3. Осмотр оборудования тяговых подстанций оперативно-ремонтным персоналом при оперативном обслуживании «с дежурным персоналом» в светлое время суток проводится 2 раза в месяц, а с оперативным обслуживанием «без дежурного персонала» и линейных электроустановок ПС, ППС, АТП и ППП — 1 раз в 3 месяца.

Осмотры оборудования всех электроустановок в темное время суток для выявления разрядов и коронирования, нагрева токоведущих частей проводятся 2 раза в год.

Дополнительные осмотры оборудования проводятся после срабатывания защит от замыкания на землю в распределительных устройствах постоянного тока (РУ-3,3 кВ), при неблагоприятных погодных условиях (сильный туман, ветер, гололед, мокрый снег, резкое понижение температур).

Начальники тяговых подстанций лично осуществляют:

осмотр электроустановок в темное время суток;

осмотр мест присоединения отсасывающих линий к рельсовым цепям;

осмотр аккумуляторных батарей;

осмотр и опробование работы коммутационных аппаратов, цепей релейной защиты и автоматики, управления и сигнализации без подачи рабочего напряжения передвижных установок, находящихся в резерве, 1 раз в год;

осмотр защитных и противопожарных средств.

4. Осмотры, выполняемые оперативно-ремонтным персоналом:

распределительных устройств напряжением до 1000 В — один раз в 6 месяцев;

осветительной аппаратуры — 1 раз в год;

моторных приводов и устройств дистанционного управления — 1 раз в 6 месяцев.

5. Осмотр и опробование дизель-генераторов проводятся 1 раз в 3 месяца обученными работниками.

6. Об обнаруженных при проведении осмотров неисправностях и принятых мерах по их устранению делаются соответствующие записи в книге осмотров и неисправностей.

Наименование оборудования	Ремонт		Межремонтные испытания	Примечания
	текущий	капитальный
1	2	3	4	5
Распределительные устройства напряжением выше 1000 В:
сборные и соединительные шины	По мере необходимости	По результатам испытаний, но не реже 1 раза в 8 лет	По мере необходимости	При наличии дефектоскопов 1 раз в 4 года проводят проверку нагрева мест соединений
подвесные и опорные изоляторы	По мере необходимости	По результатам испытаний, но не реже 1 раза в 8 лет	По мере необходимости
штыревые изоляторы 6 — 10 кВ шинных мостов, изоляторы ШТ-35, ИШД-35	По мере необходимости	По результатам испытаний, но не реже 1 раза в 8 лет	1 раз в 4 года	При наличии дефектоскопов 1 раз в 2 года проводят выявление нулевых изоляторов
вводы и проходные изоляторы: с бумажно-масляной изоляцией остальные вводы	По мере необходимости По мере необходимости	1 раз в 4 года 1 раз в 8 лет	По мере необходимости По мере необходимости
разъединители и их приводы: наружной установки внутренней установки	1 раз в 4 года По мере необходимости	1 раз в 8 лет 1 раз в 8 лет	По мере необходимости По мере необходимости
отделители и короткозамыкатели 35 — 220 кВ, ПКЗ-73	По мере необходимости	1 раз в 3 года	По мере необходимости
выключатели переменного тока и их приводы	1 раз в 2 года	1 раз в 8 лет	1 раз в 4 года
быстродействующие выключатели	1 раз в 6 месяцев	1 раз в 6 лет	1 раз в год	По инструкции заводаизготовителя
быстродействующие выключатели, оборудованные фиксаторамисумматорами	После 3000 кА полного отключенного тока	1 раз в 6 лет	1 раз в год
Трансформаторы силовые: с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) тяговые напряжением 35 кВ и выше остальные трансформаторы, контролируемые методом хроматографии	1 раз в год 1 раз в 2 года 1 раз в 4 года По мере необходимости	Трансформаторов напряжением 110 кВ и выше — через 12 лет после ввода в эксплуатацию, затем — по результатам испытаний; остальных — по результатам испытаний и состоянию Средний ремонт 1 раз в 8 лет	По мере необходимости По мере необходимости По мере необходимости По мере необходимости	РПН — по инструкции завода-изготовителя
Измерительные трансформаторы	По мере необходимости	1 раз в 8 лет	1 раз в 3 года
Полупроводниковые преобразователи: не управляемые управляемые	Не реже 1 раза в 6 месяцев Не реже 1 раза в 3 месяца	1 раз в 8 лет 1 раз в 8 лет	1 раз в 4 года 1 раз в 4 года
Сглаживающие устройства	Не реже 1 раза в год	По результатам испытаний	1 раз в 4 года
Устройства компенсации реактивной мощности и улучшения качества электроэнергии	Не реже 1 раза в год	1 раз в 8 лет	1 раз в год
Устройства релейной защиты, автоматики, телемеханики			См. разделы 7 и 8 настоящей Инструкции
Собственные нужды:
Распределительные устройства до	1 раз в 4 года	Не реже 1 раза в 8 лет	По мере необходимости
1000 В аккумуляторные батареи	1 раз в год	По состоянию	Замер напряжения, плотности и температуры электролита элементов — 1 раз в месяц; измерение сопротивления изоляции батареи, проверка емкости отформованной батареи — 1 раз в год	Химический анализ электролита не реже 1 раза в 3 года
электродвигатели и генераторы	1 раз в 2 года	По состоянию	1 раз в 4 года
дизель-генераторные	Текущий и капитальный		См. подпункт	Запуск не
установки	ремонты проводят в соответствии с заводской инструкцией		9.3.4 настоящей Инструкции	реже 1 раза в 3 месяца без нагрузки, 1 раз в год с нагрузкой
электрическое освещение	1 раз в год	По состоянию	1 раз в 4 года
электрическое отопление	1 раз в год перед началом отопительного сезона	Не реже 1 раза в 8 лет	1 раз в год перед началом отопительного сезона
Устройства защиты от перенапряжений:
разрядники переменного тока и ограничители перенапряжений	1 раз в 4 года	1 раз в 8 лет	1 раз в 4 года
разрядники постоянного тока и разрядные устройства	1 раз в год	1 раз в 8 лет	1 раз в год
Заземляющие устройства	1 раз в год	По состоянию	1 раз в год
Средства электрических измерений			См. пункт 12.3 Инструкции по техническому обслуживанию и ремонту оборудования тяговых подстанций электрифицированных железных дорог
Дистанционное управление разъединителями	1 раз в 6 месяцев	По состоянию	1 раз в год
Силовые кабели: напряжением 0,4 — 35 кВ кабели отсасывающих линий	1 раз в 3 года 1 раз в 3 года	1 раз в 6 лет 1 раз в 6 лет	1 раз в 3 года 1 раз в год
Посты секционирования и пункты параллельного соединения	Текущий, капитальный ремонты и профилактические испытания проводят в сроки, установленные для соответствующего оборудования тяговых подстанций железных дорог
Пункты подготовки пассажирских поездов с электрическим отоплением к рейсу	1 раз в год перед началом отопительного сезона	В сроки, установленные для соответствующего оборудования тяговых подстанций железных дорог
Передвижные тяговые электроустановки, находящиеся в резерве	Текущий, капитальный ремонты и межремонтные испытания проводят в сроки, установленные для соответствующего оборудования тяговых подстанций железных дорог			Эксплуатационное опробование с подачей рабочего напряжения 1 раз в 2 года
Сокращенный анализ изоляционного трансформаторного масла из:
трансформаторов мощностью до 630 кВА			1 раз в 2 года
трансформаторов мощностью 630 кВА и более, работающих:			1 раз в 5 лет
без термосифонных фильтров с термосифонными фильтрами баков контакторов устройств РПН			после определенного количества переключений в соответствии с инструкцией завода-изготовителя, но не реже 1 раза в год
маслонаполненных вводов с бумажно-масляной изоляцией			1 раз в 4 года
остальных вводов измерительных трансформаторов напряжением до			1 раз в 8 лет 1 раз в 3 года	Масло заменяется по результатам ис-
35 кВ измерительных			1 раз в 4 года	пытаний изоляции трансформаторов См. подпункт
трансформаторов напряжением 35 кВ и выше малообъемных масляных выключателей многообъемных масляных выключателей			1 раз в 4 года	2.6.12 настоящей Инструкции
оборудования, находящегося в резерве			1 раз в 8 лет
Хроматографический контроль масла из:
трансформаторов напряжением 35 -			1 раз в год
110 кВ и преобразовательных трансформаторов напряжением 220 кВ			1 раз в 6 месяцев
маслонаполненных вводов			1 раз в 4 года

1. Подготовительные работы к новому включению устройств релейной защиты и автоматики (РЗА):

подготовка исполнительных, принципиальных и монтажных схем, документации на реле и оборудование, инструкций, карт уставок защит и автоматики, протоколов наладки;

подготовка испытательных устройств, измерительных приборов, соединительных проводов, запасных частей и инструментов;

отсоединение всех цепей связи на контактных зажимах (клеммниках) проверяемого узла (панели).

2. Внешний осмотр устройств релейной защиты и автоматики.

Внешний осмотр проводится административно-техническим и оперативно-ремонтным персоналом дистанции электроснабжения железных дорог.

При осмотре проверяются:

выполнение требований Правил устройств электроустановок, Правил эксплуатации электроустановок потребителей, утвержденных Главгосэнергонадзором России 31 марта 1992 года, и других нормативных актов, а также соответствие проекту электрификации участка железной дороги;

надежность крепления и правильность установки панелей, аппаратуры на панели;

правильность выполнения концевых разделок контрольных кабелей, заземлений цепей вторичных соединений;

состояние монтажа проводов и кабелей, контактных соединений, уплотнений дверок шкафов, вторичных выводов измерительных трансформаторов;

отсутствие механических повреждений устройств РЗА;

качество окраски панелей, шкафов и других элементов устройств РЗА;

состояние электромагнитов управления и блок-контактов разъединителей, выключателей, автоматов и другой коммутационной аппаратуры;

наличие и правильность надписей на панелях и аппаратуре, маркировки кабелей, жил кабелей, проводов.

3. Проверка соответствия проекту смонтированных устройств РЗА ведется путем сравнения фактического исполнения соединений между элементами на панелях устройств релейной защиты и автоматики, управления, сигнализации.

4. Внутренний осмотр, чистка и проверка механической части аппаратуры (реле, контакторов пускателей, пакетников, переключателей, кнопок, накладок, элементов сигнализации). При этом проверяются:

уплотнение кожухов и целостность стекол;

наличие и целостность деталей, правильность их установки и надежность крепления;

наличие пыли и посторонних предметов;

надежность контактных соединений и паек (которые можно проверить без разборки);

затяжка болтов, стягивающих сердечники трансформаторов, дросселей;

состояние изоляции соединительных проводов и обмоток аппаратуры;

состояние контактных поверхностей, ход, нажим; регулировка контактов;

механические характеристики аппаратуры (люфты, зазоры, провалы, прогибы, четкость хода часовых механизмов).

5. Проверка сопротивления изоляции.

Проверка сопротивления изоляции является предварительной и включает измерения сопротивления изоляции отдельных узлов устройств РЗА (трансформаторов тока и напряжения, приводов коммутационных аппаратов, контрольных кабелей, панелей защит).

Измерения сопротивления изоляции проводятся мегомметром на напряжение 1000 В или 2500 В. Норма сопротивления изоляции должна составлять не менее 1,0 МОм:

каждой жилы кабеля или устройства РЗА относительно земли;

между отдельными группами электрически не связанных цепей (тока, напряжения, оперативного тока, сигнализации);

между фазами в токовых цепях, где имеются реле или устройства с двумя и более первичными обмотками;

между жилами кабеля от газового реле трансформатора;

между жилами кабеля от трансформаторов напряжений до автоматов или предохранителей.

Элементы, не рассчитанные на испытательное напряжение 1000 В между электрически не связанными цепями (например, магнитоэлектрические и поляризованные реле; цепи, содержащие микроэлектронные элементы) при измерении сопротивления изоляции между отдельными группами электрически не связанных цепей (тока, напряжения, оперативного тока, сигнализации), исключаются из схемы. Для измерения сопротивления изоляции этих цепей следует использовать мегомметр на 500 В.

6. Проверка электрических характеристик элементов устройств РЗА.

Проверка электрических характеристик элементов устройств РЗА (аппаратуры, трансформаторов тока и напряжения) проводится в соответствии с инструкциями по обслуживанию определенных типов аппаратуры от испытательных устройств.

После окончания проверки осуществляется сборка всех цепей, связывающих проверяемое устройство с другими, путем подключения жил кабелей к рядам зажимов панелей, шкафов, за исключением цепей связи с другими устройствами, находящимися в работе.

7. Измерение и испытание изоляции устройств в полной схеме проводятся при закрытых кожухах, крышках, дверцах.

До и после испытания электрической прочности изоляции проводится измерение сопротивления изоляции мегомметром относительно земли каждой из групп электрически не связанных цепей вторичных соединений. Испытание электрической прочности изоляции осуществляется напряжением 1000 В переменного тока в течение 1 минуты.

8. Проверка взаимодействия элементов устройств РЗА.

При напряжении оперативного тока, равном 0,8 номинального значения, проверяется правильность взаимодействия реле защиты, электроавтоматики, управления и сигнализации. Проверка взаимодействия реле проводится в соответствии с принципиальной схемой при срабатывании или возврате реле.

Особое внимание при проверке устройств РЗА обращается на:

отсутствие обходных цепей;

правильность работы устройства при различных положениях накладок, переключателей, испытательных блоков, рубильников;

наличие на рядах зажимов проверяемого устройства сигналов, предназначенных для воздействия на другие устройства, находящиеся в работе.

9. Выставление уставок реле устройств РЗА.

Проверка уставок реле проводится при номинальном напряжении оперативного тока, при подаче на устройство параметров аварийного режима от постороннего источника и полностью собранных цепях устройства при закрытых кожухах реле.

Измеряется полное время действия каждой из ступеней устройства и проверяется правильность действия сигнализации.

Ток и напряжение, соответствующие аварийному режиму, подаются на все ступени и фазы (или все комбинации фаз) проверяемого устройства и должны соответствовать следующим параметрам:

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 проверяют две-три точки характеристики;

для токовых направленных защит подается номинальное напряжение с фазой, обеспечивающей срабатывание реле направления мощности;

для дифференциальных защит ток подается поочередно в каждое из плеч защиты;

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, равные 0,8 уставки срабатывания.

Для дистанционных защит временная характеристика снимается для сопротивлений, равных 0, 0,5Z1, 0,9Z1, 1,1Z1, 0,9Z2, 1,1Z2, 0,9Z3, 1,1Z3. Регулировка выдержки времени второй и третьей ступеней проводится при сопротивлениях, равных соответственно 1,1Z1 и 1,1Z2. Выдержка времени в первой ступени регулируется (при необходимости) при сопротивлении 0,5Z1.

Проверяется правильность поведения устройств при имитации всех возможных видов короткого замыкания в зоне и вне зоны действия устройств РЗА.

10. Проверка взаимодействия проверяемого устройства с другими включенными в работу устройствами защиты, электроавтоматики, управления, сигнализации и действия устройства на коммутационное оборудование.

Проверка взаимодействия проверяемого устройства с другими проводится при номинальном напряжении оперативного тока.

11. Проверка работы всех цепей (схемы) присоединения при заданных уставках.

Проверка осуществляется прогрузкой первичным током от нагрузочных трансформаторов.

12. Подготовка устройств — релейной защиты, электроавтоматики, управления и сигнализации к включению, включает:

повторный осмотр реле, режим которых изменялся при проверке рабочим током и напряжением;

проверку положения флажков указательных реле, испытательных блоков и других оперативных устройств, а также перемычек на рядах зажимов;

инструктаж оперативного персонала по вводимым в работу устройствам и особенностям их эксплуатации, сдачи этих устройств и инструкций по обслуживанию оперативному персоналу;

запись в журнале релейной защиты о результатах проверки, состоянии проверенных устройств и о готовности включения их в работу. Оформление паспортов-протоколов устройств РЗА.

ПОРЯДОК И СРОКИ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ ДИЗЕЛЬ-ГЕНЕРАТОРОВ

1. Техническое обслуживание дизель-генераторов (ДГ) проводится в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей на дизели, генераторы, системы автоматики и контроля.

Ниже приводятся общие технические требования к наиболее распространенным маркам отечественных дизель-генераторов.

2. Система технического и оперативного обслуживания ДГ тяговых подстанций должна обеспечивать:

запуск ДГ на требуемую нагрузку в течение одного часа с момента прибытия обученных работников дистанции электроснабжения железной дороги на тяговую подстанцию;

непрерывную работу ДГ с требуемой нагрузкой не менее 8 часов (запас топлива, смазки и технического ресурса ДГ до следующего вида технического обслуживания).

3. Для обеспечения технического и оперативного обслуживания ДГ устанавливается следующий порядок контроля и проверки его работоспособности:

а) один раз в неделю следует проворачивать коленчатый вал на 2 — 3 оборота (15 — 20 оборотов механизма проворачивания). При этом визуально проверяется наличие топлива, смазки, охлаждающей воды, состояние аккумулятора (напряжение, ток подзаряда), отсутствие видимых повреждений, течи;

б) один раз в 3 месяца следует проводить осмотр ДГ с запуском и проверкой работы на холостом ходу в течение 30 минут.

При этом выполняются:

проворачивание коленчатого вала на 2 — 3 оборота (15 — 20 оборотов механизма проворачивания);

проверка системы удаления выхлопных газов и состояния противопожарных средств, осмотр и при необходимости чистка изоляции электрооборудования;

проверка температуры и давления систем охлаждения и смазки дизеля, частоты и напряжения генератора; другие параметры, указанные в заводской инструкции;

в) один раз в год следует проводить осмотр с запуском и проверкой работы ДГ под нагрузкой в течение 30 минут. При этом, кроме указанных работ, один раз в 3 месяца выполняют:

проверку частоты и уровня напряжения при нагрузке, которая должна соответствовать требованиям Правил устройств электроустановок по частоте и Правил технической эксплуатации железных дорог по уровню напряжения;

проверку и регулировку натяжения ремней;

подтяжку болтовых креплений электропроводов;

проверку состояния контактов рубильников, кнопок, пускателей;

переход на режим подзаряда аккумулятора от ДГ;

проверку отсутствия недопустимого нагрева контактных соединений и проводов (кабелей), а также подшипников генератора;

проверку состояния щеток и коллектора генератора.

Допускается в качестве нагрузки ДГ использовать нагрузочные сопротивления или сеть отопления подстанции.

Выявленные недостатки должны быть устранены в сроки, устанавливаемые ответственным за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги.

4. При испытании электрической части генератора ДГ выполняются:

измерение (один раз в 3 года) сопротивления изоляции обмоток мегомметром на напряжение 1000 В, которое должно быть не менее 0,5 МОм;

измерение неравномерности зазора между статором и ротором.

5. При текущем ремонте (как правило, через 100 часов работы дизеля ДГ) выполняются работы в соответствии с инструкциями завода-изготовителя.

6. Капитальный ремонт выполняется по результатам испытаний и состоянию отдельно дизеля и генератора в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей.

7. Порядок запуска ДГ.

Запуск ДГ должен проводиться обученным работником, который должен:

убедиться, что температура дизеля, масла и воды не ниже +8 °С;

убедиться в легкости проворачивания коленчатого вала;

подготовить топливную систему, выпустить воздух с помощью насоса ручной или автоматической прокачки;

поставить рукоятку включения топливного насоса в рабочее положение;

убедиться в наличии масла в поддоне дизеля, ванне турбонагнетателя, картере регулятора и топливного насоса, ванне реверсивно-редукторной передачи, корпусе воздухоочистителя, а также воды в расширительном бачке или радиаторе и топлива в расходном баке;

проверить исправность систем зажигания и подогрева;

пустить ДГ. Для этого необходимо включить цепи аккумуляторной батареи, нажать кнопку «Прокачка» и удерживать ее до тех пор, пока давление в системе смазки не достигнет 98 кПа (1,0 кгс/кв. см). Не отпуская кнопки «Прокачка», включить «Стартер» на время пуска дизеля ДГ. Если в течение 12 секунд дизель не заработает, то спустя 60 секунд повторить процедуру пуска. При затруднительном пуске ДГ требуется установить причину неисправности и устранить ее. Во время поиска неисправности обратить особое внимание на работу воздухоподогревателя и топливного насоса;

у заработавшего ДГ проверить:

а) уровень масла в поддоне дизеля и его давление, которое должно быть не менее 196 кПа (2 кгс/кв. см);

б) давление и температуру воды в контуре охлаждения, которые соответственно должны быть не менее 9,8 кПа (0,1 кгс/кв. см) и 30 °С.

Включение ДГ на нагрузку проводится при достижении температуры масла и охлаждающей жидкости не менее +35 °С и давлении масла не ниже 245 кПа (2,5 кгс/кв. см). Номинальная нагрузка допускается при температуре охлаждающей жидкости не менее +40 °С. С ростом температуры до +80 °С включается вентилятор. При этом подогреватель должен быть отключен. Если температура после включения вентилятора не снижается, то необходимо снизить нагрузку и приступить к выяснению причин подогрева.

8. Порядок остановки ДГ.

При остановке ДГ необходимо:

уменьшить, а затем снять нагрузку;

снизить частоту вращения коленчатого вала до величины, указанной в инструкции завода-изготовителя;

сохранить холостой ход дизеля до тех пор, пока температура масла и охлаждающей жидкости не снизится до +70 °С. Этот режим не должен поддерживаться более 30 минут;

остановить дизель ДГ. Для этого необходимо прекратить подачу топлива;

убедиться в продолжении работы центрифуги дизеля.

При длительной остановке ДГ требуется закрыть кран на трубопроводе подвода топлива, осмотреть и протереть агрегат.

Экстренная (аварийная) остановка ДГ должна проводиться при появлении не свойственных агрегату шумов и стуков, падении давления масла ниже 147 кПа (1,5 кгс/кв. см), повышении температуры масла и охлаждающей жидкости выше 105 °С, увеличении частоты вращения коленчатого вала свыше допустимого (например, 1750 об./мин.) и других случаях, ведущих к аварии.

---